SOU 2004:129
El- och naturgasmarknaderna - Energimarknader i utveckling
Till statsrådet Sahlin
Regeringen beslutade vid sitt sammanträde den 13 februari 2003 att tillkalla en särskild utredare med uppdrag att se över behovet av ytterligare förändringar av lagstiftningen på el- och naturgas-marknaderna (dir 2003:22).
Den 10 mars 2003 förordnade statsrådet Leif Pagrotsky mig, informationschefen Sten Kjellman, som särskild utredare.
Utredningen har antagit namnet El- och gasmarknadsutredningen.
I december 2003 överlämnade utredningen delbetänkandet El- och naturgasmarknaderna – europeisk harmonisering (SOU 2003:113).
Genom tilläggsdirektiv (dir. 2004:104) gavs utredningen förlängd utredningstid till senast den 31 december 2004.
Jag överlämnar härmed vårt slutbetänkande El- och naturgasmarknaderna – energimarknader i utveckling (SOU 2004:129). Till betänkandet hör bakgrundsmaterial som samlats i en separat bilaga.
I arbetet med slutbetänkandet har som sakkunniga deltagit ämnesrådet Bengt Agartz, enhetschefen Karima Björk, departementssekreteraren Iris Heldt, verkställande direktören Gustaf Malmberg, chefsjuristen Bertil Persson, departementssekreteraren Karin Sjöberg (t.o.m. 2004-08-14), kanslirådet Ulf Sävström, civilingenjören Christer Söderberg, ämnessakkunniga Carin Wahren (fr.o.m. 2004-08-15) och chefsjuristen Charlotte Zackari.
Som experter har deltagit avdelningsrådet Stig-Arne Ankner, avdelningsdirektören Sylvia Lindell, direktören Birgitta Resvik, enhetschefen Lars Synnerholm och verkställande direktören Johan Öhnell.
I utredningens sekretariat har i arbetet med slutbetänkandet ingått verksjuristen Björn Forsberg, ekonomen Östen Gidlund, och nationalekonomen Petra von Schmalensee samt konkurrens-
sakkunniga Marie Römpötti som huvudsekreterare. Utredningens assistent har varit Malin William-Olsson.
Betänkandet har tillkommit i samarbete mellan utredare, sakkunniga, experter och sekreterare. Därför används ordet ”vi” vid referens till utredningen. Detta innebär inte att samtliga i utredningen deltagit i utformningen av alla delar av betänkandet. Jag är således ensam ansvarig för de överväganden och förslag som betänkandet innehåller.
Sakkunniga Karima Björk, Bertil Persson, Christer Söderberg och Charlotte Zackari har lämnat särskilda yttranden. Experterna Stig-Arne Ankner, Sylvia Lindell och Johan Öhnell har tillsammans lämnat ett särskilt yttrande.
Stockholm i december 2004
Sten Kjellman
/Marie Römpötti
Björn Forsberg
Östen Gidlund
Petra von Schmalensee
5
Innehåll
Sammanfattning ................................................................ 15
Summary .......................................................................... 29
Författningsförslag ............................................................. 43
1 Uppdraget och dess genomförande .............................. 71
Elmarknaden
2 Elproduktion och råkraftsmarknaden ............................ 81
2.1 Elproduktion och elanvändning.............................................. 81 2.1.1 Elproduktion................................................................. 81 2.1.2 Elanvändningen............................................................. 84 2.1.3 Effektbalansen .............................................................. 86
2.2 Råkraftsmarknaden – Nord Pool............................................ 87 2.2.1 Den fysiska marknaden ................................................ 89 2.2.2 Den finansiella marknaden........................................... 92 2.2.3 Regler och avgifter för handel på Nord Pool.............. 93
2.3 Flaskhalsar ................................................................................ 94 2.3.1 Hantering av flaskhalsar ............................................... 96 2.3.2 Möjligheter att minska de negativa effekterna av prisområden .................................................................. 98
2.4 Prisbildningen på råkraftsmarknaden ................................... 103
2.5 Prisutvecklingen 2002 och 2003............................................ 108 2.5.1 Hydrologisk balans under 2002................................. 109 2.5.2 Prisökningen under vecka 48 till 50........................... 110
Innehåll SOU 2004:129
6
2.5.3 Avgörande vändning under vecka 3 2003 ..................113 2.5.4 Efterfrågeanpassningar ...............................................113 2.5.5 Säkerhetskraven på Nord Pool årsskiftet 2002/2003 ....................................................................114
2.6 Råkraftsmarknaden – bilateral handel...................................114 2.6.1 Bilateral elhandel i Sverige ..........................................116
2.7 Elmarknadens geografiska omfattning – en svensk eller en nordisk marknad?..............................................................117
2.8 Hur koncentrerad är elmarknaden? ......................................121 2.8.1 Koncentrationen av elproduktion..............................122 2.8.2 El och oligopol ............................................................124 2.8.3 Vertikal integration – el ..............................................131 2.8.4 Horisontell integration – el och naturgas..................134
2.9 Förändringar av ägarstrukturen inom elproduktion ............135 2.9.1 Översikt över större transaktioner ............................135 2.9.2 Utländskt ägande ........................................................137 2.9.3 Företagens överväganden – förvärv och försäljning....................................................................138
2.10 Utredningens bedömning och förslag ..................................140
3 Nätverksamheten...................................................... 151
3.1 Inledning .................................................................................151
3.2 Nätföretagens uppgifter.........................................................151
3.3 Överföring av el......................................................................152 3.3.1 Överföringssäkerheten ...............................................154
3.4 Mätvärdeshantering m.m. ......................................................158
3.5 Nätavgifter..............................................................................161 3.5.1 Nätnyttomodellen.......................................................162
3.6 Tillsyn .....................................................................................164
3.7 Behovet av nya sanktioner mot innehavare av nätkoncession .........................................................................165 3.7.1 Inledning......................................................................165 3.7.2 Efterlevnaden av regelverket ......................................167
Innehåll SOU 2004:129
7
3.7.3 Dagens sanktionssystem ............................................ 168 3.7.4 Bedömning av behovet av ett sanktionssystem ........ 169
3.8 Tillsyn över villkoren för anslutning .................................... 171 3.8.1 Inledning ..................................................................... 171 3.8.2 Effektivitetsproblem................................................... 172 3.8.3 Överväganden ............................................................. 173
3.9 Inledande av tillsyn mot bakgrund av felaktiga uppgifter ... 174
3.10 Omedelbar giltighet av vissa beslut ...................................... 176 3.10.1 Bakgrund ..................................................................... 176 3.10.2 Energimyndighetens skrivelser.................................. 177 3.10.3 Överväganden ............................................................. 178
3.11 Preskription av fordringar mot konsument ......................... 179 3.11.1 Inledning ..................................................................... 179 3.11.2 Allmänt om preskription............................................ 180 3.11.3 Överväganden ............................................................. 181
4 Elhandel ................................................................. 183
4.1 Dagens elhandelsmarknad ..................................................... 183 4.1.1 Elhandelns utveckling................................................. 184 4.1.2 Antalet elhandelsaktörer ............................................ 187 4.1.3 Ägandestrukturen....................................................... 188 4.1.4 Marknadsandelar......................................................... 191
4.2 Elleverantörer och balansansvariga ....................................... 193 4.2.1 Elleverantörerna.......................................................... 193 4.2.2 Balansansvariga företag .............................................. 194
4.3 Leveransavtal och leverantörsbyten ...................................... 196 4.3.1 Leveransavtal............................................................... 196 4.3.2 Allmänna avtalsvillkor ................................................ 197 4.3.3 Leverantörsbyten ........................................................ 198 4.3.4 Nätföretagens hantering av leverantörsbyten........... 198 4.3.5 Avtalstyper, antal leverantörsbyten m.m. ................. 200 4.3.6 Utredningens uppföljning av leverantörsbyten ........ 201
4.4 Anvisad elleverantör .............................................................. 202 4.4.1 Rutiner vid anvisning av elleverantör ........................ 202 4.4.2 Antal anvisningar ........................................................ 203
Innehåll SOU 2004:129
8
4.4.3 Upphandling av anvisad elleverantör i konkurrens ..................................................................204
4.5 Kortare ansökningstid vid leverantörsbyten ........................205 4.5.1 Utdragen leverantörsbytesprocess.............................205 4.5.2 Förslag om förkortad tid för anmälan till nätföretag om leverantörsbyte ...................................207 4.5.3 Förslag om regler för beräkning av mätarställning med ledning av tidigare genomförd avläsning ...........210
4.6 Tillstånd för att utöva verksamhet som elleverantör ...........211 4.6.1 Krav på balansansvar ...................................................212 4.6.2 Förslag om tillstånd för att få verka som elleverantör ..................................................................216 4.6.3 Leveransskyldigheten..................................................219 4.6.4 Vissa frågor om mätaravläsning vid återkallande av tillstånd....................................................................220 4.6.5 Viss informationsskyldighet för elleverantörer och balansansvariga .....................................................220 4.6.6 Ansökan om tillstånd från nu aktiva elleverantörer...............................................................221
4.7 Anvisad balansansvarig...........................................................222 4.7.1 Förslag att funktionen anvisad balansansvarig upphör..........................................................................222
4.8 Elleverantörens betalningsansvar när balansansvarigt företag saknas .........................................................................223
4.9 Viss informationsskyldighet ..................................................224
5 Åtskillnad mellan nätverksamhet och konkurrensutsatt verksamhet .............................................................. 227
5.1 Bakgrund.................................................................................227
5.2 Undersökning om ersättning till styrelse och vd i elnätsföretag ...........................................................................231 5.2.1 Utredningens kartläggning.........................................231 5.2.2 Branschens synpunkter...............................................233
5.3 Utredningens överväganden och förslag ..............................234 5.3.1 Utredningens förslag om skärpt åtskillnad ...............234
Innehåll SOU 2004:129
9
5.3.2 Förslag om ytterligare redovisningskrav................... 235
6 Effekter för konsumenterna ....................................... 237
6.1 Inledning................................................................................. 237
6.2 Myndigheter med ansvar för elmarknaden........................... 238
6.3 En marknad under utveckling ............................................... 240 6.3.1 Elrådgivningsbyråns erfarenheter .............................. 240 6.3.2 Konsumenten – i centrum eller i kläm? .................... 241 6.3.3 Monopolmarknader i förändring ............................... 242 6.3.4 Konsekvenser för konsumenter av nyligen konkurrensutsatta marknader.................................... 243
6.4 Attitydundersökning om elmarknaden ................................ 246
6.5 Branschen rapporterar om vissa framsteg ............................ 247
6.6 Prisutvecklingen..................................................................... 250 6.6.1 Elenergipriset .............................................................. 251 6.6.2 Nättariffen .................................................................. 256 6.6.3 Elcertifikatpriset ......................................................... 258 6.6.4 Skattskyldigheten för energi ...................................... 259
7 Centralt anläggningsregister ...................................... 261
7.1 Vilka problem kan lösas? ....................................................... 261 7.1.1 Svårigheter att fastställa anläggningars identitet och vilka kunder som hör ihop med anläggningen... 264 7.1.2 Bristande kommunikation mellan aktörerna ............ 265
7.2 Omfattning och utformning av ett centralt anläggningsregister................................................................. 266 7.2.1 Anläggningsregister med enbart anläggningsidentitet.................................................... 267 7.2.2 Anläggningsregister med anläggningsidentitet, kundinformation, nätföretag, elleverantör och balansansvarig ............................................................. 267 7.2.3 Anläggningsregister som kommunikationscentral mellan elleverantörer och nätföretag ......................... 269
7.3 EAN-nummer ........................................................................ 270
Innehåll SOU 2004:129
10
7.4 Ägande och drift av ett centralt anläggningsregister ...........272 7.4.1 Anläggningsregister som referensdatabas och som kommunikationscentral......................................272 7.4.2 Staten som ägare..........................................................272 7.4.3 Staten och branschen som gemensamma ägare.........274 7.4.4 Branschen som ägare...................................................274
7.5 Finansiering av ett centralt anläggningsregister ...................276
7.6 Tillsyn över och genom ett centralt anläggningsregister .....277
7.7 Ytterligare förutsättningar.....................................................278 7.7.1 Anslutning till registret ..............................................278 7.7.2 Nätavtal och avtal om elleverans................................278
7.8 Utredningens bedömningar och förslag ...............................279 7.8.1 Införande av anläggningsregister ...............................279 7.8.2 Hur ett anläggningsregister skulle kunna fungera ....282 7.8.3 Skadestånd ...................................................................283 7.8.4 Sekretess ......................................................................285 7.8.5 Behandlingen av personuppgifter ..............................287
8 Marknadsövervakning ................................................ 291
8.1 Myndigheternas uppgifter i dag.............................................291 8.1.1 Energimyndigheten.....................................................291 8.1.2 Konkurrensverket .......................................................293 8.1.3 Andra myndigheter och aktörer.................................296
8.2 Metoder för övervakning av konkurrenssituationen ...........299 8.2.1 Övervakning i Sverige.................................................299 8.2.2 Erfarenheter från andra länder ...................................300
8.3 Elkonkurrensutredningen m.m .............................................304
8.4 Utredningens bedömning och förslag ..................................305
9 Norden och Europa – en beskrivning av närliggande elmarknader............................................................. 311
9.1 Nordiska marknader ..............................................................311 9.1.1 Den norska marknaden...............................................311 9.1.2 Den finska marknaden................................................313 9.1.3 Den danska marknaden ..............................................315
Innehåll SOU 2004:129
11
9.2 Den nordiska marknaden ...................................................... 317
9.3 Europeiska marknader ........................................................... 323 9.3.1 Den tyska marknaden................................................. 323 9.3.2 Den polska marknaden............................................... 324
9.4 Den europeiska marknaden................................................... 325
10 Nätavgiften för småskalig elproduktion ....................... 331
10.1 Utredningens uppdrag........................................................... 331
10.2 Bakgrund ................................................................................ 331 10.2.1 Det gällande regelverket............................................. 331 10.2.2 Frågans tidigare behandling ....................................... 333
10.3 Konsekvensbedömning ......................................................... 336 10.3.1 Berörda anläggningar.................................................. 336 10.3.2 Nättariffer för småskalig elproduktion ..................... 337 10.3.3 Övrigt stöd till småskalig elproduktion .................... 340 10.3.4 Ekonomiska förutsättningar de kommande åren ..... 345
10.4 Överväganden och förslag ..................................................... 348
11 En alternativ elmarknadsmodell ................................. 353
11.1 Bakgrund ................................................................................ 353 11.1.1 Den svenska/nordiska ”modellen” ............................ 353 11.1.2 Debatten om en alternativ elmarknad ....................... 354
11.2 Den alternativa elmarknadsmodellen.................................... 356 11.2.1 Modellens grundstruktur ........................................... 357 11.2.2 Elforskrapporten......................................................... 359
11.3 Analys och överväganden ...................................................... 360 11.3.1 Inledning ..................................................................... 360 11.3.2 Modellens förenlighet med EU:s regelverk .............. 361 11.3.3 Utredningens utvärdering .......................................... 364
11.4 Avslutande överväganden...................................................... 373
Innehåll SOU 2004:129
12
Naturgasmarknaden
12 Introduktion till naturgasmarknaden ........................... 375
12.1 Allmänt om naturgas..............................................................376
12.2 Naturgasföretagen..................................................................379 12.2.1 Ett fåtal företag ...........................................................380 12.2.2 Ägarförhållanden.........................................................383
13 Infrastruktur............................................................. 385
13.1 Naturgassystemets uppbyggnad............................................385 13.1.1 Transmission och distribution ...................................385 13.1.2 Det svenska naturgassystemet ...................................386
13.2 Marknaden expanderar...........................................................387 13.2.1 Utbyggnadsplaner.......................................................388 13.2.2 Prognos för framtida användning ..............................391
13.3 Kapacitetsbokning i överliggande nät ...................................392 13.3.1 Kapacitetsbokning med nuvarande lagstiftning ........393 13.3.2 Alternativ modell för kapacitetsbokning i överliggande nät ..........................................................393 13.3.3 Utredningens bedömning...........................................394
13.4 Koncession för distributionsledningar .................................395 13.4.1 Inledning......................................................................395 13.4.2 Den nuvarande lagstiftningen ....................................395 13.4.3 Energimyndighetens förslag.......................................397 13.4.4 Överväganden avseende koncession för distributionsledningar.................................................398
14 Marknadsstruktur...................................................... 401
14.1 Handel.....................................................................................401 14.1.1 Tillförsel.......................................................................401 14.1.2 Leveransvillkor för handel med naturgas...................403
14.2 Slutkunder...............................................................................406
14.3 Marknadskoncentration under 2004 .....................................408
15 Prisbildning ............................................................. 411
Innehåll SOU 2004:129
13
15.1 Inledning................................................................................. 411
15.2 Prisutvecklingen..................................................................... 413
15.3 Prispåverkande faktorer......................................................... 419 15.3.1 Överföringstariffer ..................................................... 420 15.3.2 Prisbildning på naturgas ............................................. 423
16 Marknadsövervakning ............................................... 429
16.1 Konkurrensverket .................................................................. 429 16.1.1 Konkurrenslagen......................................................... 429 16.1.2 Konkurrensverkets verksamhet ................................. 430 16.1.3 Utredningens överväganden ...................................... 432
16.2 Energimyndigheten................................................................ 432 16.2.1 Naturgaslagen och dess förarbeten............................ 432 16.2.2 Energimyndighetens regleringsbrev .......................... 434 16.2.3 Energimyndighetens verksamhet............................... 434 16.2.4 Utredningens överväganden ...................................... 436
17 Marknadsanalys ....................................................... 439
17.1 Inledning................................................................................. 439
17.2 Den fortsatta utvecklingen av naturgasmarknaden ............. 440
17.3 Sammanfattande bedömning ................................................. 450
Övriga bedömningar och förslag
18 Ekonomiska och andra konsekvenser av utredningens förslag..................................................................... 453
19 Finansiering............................................................. 457
20 Författningskommentarer .......................................... 459
20.1 Förslag till lag om ändring i ellagen (1997:857)................... 459
20.2 Förslag till lag om ändring i naturgaslagen (2000:599) ....... 477
20.2 Förslag till lag om ändring i Miljöbalk (1998:808) .............. 484
Innehåll SOU 2004:129
14
20.3 Förslag till lag om ändring i sekretesslagen (1980:100).......484
Särskilda yttranden .......................................................... 487
Bilagor
Bilaga 1 Kommittédirektiv 2003:22 .............................................525
Bilaga 2 Tilläggsdirektiv 2003:140 ...............................................537
Bilaga 3 Tilläggsdirektiv 2004:104 ...............................................539
15
Sammanfattning
Vår uppgift
Utredningen har haft i uppdrag att analysera behovet av förbättringar av de svenska el- och naturgasmarknaderna, samt att lämna förslag till sådana. Uppdraget har också omfattat vissa frågor om elmarknadens funktion, såsom att analysera utformningen av specifika krav på elleverantören, att utreda behovet av sanktionssystem mot nätföretag som inte följer ellagens föreskrifter om leverantörsbyten, att analysera möjligheter till effektivare tillsyn av anslutningsavgifter, att utreda behovet av offentlig upphandling av anvisad elleverantör, samt att bedöma effekterna av ett borttagande av en särbestämmelse om de småskaliga elproducenternas nättariff samt att göra en kompletterande analys av frågan om skärpning av kravet på åtskillnad mellan elnätsverksamhet och konkurrensutsatt verksamhet. Utredningen har även haft i uppdrag att analysera frågor om ett centralt anläggningsregister och en alternativ elmarknadsmodell.
Elmarknaden
Elproduktion och råkraftsmarknaden
Nord Pool
En analys av prisutvecklingen på Nord Pool under 2002 och 2003 visar att det finns naturliga förklaringar till de höga prisnivåerna. De mest betydelsefulla faktorerna har varit den låga tillrinningen till vattenmagasinen och liten vattenkraftsproduktion. Prisökningen under veckorna 48 till 50 var dock snarast ett resultat av en förändrad bedömning av vattenvärdet hos producenterna.
Sammanfattning SOU 2004:129
16
Elproduktion och råkraftsmarknaden
Vid en sammantagen bedömning av elproduktion och råkraftsmarknaderna har utredningen funnit att dessa marknader fungerar relativt bra. Enligt utredningens bedömning är prisbildningen på Nord Pool i det stora hela trovärdig både vad gäller fysisk handel och finansiell handel. Likviditeten på Nord Pool kan ses som tillräcklig, även om ytterligare förstärkningar inte skulle vara negativa. Trots de senaste årens ökade belastningar har marknaden fungerat kontinuerligt och hanterat de situationer som uppstått.
Förtroendet för Nord Pool som en gemensam nordisk marknadsplats är viktig för marknadens funktion. Nord Pools verksamhet omfattar den nordiska marknaden och berör därmed flera länder med deras respektive lagstiftning och övervakning. För att stärka övervakningen och därigenom bidra till att bevara förtroendet för Nord Pools funktion föreslår utredningen att en nordisk samrådsgrupp bildas. Gruppens syfte är att motverka olikheter i regelverken mellan de nordiska länderna samt att ge berörda myndigheter möjlighet att utbyta erfarenheter.
Marknadsstruktur
Den svenska elproduktionen är koncentrerad med tre aktörer som har närmare 90 procent av marknaden. Utredningen diskuterar riskerna med en sådan marknadsstruktur. Den ökande koncentrationsgraden på den svenska elmarknaden utgör ett orosmoment för marknadens framtida utveckling och funktion. Utredningen förutsätter att berörda konkurrensmyndigheter noga granskar ytterligare koncentrationstendenser. Ytterligare en problematik i detta sammanhang är företagens bristande möjligheter att investera i ny konkurrenskraftig elproduktionskapacitet.
Förstärkning av den nordiska marknaden
På den nordiska marknaden finns dock fler större aktörer med mer jämnt fördelade marknadsandelar. Denna struktur minskar riskerna med den höga koncentrationsnivån på den svenska delen av marknaden. För att stärka den nordiska marknaden, så att den fungerar som en integrerad nordisk marknad under en allt större del av tiden, anser utredningen att överföringskapaciteten mellan de
SOU 2004:129 Sammanfattning
17
nordiska länderna skall förstärkas. Vid bedömningen av vilka förstärkningar av nätet som är viktigast bör de kostnader som följer av skiftande marknadsgränser beaktas vid planeringen av nya förbindelser. För att ytterligare stärka den nordiska marknaden bör Sverige även verka för en harmonisering av reglerna för hantering av överföringsförbindelserna.
Statens roll som ägare
Staten är ägare till Vattenfall som är den största aktören på både den svenska och den nordiska marknaden. Staten bör i sin roll som ägare av Vattenfall se över de samarbeten företaget deltar i. För att värna om den avreglerade marknadens trovärdighet bör staten avstå från en sådan styrning av Vattenfall som gör att företagets affärsmässighet kan ifrågasättas.
Nätverksamhet
Utredningen har analyserat behovet av nya sanktioner mot innehavare av nätkoncession. Den undersökning som utredning låtit göra tyder på att nätföretagens hantering av leverantörsbyten förbättrats. Kvarstående problem rör främst avläsning av elmätare. Enligt undersökningen uppstod problem vid leverantörsbytena vanligen p.g.a. problem med uppgifter rörande kund- och anläggningsidentitet. En fortsatt utveckling av ersättningsreglerna i branschens allmänna avtalsvillkor, införande av en nationell standard för anläggningsidentiteter, person- och organisationsnummer som kundidentiteter och ett centralt anläggningsregister utgör tillsammans med den förväntade ökningen av fjärravläsning av elmätare lämpligare metoder för att åstadkomma en förbättrad hantering av leverantörsbyten och mätaravläsningar hos nätföretagen än ett nytt sanktionssystem.
Utredningen bedömer att befintliga sanktioner är effektiva tillsynsinstrument, men också att en aktiv tillsyn är viktig. För att öka Statens energimyndighets (Energimyndigheten) möjligheter att bedriva en effektiv tillsyn förslår utredningen att en begäran från Energimyndigheten om uppgifter eller handlingar som behövs för att utöva tillsyn skall gälla omedelbart. Utredningen föreslår även en förlängd tidsfrist för Energimyndigheten att utfärda föreläggan-
Sammanfattning SOU 2004:129
18
den om ett nätföretag lämnat felaktiga eller vilseledande uppgifter. Utredningen lämnar inga förslag rörande tillsyn över villkoren för anslutning.
Elhandel
Slutkundsmarknaden för el är i huvudsak nationell. De strukturella förändringarna har varit stora. År 1996 fanns 221 elhandelsföretag i Sverige, nu finns 97 stycken. Framför allt har antalet kommunalt ägda företag minskat, från 143 år 1996 till 56 år 2004.
Det utländska ägandet av elleverantörer har ökat. År 1996 var ca 10 procent av företagen utlandsägda, medan det gäller ca 40 procent i dag. De två stora utlandsägda elleverantörerna är Sydkraft och Fortum.
1996 hade de tre största företagen en marknadsandel på drygt 30 procent. I dag har de tre största företagen knappt 50 procent av kunderna. Om även kunderna till intresseföretag och företag med partnerskapsavtal medräknas uppgår marknadsandelarna till ca 66 procent.
Förkortad tid för leverantörsbyten
Enligt Svensk Energis senaste enkätundersökning hösten 2004 hade för första gången en majoritet av de tillfrågade antingen bytt leverantör eller omförhandlat sitt avtal (54 procent).
Ett byte av elleverantör sker oftast i samband med att elanvändaren själv aktiverar sig och väljer att byta. Den elanvändare som byter bostad kan behålla den tidigare leverantören eller byta till en ny. Om elanvändaren inte har kontaktat någon elleverantör, vilket är det vanligaste vid bostadsbyten, skall nätägaren anvisa elanvändaren en elleverantör.
Leverantörsbyten bör kunna ske snabbare. Utredningen anser att den totala ansökningstiden bör kunna minskas från i dag ofta över två månader till ca en månad. Det bör ske genom bl.a. en kortare minsta ansökningstid till nätföretaget. Dessutom föreslås en möjlighet att dessutom byta elleverantör mitt i månanden för de som anvisats en elleverantör. Bytestiden förkortas därmed avsevärt för denna grupp.
SOU 2004:129 Sammanfattning
19
Utredningen lämnar i övrigt flera förslag som gäller informationsplikt och tider för mätaravläsning. Förslagen syftar till att underlätta för elkunderna att byta elleverantör.
Särskilt tillstånd för elleverantör
Utredningen föreslår att det skall krävas särskilt tillstånd för att vara verksam som elleverantör. För att få tillstånd skall sökanden uppfylla vissa grundläggande krav på balansansvar, tillgång till nödvändiga IT- system, registrering för energiskatt och innehav av Fskattsedel. Tillstånd skall beviljas av Energimyndigheten och får återkallas bl.a. om tillståndshavaren i väsentlig mån inte uppfyller kraven för att få tillståndet.
Den som fått tillstånd att verka som elleverantör skall vidare regelbundet lämna information till myndigheten om de priser (för olika typer av leveranser, tillsvidare pris, rörligt pris , bundet pris för ett år, etc.) och övriga villkor som leverantören tillämpar för sina elleveranser.
Den nuvarande bestämmelsen i ellagen om skyldigheten för Affärsverket Svenska kraftnät (Svenska kraftnät) att anvisa ett balansansvarigt företag till en elleverantör som saknar sådan föreslås upphöra. Enligt utredningens förslag måste elleverantören själv säkerställa balansansvaret för att kunna inneha tillstånd.
Åtskillnad mellan nätverksamhet och konkurrensutsatt verksamhet
Utredningen lämnade i sitt delbetänkande förslag om en skärpt åtskillnad mellan nätverksamhet och produktion/handel med el. Förslaget innebar att en styrelseledamot, verkställande direktör eller firmatecknare i ett nätföretag inte samtidigt får ha en motsvarande ledningsfunktion i ett elproduktions- eller elhandelsföretag. Regeringen har i en remiss till Lagrådet lämnat ett förslag med samma innebörd, dock med undantag för företag med mindre än 100 000 anslutna nätkunder.
Utredningen har låtit genomföra en undersökning som pekar på ett nära samarbete på företagsledningsnivå mellan nät- och elhandelsverksamheter. Detta måste anses strida mot det grundläggande syftet med ellagens krav på åtskillnad mellan dessa. Ut-
Sammanfattning SOU 2004:129
20
redningen understryker att de motiv för en skärpt åtskillnad mellan nätverksamhet och produktion/handel med el som tidigare framförts alltjämt är lika angelägna och aktuella.
Utredningen föreslår att nätföretagen i sina årsrapporter skall lämna upplysningar om kostnaderna för styrelse och verkställande direktör, och huruvida dessa personer också har ledningsfunktioner i företag som är verksamma inom elproduktion eller elhandel.
Effekterna för konsumenterna
De flesta konsumenter påverkades relativt lite av elmarknadsreformen fram till 1 november 1999. Ett förväntat resultat vid elmarknadsreformens genomförande var lägre priser för de konsumenter som utnyttjar möjligheterna att omförhandla avtal med sina leverantörer eller byta leverantör. Utredningen kan konstatera att prisnivån har stigit för samtliga konsumenter oavsett avtalsform.
Flera undersökningar har visat att elkonsumenterna har ett lågt förtroende för elbranschen. Detta har bl.a. lett till att fem elföretag har inrättat kundombud.
Flera problem med elmarknaden har identifierats av ansvariga myndigheter och organisationer. Ett sådant är utebliven årsavstämning. Bakgrunden förefaller vara utebliven avläsning, brister i kommunikationen av mätvärden eller i företagens faktureringssystem. Problem i samband med byte av elleverantör har bland annat gällt att ett byte genomförts senare än förväntat men att konsumenten inte fått information om att det skett och inte heller några fakturor från den nye leverantören. Ett annat problem är att det tar för lång tid att få en slutfaktura från den tidigare elleverantören efter ett leverantörsbyte. Information om elavbrott eller tillhörande ersättningsfrågor förefaller vara ett mindre omfattande problem.
Skattenedsättningskommittén har föreslagit att skattskyldigheten för elskatt förs över från elleverantörerna till nätföretagen. Ett viktigt motiv för en sådan förändring är att kunden därigenom skulle få en tydlig elfaktura. Utredningen föreslår därför att förslaget behandlas med förtur.
SOU 2004:129 Sammanfattning
21
Centralt anläggningsregister
Utredningen föreslår att ett centralt anläggningsregister skall införas. Ett sådant register har föreslagits från olika håll och utredningen har fört omfattande diskussioner om nyttan med ett sådant register samt hur det skulle kunna utformas. Det föreslagna registret förväntas bidra till en effektivisering av bytesprocessen till nytta för konsumenterna samt leda till kostnadsminskningar för de berörda företagen genom ett minskat behov av att hantera problem i samband med leverantörsbyten.
Utredningens föreslår att registret skall omfatta samtliga uttagspunkter för el. För varje uttagspunkt skall följande uppgifter finnas registrerade: unik anläggningsidentitet, nätföretag, elleverantör, balansansvarig och kundidentitet. Anläggningsidentiteten skall anges med en EAN- kod och kundidentiteten skall anges med personnummer eller organisationsnummer. Uppgiftslämnandet till registret är obligatoriskt för samtliga nät- och elhandelsföretag. Registret skall därmed omfatta samtliga anläggningar och samtliga företag skall fortlöpande uppdatera uppgifterna i registret så snart dessa förändras för den enskilda anläggningen. All inmatning av uppgifter skall hanteras av nätföretagen.
För att nyttan med ett centralt anläggningsregister skall kunna optimeras skall vissa förutsättningar vara uppfyllda. Exempelvis bör samma kund ha både nätavtal och avtal om elleverans för en viss anläggning. Detta gör det möjligt att matcha kunduppgifterna mot varandra samt mot anläggningsidentiteten, vilket kommer att minska problemen med felaktig information i samband med leverantörsbyten.
Registret omfattar uppgifter om nätföretag, elhandelsföretag och balansföretag. En förutsättning för registret är att respektive aktör enbart får tillgång till information som är nödvändig för företagets verksamhet. För att säkerställa marknadens förtroende för registret bör det ägas av staten och förvaltas av Svenska kraftnät. En kund har rätt att få tillgång till de uppgifter som är kopplade till dennes person- eller organisationsnummer i registret.
Sammanfattning SOU 2004:129
22
Marknadsövervakning
Elmarknaden övervakas av ett flertal myndigheter som har sina egna respektive ansvarsområden. Till dessa myndigheter hör Energimyndigheten, Konkurrensverket, Finansinspektionen, Svenska kraftnät och Konsumentverket. Antalet berörda myndigheter innebär en risk för en splittrad övervakningsstruktur. Utredningen föreslår därför att det skall inrättas ett mer formaliserat samarbete genom en samrådsgrupp mellan Energimyndigheten, Konkurrensverket, och Finansinspektionen. Ett sådant samarbete skulle bidra till att effektivisera arbetet inom myndigheterna bl.a. genom att öka möjligheterna att utnyttja existerande expertis hos respektive organisation och genom att underlätta erfarenhetsutbyte och kunskapsöverföring mellan de berörda myndigheterna. Det nordiska marknadsperspektivet är viktigt varför utredningen även föreslår en nordisk samrådsgrupp.
De föreslagna samrådsgrupperna kommer att bidra till den kompetensuppbyggnad som är viktig för en effektiv övervakning. Det är också betydelsefullt att säkerställa att de berörda myndigheterna har möjlighet att bygga upp och bevara en kompetens, t.ex. i form av branschkunskaper, som möjliggör en effektiv övervakning av elmarknaden.
Norden och Europa
Utredningen har diskuterat frågan om elmarknadens omfattning och kommit fram till att det inte finns någon enkel avgränsning av råkraftsmarknaden. Underlaget visar att elmarknaden under en relativt stor del av tiden är att se som nordisk, men visar också på att elmarknaden under andra perioder är av mindre omfattning. Den nordiska marknaden finns alltså redan, men det finns utrymme för förbättringar. Utredningen lämnar förslag i denna del, och noterar också att det pågår ett omfattande arbete för att stärka integrationen. Det sker bl.a. i samarbete mellan myndigheter och branschorganisationer. Nordel, som är de nordiska systemoperatörernas organisation, har en viktig roll i utvecklingsprocessen.
Vad gäller den inre marknaden för el är utbytet mellan den nordiska elmarknaden och övriga Europa på väg att utvecklas. Det återstår dock mycket arbete innan de olika nationella och regionala marknaderna utvecklats till en gemensam inre marknad för el. För
SOU 2004:129 Sammanfattning
23
den nordiska marknaden kan utvecklingen i första hand väntas ske i kontakterna med närliggande marknader med befintliga överföringsförbindelser, där nordiska aktörer redan är verksamma. Inom EU utgör den nordiska marknaden i dag en förhållandevis väl fungerande regional marknad.
Nätavgifter för småskaliga elproducenter
En innehavare av en småskalig elproduktionsanläggning, dvs. en anläggning som kan leverera en effekt om högst 1 500 kW, är undantagen vissa nätavgifter. Utredningen har enligt sina direktiv haft i uppdrag att kartlägga konsekvenserna av att ta bort bestämmelsen. Utredningens förslag är, mot bakgrund av utvärderingar av elcertifikatsystemet, att bestämmelsen upphävs. Likaså föreslås att den bestämmelse i 3 kap. 14 § ellagen upphävs, som innebär att kostnaden för mätning i inmatningspunkten hos en småskalig elproducent inte skall debiteras denne.
De berörda produktionsanläggningarna är i huvudsak vind- och vattenkraftverk samt biobränsleanläggningar. Det är utredningens bedömning att prisnivån på elcertifikat framgent kommer att ligga på en nivå som möjliggör investeringar i nya anläggningar, också utan avgiftsbefrielsen. Analysen visar också att det inte krävs särskilda stödinsatser för vissa kraftslag, som exempelvis vindkraft. Systemet kan i stort väntas fungera som avsett. En förutsättning för denna slutsats är att elcertifikatsystemet förlängs efter år 2010 och att systemets ambitionsnivå och kvoter fastställs långsiktigt.
En alternativ elmarknadsmodell
Utredningen har särskilt analyserat en i debatten föreslagen radikal omorganisering av elmarknaden. Grundtanken bakom denna alternativa elmarknadsmodell är att spotmarknadspriserna skall ges fullt genomslag i konsumentledet. Dagens nätägare skall ta över ansvaret för de fysiska elleveranserna till slutkunder, och leveranserna skall alltid ske till rörligt spotpris.
Utredningen slår inledningsvis fast att modellen skulle strida mot det gällande elmarknadsdirektivet på ett flertal punkter, liksom mot EU:s generella regler för den inre marknaden och konkurrensen på denna. Utredningen har ändå granskat modellen närmare. I
Sammanfattning SOU 2004:129
24
sammanfattning pekar det mesta på att den alternativa modellen, om den i praktiken skulle införas i Sverige, påtagligt skulle skada konkurrensen på elmarknaden. Det skulle krävas ytterligare reglering och övervakning för att den omorganiserade elmarknaden skulle kunna fungera. Vidare skulle det, åtminstone initialt, ställas betydligt starkare krav på elkonsumenten att vara aktiv på marknaden och tillägna sig större kunskaper om elmarknadens funktionssätt än vad som är nödvändigt i dag.
Den sammanfattande slutsatsen är att det inte finns anledning att tillråda en övergång till den föreslagna alternativa elmarknaden, inte ens om detta vore möjligt utan formella hinder.
Naturgasmarknaden
Naturgasmarknaden har sedan år 2000 övergått från lokala monopol till en delvis konkurrensutsättning. De stora företagen har haft en tradition av att diktera villkoren på marknaden, vilket i viss mån lever kvar. Vid flera tillfällen har utredningen mötts av att de mindre leverantörerna inte vill uttala sig av oro för relationen till det företag som säljer naturgas till dem. Konkurrenssituationen på naturgasmarknaden kan därför beskrivas som outvecklad. Det finns ett antal bidragande förklaringar till detta.
Infrastruktur
I dagsläget produceras nästan all gas till den svenska marknaden i Danmark, men det förkommer även viss import från Tyskland. Sedan introduktionen av naturgasen i Sydsverige har nackdelarna med bara en tillförselväg och stora dominerande aktörer påtalats av bl.a. naturgasanvändarna. Regeringen har nyligen beviljat tillstånd att bygga en tillförselledning från Tyskland till Sverige. Sannolikt ökar konkurrensen på marknaden eftersom möjligheterna för att köpa in naturgas från flera håll kommer att kunna skapa prispress. Detta talar för en gynnsam utveckling av en fungerande naturgasmarknad.
SOU 2004:129 Sammanfattning
25
Prisbildning
Prissättningen mot användarens alternativkostnad är inte lika stark som när naturgasen introducerades i Sverige 1985. Trots detta är det ett rimligt antagande att oljan kommer att ha fortsatt betydelse för prissättningen under den kommande tioårsperioden.
Flera naturgasföretag som utredningen varit i kontakt med vittnar om att ytterligare en viktig faktor för priserna på naturgas är förhandlingsmöjligheterna. Företagen anser inte att det råder konkurrens på marknaden och att det således inte finns alternativa leverantörer av naturgas. Bl.a. hänvisas till leveransavtalens utformning med grossisterna som innehåller ensamrätter genom marknadsdelning. Utredningen utgår från att naturgasföretagen känner till de nya reglerna i konkurrenslagstiftningen och att de konkurrensbegränsande delarna i avtalen omförhandlas. Eftersom nya leveransavtal har tecknats och kommer att tecknas inom kort förutsätts att Konkurrensverket följer denna utveckling.
Marknadsstruktur
Under 2004 sålde Nova naturgas sin handelsverksamhet (Nova supply) till det danska företaget DONG. Förvärvet godkändes av Konkurrensverket efter en fördjupad granskning i oktober samma år. Den dansk- svenska grossistmarknaden är mycket koncentrerad och Energimyndigheten har uttryckt en oro för effekterna av att marknaden koncentrerats ytterligare till följd av förvärvet. Utredningen instämmer i myndighetens oro och förutsätter att Konkurrensverket följer effekterna av marknadskoncentrationen.
Sedan år 2000 då den svenska marknaden konkurrensutsattes har hittills endast en slutförbrukare bytt leverantör. Naturgasmarknaden karaktäriseras av långa leveransavtal, vilket medför att berättigade kunder under löpande avtalsperioder är förhindrade att byta leverantör. Avtalen upphör dessutom vid olika tidpunkter varför det normalt sett inte finns stora volymer utsatta för konkurrens vid ett och samma tillfälle. Detta försvårar för potentiella leverantörer att etablera sig och att snabbt ta marknadsandelar. När det gäller de avtal som nyligen har tecknats för naturgasförsäljning från år 2005 kan konstateras att DONG tecknat samtliga kontrakt med detaljhandlarna.
Sammanfattning SOU 2004:129
26
Områdeskoncession
En områdeskoncession möjliggör för företagen att planera en utbyggnad av naturgasnäten på ett rationellt sätt. Samtidigt kan den koncessionsgivande myndigheten säkerställa att också det allmännas och konsumenternas intressen beaktas i tillräcklig utsträckning vid en utbyggnad genom att vid beviljande av koncession dels ställa villkor, dels bestämma vad som är ett lämpligt område för distribution av naturgas. Utredningen föreslår att undantaget från koncessionsplikt för naturgasledningar belägna efter en mät- och reglerstation avskaffas och att en områdeskoncession för naturgasnät införs. Områdeskoncessionen bör kunna förenas med villkor och kunna återkallas om koncessionshavaren bryter mot naturgaslagen eller föreskrifter eller villkor utfärdade med stöd av lagen. Områdeskoncessionen bör gälla i 25 år.
Marknadsövervakning
Tillsyn över efterlevnaden av naturgaslagen (SFS 2000:599) och av föreskrifter eller villkor som meddelats med stöd av lagen utövas av Energimyndigheten. Beskrivningen av tillsynens omfattning i naturgaslagens förarbeten skiljer sig från indelningen i Energimyndighetens regleringsbrev. Detta skapar osäkerhet om vad som omfattas av myndighetens tillsyn. Vidare försvåras bedömningar av tillsynsverksamhetens effektivitet och som en följd av detta även behoven av resursförstärkning. Sedan marknadsöppningen har Energimyndighetens tillsyn varit av begränsad omfattning. Tillsynsverksamheten kommer dock att utökas under kommande år och utredningen föreslår därför att regeringens återrapporteringskrav för verksamhetsområdet ”Tillsyn enligt naturgaslagen” bör återspegla lagstiftarens avsikter med tillsyn över naturgasmarknaden. Om annan verksamhet skall återrapporteras inom samma verksamhetsområde bör detta i sådana fall tydligt framgå. Vidare föreslår utredningen att uppställda mål för Energimyndighetens tillsyn bör utvecklas och konkretiseras av myndigheten, bl.a. vad som omfattas och hur tillsynen skall bedrivas av myndigheten. Metoderna för tillsynen bör utvärderas fortlöpande av tillsynsmyndigheten.
SOU 2004:129 Sammanfattning
27
Den fortsatta utvecklingen
En väl fungerande konkurrensutsatt naturgasmarknad verkar dämpande på prisnivån för naturgas. Denna finns inte i dag. Utredningen har pekat på flera faktorer som hindrar uppkomsten av en effektiv naturgasmarknad. Begränsningar i kapacitet, avtal som låser in kunder under lång tid och den vertikala integrationen med insyn i konkurrenternas prissättning är exempel på sådana faktorer. När ett nytt regelverk träder i kraft och marknaden öppnas ytterligare torde dock förutsättningarna öka för att Sverige skall få en fungerande konkurrensutsatt marknad. I kommande lagstiftning blir fler kunder berättigade att välja leverantör samtidigt som handel och överföring skiljs åt. Dessutom försvinner fördelarna med överföring för egen räkning. Den fortsatta utvecklingen på naturgasmarknaden ser därför bättre ut än vad den har varit. Något oroande för den framtida utvecklingen är dock att samtliga nya avtal tecknats med en och samma leverantör.
29
Summary
Our task
The Commission was assigned the task of analysing the need for improvements of the Swedish electricity and gas markets, and proposing such improvements. The assignment has also included certain questions relating to the function of the electricity market, such as analysing the formulation of specific requirements on the electricity supplier, investigating the need for a system of sanctions against network companies who do not comply with the provisions of the Swedish Electricity Act regarding switching suppliers, analysing possibilities for more effective supervision of connection fees, investigating the need for public procurement of an assigned supplier, judging the effects of eliminating a special provision regarding the small-scale electricity producers’ network tariff, and examining the question of tightening the requirement on distinguishing between electricity network operations and competitive operations. The Commission was also assigned the task of analysing questions related to a central plant register and an alternative electricity market model.
The electricity market
Electricity generation and the power market
Nord Pool
An analysis of the price trend on the Nord Pool exchange during 2002 and 2003 shows that there are natural explanations for the high price levels. The most significant factors have been low inflow to the reservoirs and low hydropower generation. The price increase during weeks 48 to 50 was, however, due rather to a change in the assessment of the water value on the part of the producers.
Summary SOU 2004:129
30
Electricity generation and the raw power market
In an aggregate assessment of electricity generation and the power markets, the Commission has found that these markets work relatively well. In the judgement of the Commission, price formation on Nord Pool is credible on the whole when it comes to both physical trading and financial trading. Liquidity on Nord Pool can be regarded as sufficient, even though a further strengthening would not be negative. Despite the increased loads of recent years, the market has functioned continuously and handled the situations that have arisen.
Confidence in Nord Pool as a common Nordic marketplace is important for the proper functioning of the market. Nord Pool’s operations embrace the Nordic market and thereby impact several countries with their own legislation and supervision. In order to strengthen supervision and thereby contribute towards preserving confidence in the function of Nord pool, the Commission proposes that a Nordic consultation group be formed. The purpose of the group is to harmonise the regulatory frameworks in the different Nordic countries and to provide a forum for the competent authorities to exchange experience.
Market structure
Swedish electricity production is concentrated to three players who have nearly 90 per cent of the market. The Commission has discussed the risks of such a market structure. The increased degree of concentration on the Swedish electricity market constitutes a barrier to the future development and function of the market. The Commission assumes that the relevant competition authorities will carefully review further concentration tendencies. Another prob– lem in this context is the limited ability of the companies to invest in new competitive electricity generation capacity.
Strengthening of the Nordic market
On the Nordic market, however, there are more major players with more evenly distributed market shares. This structure reduces the risks of the high level of concentration on the Swedish part of the market. In order to strengthen the Nordic market so that it works
Summary
31
like an integrated Nordic market during a greater portion of the time, the Commission believes that transmission capacity between the Nordic countries should be reinforced. In assessing which reinforcements of the network are most important, the costs resulting from shifting market boundaries should be taken into consideration in planning new connections. In order to further strengthen the Nordic market, Sweden should also work to bring about a harmonisation of the rules governing transmission links.
Role of the state as owner
The state owns Vattenfall, which is the biggest player on both the Swedish and Nordic markets. In its role as owner, the state should review the company’s alliances. In order to defend the credibility of the deregulated market, the state should refrain from controlling Vattenfall in a way that casts doubt on the company’s commercial considerations.
Network operations
The Commission has analysed the need for new sanctions against holders of network concessions. The inquiry conducted by the Commission suggests that the network companies’ handling of supplier switches has improved. Remaining problems mainly concern reading of electric meters. According to the inquiry, problems associated with switching of electricity supplier arose due to problems with information on customer and plant identity. Continued improvement of the compensation rules in the sector’s general delivery terms and conditions, introduction of a national standard for plant identities and personal and corporate identity numbers as customer identities, and a central plant register comprise, along with the expected increase in remote reading of electric meters, more suitable methods for improving how the network companies handle supplier switches and meter readings than a new system of sanctions.
The Commission finds that existing sanctions are effective instruments of supervision, but also that active supervision is important. In order to better enable the Swedish Energy Agency to exercise effective supervision, the Commission proposes that a re–
Summary SOU 2004:129
32
quest from the Swedish Energy Agency for information or do– cuments needed to exercise supervision should be heeded immediately. The Commission also proposes an extension of the deadline for the Swedish Energy Agency to issue orders if a network company has furnished incorrect or misleading information. The Commission makes no proposals regarding supervision of the terms of connection.
Electricity trading
The end customer market for electricity is largely national. The structural changes have been great. In 1996 there were 221 elect– ricity trading companies in Sweden, now there are 97. Above all, the number of municipally owned companies has declined, from 143 in 1996 to 56 in 2004.
Foreign ownership of electricity suppliers has increased. In 1996, approximately 10 per cent of the companies were foreign-owned, whereas about 40 per cent are today. The two big foreign-owned electricity suppliers are Sydkraft and Fortum.
In 1996, the three biggest companies had a market share of just over 30 per cent. Today the three biggest companies have about 50 per cent of the customers. If the customers of associated companies and companies with partnership agreements are included, their total market share is about 66 per cent.
Shorter time for switching supplier
According to Swedenergy’s latest survey in the autumn of 2004, a majority of the interview subjects had for the first time either switched supplier or renegotiated their contract (54 per cent).
A switch of electricity supplier usually takes place when the electricity user himself takes the initiative and decides to switch. An electricity user who changes address can keep his former supplier or switch to a new one. If the electricity user has not contacted an electricity supplier, which is the usual practice when changing address, the network owner must assign a supplier to the user.
Switching supplier should be a faster process. In the opinion of the Commission, the total application time should be able to be reduced from over two months today to about one month. This
Summary
33
should be achieved by e.g. reducing the application time to the network company. Furthermore, it is proposed that those who have been assigned a supplier should be given an opportunity to switch supplier at mid-month. This would reduce the switching time significantly for this group.
The Commission makes several other proposals regarding mandatory disclosure of information and meter reading times. The proposals are aimed at making it easier for the customers to switch electricity supplier.
Special permit for electricity supplier
The Commission proposes that a special permit should be required to operate as an electricity supplier. To get the permit, an applicant must comply with certain fundamental requirements regarding balance responsibility, access to the necessary IT systems, registration for energy taxation and registration for corporate taxation. Permits shall be granted by the Swedish Energy Agency and may be revoked if the permit holder fails significantly to comply with the requirements to obtain the permit.
Furthermore, the holder of a permit to operate as an electricity supplier shall regularly furnish information to the Authority on the prices (for different types of deliveries, temporary price, variable price, fixed price for one year, etc.) and other terms applied by the supplier for his electricity deliveries.
It is proposed that the current provision in the Swedish Electricity Act regarding the obligation of Svenska Kraftnät to designate a balance provider for an electricity supplier who does not have one be revoked. The Commission proposes that the electricity supplier himself be obligated to secure a balance provider in order to retain his permit.
Separation between network operations and competitive operations
In its interim report, the Commission submitted a proposal for a stricter separation between network operations and electricity generation or trading. According to the proposal, a board member, managing director or company signatory in a network company
Summary SOU 2004:129
34
may not simultaneously serve in an equivalent management function in an electricity generation or trading company. A proposal referred to the Council on Legislation by the Government has the same content, but makes an exception for companies with fewer than 100,000 connected network customers.
An inquiry conducted on behalf of the Commission indicates close collaboration at the corporate management level between network and electricity trading operations. This is in conflict with the fundamental purpose of the Electricity Act’s requirement that these operations be kept separate. The Commission stresses that the reasons previously offered for a strict separation between network operations and electricity generation or trading are still just as urgent and relevant.
The Commission proposes that the network companies disclose figures in their annual reports on the costs for the board of directors and the managing director, and whether these individuals also have management functions in companies active within electricity generation or trading.
Effects for consumers
Most consumers were affected relatively little by the electricity market reform up until 1 November 1999. One expected result of the implementation of the electricity market reform was lower prices for those consumers who exercise their option to renegotiate agreements with their suppliers or switch supplier. The Commission observes that the price level has risen for all consumers regardless of form of agreement.
Several surveys have shown that electricity consumers have low confidence in the electricity industry. As a result, five electricity companies have appointed customer ombudsmen.
Several problems with the electricity market have been identified by competent authorities and organisations. One such problem is the lack of an annual settlement procedure. It appears that the causes of this problem are to be found in the lack of an annual meter reading, non-communication of the read-off values, or deficiencies in the companies’ invoicing systems. Typical problems when switching electricity supplier have been for example that the switch is made later than expected but the consumer is not informed that it has taken place and has not received any bills from the
Summary
35
new supplier. Another problem is that it takes too long to get a final bill from the previous electricity supplier after switching supplier. Information on power outages or related compensation matters appears to be a less serious problem.
The Tax Reduction Committee has proposed that liability for electricity tax be transferred from the electricity suppliers to the network companies. An important reason for such a change is that this would give the customer a clear electricity bill. The Commission therefore proposes that the proposal be given priority treatment.
Central plant register
The Commission proposes that a central plant register be established. Such a register has been proposed by various parties and the Commission has held extensive discussions on the benefits of such a register and how it could be designed. The proposed register is expected to benefit the consumers by streamlining the supplier switching process and bring about cost reductions for the concerned companies by reducing problems in conjunction with supplier switches.
The Commission proposes that the register should cover all exit points for electricity. The following data shall be registered for each exit point: unique plant identity, network company, electricity supplier, balance provider and customer identity. The plant identity shall consist of an EAN code and the customer identity shall consist of a personal or corporate identity number. Furnishing data to the register is compulsory for all network and electricity trading companies. The register will thereby cover all plants and all companies must update the data in the register as soon as they are changed for the individual plant. All data entry shall be handled by the network companies.
Certain conditions have to be fulfilled in order to obtain optimal benefit from a central plant register. For example, the same customer should have both a network agreement and an electricity supply agreement for a given plant. This makes it possible to match the customer data to each other and to the plant identity, which will reduce problems with incorrect information in conjunction with supplier switches.
Summary SOU 2004:129
36
The register contains data on network company, electricity trading company and balance provider. A prerequisite for the re– gister is that each player should only have access to information necessary for the company’s operations. In order to ensure market confidence in the register, it should be owned by the state and managed by Svenska Kraftnät. A customer is entitled to have access to the information associated with his personal or corporate identity number in the register.
Market supervision
The electricity market is under the supervision of a several regula– tory authorities, each with its own sphere of responsibility. These authorities include the Swedish Energy Agency, the Swedish Competition Authority, the Swedish Financial Supervisory Authority, Svenska Kraftnät and the Swedish Consumer Agency. The number of competent authorities entails a risk of a fragmented supervision structure. The Commission therefore proposes that a more formalised collaboration be established via a consultation group between the Swedish Energy Agency, the Swedish Competition Authority and the Swedish Financial Supervisory Authority. Such collaboration would contribute to streamlining the work of the authorities by permitting better utilisation of existing expertise in each organisation and by facilitating experience exchange and knowledge transfer between the competent authorities. The Nordic market perspective is important, so the Commission also proposes a Nordic consultation group.
The proposed consultation groups will contribute to the accumulation of expertise that is important for effective supervision. It is also important to ensure that the competent authorities are able to accumulate and maintain expertise, e.g. in the form of sectoral knowledge, that permits effective oversight of the electricity market.
The Nordic countries and Europe
The Commission has discussed the scope of the electricity market and arrived at the conclusion that there is no simple delimitation of the power market. The evidence shows that the electricity market is to be regarded as Nordic for a relatively large portion of the
Summary
37
time, but also that the electricity market is of smaller scope during other periods. In other words, the Nordic market already exists, but there is room for improvement. The Commission makes proposals in this respect, and also notes that extensive efforts are under way to strengthen integration of the Nordic market. This is taking place in cooperation between public authorities and trade organisations. Nordel, which is the Nordic transmission system operators’ joint organisation, is playing an important role in the development process.
With regard to the internal market for electricity, the exchange between the Nordic electricity market and the rest of Europe is currently being developed. However, a great deal remains to be done before the different national and regional markets have evolved into a common internal market for electricity. As far as the Nordic market is concerned, this evolution can primarily be expected to take place in contacts with nearby markets with existing transmission links, where Nordic players are already active. Within the EU, the Nordic market constitutes a relatively wellfunctioning regional market today.
Network charges for small-scale electricity producers
The owner of a small-scale electricity generating plant, i.e. a plant with a generating capacity of no more than 1,500 kW, is exempted from certain network charges. According to its terms of reference, the Commission was supposed to examine the consequences of abolishing this rule. In the light of evaluations of the energy certificate system, the Commission’s proposal is that the rule be abolished. Similarly, it is proposed that the Chapter 3 Section 14 of the Swedish Electricity Act be revoked, entailing that the cost of metering at the entry point from a small-scale power producer should not be charged to this producer.
The concerned generation plants are primarily wind power, hydropower and biofuel plants. It is the Commission’s judgement that the price level of energy certificates will in the future lie at a level that permits investments in new plants, even without exemption from the charge. The analysis also shows that special subsidies are not required for certain types of power, such as wind power. The system can largely be expected to function as intended. A prerequisite for this conclusion is that the energy certificate system be
Summary SOU 2004:129
38
extended after 2010 and that the system’s level of ambition and quotas be established with a long-term perspective.
An alternative electricity market model
The Commission has particularly analysed a radical re-organisation of the electricity market, as proposed in the public debate. The basic idea behind this alternative electricity market model is that the spot market prices should be fully absorbed by the consumers. Today’s network owners should assume responsibility for the physical deliveries of electricity to end customers, and the deliveries should always be made at the variable spot price.
The Commission notes that the model would conflict with the current Electricity Market Directive in a number of points, as well as with the EU’s general rules for the internal market and competition on this market. The Commission has nevertheless taken a closer look at the model. In summary, most factors indicate that the alternative model, if it were to be introduced in Sweden, would substantially harm competition on the electricity market. Further regulation and supervision would be required in order for the reorganised electricity market to function. Furthermore, the consumer would, at least initially, have to be much more active on the market and learn more about how the market works than is the case today.
The overall conclusion is that there is no reason to recommend a changeover to the proposed alternative electricity market, not even if this were possible without formal obstacles.
The natural gas market
Since 2000, the natural gas market has evolved from local monopolies to being partially open to competition. The big companies have had a tradition of dictating terms on the market, which to some extent lives on. In a number of cases the Commission has found that the small suppliers are reluctant to speak out for fear of damaging their relations with the company that sells natural gas to them. The competitive situation on the natural gas market can therefore be described as immature. There are a number of contributing reasons for this.
Summary
39
Infrastructure
Today nearly all gas for the Swedish market is produced in Denmark, but some gas is also imported from Germany. Since the introduction of natural gas in southern Sweden, the consumers have pointed out the disadvantages of having only one line of supply and large, dominant suppliers. The Government recently granted permission to build a supply pipeline from Germany to Sweden. Competition on the market will probably increase, since the option of buying natural gas from several sources will exert pressure on prices. This would promote the development of a functioning natural gas market.
Price formation
Pricing against the consumer’s alternative cost is not as strong as when natural gas was introduced in Sweden in 1985. Despite this it is a reasonable assumption that oil will continue to be of importance for pricing during the coming ten-year period.
Several natural gas companies with which the Commission has been in contact testify that another important factor for natural gas prices is negotiation options. The companies say that competition does not exist on the market and that there are therefore no alternative suppliers of natural gas. They refer e.g. to the design of the supply agreements, where the wholesalers have partitioned the market to obtain exclusive rights. The Commission assumes that the natural gas companies are aware of the new rules in the competition legislation and that the competition-restricting parts of the agreements will be renegotiated. Since new supply agreements have been signed and will be signed shortly, it is assumed that the Swedish Competition Authority will closely follow these developments.
Market structure
In 2004, Nova Naturgas sold its trading operation (Nova Supply) to the Danish company DONG. The acquisition was approved by the Swedish Competition Authority after an in-depth review in October of the same year. The Danish-Swedish wholesale market is highly concentrated and the Swedish Energy Agency has expressed
Summary SOU 2004:129
40
concern for the effects of further concentration of the market as a result of the acquisition. The Commission shares the Agency’s concern and assumes that the Swedish Competition Authority will follow the effects of the market concentration.
Since 2000 when the Swedish market was deregulated, only one final consumer has switched supplier so far. The natural gas market is characterised by long-term supply agreements, which means that entitled customers are preventing from switching supplier until their agreement has expired. Furthermore, the agreements expire at different times, which means that large volumes are not normally exposed to competition at once. This makes it more difficult for potential suppliers to become established and take market shares quickly. As regards the agreements that were recently signed for natural gas sales from 2005, it can be concluded that DONG has signed all contracts with the retailers.
Area concession
An area concession enables the companies to plan an expansion of the natural gas networks in an efficient manner. At the same time, the concession-granting authority can, by stipulating conditions in connection with the granting of a concession and determining what a suitable area for distribution of natural gas is, ensure that the interests of the public and the consumers are also taken into consideration in connection with an expansion. The Commission proposes that the exemption from the obligation to obtain a concession for natural gas pipelines situated along a metering and regulating station be abolished and that an area concession be introduced for natural gas networks. It should be possible to subject the area concession to conditions and revoke it if the concessionaire violates the Natural Gas Act or regulations or conditions issued pursuant to the Act. The area concession should apply for 25 years.
Market supervision
Supervision of compliance with the Natural Gas Act (2000:599) and of regulations or conditions issued pursuant to the Act is exer– cised by the Swedish Energy Agency. The description of the scope of supervision in the legislative history of the Natural Gas Act differs
Summary
41
from the description in the Swedish Energy Agency’s appropriations letter. This creates uncertainty as to what is covered by the authority’s supervision. Further, this makes it more difficult to assess the effectiveness of the supervision and consequently the need for additional resources. Since the opening of the market, the Swedish Energy Agency’s supervision has been of limited scope. The supervisory activity will increase during the coming year, however, and the Commission therefore proposes that the Go– vernment’s reporting requirement for the activity area “Super– vision according to the Natural Gas Act” should reflect the law– maker’s intentions for supervision of the natural gas market. If other activities are to be reported within the same activity area, this should be clearly stated. Further, the Commission proposes that goals established for the Swedish Energy Agency’s supervision should be developed and concretised by the Agency, including what is covered and how supervision should be exercised by the Agency. The supervision methods should be continuously evalu– ated by the supervisory authority.
Outlook for the future
A well-functioning competitive natural gas market has a dampening effect on the price level for natural gas. This does not exist today. The Commission has pointed out several factors that prevent the creation of an effective natural gas market. Limitations in capacity, agreements that bind customers for long periods of time, and vertical integration with insight into competitors’ pricing are examples of such factors. When a new regulatory framework enters into force and the market is opened further, however, the prospects of obtaining a functioning competitive market in Sweden should improve. In future legislation, more customers will become entitled to choose their supplier, at the same time as trading and trans– mission will be separated. Moreover, the advantages of transmis– sion for own account will disappear. The outlook for the future on the natural gas market is therefore brighter than it has been. A matter of concern for the future is, however, the fact that all new agreements have been signed with one and the same supplier.
43
Författningsförslag
1. Förslag till lag om ändring i ellagen (1997:857)
Härigenom föreskrivs såvitt gäller ellagen (1997:857) dels att 4 kap. 10 § och 8 kap. 5–8 §§ skall upphävas, dels att två nya kapitel skall införas, 5 och 6 kap., dels att 1 kap. 4 §, 8 kap. 4 §, 4 a § och 9 §, 9 kap. 2 §, 10 kap. 1 §, 12 kap. 1 §, 2 § och 3 a § samt 13 kap. 5 § skall ha följande lydelse.
Nuvarande lydelse Föreslagen lydelse
1 kap.
4 §
Med nätverksamhet avses att ställa elektriska starkströmsledningar till förfogande för överföring av el. Till nätverksamhet hör också projektering, byggande och underhåll av ledningar, ställverk och transformatorstationer, anslutning av elektriska anläggningar, mätning och beräkning av överförd effekt och energi samt annan verksamhet som behövs för att överföra el på det elektriska nätet.
Med anslutning av elektriska anläggningar avses också återinkoppling av en befintlig anläggning och höjning av avtalad ef-
Med nätverksamhet avses att ställa elektriska starkströmsledningar till förfogande för överföring av el. Till nätverksamhet hör också projektering, byggande och underhåll av ledningar, ställverk och transformatorstationer, anslutning av elektriska anläggningar, mätning och beräkning av överförd effekt och energi samt annan verksamhet som behövs för att överföra el på det elektriska nätet.
Med anslutning av elektriska anläggningar avses också återinkoppling av en befintlig anläggning och höjning av avtalad ef-
Författningsförslag SOU 2004:129
44
fekt i inmatnings- eller uttagspunkt.
Lag (1999:770).
fekt i inmatnings- eller uttagspunkt.
Lag (1999:770). Med balansansvar avses det ekonomiska ansvaret för att det nationella elsystemet tillförs lika mycket el som tas ut i uttagspunkt.
Med uttagspunkt avses därvid den punkt där elanvändare, enligt avtal med innehavaren av nätkoncession, tar ut el för förbrukning.
5 kap. Anläggningsregister
1 §
För att främja konkurrensen på elmarknaden skall samtliga aktörer och myndigheter på ett effektivt sätt ges tillgång till säkra och entydiga uppgifter om överföring och leverans av el. Ett centralt register över uttagspunkter (anläggningsregister) fört med automatisk databehandling skall därför finnas hos den myndighet regeringen bestämmer (registermyndigheten).
Innehavare av nätkoncession skall i anläggningsregistret föra in uppgifter enligt 3 § om samtliga uttagspunkter belägna i anslutning till koncessionshavarens ledningar.
SOU 2004:129 Författningsförslag
45
Ändamål i fråga om personuppgifter
2 §
Registret skall i fråga om personuppgifter ha till ändamål att tillhandahålla uppgifter för
1. verksamhet för vilken innehavare av nätkoncession, elleverantörer eller balansansvariga svarar enligt denna lag eller föreskrift utfärdad med stöd av lagen
2. verksamhet för vilken staten ansvarar enligt denna lag eller föreskrift utfärdad med stöd av lagen
a) som avser sådant förhållande som registrerats
b) som för att kunna utföras förutsätter tillgång till registrerade uppgifter, eller
c) som avser fullgörande av underrättelseskyldighet
Med personuppgift avses i denna lag detsamma som i personuppgiftslagen (1998:204).
Registerinnehåll
3 §
Anläggningsregistret skall för varje uttagspunkt i landet innehålla uppgift om anläggningsidentitet, innehavare av nätkoncession, elleverantör, balansansvarig, och elanvändarens person- eller organisationsnummer samt tidpunkt för uppgiftens registrering.
Med anläggningsidentitet avses
Författningsförslag SOU 2004:129
46
därvid en för uttagspunkten unik beteckning utformad enligt ett av regeringen, eller den myndighet regeringen bestämmer, föreskrivet system.
Regeringen, eller den myndighet regeringen bestämmer, får meddela föreskrifter om undantag från första stycket samt närmare föreskrifter om uppgifter enligt första stycket.
Registrering
4 §
Innehavare av nätkoncession skall fortlöpande registrera uppgifter enligt 3 §.
Registermyndigheten får medge annan att registrera uppgifter för koncessionshavarens räkning.
Regeringen, eller den myndighet regeringen bestämmer, får meddela närmare föreskrifter om tid och sätt för registrering av uppgifter.
5 §
Den som registrerar uppgifter skall lämna registermyndigheten de upplysningar som behövs för att myndigheten skall kunna fullgöra sina uppgifter enligt denna lag och föreskrifter utfärdade med stöd av lagen.
SOU 2004:129 Författningsförslag
47
Tillgång till uppgifter
6 §
Registermyndigheten skall bereda elleverantörer möjlighet att ta del av uppgift om anläggningsidentitet och innehavare av nätkoncession för de uttagspunkter som en särskild elanvändare finns registrerad för. För de uttagspunkter vilka elleverantören själv är registrerad för skall han beredas möjlighet att ta del av samtliga uppgifter med undantag av uppgift om övertagande elleverantör.
Registermyndigheten skall bereda balansansvariga möjlighet att ta del av samtliga uppgifter om de uttagspunkter som de är registrerade för med undantag av uppgift om elanvändare och anläggningsidentitet.
Personuppgiftsansvarig
7 §
Innehavare av nätkoncession är personuppgiftsanvarig enligt personuppgiftslagen (1998:204) för de personuppgifter denne registrerat.
Skadestånd
8 §
För skada till följd av tekniskt fel i anläggningsregistret svarar registermyndigheten. Skadetånds-
Författningsförslag SOU 2004:129
48
ansvar föreligger dock inte, om myndigheten visar att felaktigheten beror på en omständighet utanför dess kontroll vars följder myndigheten inte skäligen kunde ha undvikit eller övervunnit. Motsvarande gäller om felaktigheten beror på någon som har anlitats av myndigheten.
9 §
Utöver vad som följer av 8 § gäller bestämmelserna i 48 § personuppgiftslagen (1998:204) om skadestånd vid behandling av personuppgifter enligt denna lag.
10 §
Den som tar del av uppgifter i registret och därvid finner en uppgift felaktig skall snarast anmäla detta till den innehavare av nätkoncession som är registrerad för uttagspunkten.
6 kap. Leverans av el mm
Tillstånd
1 §
För att få leverera el i uttagspunkter krävs tillstånd av regeringen eller, efter regeringens bemyndigande, nätmyndigheten.
2 §
Avtal om leverans av el i en viss uttagspunkt skall ingås med den elanvändare som enligt avtal med innehavaren av nätkonces-
SOU 2004:129 Författningsförslag
49
sion, tar ut el för förbrukning i punkten.
3 §
Leverans av el får bara ske i uttagspunkter där någon åtagit sig balansansvar.
4 §
Tillstånd enligt 1 § får endast ges till den som
1. själv eller genom annan gjort ett åtagande om balansansvar för de uttagspunkter i vilka leverans av el kommer att ske,
2. har tillgång till de tekniska system som krävs för att kunna inhämta och lämna information i enlighet med vad som föreskrivs i denna lag eller i föreskrifter utfärdade med stöd av lagen,
3. är registrerad som producent eller leverantör av elektrisk kraft enligt skattebetalningslagen (1997:483) och
4. innehar F-skattsedel.
5 §
En ansökan om tillstånd skall vara skriftlig och innehålla uppgifter om sökandens identitet och verksamhetens organisation samt uppgifter som styrker att kraven i 4 § uppfylls.
Närmare föreskrifter om ansökan meddelas av regeringen eller, efter regeringens bemyndigande, nätmyndigheten.
Författningsförslag SOU 2004:129
50
6 §
Den som erhållit tillstånd enligt 1 § skall lämna uppgift om de priser han tillämpar för leverans av el till elanvändare. Om de förhållanden som tillståndshavaren lämnat uppgift om i en ansökan enligt 5 § förändras skall detta meddelas nätmyndigheten.
Närmare föreskrifter om lämnande av uppgifter enligt första stycket meddelas av regeringen, eller den myndighet regeringen bestämmer.
Leveransskyldighet
7 §
En elleverantör som levererar el till en elanvändare i en viss uttagspunkt är skyldig att fortsätta leverera el tills leveransskyldigheten upphör enligt andra eller tredje stycket.
Leveransskyldigheten upphör om elanvändaren slutar att ta ut el i uttagspunkten, om någon annan elleverantör börjar leverera el till elanvändaren i uttagspunkten eller om överföringen av el enligt 11 kap. 3 eller 4 § eller enligt avtal får avbrytas på grund av att elanvändaren har försummat sina skyldigheter gentemot elleverantören.
Leverensskyldigheten upphör också när tillstånd enligt 1 § upphör att gälla.
Den som är skyldig att leverera el enligt denna paragraf och har
SOU 2004:129 Författningsförslag
51
ett tidsbestämt avtal med elanvändaren om leverans av el skall med minst 30 dagars varsel meddela elanvändaren att avtalet löper ut.
Bestämmelserna i denna paragraf gäller inte de elleverantörer som avses i 9 §.
Anmälan om elleverans
8 §
En elleverantör, som skall börja leverera el i en uttagspunkt skall omedelbart anmäla detta till berörd innehavare av nätkoncession. Anmälan skall även innehålla en uppgift om vem som har åtagit sig balansansvaret i uttagspunkten.
En elleverantör som övertar leveranserna till en elanvändare i dennes uttagspunkt får bara göra detta från och med den första dagen i en kalendermånad. Anmälan enligt första stycket skall därvid ske senast den femtonde dagen i kalendermånaden innan övertagandet skall ske.
En elleverantör som övertar leveranserna till en elanvändare i dennes uttagspunkt får dock göra detta också från och med den femtonde dagen i en kalendermånad om den elleverantör som är leveransskyldig i uttagspunkten enligt 7 §, första stycket anvisats enligt 10 § första stycket och övertagandet sker inom tre månader från dagen för anvisning. Anmä-
Författningsförslag SOU 2004:129
52
lan enligt första stycket skall därvid ske senast den första dagen i kalendermånaden då övertagandet skall ske.
Bestämmelserna i första, andra och tredje stycket gäller inte de elleverantörer som avses i 9 §.
En innehavare av nätkoncession som tar emot en anmälan enligt första stycket skall sända underrättelser i anledning därav enligt de närmare föreskrifter som meddelas av regeringen eller, efter regeringens bemyndigande, nätmyndigheten.
Regeringen eller, efter regeringens bemyndigande, nätmyndigheten får meddela närmare föreskrifter om elleverantörers skyldigheter enligt första stycket.
9 §
En elleverantör som avser att under en angiven tid leverera en fastställd mängd el till en elanvändare skall anmäla detta till den elleverantör som enligt 7 § första stycket är leveransskyldig i elanvändarens uttagspunkt och till den som åtagit sig balansansvaret i uttagspunkten.
Anvisningsskyldighet
10 §
Elanvändare som saknar elleverantör med erforderligt tillstånd skall av berörd innehavare av nätkoncession anvisas en elleverantör, som gentemot nätkon-
SOU 2004:129 Författningsförslag
53
cessionshavaren har åtagit sig att leverera el till sådana elanvändare.
Nätkoncessionshavaren skall omedelbart underrätta elanvändaren om anvisning enligt denna paragraf och om innebörden av bestämmelserna i 8 §, andra och tredje stycket.
Den anvisade elleverantören skall omedelbart underrätta elanvändaren om de villkor för leveransen han avser att tillämpa och om den dag då han avser att påbörja leveransen enligt avtalet.
För förbrukningen av den el som inte levererats enligt ett leveransavtal med en elleverantör som innehar erforderligt tillstånd skall elanvändaren betala till den anvisade elleverantören enligt de villkor som denne tillämpar.
11 §
För förbrukningen av el som sker i uttagspunkter där ingen har åtagit sig balansansvar skall den elleverantör som är leveransskyldig i uttagspunkten enligt 7 §, första stycket betala till den systemansvariga myndigheten enligt de villkor som myndigheten tilllämpar mot balansansvariga.
Återkallande av tillstånd
12 §
Ett tillstånd enligt 1 § skall återkallas om elleverantören i väsentlig mån inte längre uppfyl-
Författningsförslag SOU 2004:129
54
ler kraven i 4 §.
Ett tillstånd får också återkallas om tillståndshavaren begär det.
Frågor om återkallelse av tillstånd prövas av nätmyndigheten.
13 §
Ett ärende eller mål om återkallande av tillstånd skall handläggas skyndsamt.
8 kap.
4 §
En elleverantör får bara leverera el i uttagspunkter där någon åtagit sig det ekonomiska ansvaret för att det nationella elsystemet tillförs lika mycket el som tas ut i uttagspunkten (balansansvar). Ett sådant åtagande skall göras genom avtal med den systemansvariga myndigheten.
Med uttagspunkt avses därvid den punkt där en elanvändare, enligt avtal med innehavaren av nätkoncession, tar ut el för förbrukning.
Ett åtagande om balansansvar skall göras genom ett avtal med den systemansvariga myndigheten.
4 a §
När den systemansvariga myndigheten får kännedom om att ett avtal med myndigheten om balansansvar enligt 4 § första stycket skall upphöra att gälla skall myndigheten utan dröjsmål underrätta de innehavare av nätkoncession på vars ledningsnät de uttagspunkter är belägna där balansansvaret sålunda
När den systemansvariga myndigheten får kännedom om att ett avtal med myndigheten om balansansvar enligt 4 § skall upphöra att gälla skall myndigheten utan dröjsmål underrätta nätmyndigheten och de innehavare av nätkoncession på vars ledningsnät de uttagspunkter är belägna där balansansvaret så-
SOU 2004:129 Författningsförslag
55
kommer att upphöra att gälla. Innehavarna av nätkoncession skall utan dröjsmål underrätta berörda elleverantörer.
När någon, som i ett avtal med en elleverantör har åtagit sig balansansvaret i de uttagspunkter där elleverantören levererar el, får kännedom om att detta avtal skall upphöra att gälla skall den balansansvarige utan dröjsmål underrätta den systemansvariga myndigheten och de innehavare av nätkoncession på vars ledningsnät de uttagspunkter är belägna där balansansvaret sålunda kommer att upphöra att gälla.
Om en elleverantör saknar eller det kan befaras att han kan komma att sakna någon som har åtagit sig balansansvaret i de uttagspunkter där han, enligt 5 § första stycket, är leveransskyldig skall den systemansvariga myndigheten anvisa honom någon som gentemot myndigheten har åtagit sig balansansvaret i sådana uttagspunkter. Detta åtagande skall gälla från det att det tidigare balansansvaret upphörde att gälla.
Den systemansvariga myndigheten skall omedelbart underrätta berörda nätkoncessionshavare om vem som har anvisats som balansansvarig. Nätkoncessionshavarna skall utan dröjsmål underrätta berörda elleverantörer om vem som har anvisats som ba-
lunda kommer att upphöra att gälla. Innehavarna av nätkoncession skall utan dröjsmål underrätta berörda elleverantörer.
När någon, som i ett avtal med en elleverantör har åtagit sig balansansvaret i de uttagspunkter där elleverantören levererar el, får kännedom om att detta avtal skall upphöra att gälla skall den balansansvarige utan dröjsmål underrätta den systemansvariga myndigheten, nätmyndigheten och de innehavare av nätkoncession på vars ledningsnät de uttagspunkter är belägna där balansansvaret sålunda kommer att upphöra att gälla.
Författningsförslag SOU 2004:129
56
lansansvarig i uttagspunkterna. Lag (2002:653).
9 §
Den som övertar balansansvaret i en elanvändares uttagspunkt får bara göra det från och med den första dagen i en kalendermånad. Den elleverantör som enligt 5 § första stycket är leveransskyldig i uttagspunkten skall enligt de närmare föreskrifter som regeringen eller, efter regeringens bemyndigande, nätmyndigheten meddelar underrätta berörd innehavare av nätkoncession om övertagandet senast en månad innan det skall ske.
Den systemansvariga myndigheten får, om det finns särskilda skäl, i det enskilda fallet medge att balansansvaret i en uttagspunkt skall börja gälla tidigare än vad som följer av första stycket.
En innehavare av nätkoncession som tar emot en anmälan enligt första stycket skall sända underrättelser i anledning därav enligt de närmare föreskrifter som meddelas av regeringen eller, efter regeringens bemyndigande, nätmyndigheten. Lag (1999:770).
Den som övertar balansansvaret i en elanvändares uttagspunkt får bara göra det från och med den första eller femtonde dagen i en kalendermånad. Den elleverantör som enligt 6 kap. 7 §, första stycket är leveransskyldig i uttagspunkten skall enligt de närmare föreskrifter som regeringen eller, efter regeringens bemyndigande, nätmyndigheten meddelar underrätta berörd innehavare av nätkoncession om övertagandet senast den första dagen i kalendermånaden då övertagandet skall ske respektive den femtonde dagen i kalendermånaden innan det skall ske.
Den systemansvariga myndigheten får, om det finns särskilda skäl, i det enskilda fallet medge att balansansvaret i en uttagspunkt skall börja gälla tidigare än vad som följer av första stycket.
En innehavare av nätkoncession som tar emot en anmälan enligt första stycket skall sända underrättelser i anledning därav enligt de närmare föreskrifter som meddelas av regeringen eller, efter regeringens bemyndigande, nätmyndigheten. Lag (1999:770).
SOU 2004:129 Författningsförslag
57
9 kap.
2 §
Om en elektrisk anläggning genom inverkan på en redan befintlig sådan anläggning kan vålla person- eller sakskada eller störning i driften, svarar innehavaren av den förstnämnda anläggningen för de åtgärder som behövs vid hans anläggning för att förebygga sådan skada eller störning.
Vad som sägs i första stycket gäller också då en elektrisk anläggning kan vålla sakskada genom inverkan på en redan befintlig naturgasledning, för vilken det krävs koncession enligt naturgaslagen (2000:599). Lag (2000:602).
Om en elektrisk anläggning genom inverkan på en redan befintlig sådan anläggning kan vålla person- eller sakskada eller störning i driften, svarar innehavaren av den förstnämnda anläggningen för de åtgärder som behövs vid hans anläggning för att förebygga sådan skada eller störning.
Vad som sägs i första stycket gäller också då en elektrisk anläggning kan vålla sakskada genom inverkan på en redan befintlig naturgasledning, för vilken det krävs koncession för naturgasledning enligt naturgaslagen (2000:599). Lag (2000:602).
10 kap.
1 §
Har någon tillfogats person- eller sakskada genom inverkan av el från en starkströmsanläggning, skall skadan, även om det inte följer av allmänna skadeståndsbestämmelser, ersättas av innehavaren av den starkströmsanläggning från vilken elen senast kommit.
Ansvar enligt första stycket gäller inte
1. den som innehar en starkströmsanläggning för produktion av el där generatorn har en märkeffekt om högst 50 kilovoltampere,
Har någon tillfogats person- eller sakskada genom inverkan av el från en starkströmsanläggning, skall skadan, även om det inte följer av allmänna skadeståndsbestämmelser, ersättas av innehavaren av den starkströmsanläggning från vilken elen senast kommit.
Ansvar enligt första stycket gäller inte
1. den som innehar en starkströmsanläggning för produktion av el där generatorn har en märkeffekt om högst 50 kilovoltampere,
Författningsförslag SOU 2004:129
58
2. den som innehar en starkströmsanläggning som är avsedd för användning av el och som tillförs el med en spänning av högst 250 volt mellan en ledare och jord eller, vid icke direkt jordat system, mellan två ledare,
3. om skadan skett på en annan elektrisk anläggning eller en naturgasledning, för vilken det krävs koncession enligt naturgaslagen (2000:599), eller
4. om den elektriska anläggningen utgörs av en inrättning för godsbefordran eller är avsedd för en sådan inrättnings behov och skada uppkommit på egendom som har blivit mottagen för sådan befordran. Lag (2000:602).
2. den som innehar en starkströmsanläggning som är avsedd för användning av el och som tillförs el med en spänning av högst 250 volt mellan en ledare och jord eller, vid icke direkt jordat system, mellan två ledare,
3. om skadan skett på en annan elektrisk anläggning eller en naturgasledning, för vilken det krävs koncession för naturgasledning enligt naturgaslagen (2000:599), eller
4. om den elektriska anläggningen utgörs av en inrättning för godsbefordran eller är avsedd för en sådan inrättnings behov och skada uppkommit på egendom som har blivit mottagen för sådan befordran. Lag (2000:602).
12 kap.
Tillsyn Tillsyn m.m.
1 §
Tillsynen över efterlevnaden av denna lag och av föreskrifter eller villkor som har meddelats med stöd av lagen utövas, såvitt avser frågor om elsäkerhet och driftsäkerheten hos det nationella elsystemet, av den eller de myndigheter som regeringen bestämmer.
Tillsynen i övrigt över efterlevnaden av denna lag och av föreskrifter och villkor som har meddelats med stöd av lagen utövas av nätmyndigheten.
Tillsynen över efterlevnaden av denna lag och av föreskrifter eller villkor som har meddelats med stöd av lagen utövas, såvitt avser frågor om elsäkerhet och driftsäkerheten hos det nationella elsystemet, av den eller de myndigheter som regeringen bestämmer.
Tillsynen i övrigt över efterlevnaden av denna lag och av föreskrifter och villkor som har meddelats med stöd av lagen utövas av nätmyndigheten.
SOU 2004:129 Författningsförslag
59
Tillsynen enligt andra stycket omfattar inte efterlevnaden av elleverantörernas skyldigheter enligt 8 kap. och av bestämmelserna i 7, 10 och 11 kap.
Tillsynen enligt andra stycket omfattar inte efterlevnaden av bestämmelserna i 7, 10 och 11 kap.
2 §
En tillsynsmyndighet har rätt att på begäran få de upplysningar och ta del av de handlingar som behövs för tillsynen. En begäran får förenas med vite.
Regeringen eller, efter regeringens bemyndigande, nätmyndigheten får meddela föreskrifter om insamling av de uppgifter som behövs för bedömning av nättariffers skälighet. Lag (2002:121).
En tillsynsmyndighet har rätt att på begäran få de upplysningar och ta del av de handlingar som behövs för tillsynen. En begäran får förenas med vite.
En begäran gäller omedelbart. Regeringen eller, efter regeringens bemyndigande, nätmyndigheten får meddela föreskrifter om insamling av de uppgifter som behövs för bedömning av nättariffers skälighet. Lag (2002:121).
3 a §
Om nätmyndigheten avser att utöva tillsyn över en nätkoncessionshavares nättariff skall koncessionshavaren underrättas om detta.
Nätmyndigheten får inte meddela ett föreläggande enligt 3 § som avser en nätkoncessionshavares nättariff för ett visst räkenskapsår om inte nätmyndigheten har underrättat nätkoncessionshavaren enligt första stycket senast ett år efter utgången av detta räkenskapsår. Lag (2002:121).
Om nätmyndigheten avser att utöva tillsyn över en nätkoncessionshavares nättariff skall koncessionshavaren underrättas om detta.
Nätmyndigheten får inte meddela ett föreläggande enligt 3 § som avser en nätkoncessionshavares nättariff för ett visst räkenskapsår om inte nätmyndigheten har underrättat nätkoncessionshavaren enligt första stycket senast ett år efter utgången av detta räkenskapsår. Lag (2002:121).
Ett sådant föreläggande får dock meddelas inom fem år från utgången av det aktuella räkenskapsåret om nätkoncessionshava-
Författningsförslag SOU 2004:129
60
ren lämnat felaktiga eller vilseledande uppgifter vilka varit av avgörande betydelse för nätmyndighetens beslut om att inte utöva tillsyn.
13 kap.
5 §
Beslut av nätmyndigheten enligt 2 kap. 18–20 §§, 3 kap. 3 §, 6–8 §§, 11, 14 och 15 §§, 4 kap. 6, 7 och 10 §§ samt 12 kap. 8 och 11 §§, beslut av en tillsynsmyndighet enligt 12 kap. 2–4 §§ samt beslut av den systemansvariga myndigheten om ersättning till den som enligt 8 kap. 2 § beordrats öka eller minska produktionen av el får överklagas hos allmän förvaltningsdomstol. Prövningstillstånd krävs vid överklagande till kammarrätten.
Regeringen får meddela föreskrifter om överklagande av andra beslut enligt denna lag eller enligt föreskrifter som meddelats med stöd av lagen.
Beslut av nätmyndigheten enligt 2 kap. 18–20 §§, 3 kap. 3 §, 6–8 §§, 11, 14 och 15 §§, 4 kap. 6 och 7 §§, 6 kap. 1 och 12 §§ samt 12 kap. 8 och 11 §§, beslut av en tillsynsmyndighet enligt 12 kap. 2–4 §§ samt beslut av den systemansvariga myndigheten om ersättning till den som enligt 8 kap. 2 § beordrats öka eller minska produktionen av el får överklagas hos allmän förvaltningsdomstol. Prövningstillstånd krävs vid överklagande till kammarrätten.
Regeringen får meddela föreskrifter om överklagande av andra beslut enligt denna lag eller enligt föreskrifter som meddelats med stöd av lagen.
Ikraftträdande- och övergångsbestämmelser
1. Denna lag träder i kraft den 1 juli 2006. Bestämmelserna i 5 kap. 6 § och 6 kap. 1 § tillämpas dock först från och med den 1 januari 2007.
2. Har en ansökan om tillstånd enligt 6 kap. 1 § ingetts senast den 31 december 2006 får verksamheten, utan hinder av vad som sägs i 6 kap. 1 §, fortsätta att bedrivas, Detta gäller dock längst till dess att lagakraftvunnet avslagsbeslut föreligger.
SOU 2004:129 Författningsförslag
61
2 Förslag till lag om ändring i naturgaslagen (2000:599)
Härigenom föreskrivs såvitt gäller naturgaslagen (2000:599) dels att det i lagen skall införas nya bestämmelser, 2 kap. 1 a §, 1 b §, 2 a §, 4 a § och 9 a § samt 3 kap. 4 a §.
dels att 2 kap. 1 §, 5–8 och 10–11 §§, 3 kap. 8 § samt 11 kap. 4 §, skall ha följande lydelse.
Nuvarande lydelse Föreslagen lydelse
2 kap.
1 §
En naturgasledning får inte byggas eller användas utan tillstånd (koncession) av regeringen. Åtgärder för att bereda plats för en naturgasledning, såsom sprängning, schaktning, skogsavverkning, markberedning eller liknande åtgärder, får inte vidtas innan koncession meddelats.
Koncession krävs inte för en naturgasledning som uteslutande skall användas inom hamn- eller industriområde.
Regeringen får föreskriva undantag från kravet på koncession enligt första stycket i fråga om vissa slag av naturgasledningar eller vissa slag av åtgärder med naturgasledningar.
En naturgasledning får inte byggas eller användas utan tillstånd (koncession) av regeringen. Åtgärder för att bereda plats för en naturgasledning, såsom sprängning, schaktning, skogsavverkning, markberedning eller liknande åtgärder, får inte vidtas innan koncession meddelats.
Koncession krävs inte för en naturgasledning som uteslutande skall användas inom hamn- eller industriområde.
Regeringen får föreskriva undantag från kravet på koncession enligt första stycket i fråga om vissa slag av naturgasledningar eller vissa slag av åtgärder med naturgasledningar. En sådan föreskrift får dock inte avse utlandsförbindelser.
Regeringen får bemyndiga tillsynsmyndigheten att pröva frågor om nätkoncession som inte avser en utlandsförbindelse.
Regeringen eller, efter regering-
Författningsförslag SOU 2004:129
62
ens bemyndigande, tillsynsmyndigheten får i det enskilda fallet meddela ett bindande besked om huruvida en eller flera naturgasledningar omfattas av föreskrifter om undantag från kravet på koncession.
1 a §
En koncession skall avse en naturgasledning med i huvudsak bestämd sträckning (koncession för naturgasledning) eller ett nät av naturgasledningar inom ett visst område (koncession för område).
1 b §
En koncession för naturgasledning får endast om det finns särskilda skäl meddelas inom ett område som omfattas av koncession för område.
2 a §
En anläggning för kondenserad naturgas får inte byggas eller användas utan tillstånd (koncession) av regeringen.
Koncession krävs inte för en anläggning för kondenserad naturgas som inte ansluts till en naturgasledning eller som ansluts till en naturgasledning för vilken det inte krävs koncession för naturgasledning.
4 a §
Koncession för område får meddelas endast om området utgör en med hänsyn till överfö-
SOU 2004:129 Författningsförslag
63
ringsverksamheten lämplig enhet. Koncession får inte meddelas för område som helt eller delvis sammanfaller med ett annat koncessionsområde.
5 §
Koncession får inte strida mot en detaljplan eller mot områdesbestämmelser. Om syftet med planen eller bestämmelserna inte motverkas, får dock mindre avvikelser göras.
Koncession för naturgasledning, naturgaslager eller anläggning för kondenserad naturgas får inte strida mot en detaljplan eller mot områdesbestämmelser. Om syftet med planen eller bestämmelserna inte motverkas, får dock mindre avvikelser göras.
6 §
Vid prövning av frågor om meddelande av koncession skall bestämmelserna i 2–4 kap., 5 kap. 3 § och 16 kap. 5 §miljöbalken tillämpas.
En miljökonsekvensbeskrivning skall ingå i en ansökan om koncession. När det gäller förfarandet, kraven på miljökonsekvensbeskrivningen samt planer och planeringsunderlag gäller 6 kap. miljöbalken. Vad som där sägs om tillståndsmyndighet skall gälla regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer.
Vid prövning av frågor om meddelande av koncession för naturgasledning, naturgaslager eller anläggning för kondenserad naturgas skall bestämmelserna i 2–4 kap., 5 kap. 3 § och 16 kap. 5 §miljöbalken tillämpas.
En miljökonsekvensbeskrivning skall ingå i en ansökan om koncession för naturgasledning, naturgaslager eller anläggning för kondenserad naturgas. När det gäller förfarandet, kraven på miljökonsekvensbeskrivningen samt planer och planeringsunderlag gäller 6 kap. miljöbalken. Vad som där sägs om tillståndsmyndighet skall gälla regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer.
Författningsförslag SOU 2004:129
64
7 §
En koncession får beviljas endast den som från allmän synpunkt är lämplig att utöva den verksamhet som avses med koncessionen. Härvid skall särskilt beaktas om sökanden kan antas ha vilja och förmåga att dels utöva den verksamhet som avses med koncessionen, dels utöva verksamheten enligt de föreskrifter och villkor som kommer att gälla för verksamheten.
En koncession får beviljas endast den som från allmän synpunkt är lämplig att utöva den verksamhet som avses med koncessionen. Härvid skall särskilt beaktas om sökanden kan antas ha vilja och förmåga att dels utöva den verksamhet som avses med koncessionen, dels utöva verksamheten enligt de föreskrifter och villkor som kommer att gälla för verksamheten. Koncession för område får beviljas endast den som dessutom är lämplig att bedriva överföring av naturgas i det begärda området.
8 §
En koncession för en naturgasledning skall ange rörledningens huvudsakliga sträckning.
En koncession för en naturgasledning eller ett naturgaslager skall förenas med de villkor som behövs för att skydda allmänna intressen och enskild rätt. Den skall också förenas med de villkor för anläggningens utförande och nyttjande som behövs av säkerhetsskäl eller som behövs för att i övrigt skydda människors hälsa och miljön mot skador och olägenheter och främja en långsiktigt god hushållning med mark och vatten och andra resurser eller som av annat skäl behövs från allmän synpunkt.
Det får anges som villkor för en koncession att naturgasledningen eller naturgaslagret skall
En koncession skall förenas med de villkor som behövs för att skydda allmänna intressen och enskild rätt. Den skall också förenas med de villkor för anläggningens utförande och nyttjande som behövs av säkerhetsskäl eller som behövs för att i övrigt skydda människors hälsa och miljön mot skador och olägenheter och främja en långsiktigt god hushållning med mark och vatten och andra resurser eller som av annat skäl behövs från allmän synpunkt.
Det får anges som villkor för en koncession att naturgasledningen, naturgaslagret eller an-
SOU 2004:129 Författningsförslag
65
vara färdigställt inom en viss tid. Om det finns särskilda skäl kan den angivna tiden förlängas. Ansökan om förlängning skall göras före utgången av den angivna tiden.
läggningen för kondenserad naturgas skall vara färdigställd inom en viss tid. Om det finns särskilda skäl kan den angivna tiden förlängas. Ansökan om förlängning skall göras före utgången av den angivna tiden.
Koncession för område får villkoras av att en utbyggnad av naturgasnätet i området utförs inom viss tid.
9 a §
Gränserna för en koncession för område får ändras av tillsynsmyndigheten, om det behövs för ändamålsenlig överföring av naturgas och det kan ske utan synnerlig olägenhet för koncessionshavaren.
10 §
En koncession skall meddelas för fyrtio år. Om det finns särskilda skäl eller om sökanden begär det, får dock kortare tid bestämmas.
En koncession för naturgasledning, naturgaslager och anläggning för kondenserad naturgas skall meddelas för fyrtio år. En koncession för område skall meddelas för tjugofem år. Om det finns särskilda skäl eller om sökanden begär det, får dock kortare tid bestämmas.
11 §
Koncessionens giltighetstid får på ansökan av koncessionshavaren förlängas med fyrtio år i taget. Om det finns särskilda skäl eller om sökanden begär det, får dock kortare tid bestämmas.
Koncessionens giltighetstid får på ansökan av koncessionshavaren förlängas med fyrtio år i taget eller med tjugofem år i taget om koncessionen avser område. Om det finns särskilda skäl eller om sökanden begär det, får dock kortare tid bestämmas.
Författningsförslag SOU 2004:129
66
I ett ärende om förlängning av giltighetstiden skall 4-8 §§ tillämpas.
Ansökan om förlängning av giltighetstiden bör göras senast två år före koncessionstidens utgång. Koncessionen gäller till dess att ansökningen har prövats slutligt.
I ett ärende om förlängning av giltighetstiden skall 4-8 §§ tillämpas.
Ansökan om förlängning av giltighetstiden bör göras senast två år före koncessionstidens utgång. Koncessionen gäller till dess att ansökningen har prövats slutligt.
3 kap.
Mätning av transporterad naturgas
Skyldighet att ansluta ledning
4 a §
Vill någon ansluta en naturgasledning som innehas av en berättigad kund till en naturgasledning som omfattas av en koncession för naturgasledning istället för till ett ledningsnät som omfattas av en koncession för område, får den som har koncession för naturgasledning göra anslutningen endast efter medgivande från den som har koncession för området.
Om sådant medgivande inte lämnas får tillsynsmyndigheten, om det finns särskilda skäl, meddela tillstånd till anslutningen.
Anskaffande av energi för drift av naturgasledningar
8 §
Den som innehar koncession för naturgasledning skall på ett öppet, icke-diskriminerande och
SOU 2004:129 Författningsförslag
67
marknadsorienterat sätt anskaffa den energi som behövs för att bedriva överföring av naturgas.
11 kap.
4 §
Beslut av en myndighet enligt 2 kap. 14 och 15 §§ samt 6 kap. 3,6 och 9 §§ får överklagas hos allmän förvaltningsdomstol. Prövningstillstånd krävs vid överklagande till kammarrätten.
Regeringen får meddela föreskrifter om överklagande av andra beslut enligt denna lag eller enligt föreskrifter som meddelats med stöd av lagen.
Beslut av en myndighet enligt 2 kap. 14 och 15 §§, 3 kap. 4 a §, 6 kap. 3 §, 10 kap. 3,6 och 9 §§ får överklagas hos allmän förvaltningsdomstol. Prövningstillstånd krävs vid överklagande till kammarrätten.
Regeringen får meddela föreskrifter om överklagande av andra beslut enligt denna lag eller enligt föreskrifter som meddelats med stöd av lagen.
Ikraftträdande- och övergångsbestämmelser
1. Denna lag träder i kraft den 1 juli 2006.
2. Innehavare av naturgasledning byggd innan den 1 juli 2006, för vilken koncession krävs enligt denna lag, och som vid ikraftträdandet saknar koncession, skall inge ansökan om koncession senast sex månader efter lagens ikraftträdande. Regeringen, eller den myndighet regeringen bemyndigar, får för sådan ansökan om koncession meddela undantag från bestämmelser om vad som skall ingå i en koncessionsansökan. Har ansökan om koncession ingivits i föreskriven tid får naturgasledningen, utan hinder av vad som sägs i 2 kap. 1 §, få fortsätta att användas. Detta gäller dock längst till dess att lagakraftvunnet avslagsbeslut föreligger.
Författningsförslag SOU 2004:129
68
3 Förslag till lag om ändring i miljöbalken
Härigenom föreskrivs att 11 kap. 23 § miljöbalken skall ha följande lydelse.
Nuvarande lydelse Föreslagen lydelse
11 kap.
23 §
Tillstånd skall lämnas till följande vattenverksamhet, om inte något annat följer av 2 kap. 9 §:
1. vattenverksamhet som vid prövning av annan verksamhet enligt 17 kap. 1 eller 3 § har angetts som ett villkor för verksamhetens utövande,
2. anläggande av broar och annan vattenverksamhet för väg, järnväg, tunnelbana eller spårväg vars anläggande har prövats i särskild ordning,
3. anläggande av rörledningar i vatten som koncession har meddelats för enligt lagen (1978:160) om vissa rörledningar,
4. verksamhet som bearbetningskoncession har meddelats för enligt lagen (1985:620) om vissa torvfyndigheter,
5. anläggande av naturgasledningar i vatten som koncession har meddelats för enligt naturgaslagen (2000:599). Lag (2000:600).
Tillstånd skall lämnas till följande vattenverksamhet, om inte något annat följer av 2 kap. 9 §:
1. vattenverksamhet som vid prövning av annan verksamhet enligt 17 kap. 1 eller 3 § har angetts som ett villkor för verksamhetens utövande,
2. anläggande av broar och annan vattenverksamhet för väg, järnväg, tunnelbana eller spårväg vars anläggande har prövats i särskild ordning,
3. anläggande av rörledningar i vatten som koncession har meddelats för enligt lagen (1978:160) om vissa rörledningar,
4. verksamhet som bearbetningskoncession har meddelats för enligt lagen (1985:620) om vissa torvfyndigheter,
5. anläggande av naturgasledningar i vatten som koncession för naturgasledning har meddelats för enligt naturgaslagen (2000:599). Lag (2000:600).
SOU 2004:129 Författningsförslag
69
4 Förslag till lag om ändring i sekretesslagen (1980:100)
Härigenom föreskrivs såvitt gäller sekretesslagen (1980:100) att det i lagen skall införas en ny bestämmelse, 8 kap. 30 §.
Nuvarande lydelse Föreslagen lydelse
8 kap.
30 §
Sekretess gäller i myndighets verksamhet som avser hållande av anläggningsregister enligt ellagen (1997:857) för uppgift om registrerad, om det inte står klart att uppgiften kan röjas utan att den som uppgiften rör lider skada.
Trots sekretessen får uppgift lämnas till den som ingått avtal om elleverans, balansansvar eller överföring av el med den som uppgiften berör. Uppgift om anläggningsidentitet och innehavare av nätkoncession får dessutom utlämnas till den som innehar tillstånd enligt 6 kap. 1 § ellagen. Den registerhållande myndigheten skall lämna ut uppgift i anläggningsregistret till nätmyndigheten.
71
1 Uppdraget och dess genomförande
Utgångspunkter för utredningens arbete
Elmarknaden
Den 1 januari 1996 trädde ett nytt regelverk för elmarknaden i kraft (prop. 1994/95:222, bet. 1995/96:NU1, rskr. 1995/96:2). De nya reglerna innebar att konkurrens infördes i elhandel och elproduktion. Syftet var bl.a. att införa valfrihet för elanvändarna och skapa förutsättningar för en ökad pris- och kostnadspress inom elförsörjningen. Regleringar som hindrade handel med el avskaffades medan nätverksamhet som är ett naturligt monopol även fortsättningsvis regleras och övervakas. Detta innebar att elpriset skulle sättas i konkurrens men inte nättariffen.
En ny myndighet, nätmyndigheten, fick i uppgift att bl.a. utöva tillsyn av ellagens efterlevnad utom i frågor som rör elsäkerhet och driftsäkerheten hos det nationella elsystemet. Nätmyndigheten kan bl.a. pröva skäligheten hos nättariffer och andra villkor för nättjänster som ett nätföretag tillämpar. Regeringen har utsett Statens energimyndighet (Energimyndigheten) att vara nätmyndighet.
Under de nio år som gått sedan elmarknadsreformen genomfördes har regelverket genomgått ett stort antal förändringar.
Den 1 juli 1997 infördes för elanvändare med s.k. direktmätning ett takpris på 2 500 kr för timregistrerande mätutrustning och dess installation (prop. 1996/97:85, bet. 1996/97:NU11, rskr. 1996/97:266). Syftet med takpriset var att underlätta för användare med liten elförbrukning att delta i handeln med el.
Den 1 januari 1998 trädde en ny ellag i kraft (prop. 1996/97:136, bet. 1997/98:NU3, rskr. 1997/98:27). Den var i huvudsak en språklig och redaktionell modernisering av den gällande lagstiftningen på elområdet. Vissa ändringar och kompletteringar av lagstiftningen gjordes dock, bl.a. vad gäller bestämmelser om konsumentskydd.
Uppdraget och dess genomförande SOU 2004:129
72
Hösten 1998 beslöt riksdagen om vissa smärre ändringar i ellagen som krävdes för genomförandet av det nya elmarknadsdirektivet.
1
Därutöver beslutades om vissa ändringar i ellagen syftande
till att förbättra elmarknadens funktionssätt, däribland att betald nättariff i Sverige skall ge tillträde även till vissa utlandsförbindelser. (prop. 1997/98:159, bet. 1998/99:NU4, rskr. 1998/99:53).
Den 1 november 1999 avskaffades kravet på timvis mätutrustning för de flesta elanvändare. I stället infördes en schablonbaserad beräkning av elförbrukning. Systemet med leveranskoncession upphävdes samtidigt (prop. 1998/99:137, bet. 1999/2000:NU4, rskr. 1999/2000:1). Samtliga elanvändare gavs därmed möjlighet att fritt byta elleverantör och elhandelspriserna släpptes helt fria.
Nätmyndighetens tillsyn över nätavgifterna förenklades genom den ändring av ellagen som trädde i kraft den 1 juli 2002 (prop. 2001/02:56, bet. 2001/02:NU9, rskr. 2001/02:180). Anslutningsavgifter prövas dock fortfarande av myndigheten efter ansökan.
I proposition 2001/02:56 föreslog regeringen också en skärpning av kravet på åtskillnad mellan elnätsverksamhet och konkurrensutsatt verksamhet genom att ställa upp förbud mot gemensam verkställande direktör och gemensam styrelsemajoritet i nätföretag och elhandels- eller elproduktionsföretag. Riksdagen avslog dock regeringens förslag i denna del, och anmodade regeringen att göra en förnyad prövning av frågan och återkomma till riksdagen med ett nytt förslag (se vidare kapitel 5).
Den ökade konkurrensen och den nya regleringen på elmarknaden har inneburit stora strukturförändringar både bland elnätsföretagen och elhandelsföretagen. En ökad marknadskoncentration, ökat korsvist ägande och ökat utländskt ägande har karaktäriserat marknadsutvecklingen. År 1996, det första året med avreglerad elmarknad, stod sju företag för drygt 90 procent av den svenska elproduktionen. Genom fusioner har dessa företag därefter reducerats till fem stycken.
I dag finns 97 elhandelsföretag i landet. 1996 fanns det 221 elhandlare. Strukturomvandlingen har gått snabbt, och i dag bearbetar färre än 20 företag aktivt kunder över hela landet.
År 2001 tillsatte regeringen Elkonkurrensutredningen som fick i uppgift att studera konkurrensen och prisbildningen på elmarknaden och lämna förslag på åtgärder för att tillförsäkra att en väl fungerande konkurrens upprätthålls.
1
Europaparlamentets och rådets direktiv 96/92/EG av den 19 december 1996 om
gemensamma regler för den inre marknaden för el (EGT nr L 27, 30.1.1997, s. 20).
SOU 2004:129 Uppdraget och dess genomförande
73
Elkonkurrensutredningen redovisade ett antal övergripande slutsatser och lämnade förslag till konkreta åtgärder.
2
Antalet elprodu-
center och elhandelsföretag har blivit allt mindre, men utredaren menar att de än så länge är tillräckligt många för att konkurrensen skall kunna upprätthållas. Det är dock enligt utredaren viktigt att bevaka utvecklingen.
Utifrån utredarens förslag till åtgärder för att öka kundernas rörlighet på marknaden lämnade regeringen sin bedömning i propositionen ”Samverkan för en trygg, effektiv och miljövänlig energiförsörjning
” (prop. 2001/02:143). Regeringen uttalade där att
marknadens aktörer, framför allt konsumenterna, av olika anledningar ännu inte har tillräcklig kunskap om energimarknaderna och att ökade insatser för att underlätta för konsumenterna på marknaden därför är nödvändiga. Regeringen gjorde bedömningen att vissa frågor bör utredas vidare. Det gällde bl.a. frågor såsom utformningen av specifika krav på elleverantören och av eventuella sanktionssystem mot nätföretag som inte följer ellagens föreskrifter om leverantörsbyten.
I samma proposition berörde regeringen även frågan om behovet av offentlig upphandling av anvisad elleverantör. Vidare föreslogs också vissa förändringar i ellagen som rörde tariffsättning på regionledningar, anvisning av balansansvarig och anvisning av elleverantör samt icke koncessionspliktiga nät.
I nämnda proposition presenterade regeringen vidare sin bedömning att gällande bestämmelse om att de småskaliga elproducenterna endast skall betala för den del av nättariffen som motsvarar årlig kostnad för mätning och rapportering får vissa effekter som inte är önskvärda och att den därför bör tas bort eller ändras. Regeringen ansåg dock att det saknades ett tillräckligt väl underbyggt underlag för att bedöma vilka konsekvenser det kan få för den småskaliga elproduktionen.
Flera av de ovan nämnda frågorna, om vilka regeringen redovisade sina bedömningar i prop. 2001/02:143, ingår i vårt uppdrag och behandlas i detta betänkande.
År 2003 trädde flera nya bestämmelser som avser el från förnybara energikällor i kraft. Lagen (2003:113) om elcertifikat trädde i kraft den 1 augusti 2003 och lagen (2003:437) om ursprungsgarantier avseende förnybar el den 1 oktober 2003.
2
Elkonkurrensutredningen: ”Konkurrensen på elmarknaden
” (SOU 2002:7).
Uppdraget och dess genomförande SOU 2004:129
74
Den 26 juni 2003 antogs det s.k. inre marknadspaketet efter ett par års behandling i Europaparlamentet och rådet. Paketet syftar till att skapa likvärdiga konkurrens- och marknadsvillkor inom el- och naturgassektorerna och består av två direktiv och en förordning. I och med att de nya direktiven träder i kraft så upphör nu gällande elmarknads- och naturgasdirektiv att gälla.
Ett av direktiven samt förordningen gäller elmarknaden.
3
I vårt
delbetänkande ”El- och naturgasmarknaderna – europeisk harmonisering” (SOU 2003:113) lämnade vi förslag till ändringar i lagstiftningen som krävs för att genomföra det reviderade elmarknadsdirektivet samt också vissa förslag till kompletterande bestämmelser föranledda av förordningen om gränsöverskridande handel med el. Regeringen lämnade den 14 oktober 2004 en remiss till Lagrådet där dessa förslag behandlas.
Naturgasmarknaden
Den svenska naturgasmarknaden är liten med en årlig total förbrukning på ca 10 TWh naturgas, som uteslutande importeras via Danmark. Naturgasen används i kraft- och värmeproduktion (ca 40 procent), som energikälla för industrin och direkt i industriella processer (ca 40 procent). Resterande 20 procent används i huvudsak för hushållsändamål med en mindre andel som fordonsbränsle.
Det svenska naturgasnätet sträcker sig längs västkusten från Trelleborg upp till Stenungsund med förgreningar in i landet. Nätet berör ett 30-tal kommuner där naturgasen svarar för ca 20 procent av energianvändningen. Utslaget på nationell nivå motsvarar användningen av naturgas ca två procent av den totala energianvändningen, med totalt ca 55 000 naturgasanvändare. Naturgasföretagen uppgår till ett tiotal. I huvudsak är det fråga om traditionella energiföretag som också bedriver annan energirelaterad verksamhet.
På naturgasmarknaden har rörligheten, på grund av den begränsade marknadsöppningen, varit mycket liten. Bland strukturförändringar kan nämnas att Vattenfall den 1 juli 2001 sålde sin majoritetsandel av stamnätsföretaget, nuvarande Nova Naturgas AB, till de övriga delägarna Ruhrgas, Statoil, Fortum och DONG.
3
Europaparlamentets och rådets direktiv 2003/54/EG av den 26 juni 2003 om gemensamma
regler för den inre marknaden för el och om upphävande av direktiv 96/92/EG (EUT L 176, 15.7.2003, s 37) resp. Europaparlamentets och rådets förordning (EG) nr 1228/2003 av den 26 juni 2003 om villkor för tillträde till nät för gränsöverskridande elhandel (EUT L 176, 15.7.2003, s 1).
SOU 2004:129 Uppdraget och dess genomförande
75
Företaget bedriver renodlad verksamhet med handel och överföring av naturgas.
Fram till slutet av 1990-talet fanns ingen särskild lagstiftning som reglerade handel med och transport av naturgas. Den som avsåg att uppföra en anläggning för att använda naturgas hade att ta hänsyn till flera lagar vars bestämmelser inte avsåg enbart anläggningar för användning av naturgas (t.ex. bestämmelser i bl.a. miljöbalken, väglagen och kulturminneslagen).
Särskilda bestämmelser för framdragande och begagnande av rörledningar för flytande och gasformiga energibärare, bl.a. naturgas, fanns i lagen (1978:160) om vissa rörledningar (rörledningslagen). Rörledningslagen innehöll främst bestämmelser om koncession för att dra fram eller använda rörledningar för transport av naturgas. Lagen reglerade däremot inte handel med och distribution av naturgas. Lagen (1988:868) om brandfarliga och explosiva varor innehåller bestämmelser om hantering och import av brandfarliga och explosiva varor.
I oktober 1999 redovisade Värme- och gasmarknadsutredningen ett förslag till naturgaslagstiftning som tillgodosåg kraven i det då nya naturgasmarknadsdirektivet.
4
Utredningen föreslog en ny lagstiftning på naturgasområdet, eftersom naturgasmarknadsdirektivet var betydligt mer långtgående och omfattande än den då gällande svenska lagstiftningen. Den föreslagna lagstiftningen utarbetades med ellagen (1997:857) och rörledningslagen (1978:160) som förebilder, och reglerar i huvudsak verksamheter avseende koncession, ledningsägarens skyldigheter, särredovisning och tillsyn.
Regeringens förslag till ny naturgaslag baserades på Värme- och gasmarknadsutredningens betänkande, förutom att regeringen föreslog att endast förbrukare som enligt ingångna inköpsavtal kommer att förbruka mer än 25 miljoner kubikmeter naturgas per år på minst ett förbrukningsställe skall anges som berättigade kunder. Utredningen hade föreslagit gränsen 5 miljoner kubikmeter. Riksdagen följde regeringens förslag (prop. 1999/2000:72, bet. 1999/2000:NU12, rskr. 1999/2000:259).
Regeringen återkom i denna fråga våren 2002 med ett förslag till riksdagen om en sänkning av förbrukningsgränsen för berättigade kunder till 15 miljoner kubikmeter per år på minst ett förbruk-
4
Europaparlamentets och rådets direktiv 98/30/EG av den 22 juni 1998 om gemensamma
regler för den inre marknaden för naturgas (EGT L 204, 21.7.1998, s. 1). Utredningen redovisade sitt förslag i betänkandet ”Handel med gas i konkurrens” (SOU 1999:115).
Uppdraget och dess genomförande SOU 2004:129
76
ningsställe fr.o.m. den 1 augusti 2003. Riksdagen biföll regeringens förslag (prop. 2001/02:143, bet. 2001/02:NU17, rskr. 2001/02:317).
Den tredje komponenten i det s.k. inre marknadspaketet är ett nytt naturgasmarknadsdirektiv.
5
I vårt delbetänkande lämnade vi
förslag till ändringar i lagstiftningen som krävs för att genomföra naturgasmarknadsdirektivet. Regeringens förslag i dessa frågor behandlas för närvarande i Lagrådet. Liksom beträffande det nya elmarknadsdirektivet innebär det nya naturgasmarknadsdirektivet väsentliga anpassningar av den nu gällande svenska lagstiftningen. Det finns många likheter mellan elmarknads- och naturgasmarknadsdirektiven, men då den svenska lagstiftningen har varit mindre utvecklad på naturgasområdet än på elområdet krävs större anpassningar av naturgaslagstiftningen än ellagstiftningen.
Utredningen föreslog i delbetänkandet att regeringen skall bemyndigas att utse den som skall ha systemansvaret för naturgas, dvs. skall svara för att naturgassystemet fungerar tekniskt och är driftssäkert och att balansen kortsiktigt upprätthålls mellan inmatning och uttag av naturgas i naturgassystemet. I lagrådsremissen föreslår regeringen detta. Regeringen meddelar samtidigt att den avser att utse Affärsverket svenska kraftnät (Svenska kraftnät) till systemansvarig myndighet för naturgasmarknaden. Svenska kraftnät har den 14 oktober 2004 fått regeringens uppdrag att skyndsamt organisera ett systemansvar för naturgas inom verket på ett för naturgasmarknaden och verket kostnadseffektivt sätt.
Uppdraget
Den första etappen av utredningens arbete avrapporterades i vårt delbetänkande. Vi redovisade där förslag till ny eller ändrad lagstiftning och regelverk i övrigt för el- och naturgasmarknaderna, som var föranledda av det s.k. inre marknadspaketet. Vi föreslog också hur de rapporteringar som krävs i direktiven skall genomföras. I tillägg gjorde vi en förnyad prövning i frågan om skärpning av kravet på åtskillnad mellan elnätsverksamhet och konkurrensutsatt verksamhet.
Den andra och sista etappen av utredningens arbete, som avrapporteras i detta betänkande, har varit inriktad på att analysera
5
Europaparlamentets och rådets direktiv 2003/55/EG av den 26 juni 2003 om gemensamma
regler för den inre marknaden för naturgas och om upphävande av direktiv 98/30/EG (EUT L 176, 15.7.2003, s 57).
SOU 2004:129 Uppdraget och dess genomförande
77
behovet av förbättringar av de svenska el- och naturgasmarknaderna, samt att lämna förslag till sådana. Uppdraget har också omfattat vissa frågor om elmarknadens funktion.
I utredningens direktiv (dir. 2003:22, se bilaga 1) sammanfattas den andra utredningsetappen i följande punkter. Utredningen skall:
• analysera om det finns tänkbara förbättringar att göra på elmarknaden och naturgasmarknaden och om så är fallet föreslå åtgärder för detta,p
• utvärdera hur strukturförändringarna har påverkat konkurrensen på elmarknaden och belysa konkurrensen på elmarknaden ur ett nordiskt och europeiskt perspektiv,
• analysera hur specifika krav på elleverantören lämpligen bör utformas,
• utreda behovet av sanktionssystem mot nätföretag som inte följer ellagens föreskrifter om leverantörsbyten,
• analysera möjligheter till effektivare tillsyn av anslutningsavgifter,
• göra en kompletterande analys av frågan om skärpning av kravet på åtskillnad mellan elnätsverksamhet och konkurrensutsatt verksamhet,
• utreda behovet av offentlig upphandling av anvisad elleverantör,
• kartlägga konsekvenserna av att bestämmelsen om att de småskaliga elproducenterna endast skall betala för den del av nättariffen som motsvarar årlig kostnad för mätning och rapportering tas bort och
• bedöma konsekvenserna för resursbehovet för tillsynen av el- och naturgasmarknaderna av de förslag som läggs fram.
Utredningen skulle enligt direktivet redovisa sina överväganden och lämna förslag till lagstiftning i fråga om denna etapp av uppdraget senast den 14 september 2004. Enligt tilläggsdirektiv (2004:104, bilaga 3) skall utredningen ha slutfört sitt arbete senast den 31 december 2004.
Uppdraget och dess genomförande SOU 2004:129
78
Utredningsarbetets genomförande
Som resultat av utredningsuppdraget för etapp två av El- och gasmarknadsutredningen redovisar vi i detta betänkande utvärderingar och förslag vad gäller elmarknadens och naturgasmarknadens funktion. Utredningen har som en del av arbetet lagt särskild tonvikt vid hur konsumenternas situation på marknaden kan förbättras.
Utgångspunkten för arbetet i etapp två har varit att analysera marknadernas funktion och att där behov bedömts föreligga ta fram förslag på hur funktionen kan förbättras mot bakgrund av de erfarenheter från nu gällande regler som redovisats av dem inom utredningen som har erfarenhet av deras tillämpning. Utredningen har även analyserat vissa mer avgränsade frågor på elmarknaden samt lagt förslag i dessa delar. Därvid har utredningen bl.a. diskuterat frågan om anläggningsregister samt analyserat en alternativ elmarknadsmodell.
Utredningens sakkunniga och experter har bidragit till arbetet med en mångfald av erfarenheter och exempel från verksamheten i företag och myndigheter. Utredningen har även haft ett stort antal möten med och mottagit skrivelser från företrädare från el- och naturgasbranschen samt kundrepresentanter. Utredningen har bl.a. mottagit skrivelser från Svensk Energi, Svenska Gasföreningen, Oberoende elhandlare, Energimyndigheten och Konsumentverket. Utredningen har träffat ett flertal kundrepresentanter såsom Konsumenternas Elrådgivningsbyrån, HSB Riksförbund, Villaägarnas riksförbund, Hyresgästföreningen Riksförbundet och Swedish Industrial Gas Consortium (SIGC). Därvid har utredningen tagit del av deras synpunkter på marknadens funktion samt behovet av förändringar. Utredningen har även haft kontakt med myndigheter i Norge och England.
Öhrlings PricewaterhouseCoopers AB har på uppdrag av utredningen gjort dels en analys av ersättningen till styrelse och vd i integrerade företag med nätverksamhet och elhandelsverksamhet, dels en analys av förändringarna i ägarstrukturen på den svenska elmarknaden.
På uppdrag av utredningen har ÅF-Energi & Miljö AB gjort en utredning av råkraftsmarknaden som bl.a. berör Nord Pools funktion och utvecklingen på elspotmarknaden 2002 och 2003. ÅF-Energi & Miljö har även tagit fram en rapport rörande prisutvecklingen på naturgasmarknaden.
SOU 2004:129 Uppdraget och dess genomförande
79
ECON Analys AB har på uppdrag av utredningen gjort en uppföljning av leverantörsbytesprocessen under maj 2004.
Gunnar Fabricius, Svenska Kraftbörsen AB, har på uppdrag av utredningen tagit fram ett pm som beskriver den av honom föreslagna alternativa organisationsmodellen för den svenska elmarknaden.
Utredningen har även tagit del av och studerat rapporter och studier från en mängd olika källor.
Betänkandets innehåll
I kapitel 2 redogör vi för elproduktion och råkraftsmarknaden. I kapitel 3 diskuteras nätverksamheten samt behovet av sanktionssystem. Elhandel och leverantörsbyten diskuteras i kapitel 4 som även omfattar ett förslag på tillstånd för elleverantörer samt andra åtgärder för att komma tillrätta med problemen med leverantörsbyten. Kapitel 5 återknyter till delbetänkandets fråga om åtskillnad mellan nätverksamhet och konkurrensutsatt verksamhet och redovisar den uppföljning av frågan som aviserades i delbetänkandet. Kapitel 6 redovisar konsumentrelaterade frågor. I kapitel 7 föreslår utredningen ett centralt anläggningsregister i syfte att underlätta leverantörsbytesprocessen och därigenom bidra till att stärka förtroendet för elmarknaden som helhet. Kapitel 8 tar upp frågor kring marknadsövervakningen för el och kapitel 9 beskriver den nordiska och den europeiska marknaden för el. Frågan om undantag för regelverket för småskaliga elproducenter behandlas i kapitel 10. Beskrivningen av elmarknaden avslutas genom kapitel 11 som behandlar en föreslagen alternativ elmarknadsmodell. I kapitel 12 ges en introduktion till naturgasmarknaden. Kapitel 13 beskriver naturgasmarknadens infrastruktur och behandlar frågan om områdeskoncession, och kapitel 14 beskriver marknadsstrukturen. I kapitel 15 beskrivs prisbildningen på naturgasmarknaden. Kapitel 16 tar upp frågor kring marknadsbevakning och kapitel 17 avslutar med en marknadsanalys. I kapitel 18 redogörs för ekonomiska och andra konsekvenser av utredningens förslag. I kapitel 19 lämnar vi förslag på finansiering av det ökade resursbehov som förslagen medför. I kapitel 20 finns författningskommentarerna.
81
2 Elproduktion och råkraftsmarknaden
Utredningen har bl.a. i uppdrag att utvärdera hur strukturförändringarna har påverkat konkurrensen på elmarknaden och belysa konkurrensen på elmarknaden ur ett nordiskt och europeiskt perspektiv. Utredningen skall även föreslå metoder för hur konkurrensen på elmarknaden skall följas upp.
Den svenska elmarknaden har under det senaste årtiondet öppnats upp mot våra nordiska grannländer. I detta kapitel behandlas elproduktion och råkraftmarknaden, dvs. grossistmarknaden för el. Som det kommer att visa sig nedan kan elmarknaden inte sägas vara rent svensk och inte heller nordisk, utan snarare varierande däremellan. I detta kapitel behandlas därför marknaden från såväl ett svenskt som ett nordiskt perspektiv. Den nordiska elmarknaden avser Sverige, Norge, Danmark och Finland, men inte Island. Utgångspunkten är prisområde Sverige och situationen för de aktörer som är baserade inom detta prisområde och därför måste agera med utgångspunkt från detta. Utvecklingen på de nordiska och europeiska elmarknaderna behandlas närmare i kapitel 9.
2.1 Elproduktion och elanvändning
2.1.1 Elproduktion
Både produktionen och användningen av el varierar mellan både säsong och år på den nordiska elmarknaden. Eftersom hälften av elproduktionen i Norden kommer från vattenkraft, påverkar nederbörd och tillrinning elproduktionens sammansättning. Vattenkraftproduktionen kan variera med i storleksordning 80 TWh mellan våtår och torrår, vilket motsvarar en femtedel av den totala elproduktionen i Norden.
Vattenkraftens andel av den totala elproduktionen varierar mellan de nordiska länderna. I Norge svarade den år 2003 för ca
Elproduktion och råkraftsmarknaden SOU 2004:129
82
99 procent, medan Danmark inte har någon alls. För Sveriges del var de dominerande produktionsslagen vattenkraft och kärnkraft med 40 respektive 50 procent av produktionen.
1
Resterande 10 pro-
cent kom främst från värmekraft. I Finland utgjordes ungefär 27 procent av elproduktionen av kärnkraft, 12 procent av vattenkraft och 61 procent av värmekraft. I Danmark utgjorde värmekraft 87 procent och vindkraft 13 procent. Danmark har Nordens största vindkraftproduktion, som år 2003 producerade 6 TWh. Vindkraftens andel av den totala elproduktionen i Norden är ännu liten, knappt 2 procent 2003.
Elproduktionen i Sverige och de övriga nordiska länderna redovisas i tabellerna nedan.
Tabell 2.1. Elproduktion i Sverige 1996, 2000-2003, TWh
1) Preliminär statistik Källa: Energimyndigheten: ”Energiläget 2003”, ”Energimarknad 2004”.
1
Energimyndigheten: ”Energimarknad 2004”.
1990 2000 2001 2002
1)
2003
1)
Total produktion
141,7 142,0 157,7 143,2 132,3
Vattenkraft 71,4 77,8 78,4 65,8 52,8 Vindkraft 0 0,5 0,5 0,6 0,6 Kärnkraft 65,2 54,8 69,2 65,6 65,5 Konv värmekraft 5,1 8,9 9,6 11,3 13,5 Kraftvärme i fjärrvärmenäten 2,4 4,7 5,6 6,3 7,6 Kraftvärme i industrin 2,6 4,2 3,8 4,6 5,2 Kondenskraft 0 0,1 0
)
0,4 0,6
Gasturbiner 0 0 0 0 0,1 Import-Export -1,8 4,7 -7,3 5,4 12,8 Användning 139,9 146,6 150,4 148,6 145,1
SOU 2004:129 Elproduktion och råkraftsmarknaden
83
Tabell 2.2. Elproduktion i Finland, Danmark och Norge 1996, 2000 och 2003, TWh
1) inklusive kondensproduktion. Källa: Energimyndigheten: ”Elmarknad 2003”, Nordels årsstatistik.
I Sverige har ny produktionskapacitet i huvudsak tillkommit inom kraftvärmebaserad elproduktion och vindkraft tack vare investerings- och driftsstöd i olika utformning. Ytterligare utbyggnad av kärnkraften är inte möjlig mot bakgrund av de energipolitiska besluten att avveckla kärnkraften. Även utbyggnaden av storskalig vattenkraft möter hinder genom skyddet av oreglerade älvar i miljöbalken. Möjligheten att erhålla tillstånd för ny småskalig vattenkraft och landbaserad vindkraft är också mycket begränsad.
Kärnkraftens framtida roll i den svenska energiförsörjningen har länge varit osäker. Den officiella målsättningen att kärnkraften skulle vara avvecklad senast år 2010 övergavs genom 1997 års energipolitiska överenskommelse. I denna ingick också avställningen av Barsebäcksverket. Reaktorn Barsebäck 1 stängdes den 30 november 1998, medan stängningen av Barsebäck 2 var villkorad genom krav på bl.a. ny produktionskapacitet.
Regeringen föreslog att frågan om stängningen av Barsebäck 2 skulle inkluderas i de överläggningar om omställningen av energisystemet som påbörjades år 2002 mellan staten och kraftindustrin. Dessa förhandlingar avslutades hösten 2004 utan att någon över-
Finland Danmark Norge
1990 2000 2003 1990 2000 2003 1990 2000 2003
Total produktion
52 67 80 24 34 44 120 143 107
Vattenkraft 11 14 9 … … … 120 142 106
Vindkraft … … … 1 4 6 0 … …
Kärnkraft
18 22 22 0 0 0 0 0 0
Konv värmekraft 23 31 49 24 30 38 1 1 1
Kraftvärme i
fjärrvärmenäten 9 13 16 8 28
1)
36
1)
Kraftvärme i
industrin 8 12 13 0 2 2
Kondens 7 7 20 15
Gasturbiner … … … 0 0 … Import-export 11 12 5 7 1 -8 -16 -19 24
Användning 62 79 85 31 35 35 105 124 115
Elproduktion och råkraftsmarknaden SOU 2004:129
84
enskommelse träffats, och regeringen uttalade därvid sin ambition att stänga Barsebäck 2 med stöd av lagen (1997:1320) om kärnkraftens avveckling. Den 16 december 2004 beslöt regeringen att Barsebäck 2 skall tas ur drift senast vid utgången av maj månad 2005.
Samtidigt planerar de tre övriga kärnkraftsföretagen betydande effekthöjningar i de tio kvarvarande reaktorerna. Inlämnade ansökningar och redovisade planer pekar på en höjning av effekten som ungefär motsvarar produktionsbortfallet genom Barsebäcksverkets avställning. Ansökningarna om effekthöjning granskas av Statens kärnkraftinspektion, SKI, varefter regeringen gör den slutliga bedömningen och fattar beslut .
2.1.2 Elanvändningen
Elanvändningen i Norden varierar med utomhustemperaturen. Det beror på att elvärme står för en stor del av elanvändningen i främst Sverige och Norge. På vintern kan elanvändningen per vecka vara dubbelt så hög som under juli månad.
Elanvändningen i de nordiska länderna har i genomsnitt ökat med 1,7 procent per år mellan 1992 och 2002. Ökningstakten varierar i de olika länderna med störst ökning i Finland (2,9 procent per år) och minst i Danmark (0,8 procent per år). Mellan 2002 och 2003 minskade den totala elanvändningen med 8 TWh, varav 5 TWh i Norge. Minskningen kan förklaras av flera faktorer. Under vintern 2002/2003, som var torr och kall med liten vattenkraftproduktion och ett underskott i vattenkraftsmagasinen, steg elpriserna till mycket höga nivåer. Situationen bedömdes vara så allvarlig att myndigheterna i Norge gick ut med varningar för energibrist och uppmaningar om att dra ned på elförbrukningen så mycket möjligt. Samtidigt var konjunkturläget dåligt för delar av den elintensiva industrin. Tillrinningen till vattenmagasinen förbättrades från och med mars 2003, men elpriserna var höga relativt tidigare år under hela 2003, vilket dämpade elanvändningen. År 2003 var också varmare än år 2002, vilket medförde att behovet av elvärme i Norge och Sverige minskade.
Fördelningen mellan olika användarsektorer varierar mellan de nordiska länderna, se tabellen nedan. I Danmark finns i stort sett ingen elintensiv industri, vilket gör att den danska industrin står för
SOU 2004:129 Elproduktion och råkraftsmarknaden
85
en jämförelsevis lägre andel av den totala elanvändningen jämfört med industrin i Sverige, Norge och Finland.
Tabell 2.3. Elanvändning i Sverige 1990, 2000–2003, TWh
1) Preliminär statistik. Källa: Energimyndigheten: ”Energimarknad 2004”.
Tabell 2.4. Elanvändning i Finland, Danmark och Norge åren 1990, 2000 och 2003, TWh
1) ingår i bostäder och service. Källa: Nordel.
De nordiska systemoperatörerna har i ”Nordisk systemutvecklingsplan 2002” tagit fram en gemensam prognos för utvecklingen av det nordiska elsystemet. I planen bedöms Norden vara i behov av import under ett normalår 2010. Norge väntas ha störst importbehov, medan Sverige bedöms vara i balans under ett normalår, förutsatt att alla värmekraftanläggningar körs. Totalt väntas importbehovet (det vill säga skillnaden mellan produktion och
1990 2000 2001 2002
1)
2003
1)
Industri 53,0 56,9 56,2 55,7 54,9 Bostäder och service 65,0 69,0 73,1 72,5 72,3 Transporter 2,5 3,2 2,9 2,9 2,8 Fjärrvärme, raffinaderier 10,3 6,5 6,7 5,7 4,2 Distributionsförluster 9,1 11,1 11,9 11,8 10,9 Total användning 139,9 146,6 150,4 148,6 145,1 Total användning netto, temperaturkorrigerad 143,1 149,5 151,3 149,7 145,6
Finland Danmark Norge
1990 2000 2003 1990 2000 2003 1990 2000 2003
Industrin (inkl energisektorn)
33 45 44 9 11 10 47 53 46
Bostäder och service 26 31 37 20 22 23 51 61 59 Transporter 0,4
1) 1)
0,2
1) 1)
0,6
1) 1)
Förluster 3 3 3 2 2 2 7 10 11 Total användning 62 79 85 31 35 35 105 124 115
Elproduktion och råkraftsmarknaden SOU 2004:129
86
konsumtion) i Norden vara runt 10 TWh ett normalår, medan det ett torrår ökar till cirka 25 TWh.
2.1.3 Effektbalansen
Effektbalansen beskriver elsystemets momentana förmåga att balansera tillförsel och efterfrågan på el. Effektbalansen har betydelse för prisbildningen på råkraftmarknaden. En ansträngd effektbalans visar på en potentiell framtida brist i systemet. Generellt sett bidrar en högre efterfrågan och ett lägre utbud till en högre prisnivå på en marknad där prissättningen styrs av utbud och efterfrågan.
Figuren nedan visar hur effektbalansen utvecklats i Sverige sedan 95/96. Av figuren framgår att effektbalansen i Sverige har blivit allt mer ansträngd under senare år. Det är en följd av att produktionskapaciteten har minskat efter att elmarknaden öppnades, samtidigt som efterfrågan på el har ökat. Också beslutet att stänga Barsebäck 1 har bidragit till den minskade produktionskapaciteten.
Begreppet tioårsvinter används som ett mått på en belastning av systemet som rimligen bör kunna klaras med tillräckliga marginaler. Med det menas en vinter som statistiskt sett inträffar vart tionde år.
Figur 2.1. Utveckling av maximal förbrukning och tillförsel av el i Sverige, MW
Källa: Svenska kraftnät.
26300
25000 24600
25800 26000
27000
25800
26400
26900
20000 22000 24000 26000 28000 30000 32000 34000 36000
95/96 96/97 97/98 98/99 99/00 00/01 01/02 02/03 03/04 04/05 05/06 06/07 07/08
Uppmätt maxförbrukning Prognos normalår Prognos 10-årsvinter Tillförsel
SOU 2004:129 Elproduktion och råkraftsmarknaden
87
Om uttaget vid något tillfälle tenderar att överstiga produktionskapaciteten, riskerar man att en bristsituation uppstår. Största risken för effektbrist är det vanligen en kall vardag under vintern. Ännu har inte effektbrist uppstått i Sverige, men effektbalansen har varit ansträngd vid ett antal tillfällen under de senaste årens vintrar. Vid dessa tillfällen har knappheten på effekt reflekterats i elpriset på Nord Pool vilket stigit till mycket höga nivåer.
Svenska kraftnät har i uppdrag att säkra effektbalansen och har därför upphandlat reservkraft som kan utnyttjas när en bristsituation uppstår. Upphandlingen är en övergångslösning enligt en lag som gäller fram till utgången av februari 2008, lagen (2003:436) om effektreserv. Därefter förutsätts behovet av effekt för upprätthållande av effektbalansen hanteras genom en marknadsmässig lösning.
Även på den nordiska marknaden har effektbalansen blivit mer ansträngd. Enligt de nordiska systemoperatörernas prognos väntas effektbalansen i Norden förbättras något till år 2010, vilket kan förklaras med att nya elproduktionsanläggningar planeras eller avses byggas, främst i Finland och Norge.
2.2 Råkraftsmarknaden – Nord Pool
Råkraft säljs antingen via den nordiska elbörsen, Nord Pool ASA, eller genom bilaterala avtal direkt mellan företagen. Nord Pool är en gemensam handelsplats för el i Norge, Finland, Danmark och Sverige. Omkring en tredjedel av elen säljs via elbörsen och resterande del säljs genom bilaterala avtal. Aktörerna på råkraftsmarknaden kan välja mellan Nord Pool och bilaterala avtal när de väljer hur de skall avsätta respektive anskaffa den el de behöver. Nord Pools spotpris är dock referenspris i flertalet avtal.
Nord Pool tillhandahåller en spotmarknad för fysisk handel med el, en derivatmarknad samt en clearingfunktion. Nord Pool Spot AS är en marknadsplats för handel med el för fysisk leverans under det kommande dygnet. Nord Pool Financial Market ASA är en börs för finansiell handel för aktörer på den nordiska elmarknaden. Nord Pool Clearing ASA är motpart i alla finansiella kontrakt som omsätts på börsen samt sådana bilaterala finansiella kontrakt som parterna önskar cleara via börsen. Nord Pool ASA och Nord Pool Spot AS har båda tillstånd att agera som fullvärdiga börser enligt
Elproduktion och råkraftsmarknaden SOU 2004:129
88
norska börsregler. I dag har Nord Pool 366 medlemmar, varav ett tjugotal utanför de nordiska länderna.
Svenska kraftnät gick in som delägare i elbörsen 1996. I takt med att övriga delar av Norden omfattades av börsområdet gick respektive systemoperatör in som ägare. I dag ägs Nord Pool AS till 50 procent av Svenska kraftnät och 50 procent av norska Statnett, vilka är systemoperatörer i Sverige respektive Norge. Nord Pool AS består av Nord Pool Financial Market, som är en avdelning inom Nord Pool AS samt de helägda dotterbolagen Nord Pool Clearing och Nord Pool Consulting. Nord Pool Spot ASA ägs av Nord Pool AS, Svenska kraftnät, Statnett och Fingrid med vardera 20 procent samt de danska systemoperatörerna Elkraft System AB och Eltra med vardera 10 procent.
Handeln på Nord Pool ökade stadigt mellan åren 1996 till 2002, men föll sedan tillbaka kraftigt under 2003. Orsakerna till detta diskuteras i avsnittet om prisutvecklingen under 2002/2003. I följande diagram visas omsättningen på Nord Pools olika marknader i volym räknat under åren 1996-2003. Den fysiska handeln har legat på i stort sett samma nivå under senare år, medan finansiell handel och clearingverksamhet minskat i omfång.
Nord Pool utvecklar löpandet nya produkter. Sedan våren 2004 finns t.ex. möjlighet att handla elcertifikat via Nord Pool. Vidare diskuteras bl.a. prissäkringsprodukter för handel med gröna certifikat och handel med utsläppsrätter.
Framställningen grundas på den rapport om råkraftsmarknaden som tagits fram av ÅF Energi & Miljö AB på uppdrag av utredningen. Se rapport 1. Rapporten innehåller bl.a. en detaljerad beskrivning av Nord Pool.
SOU 2004:129 Elproduktion och råkraftsmarknaden
89
Figur 2.2. Marknadsutveckling Nord Pool ASA 1996–2003, TWh
Källa: Nord Pool ASA: ”Annual Report 2003”.
2.2.1 Den fysiska marknaden
Den fysiska marknaden består av två delar, Elspot och Elbas. På Elspot handlas kraftkontrakt för leverans under kommande dygn. Elbas är en fysisk justeringsmarknad för Sverige, Finland och Själland under innevarande dygn.
Elspot
På spotmarknaden fastställs det så kallade systempriset (jämviktspris för utbud och efterfrågan) genom auktion. Jämviktspriset på Nord Pool kallas för marknadskryss. Systempriset fungerar som referenspris för den övriga elmarknaden. Deltagarna lämnar bud om hur stor mängd kraft de önskar sälja respektive köpa vid olika prisnivåer under varje timme nästföljande dygn. Senast klockan 12.00 dagen innan måste alla bud vara lämnade och systempriset beräknas baserat på de lämnade buden. Det finns flera typer av bud, däribland bud som sträcker sig över flera dygn. Nord Pool sammanställer alla bud vilket utmynnar i den utbuds- och efterfråge-
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 TWh
Bilateral Clearing
Finansiell handel
Fysisk handel
Elproduktion och råkraftsmarknaden SOU 2004:129
90
kurva som formar systempriset
2
och områdespriserna, vilka den
faktiska handelsvolymen och den ekonomiska avräkningen baseras på. Om det finns mindre överföringskapacitet än den önskade, används dessa bud för att skapa områdespriser. Vid budgivningen måste därför aktörerna ange inom vilket anmälningsområde de avser att mata in eller ta ut kraft. Spotmarknaden kan därför ses som en kombinerad energi- och kapacitetsmarknad.
De kontrakt som handlas innebär en skyldighet att leverera till eller att ta ut fysisk kraft från stamnätet. Kontraktens varaktighet är en timme. Omsättningen mäts i MWh per timme och minsta kontraktsstorlek är 0,1 MWh per timme. Handel sker 365 dagar om året. Det genomsnittliga spotpriset per månad, i löpande och 1996 års penningvärde visas i figuren nedan.
Figur 2.3. Systemprisets utveckling 1996–april 2004, månadsmedelvärde i 1996 års samt i löpande penningvärde
Källa: Nord Pool, Statistiska centralbyrån.
2
Systempriset beräknas i norska kronor men räknas sedan om till aktuell valuta i respektive
prisområde. Omräkningen sker till officiell växelkurs den aktuella dagen.
-
100 200 300 400 500 600 700 800
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
SEK / MWh
1996 års penningvärde
Löpande penningvärde
SOU 2004:129 Elproduktion och råkraftsmarknaden
91
Elbas
De balansansvariga företagen ansvarar för sin egen balans fram till leveranstimmen. Till dess kan de handla sig i balans genom handel på elspotmarknaden och därefter genom handel på Elbas. På Elbas handlas kraftkontrakt per timme, dygnet runt. Handel sker fram till en timme före leverans. När leveranstimmen startar tar balanstjänstens balansreglering över balanshanteringen. Elbas utgör ett viktigt komplement till Elspot, eftersom marknaden ger aktörerna möjlighet att justera sin balans med fysiska kontrakt närmare drifttimmen. För närvarande är handel på Elbas begränsad till Sverige, Finland och Själland. Elbaskontrakten handlas i euro.
Balansmarknaden
Genom balansmarknaden hålls kontinuerligt balansen mellan produktion och förbrukning. Denna balansreglering utförs löpande dygnet runt av systemoperatörens driftsorganisation. Balansregleringen är uppdelad i en primärreglering och en sekundärreglering. Primärregleringen hanteras inte genom Nord Pool utan genom bilaterala avtal mellan balanstjänsten och berörd aktör. I Sverige sköts balansregleringen av Svenska kraftnät, i Norge av Statnett, i Finland av Fingrid, i östra Danmark av Elkraft System och på Jylland och Fyn av Eltra. De två danska systemansvariga företagen kommer 2005 att slås samman till ett nytt företag, EnergiNet Danmark.
Primärregleringen utgörs av en automatisk frekvensstyrd reglering av generatorerna i vissa kraftstationer. Den automatiska regleringen upphandlas från producenter som har lämpliga resurser, dvs. kraftproduktion med lämpligt produktionsslag och teknisk utrustning. I Sverige rör det sig om vattenkraftanläggningar där styranläggningarna kan känna av frekvensvariationer och med automatik anpassa produktionen för att bevara spänningsnivån inom fastställda intervaller. I Sverige sköter Svenska kraftnät inköpen av reglerkraft.
För sekundärregleringen tar Svenska kraftnät löpande emot anbud från balansansvariga som är villiga att inom tio minuter öka eller minska sin produktion eller förbrukning. Anbuden för balansregleringen arrangeras i prisordning för varje timme. När det krävs centrala åtgärder för att justera elbalansen aktiverar Svenska kraft-
Elproduktion och råkraftsmarknaden SOU 2004:129
92
nät det mest fördelaktiga anbudet genom avrop. Efter varje timme bestäms regleringspriset efter den dyraste åtgärden vid uppreglering (när balanstjänsten köper el) eller den billigaste åtgärden vid nedreglering (när balanstjänsten säljer el) som har använts under timmen. Det priset gäller för alla anbud som har avropats för att reglera balansen upp eller ned.
Balansregleringen har under flera år kontinuerligt harmoniserats mellan de nordiska länderna. Numera fungerar den som en gemensam nordisk balansreglering. Priset för upp- och nedreglering blir detsamma i de olika länderna, såvida inte flaskhalsar omöjliggör överföring av reglerkraft över gränserna. Balansavräkningen görs dock på olika sätt i de nordiska länderna.
2.2.2 Den finansiella marknaden
Nord Pool tillhandahåller en finansiell marknad där aktörerna kan handla i standardiserade finansiella kontrakt upp till fyra år framåt i tiden. Värdet på derivaten
3
bestäms av förväntad prisutveckling på
spotmarknaden. Det finns två skäl att agera på Nord Pools finansiella marknad – riskhantering och spekulation. Genom terminshandeln kan priset på framtida fysiska kraftkontrakt säkras vilket minskar aktörernas riskexponering, s.k. hedging. En större del av den finansiella handeln sker dock utan att det finns ett fysiskt behov av kraft i botten. Kontrakten handlas hittills i norska kronor men kontrakt avseende 2006 och framåt handlas i euro. Det finns två typer av produkter på den finansiella marknaden, terminer och optioner. Standardiserade finansiella kontrakt handlas även via mäklare och kan clearas genom Nord Pool.
Terminer, optioner och clearing
En eltermin är ett avtal där parterna förbinder sig att köpa respektive sälja en viss mängd el till ett bestämt pris vid en avtalad framtida tidpunkt. Värdet på terminskontrakten speglar därmed marknadens förväntningar om den framtida prisutvecklingen på spotmarknaden. Det finns två typer av terminskontrakt på Nord Pool, Futures och Forwards. Futures handlas som dag- eller veckokontrakt. Forwardkontrakten handlas som säsongskontrakt på upp till
3
Värdepapper – optioner, futures eller forwards.
SOU 2004:129 Elproduktion och råkraftsmarknaden
93
fyra års sikt. En särskild forwardprodukt är Contracts for Differences (CfD:s), genom vilken det går att göra prissäkringar mot prisområdesdifferenser. Genom futures och forwards görs prissäkringar mot systempriset. I de fall det uppstår enskilda prisområden ger de inte en fullständig prissäkring. CfD:s innebär dock en möjlighet att prissäkra även sådana avvikelser för prisområdena Sydnorge, Sverige, Finland, Västdanmark och Östdanmark.
En option är en rättighet att köpa eller sälja en vara i framtiden till ett i dag fastslaget pris. En option kan ses som en försäkring, där köparen betalar en premie för att minska sin risk, medan säljaren av optionen erhåller en premie för att ta en extra risk. Det finns två typer av optioner på Nord Pool, Call Option och Put Option, som innebär rätten att köpa respektive sälja kraft. Genom optioner kan aktörerna säkra sig mot både pris- och volymrisker. Det är relativt få, specialiserade aktörer, som handlar i optioner på Nord Pool.
Nord Pools clearingfunktion innebär att Nord Pool garanterar att de kontrakt som handlas också uppfylls vilket minskar motpartsrisken (kreditrisken). Vidare förenklas rutinerna vid handel, eftersom Nord Pool Clearing sköter administrationen. Nord Pools clearingtjänster omfattar finansiella elkontrakt som handlas på Nord Pool eller OTC-kontrakt och som är utformade enligt Nord Pools standardiserade finansiella kontrakt. Nord Pool Clearing har tre kundkategorier; clearingmedlem, clearingrepresentant och clearingklient. Medlemmar clearar sina egna affärer med Nord Pool. Representanter företräder clearingklienter och sköter den operativa handeln för sina kunders räkning. Representanter underlättar för små aktörer att använda sig av Nord Pools clearingtjänster.
2.2.3 Regler och avgifter för handel på Nord Pool
För att vara medlem i Nord Pool Spot AS krävs ett aktörs- eller clearingkundavtal samt avtal om lämnande av information från moderbolaget och om pantsättning och garantier. Genom avtalet förbinder sig medlemmarna att följa de regler som finns kring budgivning, säkerheter, informationslämnande samt etiska regler. Medlemmarna måste även ha ett avtal om balansansvar i eget namn, eller via annan, med den systemansvarige i det land handel skall ske. För att handla på Nord Pools finansiella marknader krävs ett börs-
Elproduktion och råkraftsmarknaden SOU 2004:129
94
medlemskap på Nord Pool Financial Market samt ett avtal om clearingmedlemskap.
Nord Pool tar inga finansiella risker. Det innebär att alla som handlar på Nord Pool, fysiskt eller finansiellt, måste ställa ut säkerheter som motsvarar sin omsättning i olika produkter. Säkerheterna omfattar dels en grundsäkerhet som måste ställas innan handel börjar, dels säkerheter baserade på verksamhetens omfattning och Nord Pools kreditrisk.
För att använda sig av Nord Pool måste deltagarna erlägga vissa avgifter. Dessa finns beskrivna i rapport 1.
2.3 Flaskhalsar
El transporteras genom ledningsnätet från produktionsanläggning till kund. Kapaciteten på ledningsnätet avgör hur mycket som kan transporteras vid varje givet tillfälle. Om nätet inte klarar av att transportera den el som efterfrågas uppstår s.k. flaskhalsar.
Flaskhalsar kan orsakas av temporära eller strukturella betingelser. Temporära flaskhalsar uppstår sällan och kan vara resultat av underhållsarbete, tekniska fel eller speciella marknadsförhållanden. Strukturella flaskhalsar är resultat av nätets utbyggnadsnivå och lokalisering av produktion och förbrukning i nätet. Strukturella flaskhalsar uppstår därför över längre perioder eller inträffar med jämna mellanrum.
SOU 2004:129 Elproduktion och råkraftsmarknaden
95
Figur 2.4. Strukturella flaskhalsar i det nordiska systemet
Källa: Nordel.
Export och import av el möjliggörs genom överföringsförbindelserna mellan länderna. Det finns ett stort antal sådana överföringsförbindelser på den nordiska marknaden, samt även förbindelser med Ryssland, Tyskland och Polen. Sveriges möjliga totala överföringskapacitet till/från utlandet uppgår i dag till 9 000 MW, vilket motsvarar en tredjedel av landets maximala effektbehov. Det finns dock inga garantier för att det finns kraft tillgänglig för import till Sverige vid varje givet tillfälle. Samtliga förbindelser mellan Sverige och annat land, förutom SwePol Link (Sverige-Polen) och Baltic Cable (Sverige-Tyskland), ägs av de systemansvariga företagen i Norden. I vilken riktning handeln går beror av marknadsläget vid det givna tillfället, men generellt kan sägas att under år med god tillgång till vattenkraft, dvs. våtår, exporterar Sverige och Norge normalt sett el till Danmark och Finland. Vid torrår vänder handelsströmmarna och Norge och Sverige importerar el från Danmark, Finland, Tyskland och Polen. Finland är beroende av importerad el från Ryssland under såväl våtår som torrår.
Samtliga förbindelser inom börsområdet utnyttjas för handel på spotmarknaden. Systemoperatörerna meddelar Nord Pool hur stor kapacitet som är tillgänglig, varefter handelskapaciteten fördelas
Strukturella flaskhals under ett extremår Strukturell flaskhals
Snitt 2
Snitt 4
Elproduktion och råkraftsmarknaden SOU 2004:129
96
samtidigt med handeln på Elspot. Handeln på förbindelserna till länderna utanför börsområdet, d.v.s. förbindelserna till Polen, Ryssland och Tyskland, sker via bilaterala avtal och ibland genom ett auktionsförfarande av handelskapacitet.
Eftersom både utbud och efterfrågan varierar kraftigt under och mellan åren i Norden varierar också behovet av överföring av kraft. Variationer i vattenkraftsproduktionen är den faktor som har störst påverkan på överföringsbehovet. Under våtår transporteras ofta stora mängder el från Sverige och Norge till kontinenten, medan handeln går i motsatt riktning under torrår. Dessa förbindelser har därför haft störst betydelse i det nordiska elsystemet.
2.3.1 Hantering av flaskhalsar
Kortfattat kan det sägas att förekomsten av flaskhalsar på den nordiska marknaden varierar från år till år (se avsnitt 2.7). Flaskhalsarna hanteras i dag med en kombination av uppdelning i prisområden, mothandel och begränsning av import och export. Energimyndigheten har fått ett regeringsuppdrag att belysa konsekvenserna av olika metoder för att hantera begränsningar i det svenska överföringsnätet för el. Uppdraget redovisades i december 2004.
Prisområden
För att hantera flaskhalsar vid handel på elbörsen har den nordiska marknaden delats upp i olika elspotområden, vilka utgör olika prisområden. Sverige och Finland utgör var sitt prisområde, Danmark består av två prisområden (östra och västra), medan Norge består av två fasta prisområden (södra Norge, mellersta och norra Norge). Antalet prisområden i Norge varierar dock över tid beroende på Statnetts bedömning av hur det hydrologiska läget skall hanteras.
Inför elbörsens dagliga auktion meddelar de systemansvariga i respektive land Nord Pool kapaciteten i näten mellan olika prisområden. Tillgänglig kapacitet kan variera från dag till dag beroende på aktuella förhållanden i elsystemet, t.ex. ledningsavbrott, vilken produktion som är i gång eller hur hög förbrukningen är. Om handeln på spotmarknaden indikerar att överföringsnätet inte räcker till för att upprätthålla ett gemensamt pris i hela området (system-
SOU 2004:129 Elproduktion och råkraftsmarknaden
97
pris), delas marknaden in i olika prisområden. Områdespriserna bestäms av produktion och förbrukning inom respektive område samt överföring av kraft mellan områdena. Hanteringen genererar intäkter för de systemansvariga och kostnader för marknadsaktörerna, som brukar benämnas kapacitetsavgifter.
Mothandel och begränsning av import och export
Mothandel används under leveranstimmen för att avlasta flaskhalsar inom landet eller inom ett fastställt prisområde. För detta används bud på balanstjänsten för ökning eller minskning av produktionen. Dessa bud är i första hand avsedda för att balansera elsystemet, men eftersom de även innehåller geografisk information, kan de användas för att hantera flaskhalsar. Om flödet genom en flaskhals överskrider den tillåtna gränsen, beställer nätoperatören uppreglering respektive nedreglering av produktion på var sin sida av flaskhalsen.
En tredje metod att hantera begränsningar i överföringsnätet är genom begränsningar av import och/eller export. Metoden kallas även att flytta en flaskhals till gränsen, dvs. den systemansvarige hanterar en intern flaskhals genom begränsa den tillgängliga överföringskapaciteten mellan det egna och andra prisområden. Metoden används på samtliga nordiska marknader, men det har ifrågasatts om Svenska kraftnät använder metoden i alltför stor utsträckning.
Effekter av uppdelningen i prisområden
En delning av marknaden leder generellt sett till mindre konkurrens. Antalet aktörer minskar och de kvarvarande aktörerna på delmarknaden får större marknadsandelar. Det medför att risken för utövande av marknadsmakt ökar. Samtliga aktörer som kontaktats inom ramen för ÅF:s uppdrag åt utredningen har ansett att det är av stor betydelse att elmarknaden hålls samman till en nordisk elmarknad i så stor utsträckning som möjligt, mot bakgrund av marknadens struktur med ett fåtal stora dominerande aktörer.
Vidare är en viktig förutsättning för en väl fungerande elmarknad transparenta och icke-diskriminerande regler som medför ett optimalt utnyttjande av överföringskapaciteten. Eftersom interna
Elproduktion och råkraftsmarknaden SOU 2004:129
98
flaskhalsar inom respektive land hanteras på olika sätt innebär det olika förutsättningar i de olika länderna för marknadens aktörer. Systemoperatörernas hantering med att begränsa import och export inför handeln på elspot kan störa prisbildningen på Nord Pool och leda till stora skillnader i områdespriser.
Prisområdesindelning medför också att marknadens aktörer måste hantera risken för att det uppstår prisområdesdifferenser. Systempriset är referens för finansiella produkter, medan kostnaden för fysisk kraft bestäms av områdespriserna. För att hantera denna risk finns prissäkringar för prisområdesdifferensen (CfD). Dessa handlas dock i stor utsträckning via mäklare, eftersom Nord Pool endast tillhandahåller sådana kontrakt för korta perioder.
Uppdelningen i prisområden kan hämma likviditeten på den finansiella marknaden, då många aktörer väljer att prissäkra sig bilateralt i sitt eget prisområde. Därmed splittras likviditeten upp på olika bilaterala prisområdeskontrakt istället för att samlas på Nord Pools systempriskontrakt.
Uppdelningen i prisområden signalerar även var under- och överskottsområdena är belägna, vilket kan ge incitament till utbyggnad av förbindelser och utbuds- och efterfrågeanpassningar. Prisområdesindelningen genererar dock flaskhalsintäkter till systemoperatören vilket kan minska dennes incitament att bygga bort flaskhalsar i systemet. Användningen av sådana intäkter skall ske för vissa ändamål som anges i artikel 6.6 i förordningen om gränsöverskridande handel med el.
4
2.3.2 Möjligheter att minska de negativa effekterna av prisområden
En minskad uppdelning i prisområden skulle innebära en mer integrerad marknad där förutsättningar för en effektiv konkurrens förbättrats. Det är därför intressant att se närmare på vilka metoder som kan användas för att motverka uppkomsten av prisområden och därigenom minska de negativa effekter en sådan indelning kan ge upphov till. I det följande kommer utredningen att beröra utbyggnad av överföringskapacitet, optimalt utnyttjande av överföringskapaciteten samt utbyggnad av produktionskapacitet i områden med energiunderskott. Även fördelen med en mer harmonise-
4
Europaparlamentets och rådets förordning (EG) nr 1228/2003 av den 26 juni 2003 om
villkort för tillträde till nät för gränsöverskridande elhandel.
SOU 2004:129 Elproduktion och råkraftsmarknaden
99
rad hantering av flaskhalsar berörs. En ytterligare metod som kan användas är ökade motköp mellan prisområden.
Utbyggnad av överföringskapaciteten i Norden
Enligt många aktörer är en utbyggnad av överföringskapacitet det bästa sättet att minska uppkomsten av flaskhalsar. En utbyggnad av överföringsförbindelserna medför dock i allmänhet stora kostnader och kan därför inte alltid motiveras ur ett samhällsekonomiskt perspektiv. För att få en väl fungerande nordisk elmarknad är det av stor betydelse att utbyggnad inte sker ur ett nationellt, utan ett nordiskt, perspektiv. I annat fall kan effekten av en utbyggnad i ett enskilt land begränsas av flaskhalsar i angränsande land.
Ovan nämnda ”Systemutvecklingsplan 2002” (avsnitt 2.1.2) bygger på prognoser för elanvändningens och elproduktionens utveckling, varifrån överföringssnitt av betydelse för det nordiska elsystemet pekas ut. Mycket tyder på att det traditionella transportmönstret med stor sydgående transport från Norden till kontinenten kommer att förändras mot norrgående transporter till Norden. Även transportkanaler i öst-västlig riktning kommer att få ökad betydelse. I alla transportkanaler finns snitt, som begränsar överföringen.
Med utgångspunkt från tekniska och samhällsekonomiska analyser har Nordelarbetat fram ett förslag till fem prioriterade snitt, vilka förväntas bli stora flaskhalsar på sikt och som är av stor betydelse för hela det nordiska systemet.
5
De prioriterade snitten visas i
figur 2.5. Den nordiska marknaden som helhet är beroende av en gemensam fungerande infrastruktur, men det krävs nationella investeringsbeslut för att de individuella projekten skall kunna genomföras.
5
Nordel är de nordiska systemoperatörernas samarbetsorganisation.
Elproduktion och råkraftsmarknaden SOU 2004:129
100
Figur 2.5. Prioriterade snitt för utbyggnad av kapaciteten i norden enligt Nordel
Källa: Svenska kraftnät.
De prioriterade snitten är:
• Förbindelsen mellan Sverige och Finland (Fennoskan). Utbyggnaden avser att motverka uppdelning i prisområden vid utbyggnad av kärnkraft i Finland.
• Förbindelsen mellan Sverige och Norge (Nea-Järpströmmen) byggs ut i två steg. Ledningen mellan Järpströmmen och Nea är i behov av förstärkning, särskilt vid en utbyggnad av gaskraftverk i norra Norge.
• Utbyte av ledningar i Mellan- och Sydsverige från Hallsberg till
Malmö. Projektet medför att import- och exportmöjligheter till Själland/Tyskland och även Jylland ökar och att den interna begränsningen i snitt 4 i Sverige minskas.
• Förbindelsen mellan Norge och västra Danmark (Skagerackförbindelsen). På så sätt minskar flaskhalsarna i den norr-sydgående transportkanalen som går genom västra Danmark till Tyskland.
• Ledningen mellan Jylland och Själland (Stora Bältförbindelsen).
Stora Bältförbindelsen skall ses i tillsammans med utbyggnad av
SOU 2004:129 Elproduktion och råkraftsmarknaden
101
snitt 4 i södra Sverige då den ingår i samma viktiga transportkanal med överföring av kraft från norr till söder.
Det finns också andra utbyggnadsplaner som inte är kopplade till Nordels arbete. PVO och Statkraft med flera har fått koncession att bygga en förbindelse mellan Estland och Finland. Vidare planeras en förbindelse mellan Norge och Nederländerna.
Optimering av nyttjandet av överföringskapaciteten
Ett sätt att minska risken för onödig uppdelning av marknaden är att optimera utnyttjandet av befintlig överföringskapacitet. I dag kan export och import mellan länderna begränsas vid uppkomst av flaskhalsar, vilket leder till att förbindelserna mellan länderna inte utnyttjas fullt ut. Det påverkar i sin tur prisbildningen på Nord Pool. Hanteringen av flaskhalsar sker också på olika sätt i de nordiska länderna. Det finns bl.a. mot denna bakgrund ett behov av ytterligare utveckling och harmonisering av regelverket för hantering av flaskhalsar i Norden. Olika metoder för att optimera utnyttjandet av överföringskapaciteten har analyserats av bland annat Nordel och beskrivs nedan.
En möjlig metod som analyserats av Nordel är en förändring av nuvarande indelning i prisområden. Tanken var att långvariga flaskhalsar skulle hanteras med prisområden, medan kortvariga hanteras genom mothandel. Genom att prisområdesgränserna i större utsträckning skulle avspegla faktiska flaskhalsar skulle flaskhalshanteringen förenklas. Ett förslag till gemensam flaskhalshantering presenterades i maj 2002.
6
Förslaget innebar bl.a. att Sverige
skulle delas in i tre prisområden. Förslaget möttes av kraftig kritik från aktörerna på den svenska marknaden. Elhandlarna och elproducenterna ansåg att förslaget skulle innebära stora praktiska problem för alla som verkade i de olika potentiella prisområdena i Sverige. Dessa aktörer skulle få tre balanser att planera, driva och avräkna jämfört med i dag. De svenska myndigheterna ansåg att förslaget innebar en ökad risk för marknadsmakt, på grund av uppdelning av marknaden i mindre områden. Det massiva motståndet i Sverige medförde att Nordel inte drev förslaget vidare. Många aktörer i övriga länder var dock i huvudsak positiva till Nordels
6
Nordel 2002, ”Översyn av elspotindelning och förutsättningar för mothandel på den
nordiska marknaden”.
Elproduktion och råkraftsmarknaden SOU 2004:129
102
förslag till gemensam hantering av flaskhalsar i Norden. Därför initierades en ny studie inom Nordel om förutsättningar för utökad mothandel. En rapport publicerades i augusti 2004.
7
I rapporten
sägs bl.a. att det är möjligt att genomföra en ökning av mothandel för temporära flaskhalsar i planfasen för att reducera områdesprisrisken för marknadens aktörer.
Branschens uppfattning är att fler prisområden skulle vara ett steg i fel riktning på en gemensam marknad och anser istället att man bör skapa färre och större prisområden genom en sammanslagning av t.ex. östra Danmark, Sverige och Finland. Den bakomliggande motivationen är tanken att en fullt ut fungerande nordisk marknad egentligen är ett stort prisområde. Det skulle mot denna bakgrund vara intressant att lägga ihop några av de i dag befintliga prisområden som ett steg på vägen mot ett enda nordiskt område.
Även en utökad handel på Elbas skulle kunna medföra ett förbättrat utnyttjande av överföringskapaciteterna mellan länderna. Ett steg mot ökad handel på Elbas har redan tagits i och med att Själland anslöts i augusti 2004. Ökad handel på Elbas skulle kunna innebära att behovet av mothandel under själva drifttimmen minskar.
Utbyggnad av produktionskapaciteten i underskottsområden
De strukturella flaskhalsar som finns i Norden beror både på nätets utbyggnadsnivå och på lokalisering av produktion och förbrukning i nätet. De flesta flaskhalsar i det nordiska systemet återfinns i de södra delarna av området. Det kan förklaras med att en stor del av produktion finns i de norra delarna, medan elförbrukningen är störst söderut, vilket leder till stora behov av att föra kraft från norr till söder. Om ny produktionskapacitet skulle tillkomma i de områden som i dag har ett underskott på energi, det vill säga södra Sverige och södra Norge, skulle behovet av överföring över vissa av de trånga snitten kunna minska. Detta skulle i sin tur kunna minska effekten av flaskhalsarna. I prognosen i Nordels systemplan förväntas även större utbyggnader ske i mellersta och norra Norge och Finland.
7
Rapport från Nordel ad hoc gruppe August 2004 ”Regler for håndtering av flaskehalser
Vurdering av tilgjengelighet på kapasitet og muligheter for ökt mothandel”.
SOU 2004:129 Elproduktion och råkraftsmarknaden
103
2.4 Prisbildningen på råkraftsmarknaden
Detta avsnitt kommer att beskriva prisbildningen på Nord Pool. Nord Pools spotpris är utgångspunkt för prissättningen i en stor del av de bilaterala avtalen (se avsnitt 3.6). Det är därmed viktigt för marknaden som helhet att prisbildningen på Nord Pool fungerar effektivt och att marknaden har förtroende för Nord Pool som en marknadsplats med en fungerande prissättningsmekanism. Under de senaste åren har det förekommit kraftiga variationer i priset på Nord Pool vilket har lett till en diskussion om hur prisbildningen och elmarknaden fungerar. I uppdraget angående råkraftsmarknaden har därför ingått att beskriva prisbildningen på råkraftsmarknaden, samt en analys av utvecklingen på spotmarknaden under 2002 och 2003.
På efterfrågesidan styrs variationer i efterfrågan på el i stor utsträckning av utomhustemperaturen, eftersom en betydande del av elanvändningen går till uppvärmning. Industrin står för en stor del av den totala elanvändningen i Norden. Industrins elanvändning uppvisar mycket små variationer över året, men kan påverkas av det rådande konjunkturläget i respektive bransch. De svenska elförbrukarna är i regel relativt okänsliga för prisförändringar eftersom de är beroende av el och i stor utsträckning saknar direkta substitut. Eftersom detta anses gälla för elkonsumenter i allmänhet, i vart fall i det korta perspektivet, kan det antas gälla även för det nordiska förbrukarkollektivet som helhet. Vidare saknar det stora flertalet svenska elkunder individuell timmätning. Därmed ges inga prissignaler till kunderna när dyrare produktionsanläggningar måste tas i anspråk för att möta efterfrågan.
På utbudssidan har kraftbolagen i mycket större utsträckning möjlighet att anpassa sin produktion efter rådande prisnivå än de efterfrågeanpassningar som sker på kort sikt. Den låga priselasticiteten på efterfrågesidan medför därför att marginalkostnaden för tillkommande produktion i stor utsträckning styr prisbildningen.
Utbudskurvan kan beskrivas som en kostnadstrappa. Vind- och vattenkraft har lägre kostnader, därefter kommer kraftvärme i industrin, kärnkraft och övrig kraftvärme. Till de dyrare produktionsslagen hör kol- och oljekondens samt gasturbiner som har de högsta rörliga kostnaderna. Eftersom både efterfrågan och utbud varierar kommer priset att sättas på olika delar av kostnadskurvan under olika säsonger. Under sommarhalvåret, när efterfrågan är liten, har vattenkraften och kärnkraften störst påverkan på priset
Elproduktion och råkraftsmarknaden SOU 2004:129
104
under ett normalår. Under vinterhalvåret är priset på importerad kondenskraft och inhemsk fossilkraft prisstyrande på grund av att efterfrågan är hög. Den nordiska produktionsmixen gör att osäkerheten om de framtida kraftpriserna, det vill säga prisrisken, är en mycket viktig faktor att bevaka för aktörer i Norden.
Kostnadskurvan är relativt flack under låglastperioder, då kärn- och vattenkraft står för huvuddelen av elproduktionen. Under höglastperioder är stigningen mycket brantare, vilket gör att varje tillkommande kWh blir betydligt dyrare än den föregående. En marginell ökning i efterfrågan under höglastperioder får därmed en större inverkan på spotpriset än motsvarande ökning under låglastperioder.
De faktorer som har störst påverkan på elpriset är hydrologiskt läge och temperatur. Andra faktorer av betydelse är import och export av el, bränslepriser, valutakurser samt energi- och effektbalans i Sverige och Norden.
Det hydrologiska läget
Vattenkraften har lägst rörliga kostnader i det nordiska produktionssystemet, och utgör i normalfallet omkring hälften av den svenska och mer än hälften av den nordiska elproduktionen. Hur mycket vattenkraft som finns att tillgå vid ett visst givet tillfälle avgör hur stort behovet är att utnyttja övriga produktionsanläggningar. Eftersom tillgången på vattenkraft kan variera kraftigt mellan olika år, är den hydrologiska balansen den mest avgörande faktorn för elpriset på kort sikt.
SOU 2004:129 Elproduktion och råkraftsmarknaden
105
Figur 2.6. Kraftsystemet i Norden, utbudskurva under normalår, torrår respektive våtår, öre/kWh
Källa: Energimyndigheten: ”Elmarknad 2002”.
Prisutvecklingen på spotmarknaden visar vattenkraftens betydelse för prisbildningen. Under 1996, som var ett torrår, steg priserna kraftigt. Därefter följde flera våtår, vilket tillsammans med den ökade konkurrensen resulterade i sjunkande elpriser. Under vissa veckor sommaren 2000 låg priserna under produktionskostnaderna för alla kraftslag utom för vattenkraften. Därefter började priserna stiga. Under den torra och kalla vintern 2002/2003 var priserna på spotmarknaden höga (500 - 750 norska kronor per MWh) under flera veckor. Figur 2.7 visar att den hydrologiska balansen kan förklara en stor del av prissvängningarna på spotmarknaden.
-
10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
- 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500
Utbud, TWh
öre/kWh
Vattenkraft
Kärnkraft
Efterfrågan
Torrår Våtår
Normalår
Elproduktion och råkraftsmarknaden SOU 2004:129
106
Figur 2.7. Utveckling av systempriset och den hydrologiska balansen, norska kronor och GWh/vecka
Källa: TelgeKraft AB.
Temperaturberoendet
Utomhustemperaturen påverkar efterfrågan på el eftersom en betydande del av elanvändningen används för uppvärmning. Denna konsumtion av el styrs därmed av faktorer som kortsiktigt sett är svåra att påverka för den enskilde konsumenten. Priskänsligheten är därmed låg och efterfrågan styrs på kort sikt av andra faktorer än priset.
Bränslepriser
Dansk och finsk elproduktion använder sig av fossila bränslen i högre grad än svensk elproduktion. De har en stor andel värme- och kondenskraft vilken blir prissättande på marginalen. Produktionskostnaderna för denna kraft är i stor utsträckning beroende av kolpriset. De flesta av de fossila bränslen prissätts i US-dollar, vilket innebär att de skandinaviska valutornas utveckling i förhållande
Snö& vattenmagasin NO - SV Spotpris NOK- Systempris
-40 000 -35 000 -30 000 -25 000 -20 000 -15 000 -10 000
-5 000
0
5 000 10 000 15 000 20 000 25 000
2000 01
2000 13
2000 25
2000 37
2000 49
2001 09
2001 21
2001 33
2001 45
2002 05
2002 17
2002 29
2002 41
2003 01
2003 13
2003 25
2003 37
2003 49
GWh
40 90 140 190 240 290 340
NOK/MW
Snö&Vatten SysNok/vecka
topp pris
751 NOK/MWh
SOU 2004:129 Elproduktion och råkraftsmarknaden
107
till dollarn påverkar priset på både den fysiska och finansiella marknaden för svenska aktörer.
Valutarisker
På Nord Pool prissätts kraften i norska kronor. Elkontrakt från 2006 handlas i euro och det kommer att ske en successiv övergång till denna valuta. Under en övergångsperiod kommer därför aktörerna att behöva hantera både norska kronor och euro. Som en följd av att handeln sker i norska kronor måste samtliga aktörer på börsen vars anläggningar befinner sig utanför Norge hantera valutarisker när de agerar på Nord Pool. Detta gäller även för köparna på Nord Pool eftersom de hänvisas till det prisområde där de tar ut/levererar elen. Valutarisken i den fysiska krafthandeln kan ses som svårhanterlig, eftersom varken pris, förbrukning eller produktion är kända på förhand.
Eftersom spotpriset sätts i norska kronor prissätts även terminskontrakten på Nord Pool i denna valuta. En svensk aktör som prissäkrar sitt framtida kraftbehov med forwards eller futures kommer därmed att få valutaflöden i norska kronor i leveransperioden allt eftersom kraftkontraktet avräknas. Valutarisken består alltså av osäkerheten om växelkursen för dessa avräkningsflöden. De senaste årens kurssvängningar har varit relativt stora.
Handel med el
Handeln med el på den nordiska marknaden kan leda till uppkomsten av prisområdesdifferenser. Prisområdesdifferenser uppkommer när överföringsnätet inte räcker till för att upprätthålla ett gemensamt pris i hela området (systempris), utan marknadens delas upp i olika prisområden. Storleken på in- och utflödet av kraft från ett visst prisområde påverkar prisområdesdifferensens storlek.
Energi- och effektbalans
På längre sikt påverkas priset på Nord Pool av hur energibalansen utvecklas i de nordiska länderna. Enligt den gemensamma prognos för utveckling av energibalans i Norden som tagits fram av de systemansvariga i respektive land, förväntas det råda ett energi-
Elproduktion och råkraftsmarknaden SOU 2004:129
108
underskott år 2010 på omkring 10 TWh i Norden ett normalår och 25 TWh ett torrår. Det medför att importerad el kommer att påverka priset. En ansträngd effektbalans påverkar priset genom att antalet timmar då spetslastanläggningar måste användas ökar, vilket medför fler timmar med högre priser. Det medför också att värdet av reglerbar vattenkraft ökar. En ansträngd effektbalans innebär vidare att risk för effektbristsituationer och höga balanskraftkostnader ökar. Det påverkar också slutkonsumenternas pris då elleverantörer behöver kompensera sig för den ökade risken för höga balanskraftskostnader vid effektbrist.
Volatiliteten
Volatiliteten har varit stor under stora delar av åren 2002 och 2003. Osäkerheten beror främst på den hydrologiska balansen där tillrinningen till vattenkraftsmagasinen sedan hösten 2002 har varit betydligt lägre än normalt. Andra aktuella händelser som skapar osäkerhet på marknaden och därmed kan påverka företagens riskbedömning och prissättning är införandet av handel med utsläppsrätter och en ny skattelagstiftning i Norge.
2.5 Prisutvecklingen 2002 och 2003
Under vintern 2002/2003 var vattentillrinningen i Norden den lägsta på 70 år. Det medförde en kraftig elprisuppgång på grund av risken för energibrist, en risk som fortfarande påverkar prissättningen. I figur 2.8 visas spotprisets utveckling över årsskiftet 2002/2003. En analys av prisutvecklingen på Nord Pool under 2002 och 2003 visar att det finns naturliga förklaringar till de höga prisnivåerna. De mest betydelsefulla faktorerna har varit den låga tillrinningen till vattenmagasinen och liten vattenkraftsproduktion.
SOU 2004:129 Elproduktion och råkraftsmarknaden
109
Figur 2.8. Utveckling av spotpriset på Nord Pool varje timme 2002 och 2003, norska kronor per MWh
Källa: Nord Pool.
Prisökningen under veckorna 48 till 50 kan inte förklaras med fundamentala prispåverkande faktorer, utan bedöms snarare vara ett resultat av ett psykologiskt omslag hos elproducenterna. Producenterna insåg att det fanns ett betydande underskott av vattenkraft i det nordiska systemet, vilket i sin tur medförde en uppvärdering av vattenkraften. Under vecka 49 började producenterna värdera vattnet utifrån förväntningar om att dyrare produktionsslag skulle komma in i systemet nästkommande vecka. Även priserna på terminsmarknaden följde samma utveckling.
Den kraftiga prisuppgång under hösten 2002 medförde att då gällande regler för ställande av säkerheter på den fysiska marknaden skapade problem för både köpare och säljare. Sedan dess har reglerna ändrats så att säkerheterna inte blir fullt så stora under perioder med stor volatilitet och vid kraftiga prisuppgångar.
2.5.1 Hydrologisk balans under 2002
Under inledningen av 2002 var nederbördsmängderna större än normalt och magasinsfyllnadsgraderna var höga under perioden april till maj. I mitten av juli slog förhållandena om från våtår till ett
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200
januari
december
december
NOK/MWh
2003
2002
juni
juni
Elproduktion och råkraftsmarknaden SOU 2004:129
110
extremt torrår. Under perioden juli till mitten av september var det varmare än normalt, vilket innebar att både markvattennivåerna och grundvattennivåerna försämrades avsevärt. Från och med augusti 2002 försämrades den hydrologiska balansen avsevärt. Tillrinningen var mycket låg och sammantaget låg nederbördsmängderna i Sverige och Norge konstant mer än 6 TWh under normalvärde per månad. Det medförde en kontinuerlig prisökning på både spot- och terminsmarknaden.
Under sommaren övergick det nordiska systemet från att exportera kraft till att successivt importera allt mer från grannländerna. Vattenkraftunderskottet i Sverige medförde import från Norge under en längre tid, även under senare delen av 2002. Underskottssituationen andra halvåret 2002 påverkade även tillrinningen för 2003. I och med att mark- och grundvattennivåerna sjönk så mycket blev tillrinningen lägre än normalt för 2003, trots att nederbörden var större än normalt.
Det torra och kalla klimatet under slutet av år 2002 innebar att risken för energibrist under våren 2003 blev påtaglig i Norge. Därför delades Norge upp i fyra prisområden i december 2002. Avsikten var att ge de norska konsumenterna en stark signal om att efterfrågeanpassningar måste ske för att förhindra en eventuell energibrist innan vårfloden satte igång.
2.5.2 Prisökningen under vecka 48 till 50
Prisökningen mellan vecka 48 och 50 är intressant att diskutera i detalj. Temperaturen sjönk kraftigt vecka 50, vilket föranledde en ökad elförbrukning. Den temperaturkorrigerade förbrukningsökningen var däremot liten. Konsumtionstopparna under de aktuella veckorna var dock inte extremt höga ur ett historiskt perspektiv. Det norska uttalandet under vecka 49 om eventuell ransonering av kraft vid behov torde ha haft en viss prishöjande effekt.
Väderprognoserna under vecka 49 visade på betydligt kallare och fortsatt torr väderlek. Under vecka 49 startades därför gasturbiner för att klara konsumtionsökningen under vecka 50. Gasturbiner har en hög produktionskostnad (700 norska kronor/MWh). Vid det tillfället var inga speciella överföringsbegränsningar inrapporterade och kärnkraften gick med hög effekt.
Gasturbinkraften i Sverige visade sig dock inte behövas under vecka 49, utan bidrog endast med 0,1 TWh. Ändå började priserna
SOU 2004:129 Elproduktion och råkraftsmarknaden
111
stiga från strax under 400 norska kronor till över 600 norska kronor under vecka 49. Prisökningen var kontinuerlig under hela veckan och motiverades inte av en ökad konsumtion utan av en förändring i värderingen av vattnet. Prisnivåerna var högre för helgen än vad den var under vardagarna, vilket avviker från det normala prismönstret där priserna sjunker under helgen på grund av minskad elanvändning. Prisnivåerna för terminskontrakt för vecka 50 visade på att det prissättande och konkurrerande produktionsslaget skulle vara gasturbinkraft, varvid producenterna började värdera vattnet redan under vecka 49 för att få in dyrare produktionsslag veckan efter. Under vecka 49 var det förväntningar om att dyrare produktionsslag skulle komma in under vecka 50 som drev upp priserna och som förklarar den under vecka 49 markanta skillnaden mellan spotpriset och produktionskostnaden för de kraftslag som användes.
Producenterna förändrade värderingen av vattnet på grund av den torra situationen i slutet på 2002 för att få vattnet att räcka fram till vårfloden 2003. Således ökade värdet på vattnet. Eftersom det fanns få produktionsalternativ med produktionskostnader i skiktet 500–600 norska kronor per MWh, steg priset snabbt från oljekondens vid 450–500 norska kronor till gasturbiner vid 700–800 norska kronor. Under vecka 51 steg temperaturen och belastningen på produktionssystemet avtog. Gaskraftsproduktionen behövdes inte i lika stor utsträckning och prisnivåerna sjönk mot kostnaden för oljekondens, men prissättningen av vattenvärdet låg fortsatt på en hög nivå. Det gjorde att prissättningen efter vecka 50 utgjordes av oljekondens och vattenvärde. Sammantaget var det endast under vecka 49 som det var någon markant skillnad i spotpriset och produktionskostnaden för de kraftslag som användes.
Priserna på terminsmarknaden började stiga kraftigt under samma period som spotpriserna steg. Det innebar att terminspriset för vecka 50 steg från 486 norska kronor per MWh på måndag vecka 49 till 856 norska kronor per MWh på fredagen. Prisökningen var särskilt markant mellan den 2 och 3 december.
Elproduktion och råkraftsmarknaden SOU 2004:129
112
Figur 2.9. Spotpris och terminspriset för Vinter 1-03 kontraktet under år 2002 (norska kronor/MWh)
Källa: Nord Pool.
Prisutvecklingen på kontrakt vinter 1-03 (V103) har i stort sett följt spotpriset. Fram till sensommaren 2002 handlades dessa kontrakt en bit under 200 norska kronor per MWh och kopplingen till den hydrologiska balansen är mycket stor. Generellt sett har utvecklingen på den finansiella marknaden varit långsammare än på den fysiska marknaden. I slutet av 2002 tenderade dock de närmaste kontrakten på den finansiella marknaden att röra sig i takt med spotpriset. Denna utveckling syns mycket tydligt under perioden augusti till september, då spotpriset steg, medan priset på vinterkontraktet V103 endast rörde sig marginellt. Att vinterkontraktet inte steg i motsvarande utsträckning kan bero på att det fanns förväntningar i marknaden om att det kunde komma ett väderomslag. Det är dessutom normalt att spotpriset stiger under denna period.
0 100 200 300 400 500 600 700 800
janu
ar
i
fe
br
ua
ri
ma
rs
ap
ril
ma
j
ju
ni
ju
li
au
gus
ti
se
pt
em
ber
ok
to
be
r
no
vem
ber
de
cem
be
r
NOK/MWh
V103 Spotpris 2002
SOU 2004:129 Elproduktion och råkraftsmarknaden
113
2.5.3 Avgörande vändning under vecka 3 2003
Början av 2003 var mycket kall och tömningstakten i magasinen var hög. Kylan dämpades under andra veckan i januari. Norge hade problem p.g.a. den låga fyllnadsgraden i vattenmagasinen och underskottet i snömagasinen. Det stora underskottet i snömagasinen i både Sverige och Norge sågs som ett riskmoment av marknadens aktörer, då man förutspådde en sommar med extremt låga fyllnadsgrader i magasinen. Nederbörden under veckorna 3 och 4 år 2003 lugnade marknaden. Dessutom hade belastningen på systemet minskat genom efterfrågeanpassningar i framför allt Norge. Områdespris Sverige sjönk till vecka 3 till en nivå som motsvarar oljekondens som prissättande produktionsslag. Spotpriset fortsatte sjunka och vecka 4 var områdespris Sverige nere på 422 svenska kronor per MWh.
Resterande del av vintern var i stort sett varmare och med mindre nederbördsmängder än normalt. Under maj kom dock större nederbördsmängder, vilket ledde till att priserna på både den fysiska och den finansiella marknaden föll. Sommaren 2003 blev mycket varmare än normalt, främst under den senare delen. Priserna på Nord Pool vände åter uppåt under juli. De höga temperaturerna ledde till stora problem på kontinenten som löstes under vecka 39. Höga priser i Tyskland innebar att exporten från Norden söderut stundtals var mycket hög. Oktober 2003 blev mycket kall och torr, vilket medförde stigande priser. Under slutet av 2003 var det betydligt varmare än normalt och vintern 2003-2004 klarades av utan problem.
2.5.4 Efterfrågeanpassningar
Utvecklingen under vintern 2002/2003 visar också att betydande efterfrågeanpassningar kan ske vid höga prisnivåer. De största efterfrågeanpassningarna skedde i Norge, men även i Sverige sjönk elanvändningen. I Finland var ökningstakten något lägre under 2003 än tidigare. Norges förbrukning under 2003 var 8 procent lägre än vad den var under 2001. I Sverige var minskningen för 2003 3 procent i förhållande till 2001. Under 2004 har förbrukningen ökat igen, men den är ännu inte på samma nivå som den var under 2001.
8
8
Eventuella skillnader i konjunkturlägen och valutakurser har inte beaktats i jämförelsen.
Elproduktion och råkraftsmarknaden SOU 2004:129
114
2.5.5 Säkerhetskraven på Nord Pool årsskiftet 2002/2003
Det är framför allt under perioder med stora prisrörelser som Nord Pools säkerhetskrav kan utgöra ett problem för marknadens aktörer. Det uppstod stora problem för både köpare och säljare under perioden december 2002 till och med januari 2003 då säkerhetskraven märkbart ökade.
Den kraftiga prisuppgången under vintern 2002/2003 innebar att köparna var tvingade att ha sju gånger så stora säkerheter gentemot Nord Pool i januari 2003 jämfört med i juni samma år. På motsvarande sätt var de som sålt terminer tvingade att ställa betydligt större säkerheter i och med att terminspriserna steg lika kraftigt som priset på den fysiska marknaden. Det var framför allt de första veckorna i januari som det handlades på mycket höga prisnivåer.
En svensk aktör var tvungen att lämna Nord Pool, eftersom den inte klarade att möta säkerhetskraven på den fysiska marknaden. Sedan dess har Nord Pool ändrat reglerna för säkerhetskraven. Enligt rapporten till utredningen upplevs utformningen av dessa dock fortfarande som problematisk för många mindre aktörer.
9
Även Energimyndigheten har analyserat säkerhetskraven på Nord Pool i rapporten ”Säkerhetskrav vid handel på Nord Pool”.
10
Energimyndigheten fann att säkerhetskraven var i huvudsak ändamålsenliga, men lämnade ändå förslag på förändringar. Förändringsförslagen var minskad avräkningstid, samlade säkerhetskrav på den fysiska och den finansiella marknaden samt en snabbare uppdatering av parametrarna i det system som styr det dagliga säkerhetskravet för finansiella kontrakt.
2.6 Råkraftsmarknaden – bilateral handel
Råkraftsmarknaden består inte enbart av börshandel på Nord Pool utan även av den bilaterala handeln mellan enskilda företag. Generellt sett uppskattas en tredjedel av handeln ske via Nord Pool och resten bilateralt. Aktörerna på den bilaterala marknaden är främst kraftproducenter, elhandelsföretag och elintensiv industri. Den tyngre elintensiva industrin handlar i huvudsak el från de större kraftproducenterna: Vattenfall, Fortum, Statkraft och Sydkraft.
9
Rapport 1 ”Utredning av råkraftmarknaden”.
10
Elmarknadsrapport 2003:1.
SOU 2004:129 Elproduktion och råkraftsmarknaden
115
Det är främst kraftbolag och de större elhandelsföretagen som handlar via spotmarknaden, medan industrin och mindre elhandelsföretag inte är aktiva på börsen, bortsett från det fåtal som är clearingkunder genom mäklare. För de tio största elhandelsföretagen sker merparten av den fysiska handeln via Nord Pool, men några av företagen har även bilaterala avtal som komplement till börshandeln. Många av de mindre elhandelsföretagen har ett nära samarbete med något av de större kraftföretagen, från vilka de köper fysiska leveranser och prissäkrar leveranserna.
I figur 2.10 redovisas hur spothandeln har utvecklats på Nord Pool under åren 2002, 2003 samt till och med maj 2004. Som framgår har den andel av elen som omsätts via Nord Pools spotmarknad ökat. Det innebär emellertid inte att den bilaterala elhandeln har minskat i samma utsträckning. En bidragande orsak till att spothandeln har ökat kraftigt från och med 1 januari 2004 är att ett av de större kraftbolagen i stället för att nettosälja via Nord Pool omsätter hela sin elhandel via börsen. Enligt rapporten till utredningen finns det indikationer på att fler av de större kraftaktörerna kommer att agera på motsvarande sätt inom något år, vilket då ytterligare kommer att öka de volymer som omsätts på spotmarknaden.
Figur 2.10. Spothandelens andel av elanvändningen i Norden (Sverige, Norge, Danmark, Finland) 2002, 2003 samt till och med maj 2004, procent
Källa: Nord Pool.
31 %
44 %
32 %
t.o.m maj 2004
2003
2002 Norden
31 % 31 %
44 % 44 %
32 % 32 %
t.o.m maj 2004
2003
2002 Norden
t.o.m maj 2004
2003
2002 Norden
Elproduktion och råkraftsmarknaden SOU 2004:129
116
2.6.1 Bilateral elhandel i Sverige
Innan marknadsöppningen gjordes kraftaffärer upp genom förhandlingar mellan kraftleverantörerna och de kommunala energibolagen eller industrierna med relativt långa mellanrum. För energibolagen kunde det dröja 3–5 år mellan uppgörelserna. Den elintensiva industrin tecknade elavtal på upp till tio år, i vissa fall ännu längre. Elpriset indexerades till konsumentprisindex eller oljepriset. Eventuellt skedde indexering även mot andra varor.
Sedan marknadsöppningen har de bilaterala avtalen successivt förändrats. Inför marknadsöppningen fanns en viss oro om vad som skulle hända med elpriset. Det ledde till att det tecknades en hel del långa kontrakt strax innan 1996. Det första året efter marknadsöppningen var det torrår med relativt höga elpriser. Våtåren 1997–2000 och de låga priser som då rådde hade till följd att marknadsaktörerna ändrade strategi. Medvetenheten om att elpriset kunde pressas kraftigt under vissa omständigheter medförde att allt fler efterfrågade korta kontrakt. Efter prisstegringen och den volatila situation som har rått efter 2002–2003 har aktörerna på den bilaterala marknaden återigen börjat efterfråga längre kontrakt. Dock har bilden av vad som anses vara långa respektive korta kontrakt förändrats. En styrande faktor är Nord Pools instrument för prissäkring vilka sträcker sig fyra år framåt i tiden.
I Sverige har spothandelns andel av elanvändningen gått från 27 procent 2002, 29 procent 2003 till 44 procent fram t.o.m. maj 2004. Spothandelns andel av elanvändningen i Sverige har ökat med 15 procent mellan 2003 och 2004 om nuvarande trend håller i sig året ut.
Andelen fasta kontrakt har sjunkit successivt sedan marknadsöppningen 1996. Av de industriföretag som kontaktades inom ramen för ÅF:s uppdrag hade flertalet en större andel av sina elavtal kopplade till spotpriset. Flera aktörer avsåg att under de närmaste två åren öka andelen rörligt elpris inom sitt bilaterala avtal eller hade som mål att bli direktaktör på Nord Pool. Det finns även företag som har elprisavtal med en annan indexering än Nord Pools spotpris. Även elhandelsföretag med bilaterala avtal följer spotpriset till övervägande del. Många anser att den bilaterala handeln är ett likvärdigt alternativ till börshandel. Avtalen ger tillgång till samma funktioner som Nord Pool erbjuder, dvs. spotpris och prissäkringar, men företaget behöver inte själva vara aktörer på börsen.
SOU 2004:129 Elproduktion och råkraftsmarknaden
117
2.7 Elmarknadens geografiska omfattning – en svensk eller en nordisk marknad?
En grundläggande fråga när råkraftsmarknadens diskuteras är dess geografiska omfattning. Det finns en rad olika faktorer som är av intresse för att kunna bedöma i vilken utsträckning marknaden för produktion och råkraft kan karaktäriseras som svensk och i vilken utsträckning som nordisk.
En sådan faktor är graden av integration på den nordiska marknaden. Ett sätt att bedöma detta är att undersöka hur ofta den nordiska marknaden delas upp i olika prisområden. Ett prisområde utgör ett avgränsat område där färre aktörer har möjlighet att agera. Företagen inom ett sådant område har större möjlighet att kunna agera relativt självständigt, dvs. utan att behöva beakta motreaktioner från konkurrerande aktörer, och kan därför sägas ha större marknadsmakt.
Som beskrivits ovan (avsnitt 2.3.1) är den nordiska råkraftsmarknaden indelad i prisområden som används vid handel på elbörsen Nord Pool. När flaskhalseffekter uppstår p.g.a. brister i överföringskapaciteten används prisområdena för att hantera begränsningen och priset på el varierar mellan de olika prisområdena. Beroende på var begränsningarna uppstår varierar indelningen av prisområden.
När det inte råder några begränsningar i det nordiska systemet avskiljs inte några enskilda prisområden utan den nordiska marknaden utgör i princip ett prisområde. Hur ofta den nordiska marknaden har haft ett gemensamt pris har varierat mellan åren.
Elproduktion och råkraftsmarknaden SOU 2004:129
118
Figur 2.11. Gemensamt pris för samtliga Elspot områden i procent fram till början av juni 2004
Källa: Nord Pool.
Hur ofta utgör Sverige ett eget prisområde?
Prisområde Sverige utgör ofta ett gemensamt prisområde med östra Danmark och/eller Finland, men ingår även i kombinationer med andra prisområden och kan utgöra ett helt separat prisområde.
Figur 2.12 visar hur ofta de olika prisområdena utgjort helt separata prisområden. Av figuren framgår att Sverige är det prisområde som i minst utsträckning utgjort ett separat prisområde. Under de senaste åren har Sverige utgjort ett helt eget prisområde under en mycket liten del av tiden. Det prisområde som ligger närmast i omfattningen är östra Danmark. Sverige och östra Danmark ingår ofta i samma prisområde, vilket kan utläsas ur tabell 5 nedan.
59,4
43,7
43,2
19,4
51,2
35,1
27,4
21,4
0,0 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0 70,0
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
%
SOU 2004:129 Elproduktion och råkraftsmarknaden
119
Figur 2.12. Antal timmar (i procent) då Nord Pools prisområden (elspotområden) varit isolerat från alla övriga prisområden
Anm För 2004 har data fram till april 2004 använts. Källa: Nord Pool.
Det är även intressant att se hur ofta Sveriges områdespris sammanfallit med priserna i andra prisområden. Detta illustreras i tabell 2.5 för åren 2002 och 2003. En sådan jämförelse ger en bild av vilka prisområden Sverige oftast lagts samman med. Tabell 2.5 visar att Sverige och östra Danmark haft samma pris under 98 procent av tiden år 2003. År 2002 hade Sverige under 95 procent av tiden samma pris som Finland. Sverige hade samma pris som systempriset under 38 procent av tiden år 2003 och under 55 procent av tiden år 2002.
0 10 20 30 40 50 60
Oslo Tromsö Stockholm Helsingfors Århus Köpenhamn
2004 2003 2002 2001 2000 1999 1998
%
Elproduktion och råkraftsmarknaden SOU 2004:129
120
Tabell 2.5. Procentuell andel av tiden som områdespriser sammanföll med systempris respektive andra områdespriser under 2002 och 2003
Källa: Telge Kraft AB, ÅF:s beräkningar.
Oavsett att det varierar mellan åren hur ofta Sverige utgör ett eget prisområde, framgår det klart att Sverige inte utgjort ett eget prisområde i någon större utsträckning under den redovisade perioden. Sverige var som mest ett eget prisområde år 2000 då nivån låg på ca 5 procent.
Det kan även vara intressant att se hur stora avvikelserna mot systempriset har varit.
11
Under år 2003 låg priset i prisområde
Sverige generellt sett lägre än systempriset, även om den genomsnittliga prisområdesdifferensen var relativt liten. Under 2002 låg prisområde Sverige generellt sett högre än systempriset. Prisområdesdifferensen för Sverige jämfört med systempriset var högre under 2002 än under 2003, men prisområde Sverige har inte under något av åren haft den största medelavvikelsen i förhållandet till systempriset.
Det kan dock vara missvisande att enbart se till hur ofta ett prisområde uppstår för att avgöra hur stor en viss marknad är. Det kan finnas möjlighet för företag med marknadsmakt att motverka uppkomsten av prisområden.
12
Utredningen tar i det följande inte ställ-
11
Rapport 1 ”Utredning av råkraftsmarknaden”, Tabell över prisområdesdifferenser för respektive prisområde i förhållande till systempriset (SYS).
12
Resonemangen kring utnyttjande av marknadsmakt för att motverka uppkomsten av prisområden finns närmare beskriven i avsnitt 2.4 i rapporten ”A Powerful Competition Policy, Towards a more coherent competition policy in the Nordic market for electric power”, Report from the Nordic competition authorities
1/2003.
2003 Stockholm Oslo Helsingfors Århus Köpenhamn Systempris Stockholm 73 % 71 % 48 % 98 % 38 % Oslo 73 % 50 % 41 % 72 % 38 % Helsingfors 71 % 50 % 36 % 69 % 37 % Århus 48 % 41 % 36 % 47 % 21 % Köpenhamn 98 % 72 % 69 % 47 % 37 % Systempris 38 % 38 % 37 % 21 % 37 %
2002 Stockholm Oslo Helsingfors Århus Köpenhamn Systempris Stockholm 70 % 95 % 55 % 91 % 55 % Oslo 70 % 68 % 47 % 66% 55 % Helsingfors 95 % 68 % 53 % 87 % 55 % Århus 55 % 47 % 53 % 52 % 32 % Köpenhamn 91 % 66 % 87 % 52 % 51 % Systempris 55 % 55 % 55 % 32 % 51 %
SOU 2004:129 Elproduktion och råkraftsmarknaden
121
ning till om ett sådant agerande förekommit eller ej, utan frågeställningarna diskuteras enbart från en teoretisk utgångspunkt.
För att komplettera den ovanstående bilden av råkraftsmarknaden är det även av intresse att kort nämna kundernas situation på råkraftsmarknaden. En enskild köpare måste agera med utgångspunkt från det prisområde där denne tar ut/levererar elen så länge den nordiska elmarknaden inte är helt integrerad. Detta får till följd att köparen kontinuerligt måste agera med utgångspunkt från att det i varje timme kan uppstå ett områdespris som skiljer sig från systempriset och därmed överväga behovet av prissäkring. En sådan prissäkring innebär en kostnad för köparen. Därmed innebär det från dessa aktörers synpunkt sett inte samma förbättring av konkurrenssituationen när prisområde Sverige enbart läggs samman med ett eller flera prisområden snarare än ingår i en enhetlig nordisk marknad.
Ovanstående beskrivning av den begränsade förekomsten av prisområde Sverige visar på att Sverige sällan utgör ett helt separat prisområde, vilket talar för att den geografiska elmarknaden under del av tiden är större än Sverige vad gäller råkraft. Från branschens sida lyfts ofta den nordiska marknaden fram som en i dag existerande realitet. Vid en sammantagen bedömning kan dock inte råkraftsmarknaden entydigt sägas vara avgränsad till Sverige eller Norden. Råkraftsmarknadens geografiska utbredning varierar över tiden. Dess utbredning kan omfatta Sverige som ett eget område, Sverige inklusive det/de prisområden som Sverige är sammanlänkat med vid ett givet tillfälle eller hela den nordiska marknaden.
2.8 Hur koncentrerad är elmarknaden?
En ofta återkommande fråga rörande den svenska elmarknaden är graden av koncentration. Den höga koncentrationsgraden lyfts ofta fram i olika sammanhang där elmarknaden diskuteras. Beskrivningen och diskussionen i detta avsnitt tar sin utgångspunkt i den svenska elproduktionen och produktionsförutsättningarna där. Framställningen utvidgas därefter till att omfatta de nordiska länderna.
Elproduktion och råkraftsmarknaden SOU 2004:129
122
2.8.1 Koncentrationen av elproduktion
Produktionen av el i Sverige domineras av ett fåtal företag. Ca 90 procent av produktionen kan hänföras till fyra företag: Vattenfall, Sydkraft
13
, Fortum och Skellefteå Kraft. Nedanstående tabell visar
att den svenska råkraftsmarknaden domineras av de tre stora aktörerna på den svenska marknaden, dvs. Vattenfall, Sydkraft och Fortum.
14
Sydkraft/E.ON förvärvade Graninge under år 2003.
Tabell 2.6. De största elproducenterna i Sverige, produktion i Sverige 2003, TWh
Elproduktion i Sverige 2003,
TWh
Andel i Sverige,
%
Vattenfall 61,5 46 Fortum 24,7 19 Sydkraft 27,1 20 Skellefteå Kraft 2,4 2 Graninge 2,4 2 Summa 118,1 90 Övriga producenter 14,4 11 Total elproduktion i Sverige
132,5 100
Källa: Elåret 2003, Svensk Energi.
Figur 2.13 visar hur produktionen utvecklats sedan 1999.
15
Vatten-
falls och Sydkrafts marknadsandelar ligger på relativt stabila nivåer, medan Fortums andel av marknaden ökat, bl.a. genom förvärvet av Birka.
13
Sydkraft ägs av det tyska företaget E.ON (55 procent) och det norska företaget Statkraft (44,6 procent) samt övriga (0,4 procent) Källa: Sydkrafts webbplats.
14
Samma tre företag har även har stora marknadsandelar på handelssidan.
15
Här beaktas inte hur stor del av produktionen som i praktiken kommer ut på den öppna marknaden.
SOU 2004:129 Elproduktion och råkraftsmarknaden
123
Figur 2.13. Andel av Sveriges elproduktion (TWh) 1999–2003
Källa: ÖpwC analys.
Herfindahl-Hirschman Index
Herfindahl-Hirschman index (HHI) är ett koncentrationsmått som ger en bättre uppfattning om storleksfördelningen mellan företagen på en marknad än en ren addering av deras marknadsandelar. HHI används bl.a. i USA där man utarbetat gränsvärden för vad som utgör en koncentrerad marknad. Enligt US Merger Guidelines
16
utgör en marknad med ett HHI under 1 000 en okon-
centrerad marknad. Ett HHI mellan 1 000 och 1 800 innebär att marknaden är koncentrerad och ett HHI över 1 800 innebär att marknaden är mycket koncentrerad.
Baserat på ovanstående uppgifter för år 2003 och med beaktande av att Sydkraft/E.ON:s förvärvade Graninge under detta år kan ett HHI på 2 965 räknas fram för den svenska marknaden. Även med detta mått, som bättre visar det inbördes storleksförhållandet mellan företagen på marknaden, skulle en isolerad svensk marknad ses som mycket koncentrerad.
I de nordiska konkurrensmyndigheternas rapport redovisas HHI för den nordiska marknaden.
17
Det låg då på 892, dvs. det
indikerade en okoncentrerad marknad. I rapporten beräknas även ett HHI som beaktar effekterna av korsägandet på den nordiska marknaden, HHI
ic
. HHI
ic
för den nordiska marknaden blir 1 138,
dvs. en koncentrerad marknad.
16
The US Department of Justice and Federal Trade Commission (1992).
17
”A Powerful Competition Policy” a.a.
0 20 40 60 80 100 120 140 160
1999 2000 2001 2002 2003
Övriga
Graninge
Skellefteå Kraft
Fortum Birka
Sydkraft
Vattenfall
0 20 40 60 80 100 120 140 160
1999 2000 2001 2002 2003
Övriga
Graninge
Skellefteå Kraft
Fortum Birka
Sydkraft
Vattenfall
Elproduktion och råkraftsmarknaden SOU 2004:129
124
2.8.2 El och oligopol
En oligopolmarknad är en marknad med ett fåtal större aktörer. Dessa aktörer har en sådan ställning att de genom sina strategiska val rörande t.ex. priser och produktion kan påverka marknadsjämvikten. Det kan finnas fler företag på en sådan oligopolmarknad, men dessa företag är då i regel mindre företag med små möjligheter att på egen hand påverka marknaden. Begreppet oligopol används som den gängse beskrivningen på denna typ av marknadsstruktur.
Beskrivningen av en oligopolmarknad överensstämmer väl med strukturen på den svenska elmarknaden som i hög grad präglas av de tre stora aktörerna med tillhörande sfärer. I sfärerna ingår t.ex. sådana företag som genom avtal kan ses som nära sammanlänkade med det aktuella företaget. Detta gäller exempelvis sådana företag som närmast är att se som återförsäljare för det företag de köper sin el för vidareförsäljning från. Det är därmed intressant att resonera kring begreppet oligopolmarknad i förhållande till den svenska elmarknaden.
I enlighet med tidigare resonemang kan elmarknaden ses som både svensk och nordisk. Oligopolproblematiken diskuteras därför nedan med utgångspunkt från både en antagen rent svensk och en antagen nordisk elmarknad. Resonemangen förs med utgångspunkt från företagens ställning på produktionssidan.
Sverige
De tre företagen Vattenfall, Fortum och Sydkraft dominerar produktionen av el i Sverige. Efter Sydkrafts förvärv av Graninge har de tre största företagen en marknadsandel på ca 88 procent baserat på uppgifterna från 2002. Därutöver finns en kvarvarande producent med drygt 2 procents marknadsandel. Resterande producenter har mycket små marknadsandelar. Den svenska marknaden domineras av tre stora företag och kan därmed betecknas som en oligopolmarknad.
Att en marknad utgör en oligopolmarknad behöver inte nödvändigtvis innebära att det inte finns någon konkurrens på den aktuella marknaden. Generellt sett brukar det dock vara till fördel för konkurrenssituationen ju fler aktörer som är aktiva på den aktuella marknaden. Konkurrensverket konstaterar i rapporten Konkurrensen i Sverige 2002 att en hög marknadskoncentration underlättar en
SOU 2004:129 Elproduktion och råkraftsmarknaden
125
horisontell samverkan.
18
Verket påpekar vidare att om antalet
företag är litet och företagens efterfråge- och kostnadsförhållanden uppvisar stora likheter är argumenten starka för att företagen skulle kunna begränsa konkurrensen och enas om ett pris som ligger nära det som skulle råda under monopol.
Eftersom definitionen av en oligopolmarknad innebär att det handlar om en marknad med få aktörer innebär detta att det kan vara av särskilt intresse att anlägga ett konkurrensinriktat perspektiv och beskriva elmarknaden med utgångspunkt från begreppet kollektiv dominans.
Kollektiv dominans
Kollektiv dominans innebär att en dominerande ställning på en marknad innehas av två eller flera företag tillsammans.
19
Att företag
innehar en kollektivt dominerande ställning innebär dock inte att de nödvändigtvis väljer att missbruka den marknadsmakt som följer av en sådan ställning. Det är inte heller förbjudet att ha en dominerande ställning, men det kan ställas vissa krav hur företag med en sådan ställning agerar på marknaden. Med utgångspunkt från ett konkurrensrättsligt perspektiv används begreppet kollektiv dominans främst med utgångspunkt från det ekonomiska begreppet tacit collusion (ung. tyst samförstånd). En situation med tyst samförstånd innebär att företagen följer samma strategi på marknaden utan att för den skull öppet ha diskuterat strategin med varandra.
För att analysera om kollektiv dominans föreligger på en marknad skall tre generella villkor vara uppfyllda: De berörda företagen måste kunna följa vad som händer på marknaden och hur de andra aktörerna agerar, vilket förutsätter att marknaden är tillräckligt transparent för att möjliggöra detta. Samförståndslösningen måste även ha en viss långsiktighet, vilket innebär att man t.ex. diskuterar kring olika former av vedergällning och straffmekanismer mot den som avviker från de berörda företagens gemensamma strategi. Konkurrenter och kunder skall inte heller kunna motverka den kollektiva dominansen genom eventuella motviktsreaktioner.
18
Konkurrensverkets rapportserie 2002:4.
19
Europeiska kommissionen berörde bl.a. frågan om kollektiv dominans på elmarknaden i sitt beslut med anledning av Sydkrafts förvärv av Graninge hösten 2003 (COMP/M.3268 – Sydkraft/Graninge).
Elproduktion och råkraftsmarknaden SOU 2004:129
126
Transparens
När man diskuterar marknadens transparens, dvs. företagens förutsättningar att kunna följa vad som händer på marknaden finns en rad faktorer om produkten, företagen och den aktuella marknaden som kan utvärderas närmare för att klarlägga hur transparent marknaden är.
En homogen produkt där pris utgör det huvudsakliga konkurrensmedlet och priselasticiteten är låg anses underlätta uppkomsten av en situation med en tyst samförståndslösning. El är en homogen produkt och kundernas efterfrågan på el ändras mycket litet på kort sikt, även om det kan skilja mellan olika kundgrupper. De tre företagen har tillsammans ca 88 procent av produktionen. De nyttjar vattenkraft, kärnkraft och värmekraft, vilket gör att alla tre har insyn i problematiken och kostnadsförutsättningarna för de tre huvudsakliga produktionsformerna. De samäger dessutom produktionsresurser och samarbetar kring vattenreglering i flera älvar vilket ger insyn i produktionsförutsättningarna för både vattenkraft och kärnkraft. Företagen har därmed insyn i och möjlighet att påverka mycket stora delar av produktionen både vad gäller produktionsslag samt mängden producerad el. Alla tre agerar på Nord Pool. Nord Pool publicerar löpande statistik inklusive information om priser, volymer, driftsstopp m.m. En tredjedel av elen (år 2003) säljs via Nord Pool, men priserna i de bilaterala avtalen sätts med utgångspunkt från priserna på Nord Pool. Företagen är vertikalt integrerade, dvs. bedriver verksamhet inom produktion, handel och nät. Alla tre har därmed insyn även i förhållandena rörande handel och nätverksamhet.
Sammantaget har därmed dessa tre företag god insyn i både produktion och efterföljande led på den svenska elmarknaden. De tre torde följaktligen ha goda möjligheter att följa både hur marknaden utvecklar sig samt hur de övriga medlemmarna väljer att agera.
Det finns även faktorer som talar mot företagens möjligheter och incitament att samordna sig. Sådana faktorer är de tre företagens asymmetriska marknadsandelar samt det faktum att även en relativt liten aktör under vissa omständigheter kan ha möjlighet att utöva viss marknadsmakt. Asymmetriska marknadsandelar anses generellt leda till både olika incitament och olika förutsättningar för att agera på marknaden. Ju större skillnad i marknadsandelarna desto mer sannolikt att företagens strategier kan komma i konflikt med varandra. Bakomliggande faktorer kan exempelvis vara att
SOU 2004:129 Elproduktion och råkraftsmarknaden
127
olika finansiella förutsättningar eller att deras bedömning av hur marknaden kommer att utvecklas i framtiden skiljer sig åt. I det här aktuella fallet är dock samtliga företag, och de koncerner till vilka de hör, energiföretag med starka finansiella ställningar och goda kunskaper om den samlade värdekedjan på elmarknaden.
Långsiktighet
Oavsett vilken marknad som diskuteras rymmer en situation med tyst samförstånd alltid ett visst mått av instabilitet. Generellt kan man säga att så länge ett företags ekonomiska nytta av tyst samordning överstiger dess ekonomiska förlust av att bryta sig ur så är sannolikheten större att ett företag inte avviker från en eventuell gemensam strategi. Företag som avviker från en gemensam strategi riskerar att utsättas för någon form av vedergällning, t.ex. i form av ett priskrig. För att ett sådant agerande skall vara effektivt bör vedergällningen kunna riktas mot ett avvikande företag. Åtgärderna skall vara snabbt genomförbara och inte alltför kostsamma för övriga berörda företag.
I rapporten ”A Powerful Competition Policy” diskuteras möjligheter till vedergällning med utgångspunkt från vattenkraft. Vattenkraft är den produktionsteknologi som bäst lämpar sig för sådana snabba förändringar av produktionen som nämnts ovan. De tre aktuella företagen har alla tillgång till vattenkraft och skulle därmed ha tillgång till den teknologi som bedömts som mest lämplig för en snabb åtgärd. Ett sådant priskrig riskerar dock att bli kostsamt för samtliga berörda parter.
Motviktsmakt
Potentiella konkurrenter som är på väg in på den svenska marknaden på kort till medellång sikt kan utgöra en faktor som motverkar de aktuella företagens marknadsmakt. För att göra en bedömning av möjligheten till sådan påverkan kan man t.ex. undersöka hur svårt det är att ta sig in på marknaden och hur lång tid ett sådant marknadsinträde kan tänkas ta.
Det torde vara svårt att etablera ny konkurrenskraftig produktion inom Sverige. I den mån det är möjligt krävs lång framförhållning och omfattande prövningsförfaranden innan en nyetablering
Elproduktion och råkraftsmarknaden SOU 2004:129
128
kan ske. Nyproduktion i form av vindkraft, småskalig vattenkraft samt biogas torde ha svårt att konkurrera på samma villkor som mer storskalig produktion. En möjlig väg in på marknaden är att förvärva något av de befintliga företagen på marknaden. I dagsläget utgör Skellefteå Kraft, med en marknadsandel på ca 2 procent, det enda större företaget förutom de tre stora. Ett förvärv av Skellefteå Kraft skulle därmed innebära en mycket liten marknadsandel för den nya aktören.
Oavsett kundernas storlek utgör deras köp av el en förhållandevis liten del av de stora företagens försäljningsvolymer. Det råder därmed inte ett sådant styrkeförhållande mellan kunder och berörda företag att det skulle vara möjligt för kunderna att utöva motviktsmakt i någon större omfattning.
Slutsats
Flera av de diskuterade faktorerna talar för att Vattenfall, Sydkraft och Fortum tillsammans innehar en kollektivt dominerande ställning på en svensk marknad. El är en homogen produkt med relativt transparent prissättning. Marknadens präglas av tre stora företag med likartade verksamheter och ett flertal kontaktpunkter på marknaden. Företagen har en stark ställning på marknaden och skulle därmed ha möjlighet att använda den marknadsmakt som följer av en sådan ställning till att påverka marknadens funktion. Potentiella aktörer torde göra bedömningen att marknadens koncentrerade struktur skulle kunna utgöra ett hinder för ett snabbt inträde på den aktuella marknaden. Den svenska marknaden uppvisar alltså ett antal av de förutsättningar som kan ligga till grund för en situation med kollektiv dominans. Samtidigt finns det även faktorer som generellt anses motverka att ett tyst samförstånd etableras.
Norden
I detta avsnitt kommer diskussionen att ske med utgångspunkt från en integrerad nordisk marknad för el. Strukturen på den nordiska marknaden skiljer sig från den svenska. Marknadsandelarna är mindre asymmetriska och fler företag befinner sig bland de större företagen. Den inledande frågeställningen blir därmed att avgöra
SOU 2004:129 Elproduktion och råkraftsmarknaden
129
vilka företag som skall omfattas av diskussionen. Om en situation där det råder tyst samförstånd omfattar många aktörer anses situationen bli alltför instabil för att utgöra ett realistiskt handlingsalternativ. En sådan situation inrymmer alltid ett visst mått av instabilitet eftersom de berörda företagen åtminstone till en del kommer att ha olika mål och förutsättningar för sin verksamhet. Ju fler aktörer som ingår desto mer ökar sannolikheten att något företag väljer att avvika från en eventuell gemensam policy. Gränsen för vad som i praktiken skulle vara hanterligt torde ligga på tre till fem företag. Följande diskussion sker därmed med utgångspunkt från de fem största elproducenterna på den nordiska marknaden.
På den nordiska marknaden har de fem största företagen en marknadsandel på knappt 53 procent tillsammans. Deras egna marknadsandelar varierar från 5 till 17 procent. Marknadsandelarna är därmed fortfarande relativt asymmetriska inom gruppen vilket anses kunna bidra till den nämnda instabiliteten. Följande tabell visar Nordens sex största elproducenter åren 2002 och 2003.
Tabell 2.7. Nordens, exkl. Island, största elproducenter och deras nordiska elproduktion, TWh
Producent
2002 2003 Marknadsandel i Norden i %
Vattenfall 70,6 61,8 17 Fortum 46,5 51,2 14,1 Statkraft SF 34,0 32,5 8,9 Sydkraft 28,5 27,1 7,5 Elsam 16,2 18,0 5 Pohjolan Voima OY 16,6 18 5
Källa: Energiläget 2004 (Svensk Energi samt årsredovisningar)
Transparens, långsiktighet och motviktsmakt
Produktionen av el bygger på delvis olika förutsättningar i de nordiska länderna.
20
I Norge produceras i huvudsak vattenkraft, varför
Statkrafts elproduktion är baserad på vattenkraft. I Sverige står vattenkraft och kärnkraft för ungefär lika stora delar av produktionen och har tillsammans ca 90 procent. Vattenfall och Sydkraft har
20
Energimyndigheten: ”Elmarknaden 2003”.
Elproduktion och råkraftsmarknaden SOU 2004:129
130
i huvudsak en blandning av vattenkraft och kärnkraft. I Finland använder man främst värmekraft, men har även ca 27 procent kärnkraft samt ca 12 procent vattenkraft vilket även torde återspeglas i de finska företagens produktion. Detta är en starkt förenklad bild eftersom flera av företagen är verksamma på mer än en nationell marknad och fördelningen av produktionsslag per företag inte beaktas på individuell nivå i denna bedömning. Förutsättningarna för de olika typerna av produktion varierar t.ex. vad gäller kostnadsbilden och produktionsförutsättningar. Om företag har sinsemellan olikartade produktionsförutsättningar ökar även detta incitamentet till att avvika från en gemensam policy eftersom det ökar risken för att en annan strategi skall ses som den optimala lösningen.
Även den nordiska marknadens transparens bedöms som god mot bakgrund av den omfattande information rörande priser och underliggande information som publiceras av Nord Pool samt det faktum att även bilaterala avtal prissätts med utgångspunkt från prissättningen på Nord Pool. Det är dock svårare för ett enskilt företag att skapa sig en omedelbar överblick över den nordiska marknaden eftersom det större antalet aktörer innebär att det finns fler faktorer att beakta.
De tre företagen som utgör den diskuterade grupperingen på den svenska marknaden ingår även bland de största aktörerna på den nordiska marknaden. Som tidigare konstaterats samäger och/eller samverkar dessa företag kring olika produktionsresurser som kärnkraftverk och vattenreglering. Den insyn som följer av sådana samarbeten ger även möjlighet att påverka företagens agerande på den nordiska marknaden. Samägande förekommer även i andra nordiska länder. Exempelvis är norsk vattenkraft ofta samägd av olika producenter och det samma gäller för finsk kärnkraft. Följaktligen finns det goda möjligheter till insyn och kontinuerliga kontakter.
De allmänna resonemangen kring långsiktigheten är i stort tilllämpliga även på en nordisk marknad. Här kan dock tilläggas att vattenkraft är den dominerande produktionsteknologin i Norge.
21
Möjligheterna för kunder och potentiella konkurrenter att utöva motviktsmakt är likartade på en nordisk marknad, även om det sannolikt är lättare för potentiella aktörer att träda in på delar av den nordiska marknaden än på den svenska marknaden. Inträdes-
21
“A Powerful Competition Policy” a.a.
SOU 2004:129 Elproduktion och råkraftsmarknaden
131
barriärerna torde där vara lägre, även om marknaden fortfarande är kapitalintensiv och nyetableringar kräver lång framförhållning.
Slutsats
Även på den nordiska marknaden finns det faktorer som tyder på en oligopolliknande struktur med möjlighet att utöva kollektiv marknadsmakt. Sådana faktorer är bl.a. den nordiska marknadens transparens, att samma aktörer som i Sverige är aktiva på marknaden och att dessa aktörer har insyn i varandras verksamhet, vilket även kan ge fördelar på en nordisk marknad. Diskussionen har även belyst de asymmetriska marknadsandelarna, det ökade antalet aktörer och de lägre inträdesbarriärerna vilka utgör faktorer som anses minska risken för att ett tyst samförstånd etableras. Vid en sammanvägning av dessa faktorer måste dock situationen bedömas vara mindre oligopolistisk på den nordiska marknaden än vid en analys av en isolerad svensk marknad.
2.8.3 Vertikal integration – el
I utredningens delbetänkande konstateras att ellagen stadgar att en juridisk person som bedriver nätverksamhet inte samtidigt får bedriva produktion eller handel med el. All annan typ av finansiell verksamhet får dock bedrivas inom samma juridiska person som nätverksamheten, men ekonomiskt skall nätverksamheten redovisas separat. Utredningen föreslog en ny regel som med innebörden att en styrelseledamot, vd eller firmatecknare i ett nätföretag inte samtidigt får inneha dessa positioner i en juridisk person som bedriver produktion eller handel med el. Enligt regeringens lagrådsremiss oktober 2004 skall detta gälla för företag med mer än 100 000 kunder. Förslaget behandlas mer utförligt i kapitel 5.
På elmarknaden finns ett flertal vertikalt integrerade koncerner i vilka det bedrivs såväl elhandel som produktion och/eller nätverksamhet. Vertikalt integrerade företag kan ha vissa fördelar av den vertikala integrationen jämfört med företag som inte är vertikalt integrerade. Vilken form av vertikal integration som förekommer kan variera mellan företagen. Utredningen berör nedan främst vertikal integration i koncerner med elhandel och nätverksamhet samt
Elproduktion och råkraftsmarknaden SOU 2004:129
132
elhandel och produktion. Därefter följer ett avsnitt om integrerade energiföretag med verksamhet inom el och naturgas.
Koncerner med elhandel och nätverksamhet
En effekt av marknadsöppningen var att elhandelsföretag i koncerner med både elhandel och nätverksamhet kunde få tillgång till information om de kunder som fanns i koncernen. Åtminstone inledningsvis hade flertalet av dessa kunder tillsvidareavtal. Elhandelsföretag i vertikalt integrerade koncerner får ofta rollen som anvisad leverantör för kunderna till nätföretagen i koncernen. Enligt Öhrlings PricewaterhouseCoopers (ÖPwC) analys
22
innebär
det en fördel att ha en större andel kunder med tillsvidareavtal eftersom vinstmarginalerna i tillsvidareavtalen alltsedan marknadsöppningen varit högre än i mer konkurrensutsatta avtal. Elhandelsföretag som trätt in på marknaden utan att ha någon koppling till ett nätföretag har inte haft tillgång till en redan existerande kundbas med en större andel kunder med tillsvidareavtal. Sådana elhandelsföretag har istället successivt byggt upp en egen kundstock som baserats på kunder med fastprisavtal och avtal om rörligt pris. Elhandelsföretag som har förvärvat en annan aktörs kundstock där det ingått en viss andel tillsvidarekunder har inte samma nackdel. En relativt hög andel tillsvidareavtal kan även underlätta riskhanteringen för företaget genom att tillsvidareavtal kan prisändras med relativt kort varsel (en månad). Ett tillsvidareavtal innebär dock också att kunden har möjlighet att byta leverantör med en dryg månads varsel.
Vertikalt integrerade företag kan även dela kostnaderna för kundtjänst, debitering, fakturering m.m. mellan elhandelsföretaget och nätföretaget, varför fasta kostnader för t.ex. system kan slås ut på en större volym. En fristående elhandlare har inte samordningsmöjligheter i samma utsträckning inom företaget. Olje- och bensinbolag etablerade sig på elhandelsmarknaden eftersom de gjorde bedömningen att det skulle finnas samordningsvinster mellan deras kärnverksamhet och elhandel. Det har dock visat sig svårt för dessa aktörer att uppnå de förväntade samordningsmöjligheterna mellan elförsäljningen och övrig verksamhet.
Elhandelsföretag behöver information från nätföretagen för att kunna fakturera sina kunder. Information som kommer sent eller
22
Rapport 2, ”Förändringarna i ägarstrukturen på den svenska elmarknaden”.
SOU 2004:129 Elproduktion och råkraftsmarknaden
133
innehåller felaktigheter orsakar kostnader för berörda aktörer. Utredningen har erfarit att det förekommit problem vid överföringen av denna typ av information och att risken för att problem skall uppstå ökar när de berörda företagen inte ingår i samma koncern. Risken för att sådana problem uppstår torde öka ju fler nätföretag ett enskilt elhandelsföretag har kontakter med. Exempelvis orsakade problem i samband med kundhanteringen höga hanteringskostnader för Statoil som hade sina kunder fördelade över ett stort antal nätområden i hela landet.
23
Koncerner med elhandel och elproduktion
Koncerner med både elhandelsföretag och elproduktion kan ha större möjlighet att hantera vissa typer av risker inom koncernen. En sådan typ av risk är prisområdesrisker, eftersom merkostnader för elhandeln till följd av prisområdesskillnader i princip motsvaras av merintäkter för elproduktionen i de integrerade koncernerna. Genom att prissäkra nettot av försäljningsvolym och egen produktion kan en integrerad aktör även minska den totala riskexponeringen gentemot variationer i elpriset. Värdet av denna möjlighet kan dock skilja sig åt betydligt mellan olika aktörer t.ex. genom möjligheten att styra den egna elproduktionen. När aktörernas handelsvolym på Nord Pool minskar, minskar även deras behov av, och därmed kostnader för, att ställa säkerheter för handel på Nord Pool.
En koncern med egen produktion har även större frihet vid prissättningen än ett företag som måste köpa in hela mängden försåld el. En koncern med egen produktion är inte på samma sätt tvingat att basera sitt utpris mot kund på Nord Pools priser utan har t.ex. möjlighet att utgå från sina faktiska produktionskostnader. Fristående elhandelsföretag måste i princip köpa den kraft de behöver på Nord Pool, även om de även har möjlighet att sluta bilaterala avtal med en producent. Lönsamhetsmässigt kan det skilja relativt mycket mellan produktion och handel. En integrerad koncern torde därmed som helhet ha en starkare finansiell ställning om den omfattar en verksamhet med god lönsamhet. En elproducent tar emellertid också en risk, t.ex. i samband med investeringar i produktionskapacitet. Producenter riskerar att totalt sett uppnå sådana kostnader för elproduktionen att de inte kan täckas av elpriset på en konkurrensutsatt marknad. Handel med el på Nord Pool ställer
23
Rapport 2, ”Förändringar i ägarstrukturen på den svenska elmarknaden”.
Elproduktion och råkraftsmarknaden SOU 2004:129
134
höga krav på kompetens och system hos de företag som agerar där. De krav som finns med avseende på kompetens och system är i hög grad samma som för inköp av el till elförsäljning. Detta medför således att det kan finnas en kostnadsfördel för de aktörer som bedriver båda produktion och elhandel.
Risker med vertikal integration
Det finns även några riskfaktorer med vertikal integration. Vertikal integration innebär en risk att ett diversifierat fokus leder till att ingen av verksamheterna får den uppmärksamhet och de resurser som krävs för att optimera verksamheten. Det kan utgöra ett problem för små integrerade koncerner som kan ha svårt att nå den volym som krävs för att få tillräckligt lönsamhet i elhandeln.
Utredningen har tidigare diskuterat fördelarna från ett koncernperspektiv med att ha både produktion och handel. Från ett prissättningsperspektiv finns det dock risk att en vertikalt integrerad koncern använder en strategi som leder till att någon verksamhetsgren inte prissätts på ett för denna gren optimalt sätt. I förlängningen innebär detta att marknadsmekanismerna inte ges möjlighet att fungera fullt ut, vilket kan ge till resultat att resursallokeringen riskerar att suboptimeras både inom det aktuella företaget och i samhället som helhet.
Från ett samhällsekonomiskt perspektiv kan det finnas risker med att blanda konkurrensutsatt och icke-konkurrensutsatt verksamhet i samma koncern genom att det innebär en potentiell risk för korssubventionering. Ett sådant beteende skulle i förlängningen riskera att försvaga den aktuella marknadens funktion.
2.8.4 Horisontell integration – el och naturgas
Flera gasföretag i Europa har horisontellt integrerade verksamheter. Även i Sverige finns företag som utgör horisontellt integrerade energiföretag med tillgång till mer än ett energislag. Horisontell integration kan innebära fördelar för de berörda energikoncernerna, bl.a. genom att deras riskexponering för politiska beslut angående exempelvis energiskatter minskar. Även företagets egen försörjningstrygghet ökar genom att koncernen har tillgång till flera olika energikällor för el och värmeproduktion. Genom att
SOU 2004:129 Elproduktion och råkraftsmarknaden
135
förse kunderna med mer än en typ energitjänster kan en koncern uppnå kostnadsbesparingar samtidigt som kostnaderna för att upprätthålla och utveckla varumärket kan fördelas på en större volym. Koncernen kan även ha möjligheter till att föra över erfarenheter mellan olika verksamhetsområden. Genom att kunderna knyts närmare leverantören minskar deras bytesbenägenhet.
En ytterligare fördel med horisontell integration för naturgasföretag berör de företag som har take or pay avtal (se avsnitt 14.1.2). Företag som även bedriver verksamhet inom t.ex. elproduktion och fjärrvärme kan ha möjlighet att själv förbruka sådan naturgas företaget inte hittar annan avsättning för. Detta minskar företagens riskexponering om de väljer att sluta ett take or pay avtal. Denna fördel får en ökad tyngd på en öppnad marknad där gasleverantörerna konkurrerar om kunderna.
Från samhällsekonomisk synpunkt kan det dock finnas risker med en alltför omfattande horisontell integration genom att de berörda företagen kan få en relativt stark ställning på marknaden vilket kan få negativa effekter för marknadens effektivitet.
2.9 Förändringar av ägarstrukturen inom elproduktion
Detta avsnitt är främst inriktat på elproduktionsstrukturen i Sverige. Avsnittet kommer att beröra både större transaktioner samt en diskussion kring bakomliggande motiv.
2.9.1 Översikt över större transaktioner
Totalt sett har antalet större elproducenter i Sverige minskat från sju företag 1996 till fyra 2004, där det fjärde företaget är märkbart mindre än de tre större. De tre stora aktörerna har varit köpare i samtliga större transaktioner, t.ex. Fortums förvärv av Gullspång och Birka och Sydkraft/E.ON:s förvärva av Graninge. Nedanstående bild redovisar större förändringar i ägandet vad gäller elproduktion i Sverige sedan 1996. Dessa förändringar har resulterat i dagens ägarstruktur med tre stora aktörer som tillsammans har en mycket stor andel av marknaden.
Elproduktion och råkraftsmarknaden SOU 2004:129
136
Figur 2.14. Större transaktioner omfattande elproduktion 1996– 2004
Källa: ÖPwC analys
Ovanstående bild omfattar ca 90 procent av såld produktionskapacitet under den aktuella perioden. Övriga försäljningar har till övervägande del utgjorts av kommunala energiföretag vilket innebär att det främst är sådana företag som försvunnit från marknaden. Under perioden 1996–2003 såldes elproduktionskapacitet motsvarande storleksordningen 25 TWh i årsproduktion eller ca 15–20 procent av svensk produktionskapacitet. Flertalet försäljningar har avsett vertikalt integrerade energiföretag.
Köparna har i flertalet fall varit Vattenfall, Sydkraft eller Fortum eller bolag vilka senare förvärvats av någon av dessa. Även kommunala energiföretag såsom Skellefteå Kraft och Tekniska Verken i Linköping har förvärvat produktionskapacitet. Den ökande koncentrationen har inneburit att flera av de tidigare större självständiga elproducenterna inte längre utgör självständiga aktörer på marknaden. Till denna grupp hör Gullspång, Graninge, Birka, Skandinaviska Elverk och Stora Kraft.
Det har även skett ägarförändringar i samband med kärnkraftsavvecklingen. I och med Barsebäcksuppgörelsen mellan staten, Vattenfall och Sydkraft bildades Ringhalsgruppen där kärnkraftverken Ringhals och Barsebäck ingår. Ringhals AB ägs till 74,2 procent av Vattenfall och till 25,8 procent av Sydkraft.
Sydkraft eförvärvar andel i Forsmark av av vattenfall i
utbyte mot aktier i HEW
Sydkraft förvärvar 26% i Ringhals i samband med stängningen av Barsebäck
Eon blir
majoritetsägare
i Sydkraft
Edf kontrollerar
Graninge via ägarsamarbete
IVO(Fortum)
blir
huvudägare i
Gullspång
Fortum förvärvar resterande 50% i
Birka Energi
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
2004
Gullspång
förvärvar Skandinaviska
Elverk
Sydkraft förvärvar Örebro Energi
Fortum
förvärvar Stora Kraft
Vattenfall och Skelleftekraftt byter vattenkraftstationer
Sydkraft förvärvar Graninge
Exempel på större transaktioner innefattande elproduktion under perioden 1996 -2004
Sydkraft eförvärvar andel i Forsmark av av vattenfall i
utbyte mot aktier i HEW
Sydkraft förvärvar 26% i Ringhals i samband med stängningen av Barsebäck
Eon blir
majoritetsägare
i Sydkraft
Edf kontrollerar
Graninge via ägarsamarbete
IVO(Fortum)
blir
huvudägare i
Gullspång
Fortum förvärvar resterande 50% i
Birka Energi
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
2004
Gullspång
förvärvar Skandinaviska
Elverk
Sydkraft förvärvar Örebro Energi
Fortum
förvärvar Stora Kraft
Vattenfall och Skelleftekraftt byter vattenkraftstationer
Sydkraft förvärvar Graninge
Exempel på större transaktioner innefattande elproduktion under perioden 1996 -2004
SOU 2004:129 Elproduktion och råkraftsmarknaden
137
Den senaste större förändringen på den svenska marknaden utgjordes av Sydkraft/E.ON:s förvärv av Graninge. Förvärvet prövade av de europeiska konkurrensmyndigheterna som godkände det. Affären gav dock upphov till intensiva diskussioner om koncentrationen på elmarknaden och effekterna av denna höga koncentrationsgrad, och många uttryckte sin tveksamhet gentemot förvärvet och dess effekter på marknaden.
Ny elproduktionskapacitet har kommit till främst inom kraftvärmebaserad elproduktionen och vindkraft. Svensk vindkraft ägs till knappt 70 procent av privata intressen, privat ägda bolag och samfälligheter/ekonomiska föreningar. Traditionella energiföretag äger ca 20 procent. Lönsamheten för såväl vindkraft som kraftvärme är i hög utsträckning beroende av intäkter från elcertifikat.
24
Ägarförändringarna inom vindkraftsproduktion har varit av begränsad omfattning.
2.9.2 Utländskt ägande
I ”Konkurrensen på Elmarknaden” (SOU 2002:07) beskrevs förändringarna i ägandet av bolagen mellan 1996 och 2001. Elkonkurrensutredningen menade att det skett relativt stora förändringar i ägarstrukturen. Internationaliseringen av den svenska elbranschen hade inneburit att utländska kraftföretag förvärvat betydande andelar av aktiekapitalet i svensk kraftproduktion samt att svensk företag förvärvat utländska kraftbolag.
Trenden med en ökad andel utländskt ägande i svensk elproduktion illustreras nedan. Av tabellen framgår att andelen utländskt ägande ökat sedan 1999. Det utländska ägandet av svensk elproduktion har ökat och uppgick 2003 till ca 40 procent. Bakom ökningen ligger i första hand E.ON:s förvärv av Sydkraft, Fortums förvärv av Birka och Sydkrafts förvärv av Graninge. Även det norska företaget Statkraft finns på den svenska marknaden bl.a. genom sitt delägarskap i Sydkraft.
24
Se avsnitt 10.3.3.
Elproduktion och råkraftsmarknaden SOU 2004:129
138
Figur 2.15. Andel utländskt ägande i svensk elproduktion
Källa: ÖpwC Analys.
2.9.3 Företagens överväganden – förvärv och försäljning
Vad är de bakomliggande orsakerna till den strukturomvandling som skett på elmarknaden och som resulterat i ett flertal ägarförändringar och en ökad koncentration? Den svenska elmarknaden avreglerades relativt tidigt vilket fick till följd att aktörerna på marknaden tvingades att ta ställning till hur de avsåg att driva sin verksamhet i framtiden. Marknadsöppningen resulterade därmed i mer aktiva strategival där en del företag har valt en mer expansiv strategi, t.ex. genom att förvärva andra aktörer på marknaden. Andra företag har i stället valt att lämna elmarknaden och därför sålt av hela eller delar av sin verksamhet.
Kommunala företag
Huvuddelen av de företag som sålts har haft kommunala ägare och därför är de aktörer som försvunnit främst kommunala energiföretag. Den konkurrens som uppstod efter marknadsöppningen, främst på elhandelssidan, innebar att kraven på affärsmässighet ökade väsentligt. Den ökade riskexponeringen innebar att risken att verksamheten gick med förlust ökade. Många kommuner ansåg dessutom att en affärsmässig verksamhet väsentligt avvek från normal kommunal verksamhet. Genom att el säljs i konkurrens ansågs det inte längre vara en kommunal uppgift att tillhandahålla el till invånarna i kommunen. Osäkerheten när det gäller prisutvecklingen på Nord Pool samt svårigheten att bygga upp en kom-
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
1999
2002
2003*
Svenska ägare Utländska ägare
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
1999
2002
2003*
Svenska ägare Utländska ägare
SOU 2004:129 Elproduktion och råkraftsmarknaden
139
petent organisation har även angivits som skäl till försäljning. Nämnda faktorer resulterade i att osäkerhet uppstod om vilken lönsamhet som var möjlig att uppnå på sikt. Många kommuner gjorde bedömningen att det långsiktigt gav bättre lönsamhet att sälja energiverksamheten än att behålla den i egen regi. ÖPwC:s analys visar på att flera av de kommuner som valt att sälja sin verksamhet har haft en relativt svag finansiell ställning.
Kommunernas ansträngda finanser och negativa ekonomiska framtidsutsikter talar för att utförsäljning av kommunala energiföretag kommer att fortsätta. Vad som kan motverka detta är de höjningar av nättariffer och fjärrvärmepris som kunnat noteras efter tidigare utförsäljningar.
Industrin och privata investerare
Även industri och privata investerare har avyttrat ägande i energibranschen. Den huvudsakliga anledningen har varit att säljarna har önskat frigöra kapital för investeringar inom kärnområden. Det rådande prisläget har också varit fördelaktigt för säljarna. Ett antal försäljningar har också syftat till att uppnå en mer rationell struktur exempelvis genom att renodla viss verksamhet.
Ägarförändringar i samband med Barsebäcks-överenskommelsen hade sin grund i politiska beslut och syftade till att genom omfördelningar i ägandet av befintliga kärnkraftanläggningar möjliggöra stängningen av en reaktor i Barsebäck.
Svensk basindustri kan genom att utnyttja egen produktion undvika kostnadsökningar orsakade av stigande elpriser. Även möjligheten att erhålla elcertifikat och osäkerheten kring frågan om utsläppsrätter kan bidra till detta. Större avyttringar av produktionskapacitet från svensk basindustri bedöms i nuläget som mindre sannolika.
Sammanfattning
Vid en sammantagen bedömning har förvärven till övervägande del avsett kommunala vertikalt integrerade företag. Ägarförändringar avseende enbart elproduktion har, bortsett från Storas försäljning av Stora Kraft till Fortum och Sydkrafts förvärv av kärnkraft, endast skett i begränsad omfattning. Köparna har i flertalet fall
Elproduktion och råkraftsmarknaden SOU 2004:129
140
utgjorts av någon av de tre stora aktörerna på marknaden, dvs. Vattenfall, Sydkraft eller Fortum. Drivkrafterna bakom de tre storas förvärv av vertikalt integrerade energibolag har bl.a. varit strävan efter skalfördelar och kostnadssynergier i försäljningsverksamhet och eldistribution. De utländska aktörernas inträde på den svenska marknaden, bl.a. E.ON:s och Fortums förvärv av Sydkraft respektive Birka, har sin bakgrund i den tidiga marknadsöppningen av den svenska elmarknaden och dessa aktörers expansionsstrategier. En drivande faktor har sannolikt även varit möjligheten att förvärva vattenkraft.
2.10 Utredningens bedömning och förslag
Utredningens förslag: En nordisk samrådsgrupp bildas för att motverka att olikheter i regelverken i Sverige, Norge, Finland och Danmark minskar förtroendet för Nord Pool som en gemensam nordisk marknadsplats. Gruppen skall även utbyta erfarenheter från regeltillämpning och övervakning av de nationella marknaderna och verka för en samordning.
Överföringskapaciteten mellan de nordiska länderna förstärks. De kostnader som följer av skiftande marknadsgränser bör beaktas fullt ut i planeringen av nya överföringsförbindelser.
Staten bör utnyttja sin roll som ägare av Vattenfall för att se över de samarbeten företaget deltar i.
Vid en sammantagen bedömning fungerar elproduktionen och råkraftsmarknaden relativt bra. Marknaden har visat sig kunna bibehålla sin funktion trots de senaste årens ökade fluktuationer och belastningar. Med detta avses att handeln har fungerat kontinuerligt under hela perioden. Marknadens aktörer har kontinuerligt producerat och sålt el på marknaden och elanvändarna har därmed haft kontinuerliga möjligheter att köpa el.
Den ovan beskrivna bilden kan nyanseras genom att dela in marknaden i ett antal delmarknader vars funktioner då kan diskuteras var för sig. Sådana delmarknader är t.ex. den fysiska handeln på Nord Pool, den finansiella handeln på Nord Pool och marknaden för reglerkraft. Hur väl marknadsöppningen fungerat och vilka problem som uppstått efteråt kan variera mellan de olika delmarknaderna.
SOU 2004:129 Elproduktion och råkraftsmarknaden
141
Utredningen har diskuterat frågan om elmarknadens omfattning. Denna fråga är viktig för en vidare diskussion av marknadens struktur och vilka problem som man kan se på elmarknaden. Utredningen har dock kommit fram till att det inte finns någon enkel avgränsning av råkraftsmarknaden. Underlaget visar att elmarknaden under en relativt stor del av tiden är att se som nordisk, men visar också på att elmarknaden under andra perioder är av mindre omfattning. Den kan då utgöras av exempelvis ett eller flera prisområden som lagts samman för en viss tidsperiod. Sverige ingår ofta i samma prisområde som östra Danmark och/eller Finland. Utredningen har även noterat att Sverige utgjort ett eget prisområde under en mycket liten del av tiden under senare år. Aktörerna kan välja att agera på Nord Pool, men är samtidigt hänvisade till att mata in och ta ut el i det prisområde deras anläggningar befinner sig. Sammantaget är det utredningens bedömning att elproduktionen och råkraftsmarknaden bör diskuteras ur flera perspektiv. Utredningen har baserat sina överväganden på en genomgång av både en rent svensk och en gemensam nordisk elmarknad.
Nord Pool
Handeln på Nord Pool har fungerat kontinuerligt sedan marknaden avreglerades både vad gäller fysisk och finansiell handel. Omsättningen på marknaden för fysisk kraft har legat på i stort sett samma nivå de senast tre åren. Omsättningen på den finansiella handeln har gått ner om man ser till omsättningen i TWh. Samma gäller för den del av Nord Pool som sysslar med bilateral clearing. Oavsett nedgången från 2002 till 2003 låg nivån på den finansiella handeln 2003 över den nivå som rådde år 2000.
Likviditeten på Nord Pool torde mot bakgrund av de redovisade uppgifterna kunna bedömas som tillräcklig. Med detta avser dock inte utredningen att en ökad likviditet inte skulle innebära en ytterligare förbättring och ytterligare öka förtroendet för Nord Pool som marknadsplats med en fungerande prissättningsmekanism. Det torde dock vara en rimlig slutsats att prisbildningen på Nord Pool i dag i det stora hela är trovärdig både vad gäller fysisk handel och finansiell handel. Det finns dock produkter på den finansiella marknaden som är föremål för en så pass begränsad handel att prisbilden på de aktuella produkterna blir osäker. Detta gäller framför allt produkter med lång löptid. En tendens på den
Elproduktion och råkraftsmarknaden SOU 2004:129
142
svenska marknaden är att konsumenter gärna väljer långa fastprisavtal. Elleverantörer på den svenska marknaden kan därmed ha ett särskilt intresse av sådana produkter.
Det är viktigt att upprätthålla marknadens förtroende för Nord Pool för att säkerställa att Nord Pool behåller den centrala roll det har i dag som ett nav för handeln på den nordiska marknaden. För att bevara trovärdigheten hos en börs är det viktigt att aktörerna har förtroende för att de bud som läggs på börsen motsvarar de krav som ställts upp av den aktuella börsen och att de företag som lägger buden inte på något sätt manipulerat förutsättningarna för budgivningen. Börsen med sina övervakningsfunktioner samt berörda myndigheter måste därmed ha rätt kompetens samt erforderliga resurser för att initiera övervakningsåtgärder när misstanke om regelbrott uppstår. I de fall man väljer att driva ärenden vidare måste samtliga instanser ha erforderlig kompetens och erforderliga resurser för att driva samtliga ärenden på ett sådant sätt att förtroendet för börsens funktion bevaras.
En svårighet är att Nord Pool omfattar hela den nordiska marknaden, dvs. Sverige, Norge, Danmark och Finland. Nord Pool är ett norskt företag som lyder under norska börsregler. För att kunna fullfölja sin bevakning av den underliggande budgivningen behöver Nord Pool ha tillgång till uppgifter från respektive lands myndigheter. För att säkerställa att förtroendet upprätthålls även i framtiden är det därför viktigt att de nordiska länderna ser över sina regelverk så att Nord Pool får tillgång till den underliggande information som krävs för en effektiv övervakning. Det är även viktigt att de myndigheter som utövar tillsyn över Nord Pool och dess aktörer har den kompetens och de resurser som krävs för att agera. Skulle marknadens förtroende för Nord Pool svikta kommer det i förlängningen att leda till att Nord Pools trovärdighet som prissättande börs för den gemensamma nordiska marknaden ifrågasätts. Avsaknaden av en central marknadsplats med en fungerande prissättningsmekanism skulle leda till en alltmer fragmenterad nordisk marknad.
Utredningen föreslår därför att staten verkar för att en nordisk samrådsgrupp bildas. Syftet med samrådsgruppen är att motverka att olikheter i regelverken i Sverige, Norge, Finland och Danmark minskar förtroendet för Nord Pool som en gemensam nordisk marknadsplats. Samrådsgruppen bör omfatta representanter för respektive lands finansinspektioner, energimyndigheter, ekobrottsmyndigheter samt representanter för Nord Pool.
SOU 2004:129 Elproduktion och råkraftsmarknaden
143
Verksamhetsområdet för en sådan samrådsgrupp kan även omfatta mer än uppföljning av skillnader i de nationella regelverken. Exempelvis skulle en sådan grupp även kunna utbyta erfarenheter från regeltillämpning och övervakning av sina respektive nationella marknader vad gäller marknadens funktion och struktur, exempelvis strukturförändringar och hantering av flaskhalsar, och verka för en samordning. Med en sådan utvidgning torde det även vara intressant att de nationella konkurrensmyndigheterna ingår i gruppen. Konkurrenssituationen på den nordiska marknaden kan mycket väl påverkas av utvecklingen på de nationella elmarknaderna.
Koncentrationsgraden
Sedan marknadsöppningen 1996 har den svenska elmarknaden utvecklats inom olika områden. Det har skett förändringar både i regelverk och bland marknadens aktörer. I dag har Sverige en i stort sett fungerande marknad i produktionsledet. Det finns dock vissa frågeställningar som bör diskuteras närmare då de utgör potentiella hot mot marknadens fortsatta funktion och aktörernas förtroende för marknaden. Vad gäller elproduktionen är det främst den höga koncentrationsgraden som är en källa till oro.
Den svenska kraftproduktionen är koncentrerad. Tre aktörer har tillsammans närmare 90 procent av produktionen. Vattenfall har störst andel av produktionen, med en marknadsandel på 46 procent. Sydkraft och Fortum har marknadsandelar på 22 respektive 19 procent. Den svenska elmarknaden är därmed närmast att se som en oligopolmarknad där en aktör har en mycket stor del av marknaden. Vattenfalls marknadsandel är dubbelt så stor som de två huvudsakliga konkurrenternas. Enligt utredningens bedömning uppvisar den svenska elmarknaden förutsättningar som, utan externt konkurrenstryck, skulle kunna leda till en situation där kollektiv dominans råder. Utredningen har inte försökt bedöma om det förekommer ett tyst samförstånd mellan aktörerna på marknaden.
Även på den nordiska marknaden ingår Vattenfall, Fortum och Sydkraft bland de fem största aktörerna på marknaden. De fem största aktörerna på den nordiska marknaden är Vattenfall, Fortum, Statkraft, Sydkraft och PVO. Statkraft är delägare i Sydkraft. På den nordiska marknaden finns också flera mellanstora företag.
Elproduktion och råkraftsmarknaden SOU 2004:129
144
Att öppna en marknad för konkurrens innebär ett flertal fördelar för konsumenterna. Konsumenternas valmöjligheter ökar samtidigt som företagen tvingas använda sina resurser mer effektivt för att kunna erbjuda kunderna prisvärda alternativ. Den svenska elmarknaden avreglerades 1996 varför handel och produktion nu är konkurrensutsatta verksamheter.
Genom att konkurrensutsätta en marknad ges marknadskrafterna spelutrymme att påverka aktörerna att erbjuda kunderna för dem intressanta alternativ. Kunderna kan härigenom erhålla mer fördelaktiga priser eller bättre anpassade produkter än vad som skulle vara fallet på en icke-konkurrensutsatt marknad. De effektiva företagen kommer att överföra åtminstone en del av sina vinster till konsumenterna, medan mindre effektiva företag tvingas anpassa sig till marknaden eller kan komma att tvingas lämna marknaden.
För att en konkurrensutsatt marknad skall fungera effektivt krävs att kunderna har en reell möjlighet att välja mellan olika leverantörer av den efterfrågade varan/tjänsten. Kunderna väljer mellan tillgängliga alternativ med utgångspunkt från sina egna krav och förutsättningar. För att marknaden skall fungera effektivt bör aktörerna agera självständigt med utgångspunkt från hur det enskilda företaget bedömer marknadsförutsättningarna.
Det är därför mindre gynnsamt att den berörda marknaden domineras av ett jämförelsevis stort företag. En sådan marknad skulle kunna bli mer effektiv om marknaden istället utgjordes av flera och mer jämbördiga aktörer på marknaden. För att skapa en mer konkurrensbefrämjande struktur på elmarknaden vore det mer fördelaktigt om marknadens främsta aktörer var flera till antalet samtidigt som de även var mer jämbördiga i storlek, dvs. inget ett enskilt företag innehar en närmast dominerande ställning på marknaden.
Ett orosmoment på elmarknaden är den ökande koncentrationen. Ett av de senaste exemplen är Sydkraft/E.ON:s förvärv av Graninge. Dagens höga koncentrationsgrad gör att ytterligare koncentrationsökningar väcker oro. Utredningen förutsätter att berörda konkurrensmyndigheter kommer att granska ytterligare koncentrationstendenser noga.
Ytterligare ett område som lyfts fram som problematiskt för utredningen är företagens bristande möjligheter att investera i ny konkurrenskraftig elproduktionskapacitet. På en konkurrensutsatt elmarknad är det marknadens uppgift att ge företagen signaler som
SOU 2004:129 Elproduktion och råkraftsmarknaden
145
ligger till grund för deras investeringsbeslut. Både befintliga och potentiella aktörer på marknaden möter en rad svårigheter inför denna typ av investeringsbeslut vad gäller större anläggningar för elproduktion. För att bevara en fungerande marknad är det viktig att företagen har en reell möjlighet att omsätta marknadens signaler i självständiga strategiska beslut. En ytterligare fördel med att bygga ny produktionskapacitet i Sverige skulle vara att den svenska marknadens centrala läge på den nordiska marknaden gör att behovet av överföringskapacitet inte skulle öka i samma grad som om ny produktionskapacitet byggs i andra delar av den nordiska marknaden.
Utredningen har diskuterat om råkraftsmarknaden skall ses som en svensk eller en nordisk marknad. Områdespris för Sverige sammanföll med systempriset under 38 procent av tiden 2003 och 55 procent av tiden under 2002. En rimlig slutsats är därmed att de svenska aktörerna oftare agerar på en nordisk elmarknad för råkraft under en större andel av tiden än att de agerar på en mindre svensk marknad. Däremellan förekommer olika kombinationer av prisområden. Ett sätt att förbättra marknadens effektivitet genom att öka antalet aktörer är alltså att stärka den nordiska marknaden, dvs. att minska den del av tiden som Sverige har ett områdespris som avviker från Nord Pools systempris.
Den nordiska marknaden är inte lika utpräglat oligopolistisk som den mer avgränsade svenska marknaden. En integrerad nordisk marknad har ett större antal aktörer och mer jämnt fördelade marknadsandelar. Det finns därmed ett större antal producenter som självständigt kan agera på råkraftsmarknaden och antingen sälja el via Nord Pool eller genom bilaterala avtal. Redan i dag agerar företagen i allt större utsträckning på den nordiska marknaden. Detta bidrar till att minska riskerna för att marknadens funktion skall påverkas negativt av den höga koncentrationsnivån på den svenska delen av marknaden.
En mer integrerad nordisk marknad
Ju färre aktörer med marknadsmakt som finns på en given marknad desto större möjligheter har dessa aktörer att utöva sin marknadsmakt. Ett sätt att begränsa möjligheterna att utöva marknadsmakt är därför att öka antalet aktörer på den aktuella marknaden. Detta kan ske antingen genom att fler aktörer introduceras på samma
Elproduktion och råkraftsmarknaden SOU 2004:129
146
geografiska område, eller att man väljer att utvidga det område där företagen är verksamma. På en nordisk elmarknad finns fler aktörer än det finns på den svenska elmarknaden vid de tidpunkter Sverige utgör en helt avgränsad marknad.
Ett problem som möter aktörer på Nord Pool är att deras inköpspris varje timme kan bli ett områdespris snarare än systempriset. Detta innebär att sådana aktörer kontinuerligt måste väga in risken för att ett områdespris uppstår och med utgångspunkt från detta överväga om prissäkring skall ske. Så länge den nordiska marknaden delas in i prisområden och det inte är osannlikt att dessa prisområden faktiskt skiljs ut kommer sådana företag att befinna sig i samma typ av valsituation.
En mer integrerad nordisk marknad skulle bidra till att minska riskerna med den höga koncentrationsgraden på den svenska marknaden. Det finns dock några faktorer som bör lyftas fram och diskuteras inför den framtida utvecklingen av den nordiska marknaden.
I dagsläget existerar den nordiska marknaden endast under en begränsad, om än relativt stor del, av tiden. Sverige bör därför aktivt arbeta för att stärka den nordiska marknaden och därigenom öka den andel av tiden som den nordiska marknaden fungerar som en integrerad marknad. Detta kan göras bl.a. genom att överföringsförbindelserna stärks och genom att regelverket i de nordiska länderna harmoniseras. Under detta arbete måste även marknadens framtida utvidgning mot en alltmer europeisk elmarknad beaktas. Härvid bör man särskilt uppmärksamma att de förändringar som genomförs inte leder till att andra potentiella aktörer stängs ute från den nordiska elmarknaden.
Ett sätt att motverka den höga koncentrationen på den svenska elmarknaden är således att stärka den nordiska marknaden genom att exempelvis förstärka överföringsförbindelserna mellan de olika prisområdena. Genom att vidta sådana åtgärder minskas de tillfällen då det uppstår flaskhalseffekter som leder till att olika prisområden skiljs ut. Härmed försvagas möjligheterna att utnyttja eventuell marknadsmakt. Det torde dock inte vara ekonomiskt försvarbart att bygga bort samtliga flaskhalsar så att de nämnda effekterna inte vid någon tidpunkt kan uppstå. Varje enskild utbyggnad/förstärkning måste bedömas mot bakgrund av kostnaden för den specifika åtgärden jämfört med den nytta som åtgärden medför för det svenska och det nordiska systemet som helhet. Med nyttan avses exempelvis i vilken mån åtgärden kan bidra till att skapa en
SOU 2004:129 Elproduktion och råkraftsmarknaden
147
enhetlig prisnivå på den nordiska marknaden. Ett sådant arbete har redan inletts genom den plan de systemansvariga i Norden har tagit fram för utvecklingen på den nordiska elmarknaden, ”Systemutvecklingsplan 2002”. Baserat på prognoser om elanvändningens och elproduktionens utveckling samt genom tekniska och ekonomiska analyser har man tagit fram ett förslag på fem prioriterade snitt där en förstärkning av systemet skulle vara av betydelse för hela området. Sådana investeringar kräver dock att nationella investeringsbeslut tas samtidigt som investeringarna är viktiga för hela det nordiska systemet.
Utredningen anser att överföringskapaciteten mellan Sverige och de nordiska grannländerna skall förstärkas för att främja utvecklingen av en nordisk elmarknad. Det är viktigt att de kostnader som följer av skiftande marknadsgränser beaktas fullt ut i planeringen av nya överföringsförbindelser. Staten bör säkerställa att Svenska kraftnät har erforderliga resurser att genomföra de i ”Systemutvecklingsplan 2002” diskuterade förstärkningarna av det nordiska nätet inom en snar framtid. Dessutom bör de pågående diskussionerna mellan stamnätsföretagen om den konkreta hanteringen av de diskuterade förstärkningarna av det nordiska elsystemet prioriteras för att förstärkningarna skall kunna realiseras. Eftersom det finns en gemensam nytta av dessa investeringar bör man även diskutera möjligheterna för en gemensam nordisk finansiering. Framöver förutsätts att samma överväganden göras vad gäller andra närliggande elmarknader.
Ägande av överföringsförbindelser
Det är även intressant att överväga hur det framtida ägandet av överföringsförbindelserna skall se ut. Fungerande överföringsförbindelser är en förutsättning för en effektivt fungerande nordisk marknad. Kapaciteten på överföringsförbindelserna bör hanteras på ett sådant sätt att den nordiska marknaden inte motverkas. Om man bortser från ägarförhållandena är det tillgången till kapaciteten som är av grundläggande intresse. Samtliga större överföringsförbindelser, förutom SwePol Link
25
(Sverige-Polen) och Baltic Cable
(Sverige-Tyskland), ägs av de systemansvariga företagen i Norden. Sydkraft äger en 130 kV-förbindelse mellan Sverige och Själland
25
Svenska kraftnät äger 51 procent.
Elproduktion och råkraftsmarknaden SOU 2004:129
148
men där är hela överföringskapaciteten tillgänglig för handel på Nord Pool.
Utredningen föreslår inte några ägarförändringar. För att främja en effektivt fungerande nordisk elmarknad måste det dock anses vara mest lämpligt att överföringsförbindelserna ägs av de systemansvariga företagen. Utredningen förutsätter att framtida överföringsförbindelser för svenskt vidkommande kommer att ägas av Svenska kraftnät.
26
Ett lämpligt sätt att hantera kapacitetsfördel-
ningen på överföringsförbindelser är genom Nord Pool eller, där så inte är aktuellt, av Svenska kraftnät och/eller annan elbörs. Tillgång till tillgänglig kapacitet bör ges på förutsägbara och konkurrensneutrala grunder.
Sverige bör även verka för en harmonisering av de relevanta regelverken för att underlätta för företagen att agera som om den nordiska råkraftsmarknaden var en enhet. Exempelvis bör regelverken avseende balansansvar ses över och i möjligaste mån harmoniseras. Andra områden där en ökad samsyn skulle kunna diskuteras är t.ex. frågor som rör prisområden, mothandel, effektreserven, investeringar och finansieringsfrågor.
Ovanstående resonemang har som utgångspunkt den rådande konkurrenssituationen på den nordiska marknaden. En mer genomgripande förändring av ägarstrukturen som skulle leda i riktning mot ökad koncentration och en eventuell förstärkning av oligopolsituationen även på den nordiska marknaden bör granskas noga av berörda myndigheter.
Statens äganderoll på marknaden m.m.
Vid en diskussion om koncentrationsnivån på den svenska marknaden bör även Vattenfalls position på marknaden beröras. Vattenfall har en mycket stark ställning på elmarknaden och Vattenfall är helägt av svenska staten.
Det har vid flera tillfällen diskuterats om en uppdelning av Vattenfall skulle leda till positiva effekter för samhället som helhet sett från en marknadsekonomisk synvinkel. En uppdelning av Vattenfall i flera mindre företag skulle i förlängningen kunna leda till både positiva och negativa effekter. Möjligheterna att utnyttja stordriftsfördelar är allmänt sett större hos ett större företag som Vattenfall. Dessa fördelar skulle minska eller upphöra helt i sam-
26
I enlighet med 2 kapitlet 10 § ellagen (1997:857).
SOU 2004:129 Elproduktion och råkraftsmarknaden
149
band med en uppdelning av företaget, där exempelvis produktionsanläggningarna fördelas på flera självständiga företag. En sådan uppdelning av Vattenfall skulle kunna leda till en minskad produktionseffektivitet. Ett syfte med en uppdelning av Vattenfall skulle dock kunna vara att minska företagets starka ställning på produktionssidan, vilket förutsätter att all produktionskapacitet inte skulle hamna hos samma ägare. Oavsett de negativa effekterna av en uppdelning av Vattenfall torde en elmarknad med fler självständiga aktörer leda till en förbättrad effektivitet på marknaden som helhet. Konsumenternas valfrihet skulle öka och de befintliga resurserna utnyttjas mer effektivt.
Utredningens förslag om en förstärkning av den nordiska marknaden visar på att den marknad Vattenfall agerar på i vart fall är nordisk under en stor del av tiden. Vattenfall är den största aktören på den nordiska marknaden med en marknadsandel på 17 procent, men närmast kommande konkurrenter, Fortum och Statkraft, ligger på 14 respektive 9 procent. På den nordiska marknaden möter därmed Vattenfall mer jämbördiga aktörer vilket minskar risken för att Vattenfall skulle kunna utnyttja sin starka ställning utan att behöva beakta sina konkurrenters reaktioner. I takt med att den nordiska marknaden öppnas mot en gemensam europeisk inre marknad för el kommer Vattenfall att möta fler större aktörer. Förutom Vattenfall har även flera stora aktörer statliga ägare, t.ex. Fortum (delägt av finska staten), Statkraft och Electricité de France (EdF). Vattenfall kommer därmed att möta aktörer var storlek på den europeiska elmarknaden både motsvarar och överträffar Vattenfalls egen position som nordiskt och europeiskt elföretag.
Från ett marknadsekonomiskt perspektiv kan det även diskuteras om det är lämpligt att den största aktören på en avreglerad marknad är helägd av staten. Ett sådant ägande ger upphov till en diskussion om vilken roll ett sådant företag skall ha på marknaden. För att en konkurrensutsatt marknad skall fungera effektivt är det en förutsättning att de villkor som råder mellan företagen är konkurrensneutrala. Att i detta sammanhang resonera om att den statligt ägda aktören skall användas för att driva energipolitik skadar förtroendet för marknaden genom att det leder till att konkurrensneutraliteten ifrågasätts. Det statliga ägandet av Vattenfall har bl.a. givit upphov till diskussioner om vilken roll företaget skall ha på marknaden. Diskussionen har bl.a. berört om Vattenfall skall användas för att främja svensk industris konkurrenskraft genom att
Elproduktion och råkraftsmarknaden SOU 2004:129
150
erbjuda industrin låga elpriser och företagets roll i omställningen till ett hållbart energisystem.
Ett sådant agerande skulle vara tveksamt ur flera synvinklar. För att marknaden långsiktigt skall fungera så väl som möjligt krävs att de berörda företagen agerar på affärsmässig och inte politisk grund. Aktörerna måste agera under konkurrensneutrala villkor och fatta beslut på affärsmässiga grunder, annars minskar marknadens effektivitet och det finns en riskerar för att förtroendet för elmarknadens funktion minskar. Eftersom det internationellt inte är ovanligt att denna typ av företag är statligt ägda möter Vattenfall således ytterligare ett antal företag med liknande förutsättningar på marknaden. För att värna om den avreglerade marknadens trovärdighet är det dock viktigt att staten avstår från en sådan politiskt betingad styrning av Vattenfall att företagets affärsmässighet kan ifrågasätts.
En uppdelning av Vattenfall skulle alltså kunna leda till en mer effektiv marknad vid de tillfällen Sverige utgör ett helt separat prisområde. Detta inträffar dock en mycket liten del av tiden varför Vattenfall möter en större marknad under en övervägande del av tiden. En uppdelning av Vattenfall torde därmed inte tjäna något reellt syfte utan snarare bidra till att minska Vattenfalls möjlighet att bibehålla sin konkurrenskraft på en utvidgad elmarknad.
Vattenfall deltar i en rad olika samarbeten och samäganden på den svenska marknaden. Exempelvis finns det delägda produktionsanläggningar både inom kärnkraft och vattenkraft och de berörda företagen samarbetar även inom ramen för vattenregleringen i vattendrag där mer än ett företag har produktionsanläggningar. Genom sådana samarbeten ges Vattenfall en god inblick i andra aktörers förhållanden och bedömningsgrunder. Företag som deltar i olika typer av samarbeten får ofta ett ökat incitament att hålla sams och deras möjligheter att samordna sig ökar. En effekt av detta är också att aktörernas benägenhet att förmedla tips till berörda myndigheter om eventuella oegentligheter som iakttagits på marknaden sannolikt minskar, vilket kan försvåra övervakningen av marknaden. För att befrämja en effektivt fungerande marknad bör staten i sin roll som ägare av Vattenfall därför se över i vilken mån det kan bedömas som angeläget för Vattenfall att finnas kvar i dessa samarbeten, och om möjligt minska samägandet genom omfördelning av produktionsresurserna.
151
3 Nätverksamheten
3.1 Inledning
I och med elmarknadsreformen år 1996 förändrades de tidigare eldistributionsföretagens verksamhet. Fram till dess bedrevs nätverksamhet tillsammans med elförsäljning. Elproduktion och elförsäljning skildes från nätverksamheten för att kunna bedrivas i konkurrens. Nätverksamhet, som har karaktär av naturligt monopol, bibehölls som en reglerad och övervakad verksamhet. I praktiken genomfördes denna förändring genom att skyldigheterna för koncessionshavarna inom elsektorn ändrades till att avse endast nätverksamhet. Vidare infördes regler om att elverksamhet och nätverksamhet skall bedrivas i skilda företag (se kapitel 5) och att nätverksamhet skall särredovisas.
Nätföretagen har under de nio år som gått sedan elmarknadsreformen genomfördes fått nya uppgifter, främst genom den s.k. schablonreformen hösten 1999. I detta kapitel beskrivs först översiktligt nätföretagens uppgifter. Därefter behandlas ett antal förslag som rör villkoren för nätföretagens verksamhet och tillsynen enligt ellagen.
3.2 Nätföretagens uppgifter
En betydande del av nätföretagens verksamhet, att ledningsbundet överföra el mellan producent och kund, är ett s.k. naturligt monopol. Verksamheten är kapitalkrävande med höga fasta kostnader i förhållande till de rörliga kostnaderna. Därigenom blir stordriftsfördelarna sådana att det i praktiken blir omöjligt för någon annan att etablera en konkurrerande verksamhet. Därtill kommer att överföringen av el har en påtaglig miljöpåverkan. Att bygga konkurrerande elledningar skulle påverka landskapsbilden negativt. Av
Nätverksamheten SOU 2004:129
152
dessa orsaker krävs särskilt tillstånd, koncession, från staten för att bedriva nätverksamhet.
Nätverksamhet är enligt ellagen (1 kap. § 4) att ställa elektriska starkströmsledningar till förfogande för överföring av el. Till nätverksamhet hör också projektering, byggande och underhåll av ledningar, ställverk och transformatorstationer, anslutning av elektriska anläggningar, mätning och beräkning av överförd effekt och energi samt annan verksamhet som behövs för att överföra el på det elektriska nätet. Med anslutning av elektriska anläggningar avses också återinkoppling av en befintlig anläggning och höjning av avtalad effekt i inmatnings- eller uttagspunkt.
Nätverksamheten omfattar således i huvudsak två funktionella delar som är av olika karaktär, men som var och en för sig är av avgörande betydelse för elsystemets drift och marknadens funktion. Den primära uppgiften är att ombesörja den fysiska överföringen av ledningsbunden el av god kvalitet från producent till konsument. Den andra uppgiften, som till följd av öppnandet av elmarknaden har tagit allt större resurser i anspråk hos nätföretagen, är mätning av olika typer av förbrukningsvärden, att genomföra beräkningar med förbrukningsvärdena som grund samt att vidarerapportera informationen. Dessa verksamhetsområden beskrivs i två följande avsnitt.
För att täcka kostnaden för överföring av el i nätet tar nätföretaget betalt av kunden. Enligt ellagen (4 kap. § 1) skall nättariffer vara utformade så att nätföretagets samlade intäkter från nätverksamheten är skäliga i förhållande till dels de objektiva förutsättningarna att bedriva nätverksamheten dels nätkoncessionshavarens sätt att bedriva den. Vidare skall nättariffer vara utformade på sakliga grunder. Det finns ytterligare regler angående tariffernas utformning. Dessa samt Energimyndighetens tillsyn behandlas också nedan.
3.3 Överföring av el
De anläggningar som behövs för att fysiskt överföra el i landet har byggts upp under lång tid. Den stora utbyggnaden genomfördes i mitten av 1900-talet och var anpassad till de behov som då fanns och kunde förutses. De flesta komponenter i ett ledningsnät har lång livslängd och kan fungera under många år. Det är självfallet ändå väsentligt att nyinvestera i näten för att kontinuerligt få en robust elöverföring och god leveranskvalitet.
SOU 2004:129 Nätverksamheten
153
I Sverige delas elöverföringen in i olika nivåer beroende på kapaciteten. Det är av tekniska och ekonomiska skäl mindre lämpligt att överföra stora kvantiteter el vid låg spänning och små kvantiteter vid hög spänning. Av bl.a. dessa skäl delas landets nätverksamhet in i stamnät, regionnät och lokalnät. För att kunna överföra el mellan de olika typerna av nät (spänningsnivåer) transformerar man upp eller ned spänningen.
För att få driva en elledning på högre spänningsnivå eller ett områdesnät på lägre spänningsnivåer, med tillhörande utrustning, krävs att innehavaren fått tillstånd, koncession. Det är Energimyndigheten som beslutar om koncession. Koncession ges som regel för en period om 40 år (linjekoncession) eller 25 år (områdeskoncession). Den relativt långa koncessionstiden ges för att företaget skall få en rimlig ekonomisk möjlighet att långsiktigt planera och investera i nätet.
Stamnätet är det nationella nätet för överföring av el genom hela landet samt för import och export. Det ägs av staten och förvaltas av Svenska kraftnät. Stamnätet håller höga spänningsnivåer, 400 kV och 220 kV, och täcker hela Sverige. Det består av totalt ca 15 000 km kraftledning samt ca 150 transformator- och kopplingsstationer. Dessutom ingår i stamnätet vissa överföringsförbindelser till utlandet. Stora producenter och regionnät kan ansluta sina anläggningar direkt till stamnätet. För närvarande har Svenska kraftnät omkring trettio sådana kunder anslutna.
Regionnäten ansluter till stamnätet och har lägre spänningsnivåer. Deras väsentliga funktion är att överföra el mellan olika stamnätspunkter och ett stort antal anslutningspunkter på lokalnäten. Dessutom har regionnäten anslutning till större industrier samt ett antal produktionsenheter, kraftstationer. Regionnäten är således en länk mellan stamnätet med sina höga spänningsnivåer och till de lägre spänningsnivåer som lokalnäten använder. Det betyder att en viktig uppgift för regionnätsföretagen är att transformera ned spänningen på stamnätsnivå till de lägre spänningsnivåerna i lokalnäten.
Sveriges regionnät är uppdelat i ett 10-tal geografiska områden. I det närmaste samliga regionnätsföretag ingår i någon av de stora elkoncernerna.
Under regionnäten finns lokalnäten. Lokalnäten är många till antal och där sker elleveranserna till flertalet slutkunder, såsom små industrier, fastigheter och hushåll. Normalt är det regionnäten som utför nedtransformeringen från högre spänning ner till lokalnätens
Nätverksamheten SOU 2004:129
154
spänningsnivå. Den högsta spänningen i de lokala näten ligger vanligen på 10 eller 6 kV, medan den lägsta spänningsnivån är 0,4 kV.
Det finns i landet ca 330 områdeskoncessioner fördelade på ca 190 redovisningsenheter, ägda av ca 180 juridiska personer. Ägarna av lokalnätsföretagen är de stora elkoncernerna, privata ägare, kooperativ och kommuner.
3.3.1 Överföringssäkerheten
Tillförlitligheten i överföringen av el har med tiden blivit en allt viktigare fråga. En i sig liten händelse som ett jordfel i en elkabel eller att ett träd faller över en elledning kan göra ett helt samhälle strömlöst och därmed få till följd att samhällets olika funktioner försämras och i vissa fall även lamslås. De indirekta skadorna på tredje person kan bli betydande. Under de senaste åren har ett antal avbrott i överföringen genom näten fått stor uppmärksamhet i samhällsdebatten.
Nedan redovisas kortfattat ett antal händelser som lett till att framförallt överföringssäkerheten i det ledningsbundna elnätet har utretts och till förslag om hur elnäten och deras stödsystem bör förändras för att motverka störningar.
Elavbrott
Under år 2001 och 2002 inträffade i Stockholmsområdet större elavbrott, som fick till följd att det blev strömlöst i bl.a. stadsdelarna Kista och Akalla i norra Storstockholm. Förutom att ett stort antal hushåll drabbades kom avbrotten att negativt påverka den verksamhet som bedrivs av närmare 700 företag, bland dem några av landets större industri- och tjänsteföretag.
Under år 2003 inträffade ett antal större elavbrott i västvärlden. Det var elavbrott i delar av USA och Kanada samt ett större avbrott i Schweiz och Italien. Inte heller vårt land blev förskonat. I Sverige inträffade inte mindre än fem större avbrott till följd av oväder. Det största avbrottet inträffade den 23 september 2003 när stamnätet fick ett avbrott, som dock inte var orsakat av väderstörningar.
SOU 2004:129 Nätverksamheten
155
Händelseförloppet, analys av orsakerna och planerade åtgärder har Svenska kraftnät redovisat i en rapport.
1
Rapporten nämner bl.a. följande. Störningen påverkade Sydsverige och delar av Danmark. Elkunderna fick tillbaka sin el med början inom en timme efter störningen. Efter ytterligare omkring fem timmar kunde alla elleveranser i Sverige tillgodoses. I Sverige förlorade ca 857 000 kunder sin elförsörjning. De uteblivna elleveranserna uppgick till ca 10 miljoner kWh. Den samhällsekonomiska kostnaden kan schablonmässigt uppskattas till ca 500 mnkr om avbrottsvärderingen är 50 kr/kWh.
Upphovet till störningen var flera tekniska fel, som inträffade samtidigt eller nära varandra i tiden. Den samlade påfrestningen blev för stor genom förlusten av ca 3 000 MW kärnkraftproduktion och en kraftig försvagning av överföringsnätet, varför spänningarna inte kunde upprätthållas i hela landet. De södra delarna av landet samt Själland och Bornholm i Danmark hade inte tekniska förutsättningar att klara balansen mellan förbrukningen och den kvarvarande produktionen varför denna del gick ner. De norra delarna av landet klarade sig bättre och återgick snabbt till ett stabilt läge med ett intakt nät och fungerande elproduktion.
Genom det ganska varma vädret var det ingen risk för att människor skulle komma till skada genom att frysa. Däremot inträffade en mängd andra mer eller mindre förutsägbara hinder i människors vardagsliv. Hissar stannade mellan våningar, elektriska dörröppningar och lås fungerade inte, tåg och andra färdmedel stod stilla, etc. Inom industrin uppstod stora störningar i tillverkningsprocesser och leveranser. Handel och bankväsendet hade svårigheter med att säkra varor och ekonomiska transaktioner. Listan med olika konsekvenser av att elen föresvann kan göras lång.
Ett robust elnät
Svenska kraftnät har haft regeringens uppdrag att i samråd med Energimyndigheten, Krisberedskapsmyndigheten och i samverkan med företrädare för branschorgan och företag inom elförsörjningen redovisa fördjupade analyser och förslag om hur elförsörjningen i
1
Svenska kraftnät: ”Elavbrottet 23 september 2003 – händelser och åtgärder”. Rapport nr
1:2003.
Nätverksamheten SOU 2004:129
156
landet skall förstärkas. Svenska kraftnät avrapporterade uppdraget i december 2003.
2
Svenska kraftnäts förslag innebär i korthet följande. Elnätsföretagen utvecklar genom Svensk Energi en branschrekommendation om baskrav för regionala och lokala nät. Vid utformning av dessa baskrav skall en sammanvägning göras av samhällets krav på ökad robusthet i elförsörjningen och av kostnadskonsekvenser av ökade åtgärder så att baskraven hamnar på lämplig leveranssäkerhetsnivå.
Elnätsföretagen genomför genom Svensk Energi en utredning i syfte att skapa en aktuell avbrottsvärdering som underlag för arbetet med baskrav. De genomför ett fortsatt utvecklingsarbete för att åstadkomma en tillfredsställande avbrottsstatistik.
Elproducenterna, Svenska kraftnät och regionnätsföretagen utarbetar en branschrekommendation för utformning av driftcentraler och telesystem för kommunikation till och från dessa och anpassar sina system efter denna rekommendation. Ägare till elnät med 70 kV:s spänning eller högre utarbetar en branschrekommendation för dimensionering av lokalkraftmatning av ställverk och anpassar sina system efter denna rekommendation.
Därutöver föreslogs att följande åtgärder bör vidtas. Elproducenter, Svenska kraftnät och regionnätsföretagen startar ett samarbete som syftar till installation av ett gemensamt modernt och driftsäkert telekommunikationssystem för bl.a. störningssituationer. En del av kostnaderna för detta beräknas kunna täckas med beredskapsmedel.
Svenska kraftnät ansåg att målsättningen bör vara att de nämnda utredningarna och branschrekommendationerna skall vara klara inom ett år. Svensk Energi har uppgett att de genomfört de aktuella utredningarna och konstruerat planeringsmål för de olika områdena.
3
Energimyndigheten väntas få uppdrag att utarbeta närmare föreskrifter om elnätens kvalitet och säkerhet. Myndigheten bedömde att dessa föreskrifter skulle kunna begränsas till generella funktionskrav under förutsättning att nätföretagen fullföljer redovisade förslag. När det gällde övriga anläggningar t.ex. driftcentraler, kommunikations- och lokalkraftsystem, föreslogs att det bör övervägas om någon myndighet kan ges motsvarande föreskriftsrätt.
2
Svenska kraftnäts skrivelse ”Ett robust elförsörjningssystem” till regeringen 2003-12-16.
3
Svensk Energi: ”Planeringsmål för leveranssäkerhet i Region- och Lokalnät”, september
2004.
SOU 2004:129 Nätverksamheten
157
Ledningsnätens konstruktion
Kraftledningsnäten är konstruerade i form av luftledningar, som är vanligast, eller i form av jordkabel. De gamla oisolerade luftledningarna byts efter hand ut mot isolerade sådana eller mot jordkabel. Luftledningar har troligtvis större risk för sårbarhet genom yttre mekaniska påfrestningar och skador än vad en jordkabel har. Luftledningar som är isolerade ökar också säkerheten mot yttre skador genom att de är betydligt säkrare än oisolerade ledningar mot kortslutning, t.ex. när träd faller över ledningarna. Det har med åren framförts krav på att ledningar som går genom samhällen och i anslutning till samhällen skall dras med jordkabel. Skälen är många och en del av dem betonar både estetiska och utrymmesmässiga skäl för dragning med jordkabel. Det pågår utredningar för att utvärdera och avväga de samhälliga, ekonomiska och tekniska krav och andra förutsättningar som man bör ta hänsyn till vid nyinvesteringar och reinvesteringar i ledningsbyggnad.
Ett sätt att få en överblick över näten i landet när det gäller dess utveckling mot god robusthet och säkerhet kan vara att se på hur förhållandet är mellan luftledning och jordkabel. I det underlag som nedanstående statistik är hämtad från går det dock inte att skilja mellan oisolerad och isolerad luftledning.
Tabell 3.1. Stamnät, statistik från Svenska kraftnät
Stamnät 2003 2002 2001 2000
Ledningslängd högspänning luftledning i km 15 002 15 002 15 002 15 002 Ledningslängd högspänning jordkabel i km 4 4 4 4 Jordkabel i förhållande till luftledning i % 0 0 0 0
Tabell 3.2. Regionnät, statistik hämtad från Energimyndigheten och dess sammanställning av de uppgifter som nätföretagen årligen lämnar i årsrapporten
Regionnät
2003 2002 2001 2000
Ledningslängd luftledning i km
30 638 30 026 30 229 30 519
Ledningslängd jordkabel i km
691 473 396 478
Jordkabel i förhållande till luftledning i % 2,3 % 1,6 % 1,3 % 1,5 %
Nätverksamheten SOU 2004:129
158
Tabell 3.3. Lokalnät, statistik hämtad från Energimyndigheten och dess sammanställning av de uppgifter som nätföretagen årligen lämnar i årsrapporten
Lokalnät 2003 2002 2001 2000
Ledningslängd lågspänning luftledning i km 93 169 99 308 102 494 102 904 Ledningslängd lågspänning jordkabel i km 200 071 195 158 195 110 190 100 Jordkabel i förhållande till luftledning i % 215 % 197 % 190 % 184 %
Tabell 3.4. Lokalnät, statistik hämtad från Energimyndigheten och dess sammanställning av de uppgifter som nätföretagen årligen lämnar i årsrapporten
Lokalnät 2003 2002 2001 2000
Ledningslängd högspänning luftledning i km 117 984 118 625 125 204 122 363 Ledningslängd högspänning jordkabel i km 63 732 64 127 60 487 58 400 Jordkabel i förhållande till luftledning i % 54 % 54 % 48 % 48 %
3.4 Mätvärdeshantering m.m.
Uppdraget att praktiskt hantera och administrera mätvärden i olika former har efter elmarknadsreformen blivit en omfattande och än viktigare uppgift för elnätsföretagen än det var tidigare. På den öppna elmarknaden har mätvärdena fått allt större betydelse för de aktörer som är involverade i överföringen av el från producent till förbrukare. Det är nätföretaget som har ansvar för att mätningen av överföring och förbrukning blir korrekt genomförd och vidarerapporterad till de olika mottagarna. Inom detta område har Energimyndigheten utfärdat föreskrifter och allmänna råd.
4
Mätvärden behövs för olika syften. Nätföretaget behöver mäta den överföring av el som skett på något avsnitt av nätet eller vad som har tillförts eller tagits ut ur nätet. Nätföretaget behöver mätvärdena för att kunna göra beräkningar när det gäller att dimensionera nätet och dess tekniska komponenter på ett tekniskt, säker-
4
STEMFS 2001:3 ”Föreskrifter och allmänna råd om mätning, beräkning och rapportering
av överförd el”.
SOU 2004:129 Nätverksamheten
159
hetsmässigt och ekonomiskt framsynt sätt. Vidare behöver nätföretaget mätvärden för att kunna fakturera nätkunden för den överföring av el som skett till honom genom nätet samt för att kunna beräkna den förlust av energi som uppstått i nätet vid överföringen (förlustel). Sådana beräkningar görs på alla nivåer av nätet.
Elleverantörerna behöver mätvärden för att kunna fakturera kunderna för den förbrukning som varit. De balansansvariga företagen behöver i sin tur mätvärdena för att kunna göra prognoser över kommande dygns förbrukning och den elanskaffning som kan bli aktuell.
Produktionen är som regel timmätt. Det betyder att produktionen registreras timme för timme i mätaren och vid ett givet ögonblick läser nätföretaget av den. Avläsningen görs elektroniskt i någon form. De avlästa värdena rapporteras till bl.a. producenten.
Förbrukning läses av och registreras på två olika sätt av nätföretagen. Det ena är att registrering sker timme för timme i ett register i mätaren. I den andra formen registreras förbrukningen på så sätt att nätföretaget vid ett givet tillfälle läser av mätarställningen. Det vanligaste är att de värden som registreras per timme, timmätvärden, läses av elektroniskt via fjärravläsning. Denna avläsning görs som regel för varje dygn och dygnet efter mätdygnet. Avläsningen av mätarställningen vid en viss tidpunkt görs fortfarande till stor del manuellt. De är främst de s.k. schablonkunderna som nätbolagen läser av manuellt. Avläsningen skall göras var tolfte månad för denna grupp som omfattar nätabonnenter om högst 200 A eller med ett effektabonnemang om högst 135 kW inom lågspänningsnätet.
Det är nätföretagen som ansvarar för att elmätarna avläses. Förutom avläsningar dygnet efter mätdygnet samt var tolfte månad skall mätarna läsas av i samband med t.ex. inflyttning i en bostad och vid leverantörsbyten. Normalt skall nätföretaget genomföra avläsningen samma dag som kunden flyttar eller byter elleverantör. Med hänsyn till den stora mängd avläsningar som kan bli aktuella får nätföretagen påbörja avläsningen fem vardagar före och avsluta avläsningarna senast fem vardagar efter att t.ex. en inflyttning skett.
Nätföretaget har en skyldighet att rapportera de timmätvärden eller de mätarställningar som lästs av i enlighet med de föreskrifter som gett ut av Energimyndigheten. Som nämnts finns ett flertal mottagare av de värden som lästs av. För att kunna klara av insamling av mätvärden och återrapportering av värdena har nätföretagen till sin hjälp olika IT-system. Insamlingen som görs elektroniskt
Nätverksamheten SOU 2004:129
160
kan göras med hjälp av olika tekniker. Den görs via lågspänningsnätet, genom telefoni, med SMS eller med radiolänk. Inom ett nätföretag kan samtliga teknikformer förekomma vid insamling av mätvärden. Rapportering från nätföretaget till de olika mottagarna – elleverantörer, balansansvariga företag, Svenska kraftnät, det egna nätbolagets kundsystem och konsumenten, nätkunden – sker med stöd av olika metoder. Det finns t.ex. möjlighet för en kund att välja att få sina värden rapporterade elektroniskt. Det egna kundsystemet tar som regel emot värdena i interna format. De externa mottagare såsom elleverantörerna, balansansvariga företag och Svenska kraftnät skall enligt gällande föreskrifter få sina värden rapporterade med stöd av meddelandesystemet EDIEL.
5
Mängden rapporterade data är stor. Det finns ca 4,8 miljoner mätare som läses av och rapporteras minst en gång per år. Dessutom finns det ca 400 000 mätare som registrerar timmätvärden och som avläses och rapporteras varje dygn. Ett relativt stort antal elkonsumenter byter elleverantör eller flyttar under året varför ytterligare en avläsning och rapportering kan bli aktuell av dessa skäl. I takt med att elkunderna blir mer aktiva ökar också mängden avläsningar vid byte av elleverantör. I kapitel 4 lämnas en närmare beskrivning av leverantörsbytesprocessen.
Riksdagen har beslutat om regler för månadsvis mätning hos bl.a. hushållskunder och andra mindre förbrukare (prop. 2002/03:85, bet. 2002/03:NU11, rskr. 2002/03:233). Den månadsvisa mätningen skall genomföras i två steg där gränsen för timmätning sänks från 200 A eller 135 kilowatt, för att senare omfatta alla uttagspunkter med ett säkringsabonnemang som överstiger 63 A. Den nya gränsen införs den 1 januari 2006. Nästa steg är att samtliga uttagspunkter – som inte skall timmätas – skall ha månadsvis mätning av elförbrukning senast år 2009.
När reglerna införts kommer den mängd information som skall förmedlas av nätföretagen till de egna nätkunderna och till elleverantörerna att öka kraftigt. I stället för som i dag mäta och rapportera de 4,8 miljonerna hushållskunders elmätare en gång per år skall mätning och rapportering nu göras tolv gånger per år. För att kunna klara av denna uppgift har branschen påbörjat förberedelserna för att mätningen skall fungera när de nya reglerna träder i kraft.
5
Ett elektroniskt meddelandeformat som skapats inom elbranschen och som bygger på
EDI-tekniken, Electronic data interchange.
SOU 2004:129 Nätverksamheten
161
Förutom att mäta och rapportera mätvärden skall nätföretagen i de lokala nätområdena, som är schablonberäkningsområden, beräkna och rapportera s.k. preliminära och slutliga andelstal. De preliminära andelstalen är tal som visar hur stor andel en elleverantör respektive ett balansföretag har av beräknad förbrukning i ett schablonberäkningsområde under en månad. Det slutliga andelstalet visar hur stor andel varje elleverantör haft av den totala förbrukningen i ett schablonberäkningsområde under en månad. Nätföretagen beräknar andelstalen och sänder dem till elleverantörerna och balansföretagen för redovisning av deras åtaganden i schablonberäkningsområdet. Svenska kraftnät får en kopia av det värde som sänds till det balansansvariga företaget. Detta värde används i samband med den nationella avräkningen av s.k. kvarkraft.
6
Andelstalen rapporterar nätföretaget ut via EDIEL. Det
här betyder att det för varje nätområde i snitt sänds cirka 140 rapporter med andelstal varje månad.
I ett nät finns stora investeringar nerlagda, som behöver förvaltas på bästa sätt av dess ägare. Det är inte bara de fysiska näten med tillhörande utrustning i form av transformatorer, kopplingsstationer m.m. som kostar. Numera måste nätföretagen även satsa stora summor pengar på olika typer av IT-stöd, som behövs för att driva verksamheten enligt gällande regelverk. Man behöver ha IT-stöd för analys av nätet, anläggningsregistrering, kundhantering, mätvärdeshantering, beräkning av andelstal, rapportering av mätvärden, m.m. En investering som just nu är aktuell för många lokalnätsägare är att byta ut befintliga elmätare till moderna sådana, som ger möjlighet till elektronisk avläsning av mätaren. I samband med denna uppgradering av elmätarna är det viktigt att nätföretaget tar ställning till vilka funktionaliteter som man bör kräva av det nya systemet.
3.5 Nätavgifter
Från den 1 juli 2002 gäller nya bestämmelser i ellagen avseende regleringen av nättariffer. Nättariffer skall vara utformade så, att nätföretagets samlade intäkter från nätverksamheten är skäliga i förhållande till dels de objektiva förutsättningarna att bedriva nätverksamheten, dels nätkoncessionshavarens sätt att bedriva den.
6
Ej avtalad kraft som utbyts mellan Svenska kraftnät och balansansvarsföretagen efter
slutavräkning av balanskraften.
Nätverksamheten SOU 2004:129
162
Vidare skall nättarifferna vara utformade på sakliga grunder. Med nättariff menas avgifter och övriga villkor för överföring av el och för anslutning till en ledning eller ett ledningsnät.
Vid inkoppling av nya anläggningar på ett lokal- eller regionnät uppstår alltid kostnader som är specifika för anläggningen. Enligt de principer som gäller skall kostnader för förstärkning, ombyggnad eller utbyggnad av nätet som är till nytta enbart för kundens anläggning och som uppkommer vid anslutning av anläggningen bekostas av kunden, enligt principen om att den som förorsakar kostnader för nätägaren också skall betala dessa. Kostnader för förstärkning, ombyggnad eller utbyggnad av nätet vilka uppkommer vid anslutning av en anläggning, och som kommer fler än den anslutande anläggningen tillgodo, är inte att betrakta som kundspecifika och bör därför helt bekostas genom de intäkter nätföretaget får in genom de årliga överföringsavgifterna.
Grundregeln för bedömning av nättariffens skälighet är alltså att nätföretagets prestation skall jämföras med dess intäkter. Vid bedömningen av prestationen skall hänsyn tas till dels de objektiva förutsättningarna att bedriva nätverksamheten, dels nätföretagets sätt att bedriva den. Nätföretagets prestation kan uppfattas som den nytta företaget ger sina kunder.
Energimyndigheten har utarbetat en modell, nätnyttomodellen, i syfte att kunna bedöma lokalnätföretagens tariffer. Den beskrivs kortfattat i följande avsnitt.
Förutsättningarna att bedriva nätverksamhet kan skilja stort mellan olika områden i landet. Därför kan också skillnaderna i nätavgifter mellan olika områden skilja sig avsevärt från varandra. Nätavgiften skall dock alltid vara skälig i förhållande till prestationen. Nätnyttomodellen anses möjliggöra en sådan bedömning.
Energimyndigheten kan på eget initiativ välja ut vilka företag som myndigheten vill granska närmare.
Energimyndighetens eventuella förelägganden gällande oskälig tariff kan överklagas.
3.5.1 Nätnyttomodellen
Nätnyttomodellen är ett IT-baserat verktyg som utformats för att användas i myndighetens tillsyn och som ett självregleringsinstrument för nätföretagen. Genom modellen möjliggörs en jämförelse av samtliga svenska nätföretags överföringstariffer för lokalnäten.
SOU 2004:129 Nätverksamheten
163
Nätföretagen skall varje år skicka in ett antal uppgifter gällande nätverksamheten till Energimyndigheten. Företagen skall bland annat rapportera effekter, överförd energi, fakturerade belopp samt koordinater för alla sina kunder. Utifrån dessa data skapar nätnyttomodellen ett referensnät, som konstrueras på ett ekonomiskt och tekniskt effektivt sätt på ingenjörsmässiga grunder. Referensnätet är därför inte exakt likt det verkliga nätet. Modellen beräknar sedan värdet på referensnätet och därefter värdet på den prestation som företaget utför åt sina kunder utifrån vissa standardiserade kostnader. I prestationen vägs även leveranskvaliteten in i form av antal avbrott under året och avbrottens längd. Varje nätföretags prestation bedöms således med hänsyn till de specifika förhållandena i varje nätområde.
Det ekonomiska värdet på prestationen, nätnyttan, jämförs sedan med vad företaget har fakturerat sina kunder. Genom att dividera den fakturerade intäkten med nätnyttan skapas en debiteringsgrad. En debiteringsgrad på 1,0 indikerar att företagets fakturerade intäkter motsvarar dess prestation. Om debiteringsgraden är över 1,0 indikeras att nätföretaget fakturerat mer än vad prestationen är värd enligt modellen. Detta är således en indikation på att nätavgiften kan ha varit för hög och kan föranleda en fördjupad tillsyn från Energimyndigheten.
Nätnyttomodellen har arbetats fram i nära samarbete med branchföreträdare. Det har dock inte saknats kritiska synpunkter på modellen och dess innehåll. Inför användandet av modellen har också en mängd frågor och kritik framförts beträffande hur modellen kommer att användas i Energimyndighetens tillsyn. Vissa företrädare för nätföretagen har framfört synpunkter som tar sikte på att modellen inte speglar verkliga förhållanden och som framhåller risken för att modellen skall leda till mindre ekonomiskt utrymme för nyinvesteringar och underhållsarbeten i näten. Detta menar man i sin tur skulle leda till att leveranssäkerheten till kunderna blir lägre i framtiden än vad den är i dag.
Elforsk
7
har gett Handelshögskolan i Göteborg i uppdrag att
kartlägga nätföretagens, som grupp, syn på nätnyttomodellen i ljuset av teoretiskt motiverad kritik mot modellens regleringsprincip.
8
Med stöd av en enkätstudie har nätföretagens attityder till
modellen klarlagts och sambanden mellan olika attityder analyse-
7
Svenska elföretagens utvecklings- och forskningsbolag.
8
Enkäten redovisas i rapporten: ”Svenska nätbolags syn på nätnyttomodellen”, Handels-
högskolan i Göteborg, 2004-04-03.
Nätverksamheten SOU 2004:129
164
rats. Kortfattat kan sägas att resultatet av studien visade att det hos nätföretagen finns en tveksamhet mot hur nätnyttomodellen ”styr” på längre sikt, men det finns också en utbredd osäkerhet kring modellens allmänna funktion och tillämpning i övrigt.
3.6 Tillsyn
Tillsynen över efterlevnaden av ellagen och av föreskrifter eller villkor som har meddelats med stöd av lagen utövas, såvitt avser frågor om elsäkerhet och driftsäkerheten hos det nationella elsystemet, av den eller de myndigheter som regeringen bestämmer. Regeringen har utsett Elsäkerhetsverket att vara tillsynsmyndighet vad avser elsäkerhet.
Tillsynen i övrigt över efterlevnaden av ellagen och av föreskrifter och villkor som har meddelats med stöd av lagen, med undantag för 7, 10 och 11 kap. samt elleverantörerernas skyldigheter enligt 8 kap., utövas av nätmyndigheten, vilket framgår av 12 kap. 1 § ellagen.
Utöver den generella tillsynsverksamhet har nätmyndigheten en skyldighet att vid ansökan alltid pröva vissa i ellagen särskilt angivna tvister. Detta framgår av 3 kap. 6–8 §§ (tvister om anslutningsskyldighet), 3 kap. 11 och 14 §§ (tvister om kostnader för mätning och beräkning) och 3 kap. 15 § (tvister om ersättning vid inmatning av el) samt av 4 kap. 10 § (tvister om nättariffer för mindre produktionsanläggningar).
Nätmyndigheten har rätt att på begäran få de upplysningar och ta del av de handlingar som behövs för tillsynen (12 kap. 2 §). Myndigheten kan meddela de förelägganden som behövs för att trygga efterlevnaden av de föreskrifter och villkor som omfattas av tillsynen (12 kap.3 §). Såväl en begäran om uppgift som förelägganden kan förenas med vite.
Nätmyndighetens beslut enligt dessa bestämmelser kan överklagas till allmän förvaltningsdomstol, dvs. länsrätt. Prövningstillstånd krävs vid överklagande till kammarrätten (13 kap. 5 §).
Regeringen har med stöd av 1 kap. 7 § utsett Energimyndigheten att handlägga de frågor som ligger på nätmyndigheten.
9
Myndighe-
ten är central förvaltningsmyndighet för frågor om användning och tillförsel av energi. Energimyndigheten bildades 1 januari 1998 och
9
1 § Elförordning 1994:1250.
SOU 2004:129 Nätverksamheten
165
tog då över energifrågorna från Närings- och teknikutvecklingsverket.
Inom Energimyndigheten skall Energimarknadsavdelningen fullgöra myndighetens uppgifter som nätmyndighet. Chefen för denna enhet skall enligt myndighetens instruktion (Förordning [1997:868] med instruktion för Statens energimyndighet) besluta om föreskrifter och ärenden enligt ellagen.
Vid myndigheten skall vidare finnas ett insynsråd. Insynsrådet har insyn i den verksamhet som följer av att myndigheten är nätmyndighet enligt ellagen. Insynsrådet har till uppgift att bevaka konsumenternas intressen på elmarknaden. Rådet skall ges tillfälle att yttra sig i ärenden av större betydelse som rör nättariffer och elpriser samt i ärenden om föreskrifter som myndigheten utfärdar som nätmyndighet enligt ellagen. Rådet består av högst sju ledamöter.
Statskontoret har 2003 i en rapport framtagen på regeringens uppdrag (”Effektivare tillsyn över energimarknaderna”, 2003:27) föreslagit att tillsynsfunktionen inom Energimyndigheten skall överföras till en ny, från övriga energifrågor fristående, myndighet med ansvar för tillsynen över energimarknaderna.
Den 1 januari 2005 bildas inom Energimyndigheten en s.k. Energimarknadsinspektion. Inspektionen har till uppgift att följa och analysera utvecklingen på el-, gas- och fjärrvärmemarknaderna, verka för att el- och gasmarknadernas funktion förbättras samt vara expertmyndighet för elhandelsfrågor. Energimarknadsinspektionen skall även ansvara för och besluta om föreskrifter och i ärenden som rör myndighetens uppgifter enligt ellagen (1997:857), naturgaslagen (2000:599) och lagen (1978:857) om vissa rörledningar. Energimyndigheten får härigenom ett utökat expertansvar för elmarknaden.
3.7 Behovet av nya sanktioner mot innehavare av nätkoncession
3.7.1 Inledning
Elkonkurrensutredningen ansåg i sin delrapport ”Vissa frågor kring kundernas rörlighet m.m.”
10
att om problemen kopplade till
leverantörsbyten skall kunna lösas borde någon form av incitament
10
Dnr N2001:10/U-12.
Nätverksamheten SOU 2004:129
166
införas som på ett effektivare sätt leder till att nätföretagen i rätt tid utför de arbetsuppgifter man är ålagda i leverantörsbytesprocessen.
Utredningen gjorde bedömningen att ett incitament som avser att styra nätföretagens beteende i praktiken endast kan utformas som en sanktion i det fall de gör fel och föreslog därför att ett sanktionssystem riktat mot nätföretagen med följande inriktning borde utformas:
Den enskilde kunden skall alltid hållas skadeslös så länge han gjort vad som av honom krävs. Om kunden på ett korrekt sätt meddelat för leverantörsbytet nödvändig information till den nye elleverantören men bytet ändå inte kommer till stånd vid avsett datum bör någon form av kompensation utgå till kunden.
Om orsaken till förseningen ligger hos den nye elleverantören får det bli en civilrättslig fråga mellan kunden och den nye leverantören.
Om orsaken till förseningen ligger hos nätägaren bör denne inte få ta ut någon nätavgift av kunden från det datum bytet var tänkt att ske fram tills dess det verkligen kommit till stånd. För att få en enkel modell för att fastställa storleken på beloppet bör detta beräknas som månadsmedelvärdet av nätavgiften enligt kundens senast föregående nätfaktura.
I prop. 2001/02:143 uttalade regeringen att man ansåg att ett sanktionssystem mot nätägarna bör vara administrativt lätthanterligt och t.ex. bygga på automatiska mottagningsbevis. Ett väl fungerande sanktionssystem skulle således kräva att krav också kan ställas på såväl elhandlare som nätföretag när det gäller IT-system som underlättar informationshanteringen vid leverantörsbyten.
Införandet av ett sanktionssystem borde enligt regeringen samordnas med införandet av sådana krav. Regeringen ansåg också att möjligheten att på frivillig eller annan väg tillse att kunden får en skälig ersättning för den olägenhet som det uteblivna leverantörsbytet orsakat borde utredas närmare. En framkomlig väg bedömdes av regeringen vara att lösa detta genom att införa sådana ersättningsregler i branschens allmänna avtalsvillkor. Även näringsutskottet uttalade i sitt betänkande 2000/01:NU8 att ett sanktionssystem mot de nätbolag som inte uppfyller regelverkets krav vid byte av elleverantör bör införas.
I de allmänna avtalsvillkor som tillämpas av elbranschen finns i dag regler om ersättning till kunder som drabbas av att ett leverantörsbyte försenas.
SOU 2004:129 Nätverksamheten
167
3.7.2 Efterlevnaden av regelverket
Utredningen har för att analysera behovet av ett sanktionssystem mot nätföretag som inte följer bestämmelserna om leverantörsbyten och mätaravläsningar låtit undersöka hur leverantörsbytena fungerade under maj 2004.
11
Undersökningen har dock inte omfat-
tat frågor om årlig avläsning av elmätare.
Undersökningen har utförts av ECON Analys AB (ECON) och har genomförts på ett sådant sätt att resultaten kan jämföras med tidigare undersökningar genomförda för Energimyndigheten och den s.k. Schablondelegationen.
Av utredningens undersökning framgår bl.a. att kundernas aktivitet under maj 2004 varit avsevärt högre än vid de tidigare undersökningarna. De 21 elhandelsföretag som svarat på enkäten hade anmält 14 747 byten.
Av de anmälda bytena genomfördes 93 procent i rätt tid. Vid de fyra föregående undersökningarna avseende 2001 och 2002 har motsvarande resultat legat mellan 89 och 92 procent.
Av de anmälda bytena har 86 procent bekräftats och 4 procent fått felaktigheter påtalade av nätföretagen inom föreskriven tid. Siffrorna tyder på en markant förbättring av efterlevnaden av regelverket i denna del. Vid de fyra föregående undersökningarna har resultatet sammanlagt varierat mellan 44 och 61 procent.
Vad gäller rapporteringen av mätarställningar vid leverantörsbyten har en tydlig förbättring skett men här tyder undersökningsresultatet på fortsatta problem. 88 procent av mätarställningarna rapporterades i rätt tid maj 2004 jämfört med mellan 32 och 60 procent vid tidigare undersökningstillfällen.
Undersökningen omfattar inte de årliga avläsningar som nätföretagen är skyldiga att utföra. Att problem föreligger även vad avser dessa mätaravläsningar framgår dock bland annat av den statistik som förs av Konsumenternas elrådgivningsbyrå. Av de klagomål som byrån mottagit under 2003 rörde det vanligaste att avstämning mellan preliminärt debiterad och verkligt förbrukad el inte gjorts inom den lagstadgade ettårsperioden.
11
Rapport 3, ”Uppföljning av leverantörsbytesprocessen m.m. maj 2004”.
Nätverksamheten SOU 2004:129
168
3.7.3 Dagens sanktionssystem
De åtgärder som i dag finns tillgängliga för Energimyndigheten för att säkerställa att föreskrifterna om leverantörsbyten och mätaravläsningar följs är i första hand förelägganden som kan förenas med vite. Vitet utgör incitament till frivillig uppfyllelse av föreläggandet och utgör en bestraffning när det utdöms om föreläggandet inte följs. Till skillnad från böter så kan vitets storlek på förhand avpassas så att hotet får den önskade effekten i det enskilda fallet.
Från och med 2005 kan ett nätföretag också efter ansökan av Energimyndigheten och beslut av länsrätt få sitt elnät satt under särskild förvaltning. Detta förutsätter dock att företaget i väsentlig mån inte uppfyller sina förpliktelser enligt ellagen eller villkoren i nätkoncession. Den särskilda förvaltningen kommer att innebära möjlighet att ingripa mot företag som missköter sig grovt och infördes eftersom det visat sig vara förenat med stora problem att återkalla nätkoncessionen för företag.
Utöver dessa sanktioner kan ett nätföretag också bli föremål för Konkurrensverkets tillsyn om företaget kan anses missbruka sin dominerande ställning och kan då drabbas av konkurrensskadeavgift enligt konkurrenslagen.
Nätföretagen kan självfallet också drabbas av civilrättsliga sanktioner dels till följd av allmänna kontraktsrättsliga regler om påföljder vid avtalsbrott, i första hand skadestånd, och dels de särskilda påföljder som överenskommits mellan parterna i deras avtal. Härvid har de villkor som finns i de av branschen efter förhandlingar med Konsumentverket framtagna allmänna avtalsvillkoren särskilt stor betydelse.
I de allmänna avtalsvillkoren finns regler om ersättning till kunder som drabbats av att ett leverantörsbyte försenats utan kundens förskyllan. Några uttryckliga regler om påföljder vid försenade eller uteblivna mätaravläsningar finns inte i villkoren. Svensk Energi rekommenderar dock sina medlemmar att tillämpa regler om kompensation till kunden vid försenad eller utebliven årsavläsning.
SOU 2004:129 Nätverksamheten
169
3.7.4 Bedömning av behovet av ett sanktionssystem
Den undersökning som utredningen låtit genomföra tyder på att leverantörsbytesprocessen hanteras bättre av nätföretagen nu jämfört med tidigare undersökningar. De problem som kvarstår hänför sig huvudsakligen till avläsning av elmätare.
Enligt undersökningen var de vanligaste anledningarna till att anmälda byten inte genomfördes som avsett att uppgift om anläggningsidentitet saknats eller att uppgifter om kunden saknats eller inte stämt med nätföretagens register. Sanktioner mot nätföretag torde inte vara ett verksamt incitament för att råda bot på dessa brister. Här torde exempelvis införandet av en nationell standard för anläggningsidentiteter, användande av person- och organisationsnummer som kundidentitet och införandet av ett centralt register över dessa vara ett effektivare sätt att hantera detta problem.
Branschen har som nämnts ovan i sina allmänna avtalsvillkor infört regler som skall medföra att kunderna ersätts då ett leverantörsbyte försenas utan kundens förskyllan.
Rapporteringen av mätvärden vid leverantörsbyten har förbättrats avsevärt jämfört med tidigare undersökningar. Här bör dock finnas utrymme för ytterligare förbättringar. Inte minst med hänsyn till nätföretagens möjligheter att beräkna mätarställningar i de fall mätaren av skäl som är utanför nätföretagets kontroll inte gått att läsa av. Huruvida ett nytt sanktionssystem skulle vara ett effektivt incitament för nätföretagen att bättre följa reglerna om bekräftelse av leverantörsbyten och rapportering av mätvärden är svårt att bedöma mot bakgrund av den gjorda undersökningen eftersom anledningarna till den uteblivna rapporteringen inte identifierats.
Att införa nya sanktioner är ett alternativ för att åstadkomma en bättre mätvärdesrapportering. En utvecklad information till nätföretagen tillsammans med bättre förutsättningar för Energimyndighetens tillsyn och en fortsatt utveckling av de civilrättsliga sanktioner som intagits i branschens nya allmänna avtalsvillkor bör dock kunna vara tillräckliga incitament inom ramen för nu gällande regelverk för den önskvärda förbättringen. Här bör också beaktas att nätföretagen från och med den 1 juli 2009 enligt lag skall vara skyldiga att läsa av kundernas elmätare varje månad. Denna skyldighet har lett till att flera nätföretag redan börjat installera system för fjärravläsning och fler företag kan förväntas göra detta i god tid
Nätverksamheten SOU 2004:129
170
före 2009. Detta bör rimligen leda till att problem som i dag finns vad gäller åtkomsten av elmätare och resurser för avläsning med kort varsel successivt minskar under de kommande åren.
Kravet på månadsvis avläsning kan i och för sig befaras medföra nya typer av problem med mätvärdeshanteringen hos nätföretagen. Dessa problem kan dock antas i huvudsak komma bero på tekniska problem med nya informationssystem eller brister i införandet av dessa system.
Ett nytt sanktionssystem torde inte vara ett effektivare instrument än det i dag tillgängliga föreläggandet, eventuellt förenat med vite, för att råda bot på dessa typer av problem. De i dag befintliga sanktionerna bedöms i sig kunna vara effektiva instrument i tillsynsverksamheten.
I detta sammanhang bör också vikten av en aktiv tillsyn betonas. Regeringen har nyligen föreslagit att Energimyndigheten skall tillföras ytterligare resurser. Utredningen instämmer i Statskontorets förslag om att Energimyndigheten inom ramen för det gällande regelverket bör förbättra sin tillsyn på området (Effektivare tillsyn över energimarknaderna [2003:27], s. 78). Myndigheten ser just nu över sina rutiner i syfte att stärka och tydliggöra systematisk tillsyn av nätföretagen. Tillsynen av mätning och rapportering stärks väsentligt från 2005 och kommer att ske enligt en fastställd plan. Således avser Energimyndigheten att under 2005 genomföra uppföljningar av nätbolagens mätvärdesrapportering i samband med leverantörsbyten och årliga mätaravläsningar.
Ett sätt att ytterligare möjliggöra effektivare tillsyn är enligt utredningens mening att, som Statskontoret föreslagit i den nämnda rapporten, skapa en fristående myndighet med tillsyn över energimarknaderna.
Såväl regeringen som Elkonkurrensutredningen har i den ovan nämnda propositionen respektive betänkande pekat på vikten av erforderliga administrativa resurser för att ett sanktionssystem skall vara rättsäkert och effektivt. Införandet av ett nytt sanktionssystem utan avskaffande eller omprioritering av andra arbetsuppgifter kommer enligt utredningens bedömning ofrånkomligen att leda till ytterligare behov av utökade resurser hos Energimyndigheten om det nya systemet skall ha önskad effekt. I detta sammanhang bör också beaktas den tid och de resurser som åtgår för att anpassa myndighetens verksamhet till ett nytt sanktionssystem.
Mot bakgrund av den relativt höga andel leverantörsbyten som hanteras korrekt av nätföretagen i dag kan det ifrågasättas om de
SOU 2004:129 Nätverksamheten
171
kostnader ett nytt sanktionssystem skulle medföra står i rimlig proportion till den nytta systemet skulle kunna medföra i form av fler korrekt genomförda leverantörsbyten.
Även om ytterligare förbättringar av nätföretagens administration av leverantörsbytesprocessen är nödvändiga, i synnerhet vad avser rapporteringen av mätarställningar, så bedöms det inte föreligga ett behov av att införa ett nytt sanktionssystem endast för att åstadkomma en bättre regelefterlevnad hos nätföretagen i detta avseende.
En fortsatt utveckling av ersättningsreglerna i branschens allmänna avtalsvillkor, införande av en nationell standard för anläggningsidentiteter, person- och organisationsnummer som kundidentiteter och ett centralt anläggningsregister utgör tillsammans med fjärravläsning av elmätare lämpligare metoder för att åstadkomma en förbättrad hantering av leverantörsbyten och mätaravläsningar hos nätföretagen än införandet av ett nytt sanktionssystem.
3.8 Tillsyn över villkoren för anslutning
3.8.1 Inledning
Den som har nätkoncession är, enligt reglerna i 4 kap. 1 §, 3 kap.6 och 7 §§ellagen, skyldig att på skäliga villkor ansluta en anläggning till sin ledning eller sitt ledningsnät. Med begreppet anslutning avses också återinkoppling av en anläggning till elnätet eller en ökning av kundens säkringsstorlek. Vid anslutning av en anläggning tar nätföretaget ut en engångsavgift för anslutningen, en s.k. anslutningsavgift. I motsats till vad som gäller avseende överföringstariffen får anslutningsavgiften utformas så att den tar hänsyn till var en anslutning är belägen geografiskt.
En kund kan få villkoren prövade av Energimyndigheten, som enligt 3 kap. 6 och 7 §§ har att pröva tvister om villkor för anslutning. Energimyndighetens beslut kan överklagas till länsrätt. För överprövning i kammarrätt och regeringsrätt krävs prövningstillstånd.
Vid prövning tas ställning till vilka kostnader vid anslutning som skall betalas av den enskilde och vilka som skall bäras av hela kundkollektivet, dvs. vilka kostnader som kan utgöra underlag för överföringstariffen. Kammarrätten i Stockholm har i ett avgörande
Nätverksamheten SOU 2004:129
172
fastslagit att det framgår av lagförarbetena att kostnader för förstärkning, ombyggnad eller utbyggnad av nätet som uppkommer vid anslutning av en anläggning och som är till nytta enbart för den enskilda kunden, kundspecifika kostnader, skall bekostas av denne.
Vid bestämmandet av avgiften inom sammanhållen bebyggelse jämförs denna i huvudsak mot schabloner utarbetade av Energimyndigheten utifrån en rapport om faktiskt gällande avgifter hos ett stort antal nätföretag. Vid t.ex. nyanslutning utgår schablonen från vilken effekt kunden skall abonnera på. Om anslutningen inte ligger i en sådan sammanhållen bebyggelse tillkommer, enligt Energimyndighetens principer, ett schabloniserat tillägg för kostnaden för det antal meter ledning som anslutningen kräver. Detta kan frångås om särskilda omständigheter föreligger varvid den faktiska kostnaden istället skall ersättas. Att faktisk kostnad i vissa fall måste ersättas framgår också av ovan angiven kammarrättsdom.
Energimyndighetens beslut har i många fall överklagats och vissa principer har därmed kommit att läggas fast av domstolarna.
3.8.2 Effektivitetsproblem
Energimyndigheten har i sin verksamhet identifierat ett antal problem som enligt myndighetens mening kan antas påverka effektiviteten i tillsynsverksamheten vad avser anslutningsvillkor negativt.
Ett problem är den långa handläggningstiden hos såväl myndigheten som domstolarna. Majoriteten av ärendena hos Energimyndigheten hade såväl 2002 som 2003 en handläggningstid på över sex månader. Beträffande ärenden som avgjorts i kammarrätt har det ofta gått mer än tre år mellan Energimyndighetens beslut och kammarrättens dom.
Bristen på vägledande praxis från överinstans har inte bara lett till en avsaknad av förutsägbarhet utan också sannolikt till att en relativt hög andel av myndighetens beslut överklagats.
Energimyndigheten pekar också på att prövningen av villkor för anslutning i dag vilar på att en individuell anmälan sker.
Slutligen så rör många klagomål och frågor förhållanden som ligger utanför Energimyndighetens prövning. Detta gäller framför allt klagomål på att det kan vara svårt att få fram skriftliga offerter från nätföretagen och att offerterna ofta är bristfälliga i olika avseenden.
SOU 2004:129 Nätverksamheten
173
3.8.3 Överväganden
Utredningen har i delbetänkandet ”El- och naturgasmarknaderna – europeisk harmonisering” (SOU 2003:113) föreslagit att, eftersom ellagens bestämmelse i 4 kap. 1 § är allmänt hållen och i sig inte ger någon närmare vägledning i frågan om hur anslutningsavgifterna skall utformas, en ny bestämmelse införs i ellagen som anger vad som särskilt skall beaktas vid utformande av anslutningsavgifter.
Utredningen bedömde i samma delbetänkande att beslut om skäligheten av anslutningsvillkor bör kunna handläggas relativt snabbt eftersom bedömningen i ett sådant ärende inte tar hänsyn till så många parametrar som exempelvis skälighetsbedömningen av nätföretagens överföringstariffer. Med hänsyn härtill föreslogs en ny reglering i ellagen som innebär att Energimyndigheten i ärenden om koncessionshavares skyldighet att på skäliga villkor ansluta en elektrisk anläggning till sitt nät skall meddela beslut inom en viss tid, i normalfallet två månader. Om myndigheten behöver ytterligare tid för att avgöra ett ärende bör tiden kunna förlängas med två månader eller, om den klagande samtycker till det, med den ytterligare tid som behövs för att ärendet slutligen skall kunna avgöras.
Sedan utredningens arbete påbörjats har Kammarrätten i Stockholm meddelat ett flertal domar avseende anslutningsavgifters skälighet. Den praxisbildning från överrätt som tidigare saknats har nu börjat utvecklas.
Regeringen har, i den lagrådsremiss som beslutades den 14 oktober i år med förslag till hur de gemensamma reglerna för den inre marknaden för energi skall genomföras i Sverige, föreslagit att utöver utredningens förslag enligt ovan Energimyndighetens beslut i anslutningsärenden skall gälla omedelbart.
Utredningen föreslår nu, som redovisas i avsnitt 3.9 nedan, att Energimyndighetens begäran om uppgifter som behövs för tillsynen skall gälla omedelbart.
Regeringen föreslår också i den nämnda lagrådsremissen att regeringen eller efter regeringens bemyndigande nätmyndigheten får utfärda föreskrifter om nätavgifter. Härigenom kommer regeringen och Energimyndigheten att ges möjlighet att utfärda bindande generella föreskrifter och allmänna råd om utformningen av anslutningsavgifter.
Energimyndigheten har enligt 12 kap. 1 § redan i dag att utöva tillsyn över nätföretagens villkor för anslutning oavsett om en begäran om prövning inkommit till myndigheten. Tillsynen om-
Nätverksamheten SOU 2004:129
174
fattar också nätföretagets skyldighet enligt 3 kap. 11 § att inom skälig tid lämna skriftlig uppgift om sin tariff.
På det sistnämnda området och framförallt vad gäller offertens innehåll har också Svensk Energi efter diskussioner med Energimyndigheten inlett ett arbete för att åstadkomma förbättringar.
Mot bakgrund av de ovan redovisade förslagen och förhållandena bedömer utredningen att möjlighet till en effektivare tillsyn av villkoren för anslutning kommer att föreligga utan att ytterligare åtgärder behöver föreslås.
3.9 Inledande av tillsyn mot bakgrund av felaktiga uppgifter
Förslag : Ett nytt stycke införs i 12 kap. 3 a § ellagen som innebär att förelägganden kan utfärdas efter den i paragrafen angivna tidsfristen om nätföretag lämnat felaktiga eller vilseledande uppgifter som varit av avgörande betydelse för beslut om att inte inleda tillsyn. Förelägganden enligt det nya stycket kan dock inte utfärdas mer än fem år efter utgången av det räkenskapsår nättariffen avser.
Av 12 kap. 3 a § ellagen framgår att om Energimyndigheten avser att utöva tillsyn över en nätkoncessionshavares nättariff skall koncessionshavaren underrättas om detta. Vidare får Energimyndigheten inte meddela ett föreläggande som avser nätkoncessionshavares nättariff för ett visst räkenskapsår om inte nätmyndigheten, enligt paragrafens andra stycke, har underrättat nätkoncessionshavaren senast ett år efter utgången av detta räkenskapsår.
Som underlag för tillsynen begär myndigheten in uppgifter från nätföretagen i enlighet med Statens energimyndighets föreskrifter och allmänna råd om lämnande av vissa uppgifter för bedömning av nättariffers skälighet (STEMFS 2003:3). När Energimyndigheten bedömer huruvida myndigheten skall utöva tillsyn eller ej grundas detta således i huvudsak på uppgifter lämnade från nätkoncessionshavaren. Energimyndigheten bestämmer ex officio vilka nätföretag myndigheten avser att öppna tillsyn mot.
Om en nätkoncessionshavare lämnat felaktiga eller vilseledande uppgifter och de legat till grund för Energimyndighetens bedömning att inte inleda tillsyn gentemot nätkoncessionshavaren, har
SOU 2004:129 Nätverksamheten
175
myndigheten inte någon möjlighet att meddela förelägganden om detta uppdagas efter det att tidsfristen i ellagens 12 kap 3 § a gått ut.
Enligt Energimyndigheten har det förekommit att nätkoncessionshavare lämnat felaktiga uppgifter och att detta uppdagats först efter att lång tid passerat. Myndigheten bedömer det vara ett hinder för att bedriva effektiv tillsyn att inte kunna meddela förelägganden i sådana fall.
Från regelverk som gäller andra myndigheter kan noteras att Konkurrensverket tidigare enligt 21 § konkurrenslagen (1993:20) hade rätt att återkalla ett beslut om icke-ingripandebesked enligt 20 § om beslutet grundats på oriktiga eller vilseledande uppgifter.
12
Mot bakgrund av vad som framkommit ovan är det utredningens bedömning att nuvarande tidsgräns för att underrätta nätkoncessionshavaren att nätmyndigheten avser utöva tillsyn skall kunna överskridas om myndigheten grundat övervägande eller beslut om tillsyn på felaktiga eller vilseledande uppgifter från nätkoncessionshavaren.
Utredningen föreslår därför ett nytt stycke i 12 kap. 3 a § ellagen av innebörden att förelägganden kan meddelas efter den i paragrafen angivna tidsfristen om nätföretaget lämnat felaktiga eller vilseledande uppgifter som varit av avgörande betydelse för nätmyndighetens beslut om att inte utöva tillsyn.
Även för denna ytterligare möjlighet att utfärda förelägganden bör dock en bortre tidsgräns sättas inom vilket föreläggandet skall utfärdas. Utredningen bedömer att en förlängning av tidsfristen med ytterligare fyra år är en rimlig avvägning mellan behovet av en effektiv tillsyn och nätföretagets behov av säkerhet.
Felaktiga eller vilseledande uppgifter kan också få direkt betydelse för ett föreläggandes innehåll. Det kan därför finnas behov av att ändra ett beslut. Om en nätkoncessionshavare lämnat felaktiga eller vilseledande uppgifter som legat till grund för nätmyndighetens bedömning av tariffens skälighet enligt 4 kap 1 § ellagen, bör myndigheten normalt kunna ändra ett felaktigt beslut enligt de allmänna principer om förvaltningsbesluts rättskraft som utvecklats genom rättspraxis.
13
12
Paragrafen har upphört enligt lag 2004:409. Konkurrensverket har sedan 2004 ingen möjlighet att meddela icke-ingripande besked. Behovet att återkalla sådana beslut finns således inte längre.
13
För det följande jfr bl.a. T. Hellners och B. Malmqvist, ”Förvaltningslagen med kommentarer”, 2003, s. 327 f.
Nätverksamheten SOU 2004:129
176
I huvudsak kan dessa principer sägas innebära att även ett gynnande beslut som expedierats eller på annat sätt fått sin slutliga form kan ändras om den enskilde har utverkat beslutet genom vilseledande uppgifter.
Förelägganden och liknande betungande beslut kan ändras i både skärpande och mildrande riktning om inte möjligheten begränsats i föreskrift.
Beslut som bara utgör interna ställningstaganden från det allmännas sida blir inte bindande för framtiden.
Beslut i flerpartsmål som påminner om tvistemål är dock i princip inte möjliga att ändra.
Mot denna bakgrund anser utredningen inte att det är nödvändigt att införa en särskild bestämmelse i ellagen om omprövning av Energimyndighetens beslut.
3.10 Omedelbar giltighet av vissa beslut
Förslag : Energimyndighetens begäran om uppgifter eller handlingar som behövs för att utöva tillsyn skall gälla omedelbart.
3.10.1 Bakgrund
Energimyndigheten har i en skrivelse till utredningen angående konsumentfrågor kompletterad i en senare skrivelse bl.a. föreslagit att myndighetens förelägganden under handläggning av tillsynsärenden skall gälla omedelbart och att myndighetens begäran om uppgifter eller dokument inte skall kunna överklagas särskilt, eller att de senare även de skall gälla omedelbart.
Energimyndighetens förslag omfattar inte myndighetens slutliga beslut i tillsynsärenden.
Energimyndigheten utövar tillsyn över efterlevnaden av ellagen utom vad avser frågor om elsäkerhet och driftsäkerheten hos det nationella elsystemet. Nätmyndighetens tillsyn omfattar inte heller 7, 10 och 11 kapitlet samt elleverantörernas skyldigheter enligt 8 kapitlet ellagen. Energimyndigheten får enligt 12 kap. 3 § första stycket meddela de förelägganden som behövs för att trygga efterlevnaden av de föreskrifter och villkor som omfattas av tillsynen. Ett sådant föreläggande får förenas med vite.
SOU 2004:129 Nätverksamheten
177
De förelägganden som Energimyndigheten kan meddela för att trygga efterlevnaden av de regler över vilka myndigheten har tillsyn täcker ett brett område. Ett stort antal bestämmelser i ellagen, föreskrifter och koncessionsvillkor kan utgöra grund för föreläggande. Förelägganden kan avse åtgärder som skall vidtas eller avbrytas och gälla exempelvis överträdelser av regler gällande redovisning och revision, anslutningsskyldighet, överföring av el av god kvalitet eller överträdelser vad gäller regler om mätning och rapportering.
Energimyndigheten har enligt 12 kap. 2 § ellagen rätt att på begäran få de upplysningar och ta del av de handlingar som behövs för tillsynen. En sådan begäran får förenas med vite.
En begäran om uppgifter eller utfående av handlingar kan gälla bokföringsmaterial, provningsprotokoll, loggar från informationssystem, m.m.
Energimyndighetens förelägganden och begäran om uppgifter eller handlingar är enligt 12 kap. 5 § överklagbara till allmän förvaltningsdomstol, dvs. länsrätt.
Ett beslut om föreläggande och en begäran om uppgifter eller handlingar gäller först sedan det vunnit laga kraft. Detta innebär att det i vissa fall kan ta avsevärd tid innan föreläggandet eller begäran gäller och kan verkställas.
Enligt 12 kap.3 § andra stycket gäller förelägganden som avser elsäkerhet eller driftsäkerheten hos det nationella elsystemet omedelbart och får verkställas.
3.10.2 Energimyndighetens skrivelser
Energimyndigheten menar att den nu gällande ordningen vad gäller giltighet och verkställighet av de aktuella besluten möjliggör för företag som utan egentliga skäl vill fördröja en prövning, liksom för företag som enbart vill obstruera i ett tillsynsärende, att avsevärt förlänga handläggningstider och därmed fördröja slutliga avgöranden. Myndigheten anser att detta är otillfredsställande med hänsyn till tillsynens effektivitet. Direkt negativa konsekvenser för nätföretagens kunder eller för deras tilltro till möjligheten av kontroll av nätmonopolen kan också bli följden.
Myndigheten pekar på vikten av att myndigheten ges skarpa instrument för att kunna fylla sin roll som ett effektivt tillsynsorgan. Nätverksamhet omfattar stora ekonomiska värden och det
Nätverksamheten SOU 2004:129
178
kan t.ex. i vad gäller myndighetens centrala uppgift att bedriva tarifftillsyn i vissa fall föreligga en tydlig intressekonflikt mellan myndighetens behov av upplysningar och nätföretagets beredvillighet att bistå med uppgifter och handlingar för denna granskning.
Energimyndigheten redovisar exempel där företag genom överklaganden fördröjt lagakraftvinnandet av förelägganden om mätaravläsning och ingivande av redovisning så länge att antingen föreläggandet inte längre kunde verkställas eller dröjsmålet inneburit en märkbar ekonomisk vinning för nätföretaget.
Som andra exempel på inträffade eller helt sannolika situationer nämns tillsyn över nättariffers skälighet där kompletterande uppgifter kan vara erforderliga, eller att en begäran om uppgifter är nödvändig för att myndigheten skall kunna gå vidare i en granskning av undermålig elkvalitet eller i en fråga om anslutningsskyldighet. I sådana fall kan ett företag genom en enkel vägran att lämna komplettering eller efterfrågade uppgifter få till stånd en prövning i länsrätt. Erfarenhetsmässigt tar en sådan prövning ofta mer än ett år i länsrätt och det kan ta flera år innan ett lagakraftvunnet beslut om förelägganden föreligger. Prövningen kan således avsevärt fördröja Energimyndighetens slutliga bedömning.
Myndigheten betonar att förelägganden eller en begäran som förenats med vite, liksom i dag, skall vara överklagbara och att nätföretaget genom att begära inhibition vid ett överklagande skulle kunna förhindra verkställigheten av ett beslut.
Myndigheten framhåller att vissa ärendekategorier hos myndigheten, t.ex. när det gäller elkvalitet och anslutningsskyldighet, är näraliggande viktiga skyddsintressen för den enskilde och/eller samhället.
Energimyndighetens hänvisar slutligen till att ellagen fram till överväganden gällande 1997 års ellag haft föreskrifter om omedelbar verkställighet.
3.10.3 Överväganden
Utredningen delar Energimyndighetens uppfattning att det vad avser vissa av myndighetens beslut finns skäl som talar för att besluten gäller omedelbart.
Liksom vad som gäller för Konkurrensverkets begäran om upplysningar som är nödvändiga för tillsyn enligt konkurrenslagen bör en begäran om att få uppgifter som behövs för att kunna bedriva
SOU 2004:129 Nätverksamheten
179
tillsyn enligt ellagen gälla omedelbart. Besluten bör dock vara överklagbara. Vid en överklagan kan den som klagar då begära inhibition, dvs. att domstolen beslutar att begäran inte skall gälla förrän domen har avkunnats.
När det gäller Energimyndighetens prövning av villkor för anslutning så har regeringen i den tidigare nämnda lagrådremissen föreslagit att Energimyndighetens beslut i dessa ärenden skall gälla omedelbart.
Energimyndighetens övriga förelägganden bedöms däremot inte lämpligen kunna gälla omedelbart eller vara omedelbart verkställbara utan den ordning som 1998 infördes för Energimyndighetens beslut bör fortsatt gälla. Besluten kan inte anses röra frågor av den karaktär som vanligen motiverar omedelbar giltighet och individens behov av att kunna få frågan slutligt prövad innan beslutet gäller får i dessa fall anses väga tyngre än behovet av en effektivare tillsyn.
3.11 Preskription av fordringar mot konsument
3.11.1 Inledning
Energimyndigheten och Konsumentverket har i en gemensam skrivelse 2004-07-02 till utredningen lämnat förslag om ändring av nuvarande preskriptionstid för fordringar mot konsumenter avseende förbrukad och överförd el. Myndigheternas förslag syftar till att stärka konsumenternas ställning på elmarknaden och att ge nätföretagen ett starkare incitament att avläsa elmätarna enligt gällande regler. En förkortad preskriptionstid skulle också ge elleverantörerna och nätföretagen ett tydligt incitament att skicka ut avstämningsfakturor i rimlig tid.
Avläsning av elmätare skall enligt Energimyndighetens föreskrifter ske var tolfte månad. Enligt de allmänna avtalsvillkor som förhandlats fram av Konsumentverket och Svensk Energi skall debitering grundad på avlästa mätvärden ske minst en gång om året och då avtal upphör om inte särskilda skäl föreligger. Det är i dag ett vanligt problem att det dröjer flera månader och ibland flera år från det att avläsning skulle ha skett till dess att avstämningsfaktura kommer. Differensen mellan preliminärt beräknad förbrukning och verklig förbrukning kan vara flera tusen kronor, i vissa fall till och med tiotusentals kronor.
Nätverksamheten SOU 2004:129
180
Förslaget innebär att en näringsidkares fordran mot konsument för elförbrukning eller överföring av el skall preskriberas ett år efter det att avstämningsfakturering skulle ha skett enligt god sed på marknaden.
Som skäl för förslaget anför myndigheterna bland annat att sena avstämningsfakturor på stora belopp ställer stora krav på konsumenternas ekonomiska reserver och ofta beror på försummelser från näringsidkarnas sida. Det är dessutom svårt för en elkonsument att veta hur mycket el man har konsumerat under en period och kostnaden för denna, särskilt om det rör förbrukning som skett flera år tillbaka. För majoriteten av hushållskunderna är det näst intill omöjligt att kontrollera sina elräkningar.
Myndigheterna anser att det är orimligt att en elkonsument som regelbundet betalar preliminärfakturor skall behöva leva i ovisshet i tre år om det kan finnas ytterligare någon skuld till elbolagen och i så fall hur stor denna skuld är. Det är i stort sett omöjligt för konsumenten att i förväg känna till skuldbeloppets storlek och kunna reservera pengar för betalning.
Utvecklingen mot ökad fjärravläsning torde också underlätta för nätföretagen att läsa av och rapportera mätarställningar inom den tid som behövs för att undvika preskription enligt den föreslagna regeln.
3.11.2 Allmänt om preskription
Som skäl för regler om att en fordran upphör att kunna utkrävas efter viss tid brukar anföras i huvudsak dels att förhindra rättsprocesser om förhållanden som är så gamla att bevismedlen om dessa ofta saknas eller är otillförlitliga, dels att var och en inte skall behöva spara bevismedel om ett visst förhållande under obestämd tid .
14
De grundläggande reglerna om preskription finns i preskriptionslagen (1981:130). Lagen gäller enligt 1 § i den mån inte annat är särskilt föreskrivet. Den allmänna preskriptionstiden är enligt 2 § tio år från fordringens uppkomst. I samma paragraf bestäms dock tiden för preskription till tre år om fordran avser en vara, tjänst eller annan nyttighet som en näringsidkare i sin yrkesmässiga verksamhet har tillhandahållit en konsument huvudsakligen för enskilt bruk.
14
Se K. Rodhe, ”Lärobok i obligationsrätt”, 6 uppl. 1986, s. 273.
SOU 2004:129 Nätverksamheten
181
Enligt 8 § innebär preskription att borgenären förlorar rätten att kräva ut sin fordran, dvs. näringsidkaren kan inte med domstols eller exekutiv myndighets hjälp få till stånd en betalning. Preskription av en huvudfordran innebär att även fordran på ränta och exempelvis borgen inte kan utkrävas. En preskriberad fordran är således inte ogiltig. Exempelvis kan en preskriberad fordran enligt 10 § under vissa förutsättningar användas för kvittning.
Enligt 12 § är avtal om att fordran mot konsument skall preskriberas efter längre tid än tre år ogiltiga.
Preskription kan enligt 5 § bland annat avbrytas genom att konsumenten får ett skriftligt krav från näringsidkaren. I så fall börjar en ny treårig preskriptionsfrist att löpa från dagen för avbrottet.
3.11.3 Överväganden
Utredningen har förståelse för de problem som kan uppstå för konsumenter när elföretagens avräkningsfakturor kommer att omfatta flera års förbrukning.
En särskild reglering av preskriptionen för fordringar avseende till konsumenter överförd och såld el är dock inte oproblematisk. Preskriptionslagen innehåller en allmän reglering av grundläggande obligationsrättsliga frågor. Som ovan angivits har lagstiftaren infört en särskild förkortad preskriptionstid för näringsidkares fordringar mot konsumenter och det bör finnas starka skäl för att införa en särskild reglering för vissa typer av fordringar mot konsumenter.
Vissa av de motiv som anges för myndigheternas förslag är sådana att de, med hänsyn till syftena med preskriptionregler, lämpligen regleras på annat sätt än genom ändringar i preskriptionslagen.
De skäl som framförs för förslaget gäller också i princip vissa andra varor, tjänster och nyttigheter som tillandahålls konsumenter. Närmast tillhands att jämföra el med ligger gas, vatten, fjärrvärme och olika teletjänster. Det är svårt att se något bärande motiv till att konsumenter av el behöver skyddas från processer och bevisföring om förbrukning eller överföring i högre utsträckning än konsumenter av exempelvis vatten. Detta gäller även om fordringar avseende el för den enskilde konsumenten kan vara till beloppet större än fordringar avseende de nämnda nyttigheterna.
Även om elleverantören har en starkare ställning måste man enligt utredningens mening också beakta att en förkortad pre-
Nätverksamheten SOU 2004:129
182
skriptionstid oförskyllt skulle kunna drabba vissa elleverantörer. Dessa saknar till skillnad från konsumenten normalt en avtalsrättslig relation till nätföretaget som är det företag som faktiskt råder över mätaravläsningen och dess kvalitet. En elleverantör har inte heller enligt ellagen givits några medel att framtvinga en föreskriftsenlig avläsning och rapportering av konsumenternas mätarställningar. Elleverantörernas prissättning är normalt i mycket högre utsträckning än nätföretagens baserad på rörliga avgifter. Nätföretaget riskerar således att förlora mindre än elleverantören vid en utebliven årsavräkning. Utredningen anser det inte självklart att elleverantören skall bära en större risk än i dag, i form av förkortad preskriptionstid, för att nätföretaget inte på ett korrekt sätt läser av och rapporterar en konsuments elmätarställning.
Mot bakgrund av ovanstående bedömer utredningen, trots de problem som myndigheterna pekat på, att det inte är lämpligt att införa en särskild kortare preskriptionstid för fordringar gentemot konsumenter avseende försåld och överförd el.
183
4 Elhandel
I detta kapitel behandlas den konkurrensutsatta del av elmarknaden som brukar benämnas elhandelsmarknaden eller slutkundsmarknaden. Förslag lämnas om ett antal åtgärder som syftar till att effektivisera marknadsfunktionerna. Elmarknaden är en komplex marknadsplats vars olika delar inte kan fungera självständigt utan är inbördes beroende på olika sätt. Att marknaden fungerar tillförlitligt och har samhällets förtroende är ett grundläggande krav.
4.1 Dagens elhandelsmarknad
Till skillnad från råkraftsmarknaden är elhandeln i huvudsak fortfarande nationell. Enskilda elleverantörer agerar i huvudsak på de nationella marknaderna även om de större företagen är verksamma som elleverantörer på mer än en nationell marknad. Elhandelsföretaget köper in el från en elproducent och/eller på elbörsen Nord Pool och säljer el till elanvändaren. Företaget kan också själv producera stora volymer av den el som säljs vidare och agera både som elproducent och elleverantör.
Det måste finnas en balansansvarig för varje uttagspunkt för el på den svenska marknaden. Att vara balansansvarig innebär att man är ekonomiskt ansvarig för att tillförsel och förbrukning är lika stora i de uttagspunkter man ansvarar för. Balansansvaret utgår från ett avtal med systemoperatören. En elleverantör kan antingen själv vara balansansvarig eller köpa tjänsten av en annan aktör, men även en slutkund kan vara balansansvarig. Normalt köper dock en svensk slutförbrukare el från ett företag som är etablerat i Sverige och som direkt eller indirekt har avtal om balansansvar med Svenska kraftnät.
Det har skett omfattande strukturella förändringar av slutkundsmarknaden. I detta avsnitt beskrivs dels elhandelns utveck-
Elhandel SOU 2004:129
184
ling, dels förändringarna i ägandestrukturen.
1
I avsnitt 4.2 behand-
las elleverantörernas och de balansansvarigas uppgifter mer i detalj.
4.1.1 Elhandelns utveckling
En reglerad marknad
Innan elmarknaden öppnades 1996 sålde eldistributörerna el till kunder i det egna nätet på tillsvidarebasis. Eldistributören hade monopol på försäljningen varför kunden inte hade möjlighet att vända sig till någon annan leverantör. I och med att marknaden öppnades delades eldistributionen upp i elhandel och nätverksamhet. En mer ingående beskrivning av kraven på åtskillnad mellan dessa verksamheter återfinns i utredningens delbetänkande ”El- och naturgasmarknaderna - europeisk harmonisering” (SOU 2003:113), samt i kapitel 5 i detta betänkande.
Marknadsöppning
Efter marknadsöppningen bedrevs även fortsättningsvis elförsäljningen till kunder i egna nät enligt samma principer som tidigare, dvs. på tillsvidarebasis. De kunder som var mer aktiva och övervägde att byta elleverantör erbjöds andra avtalsformer. Elleverantörernas främsta konkurrensmedel var de tidsbegränsade fastprisavtalen där konkurrenssituationen lett till att bruttomarginalen var lägre än vid tillsvidareförsäljning.
Konkurrensen på marknaden ökade med fallande priser och pressade marginaler. Vissa elleverantörer valde att gå in i olika former av samarbeten för att stärka sin position på marknaden. Många kommunalt ägda elhandelsföretag valde att samarbeta i allianser medan andra företag valde att t.ex. sluta partnerskapsavtal med de stora kraftföretagen och därigenom bli dessa företags återförsäljare. Utförsäljningen av elföretag ökade också under denna period.
När elmarknaden konkurrensutsattes år 1996 fanns kravet att den konsument som ville agera på marknaden skulle ha en elmätare med timvis mätning. Övriga elanvändare var bundna till den s.k. leveranskoncessionären i nätområdet. Kostnaden för att installera mätaren gjorde att det inte var lönsamt att byta elleverantör för
1
Beskrivningen bygger i stora delar på Öhrlings PricewaterhouseCoopers (ÖpwC) rapport
”Förändringar i ägarstrukturerna på den svenska elmarknaden”, rapport 2.
Elhandel
185
merparten av elanvändarna. Senare infördes ett pristak på 2 500 kronor för elmätaren i ett försök att främja en effektiv konkurrens. År 1999 togs kravet på elmätare bort helt för mindre kunder och ersattes med ett system med avräkning genom schabloner.
Leverantörsbyten
Efter marknadsöppningen kan de elleverantörer som haft en kundstock med tillsvidareavtal antas ha haft en konkurrensfördel. Marginalerna i tillsvidareavtalen har varit högre än i fastprisavtalen, som har varierat utifrån konkurrenssituationen. Nytillträdda aktörer hade vanligen inga tillsvidarekunder. Enligt Svensk Energis undersökning minskar nu antalet kunder som har tillsvidareavtal. Detta gör att den tidigare fördelen för elhandelsföretag med stor andel tillsvidareavtal sannolikt minskar, vilket innebär en förbättring av konkurrensläget för nya aktörer.
Under åren 1996–2000 inträffade även andra förändringar på marknaden. Elhandelsföretagen började i större utsträckning använda sig av Nord Pool för att anskaffa kraft. Nya aktörer började komma in på marknaden både från andra branscher och från utlandet. Det kom nya typer av kunderbjudanden där företagen försöker nå nya kunder eller rikta in sig mot vissa grupper.
Vid schablonavräkningsreformens införande ansågs det viktigt att följa upp leverantörsbytesprocessen. I juni 2000 redovisade Riksrevisionsverket resultatet av en enkätundersökning som visade att ungefär 10 procent utnyttjat möjligheten att byta leverantör och ytterligare 8 procent förhandlat med sin elleverantör om priset redan under de första månaderna efter schablonreformens genomförande.
2
Det antal kunder som omförhandlade avtal eller bytte
leverantör var inledningsvis något lägre än förväntat. Det var främst kunder med en förhållandevis stor elförbrukning som var aktiva på marknaden.
Sedan dess har liknande undersökningar genomförts av bl.a. Svensk Energi. Branschen har noterat ett ökande antal leverantörsbyten. Enligt den senaste undersökningen hösten 2004 hade 29 procent av alla hushållskunder bytt elleverantör och 25 procent hade omförhandlat villkoren med sin leverantör. För första gången hade en majoritet av de tillfrågade antingen bytt leverantör eller
2
”Kunden är lös!-konsumenternas agerande på de omreglerade el- och telemarknaderna”
(RRV 2000:20).
Elhandel SOU 2004:129
186
omförhandlat sitt avtal (54 procent). En stor andel av de som bytt leverantör är nöjda med hur bytet fungerat. Andelen nöjda har ökat från 84 procent år 2002 till 88 procent år 2004.
3
Det ökade intresset för att omförhandla avtal torde kunna ses mot bakgrund av den prisskillnad som rått mellan fastpris- och tillsvidareavtal under år 2003. De kunder som omförhandlat avtalen torde emellertid utgöra flertalet av de kunder som varit aktiva, vilket skulle innebära att de är kvar hos sin tidigare elleverantör. Den relativt låga kundrörligheten kan således anses utgöra ett hinder för nya aktörer på elmarknaden.
Elleverantörernas inköp av el
En elleverantör utan egen produktion köper in el via Nord Pool eller genom bilaterala avtal med elproducenter. Elen säljs sedan vidare till slutkunder. Enligt denna affärsmodell lägger elleverantören sedan i sin tur på en marginal på inköpspriset. Denna marginal skall täcka elleverantörens hanteringskostnader, risker och ge utrymme för avkastning. Utvecklingen på marknaden under de första åren efter det att marknaden öppnades innebar att omfattningen av riskmomenten inte framträdde fullt ut. Riskerna med elhandelsverksamhet har dock framträtt mer klart under de senaste vintrarnas perioder med höga priser, med början från vintern 2001/2002. De höga priserna har inneburit problem för vissa elleverantörer hos vilka lönsamheten påverkats negativt.
Volymerna i terminshandeln på Nord Pool sjönk 2003. Sjunkande volymer på en börs kan leda till högre avgifter för berörda aktörer. Möjligheterna att etablera konkurrenskraftig verksamhet inom elhandel försämras då.
Flera större aktörer har haft problem med kundhanteringen.
4
Problemen har t.ex. rört informationsutbytet med nätföretagen vilket påverkat bl.a. leverantörsbytena. För att företagen skall kunna hantera dessa frågor och skapa en konkurrenskraftig verksamhet över tid krävs i regel investeringar i IT-system. Det innebär en relativt sett stor fast kostnad. För att möta de ökande hanteringskostnaderna försökte många elförsäljare att utöka sin kundbas. Ett ökat antal kunder kan dock medföra ytterligare hanteringspro-
3
TEMO: ”Byte av elleverantör – Den svenska marknaden efter elmarknadsreformen”, T-
110698, hösten 2004.
4
ÖPwC, Rapport 2.
Elhandel
187
blem för de berörda aktörerna. Sådana problem kan uppstå om kunderna är fördelade över många olika nätområden.
4.1.2 Antalet elhandelsaktörer
Utvecklingen i antalet elhandelsaktörer sedan 1991 visas i figur 4.1. Vid marknadsöppningen 1996 fanns det 221 elhandelsföretag. Antalet har därefter sjunkit och ligger i dag på 97 företag som säljer el till slutkunder.
5
Det finns därmed 124 elhandelsföretag färre i
dag än när marknaden öppnades. Därtill kommer att företag har trätt in på marknaden under den aktuella perioden, varför antalet företag som lämnat marknaden totalt sett är högre än 124.
Figur 4.1. Antal elhandelsaktörer i Sverige
Källa: Rapport 2
Flertalet av de 97 elhandelsföretagen är förhållandevis små. Många har slutit avtal med något av de tre stora kraftföretagen och säljer el till kunder inom ett begränsat område. I dag bearbetar färre än 20 företag aktivt kunder över hela landet. Efter schablonreformen ökade antalet rikstäckande leverantörer till ett 50-tal, vilket innebär att valmöjligheterna mer än halverats fram till maj 2004.
6
5
På Svenska kraftnäts förteckning över EDIEL-aktörer i Sverige fanns 153 registrerade
elleverantörer i maj 2004. Av dessa bedriver 97 aktiv försäljning av el till slutkund. I de fall flera företag ingår i en koncern har koncernen räknats som ett elhandelsföretag. Företag som upphört med verksamhet, men som fortfarande är registrerade har uteslutits. Källa: Rapport 2.
6
ÖPwC:s uppskattning utifrån genomgång av elförsäljare 1996–2004.
Antal elhandelsaktörer i Sverige
80 100 120 140 160 180 200 220 240
199
1
199
2
19
93
199
4
199
5
199
6
19
97
199
8
199
9
200
0
20
01
200
2
200
3
200
4
” Ko stnadssynergier”
” Kamp o m kunderna”
Lö nsamhet
A vregleringen
” Nya aktö rer”
gö r entré
Elhandel SOU 2004:129
188
Figur 4.2. Antal rikstäckande leverantörer
Källa: Rapport 2.
4.1.3 Ägandestrukturen
Förändringarna på elhandelsmarkanden är inte begränsade till förändringarna i antalet elhandelsföretag på marknaden. Även ägandestrukturen har förändrats genom att aktörer lämnat marknaden och andra aktörer trätt in.
Förändringar
En av de huvudsakliga förändringarna i ägarstrukturen på elmarknaden är det sjunkande antalet kommunalt ägda elhandelsföretag. Antalet sådana företag har sjunkit från 143 stycken 1996 till 56 stycken 2004. Relativt sett är dock kommunalt ägande fortfarande vanligt. Antalet elhandelsföretag som har andra ägare än kommuner har sjunkit från 78 företag år 1996 till 41 år 2004. Av dagens 41 icke kommunägda företag ägs 24 av distributionsföreningar och 16 har privata ägare.
Även elhandelsmarknaden har gått mot en ökad koncentration.
8
Vattenfall har efter marknadsöppningen förvärvat 15 elhandelsföretag och tillförts drygt 300 000 kunder. Sydkraft har förvärvat cirka 30 företag, inklusive de som förvärvades vid köpet av Graninge. Härigenom har Sydkraft tillförts drygt 600 000 kunder. Sammantaget har de företag som i dag ingår i Fortum förvärvat cirka 15 elhandelsföretag med knappt 200 000 kunder. Även några av de
8
Antal kunder som företag förvärvat är beräknande utifrån antalet kunder som de uppköpta
företagen hade 1996.
1996
2000
2004
Antal rikstäckande leverantörer
50
0 20
Elhandel
189
större kommunala energiföretagen har förvärvat företag och härigenom tillförts kunder. Det finns även företag som har vuxit organiskt genom att värva kunder på den öppna marknaden.
Flera olje- och bensinbolag har gått in på elhandelsmarknaden eftersom de bedömde att elförsäljning var ett naturligt komplement till deras traditionella produkter. Fem företag har etablerat sig på den svenska elmarknaden, varav fyra riktat sig mot konsumentmarknaden. Två av företagen har senare lämnat den svenska elhandelsmarknaden. Dessa företag har haft problem som svag lönsamhet och höga hanteringskostnader, bl.a. till följd av svårigheter som uppstått i samband med leverantörsbyten.
Intresse från utländska elhandelsföretag att ta sig in på den svenska marknaden var i början mycket svalt. De företag som inledningsvis etablerade sig i Sverige vände sig i första hand till större företag och kommunalt ägda elhandelsföretag. Efter schablonreformen ökade intresset för hushållskunderna och flera utländska företag etablerade sig på slutkundsmarknaden.
Vid sidan av företag med anknytning till energiområdet har intresset varit svagt för elhandelsmarknaden även om vissa etableringar förekommit.
Utländskt ägande
Det utländska ägandet av elleverantörer på den svenska marknaden har ökat sedan marknaden öppnades 1996. Då var ca 10 procent av företagen utlandsägda. Motsvarande siffra i dag är ca 40 procent. De två stora utlandsägda elleverantörerna är Sydkraft och Fortum, men det finns även ett antal mindre elhandelsföretag med utländska ägare.
Elhandel SOU 2004:129
190
Figur 4.3. Andel utländskt ägande av svensk elhandelsmarknad
Anm: Graninges kundstock ingår i sin helhet i Sydkraft 2004 och med 50 procent 2003, då bolaget förvärvades av Sydkraft under andra hälften av 2003.
Källa: ÖPwC Analys.
De utländska företagen kan inordnas i två grupper. De stora företagen har i princip kommit in på den svenska marknaden genom att förvärva befintliga företag. Företag som Fortum och E.ON har på detta sett blivit en etablerad del av svenska marknaden. Det har även funnits företag som försökt etablera sig på den svenska marknaden genom att värva kunder. Detta har visat sig vara en relativt krävande metod varför några av dessa företag har lämnat den svenska elmarknaden.
Etablering i elhandelsverksamhet
I avsnitt 2.9 redogörs för försäljning av kommunala elföretag. En del av dessa företag har även bedrivit elhandelsverksamhet.
De tidigare diskuterade bensinbolagen etablerade sig på elhandelssidan. De ansåg sig där kunna utnyttja sina starka varumärken och etablerade kundrelationer för ett snabbt inträde på marknaden. Det har även förekommit att expansiva kommunala företag satsat på att öka sin försäljning till kunder utanför den egna kommunen. Genom att öka sin kundbas har företagen försökt förbättra lönsamheten. Flera av dessa expansiva kommunala företag har
Andel utländskt ägande av svensk elhandelsmarknad
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
1996
2003
2004
Svenska ägare
Utländska ägare
Elhandel
191
sedermera köpts upp och är inte längre självständiga företag på marknaden.
Efter schablonreformen tillkom en rad aktörer som bidrog till att konkurrenstrycket ökade inom elhandeln. Många av dessa aktörer valde att konkurrera med låga elpriser för att ha möjlighet att snabbt bygga upp en kundstock. Marknadspriset på el är i stort sett lika för alla elleverantörers inköp vilket innebär att de nya aktörerna måste ha mycket låga marginaler för att kunna erbjuda konkurrenskraftiga priser. Låga marginaler innebär att de riskerar att få täckningsproblem för risk- och hanteringskostnaderna. Vissa av dessa aktörer underskattade sannolikt riskerna och de kostnader som kan förknippas med dem. Flera av dem är numera uppköpta av andra företag.
4.1.4 Marknadsandelar
På elmarknaden finns ett relativt stort antal elleverantörer, i dag 97 företag. Detta innebär dock inte att 97 företag konkurrerar fullt ut om kunderna på elmarknaden. Redan Elkonkurrensutredningen diskuterade de s.k. elhandelssfärer som bildats genom ägar- och/eller avtalsrelationer.
9
ECON definierande i en rapport till
utredningen följande former av samverkan som en företagssfär:
• Ett företag (i allmänhet en kraftproducent) har ägareintressen i ett annat elhandelsföretag eller har avtal om att leverera el till dessa företag i form av återförsäljaravtal eller någon annan form av partneravtal.
• Flera elhandelsföretag har slagit ihop sitt ägande och bildat ett samägt företag.
Kopplingen mellan företagen i en sfär är av olika styrka beroende dels på hur kopplingen är utformad, dels på företagens inbördes styrkeförhållande. Det är rimligt att anta att ett direkt ägande utgör en starkare koppling än ett avtal om samarbete. Samtidigt kan ett företag som köper all sin el från en enda leverantör genom bilaterala avtal vara beroende av sin leverantör. I vart fall kan man säga att företagen inom en sfär är beroende av varandra och därmed i viss utsträckning kan ses som en enhet på marknaden genom att banden mellan företagen ger upphov till gemensamma intressen.
9
”Konkurrensen på elmarknaden” (SOU 2002:7).
Elhandel SOU 2004:129
192
Det finns flera sätt att jämföra marknadsandelar på elhandelsmarknaden. Här redovisas aktörernas andel beräknat på antal kunder. Denna metod tar inte hänsyn till kundernas varierande storlek, men ger ändå intressant information om företagens inbördes förhållanden på marknaden.
Figur 4.4. Marknadsandel mätt som antalet kunder 2003
10
Källa: ÖPwC analys.
1996 hade de tre största företagen en marknadsandel på drygt 30 procent.
11
I dag har de tre största företagen knappt 50 procent
av kunderna.
12
Om även intresseföretagens kunder räknas in får de
en marknadsandel på knappt 60 procent och om även de företag som har partnerskapsavtal medräknas uppgår marknadsandelarna till ca 66 procent.
Marknadsöppningen medförde att ett stort antal små elhandelsföretag bildades. I syfte att fördela kostnaderna på större volymer gick kommunalt ägda företag samman och bildade gemensamt ägda elhandelsföretag. I slutet av år 1999 fanns 16 sådana företag med ett femtiotal ägare. I dag finns fem kvar med tillsammans cirka 450 000 kunder och ca 9 procent av marknaden.
13
Ett antal kommunala företag började efter avregleringen att bearbeta kunder utanför det egna nätområdet. De flesta av företa-
10
ÖPwC:s beräkning av marknadsandelar är en ungefärlig uppskattning då uppgift om antalet kunder saknas i flera fall eller endast redovisas översiktligt. Detsamma gäller uppgifter om partnerskapsavtal.
11
Vattenfall, Stockholm Energi, Sydkraft.
12
Vattenfall, Sydkraft och Fortum, som har förvärvat Birka Energi (Stockholm Energi).
13
Dala Kraft, Fyrfasen, Höglands Energi, KraftAktörerna och Östkraft.
Marknadsandel mätt som antalet kunder 2003
0
1 000 000 2 000 000 3 000 000 4 000 000 5 000 000 6 000 000
Samtliga bolag Inkl. Intressebolag Inkl. Intressebolag och
partnerskap
An ta l k u nd er
Övriga Sydkraft Fortum Plusenergi Vattenfall
Elhandel
193
gen har vuxit organiskt genom kampanjer riktade till kunder i andra nät. Några har vuxit genom förvärv av andra elhandelsföretag. I dag har fyra kommunalt ägda företag tillsammans 670 000 kunder och en marknadsandel på ca 13 procent.
14
4.2 Elleverantörer och balansansvariga
Förutom elanvändarna eller slutkunderna är elleverantörer och balansansvariga de centrala aktörerna på slutkundsmarknaden. Deras uppgifter och skyldigheter beskrivs något mer detaljerat nedan.
4.2.1 Elleverantörerna
Den som yrkesmässigt levererar el som har producerats av honom själv eller någon annan är enligt lagens mening elleverantör (1 kap 6 § ellagen).
Den som är elleverantör omfattas av ellagens bestämmelser för sådan verksamhet. Det finns t.ex. bestämmelser i ellagen som syftar till att trygga elleveranserna till elanvändaren. En sådan bestämmelse gäller den leveransskyldighet som en elleverantör har gentemot elanvändaren. Skyldigheten att leverera el kan enligt dessa regler endast upphöra om vissa i ellagen särskilt angivna förutsättningar är uppfyllda (8 kap 5 § första stycket ellagen).
En elleverantör åtar sig att leverera el till sina kunder i enlighet med ingångna avtal. De flesta elleverantörer erbjuder ett flertal typer av avtal. För att kunna leverera el till delvis förutbestämda priser måste elleverantören ha en organisation som klarar av att köpa in el till företaget på ett företagsekonomiskt välbetänkt sätt. Företaget bör således ha en strategi för inköp och riskhantering i vilken man t.ex. tar hänsyn till inköpspris, variationer i förbrukning hos kund och extrema vädersituationer med kalla vintrar som kräver mer el än normalt. Flertalet av de handelsrisker som kan inträffa på grund av prisfluktuationer på råkraft kan en elleverantör prissäkra sig för via de handelsinstrument som finns att tillgå på elbörsen.
Den som vill bedriva elförsäljningsverksamhet direkt mot slutkund måste också uppfylla vissa krav som ställs av Svenska kraftnät
14
Telge Energi, Öresundskraft, Mälarenergi, Lunds energi.
Elhandel SOU 2004:129
194
och skattemyndigheten. Elleverantören måste själv vara balansansvarig, vilket innebär att uppfylla Svenska kraftnäts krav att krav att kunna påvisa ekonomisk stabilitet, registreringsbevis från PRV samt möjlighet att kunna kommunicera med EDIEL-meddelandeformat. Alternativt måste elleverantören ha avtalat med ett balansansvarigt företag som uppfyller dessa krav. Skattemyndighetens krav innebär bl.a. krav på momsregistrering.
4.2.2 Balansansvariga företag
Svenska kraftnät har som systemansvarig myndighet ansvaret för den nationella kortsiktiga balanshållningen i elsystemet. Det innebär ett ansvar för landets momentana kraftbalans och för att elsystemet i hela landet samverkar driftsäkert. För att kunna hantera uppgiften tecknar Svenska kraftnät avtal med företag som tar på sig rollen att vara balansansvariga och därigenom medverka till balanshållningen. Den som gentemot Svenska kraftnät har åtagit sig rollen som balansansvarigt företag har skyldighet att skapa balans mellan sin tillförsel och förbrukning av el. Detta åstadkommer företaget genom att planera sin produktion, om man har sådan, samt anskaffa el genom handel med andra företag eller genom elbörsen, så att det sammantaget motsvarar den el som kunderna förbrukar. Balansavvikelser gentemot Svenska kraftnät regleras ekonomiskt i efterhand genom en balansavräkning.
En elleverantör kan antingen själv åta sig balansansvaret genom att ingå avtal om balansansvar med Svenska kraftnät eller också anlita ett annat företag som redan har ett sådant avtal. För närvarande har ca 30 företag tecknat avtal med Svenska kraftnät.
För att de balansansvariga företagens energi skall kunna fördelas på ett korrekt sätt vid balansavräkningen rapporterar balansföretagen vissa uppgifter om handel m.m. Nätföretagen rapporterar timmätvärden över förbrukning samt företagens andelstal för schablonleveranser inför varje månad (preliminära andelstal) och under den 13:e månaden efter aktuell månad (slutliga andelstal). Med stöd av bl.a. andelstalen fördelar Svenska kraftnät eventuell balanskraft och s.k. kvarkraft på de balansansvariga företagen.
De preliminära andelstalen baseras på förbrukningsprofilen för den närmast föregående tolvmånadersprofilen jämfört med årsförbrukningen ur nätföretagets kundregister över elleverantörernas förbrukning. Andelstalen anger hur många kWh som respektive
Elhandel
195
elleverantörs elanvändare beräknas förbruka under kommande månad inom ett schablonberäkningsområde. De preliminära andelstalen är således en uppskattning av kommande månads förbrukning.
Om de preliminära andelstalen för respektive elleverantörs kunders förväntade förbrukning motsvarade faktisk förbrukning och fastställda slutliga andelstal skulle ingen obalans uppstå. Hos Svenska kraftnät har noterats att den energimängd som under de senaste åren omfördelats på riksnivå mellan de balansansvariga företagen på grund av skillnader mellan preliminära och slutliga andelstal har uppgått till mellan 0,5 och 2 procent av den totala energin för schablonleveranser. Det innebär att nätägarna trots problem med i vissa fall oriktig och felande information i samband med leverantörsbyten har lyckats klara av att fastställa rimliga preliminära andelstal för leverantörerna.
Det kan uppstå problem med att identifiera den mängd el som sålts till elanvändaren och att åstadkomma en korrekt ekonomisk redovisning mellan de involverade parterna om den balansansvarige av något skäl avbryter verksamheten under pågående elleverans. Orsaken skulle exempelvis kunna vara att den balansansvarige upphört till följd av konkurs eller att avtalet mellan elleverantören och den balansansvarige har löpt ut. Vid en sådan situation är avsikten enligt nuvarande bestämmelser att Svenska kraftnät skall underrättas och anvisa elleverantören en s.k. anvisad balansansvarig.
Det torde dock uppstå situationer när en elleverantör och ett balansansvarigt företag tvistar om det gemensamt undertecknade avtalet följs av den andra parten. Vid sådana tvister kan det uppstå situationer när det balansansvariga företaget inte inför Svenska kraftnät tar ansvar för elleverantörens kunders förbrukning medan elleverantören har uppfattningen att företaget skall göra detta. I ett sådant läge är det tveksamt om någon underrättelse lämnas till nätföretaget eller kunden.
Det förekommer också att Svenska kraftnät säger upp avtalet med ett balansansvarigt företag för att detta inte har fullföljt sina skyldigheter enligt avtalet. Sedan 1996 har Svenska kraftnät sagt upp balansansvarsavtalet med fyra företag. Det gäller Kraftlots Europa AB (år 1997), Norigo Energy AB (år 2001), Enron AB (år 2002) och Kraftkommission i Sverige AB (år 2002). De tre förstnämnda företagens verksamhet upphörde som följd av konkurs eller motsvarande. Kraftkommission i Sverige AB tvingades att ställa in sina betalningar och kunde därmed inte fortsätta handla på
Elhandel SOU 2004:129
196
elbörsen eller vara balansansvarig. I de tre första fallen övertogs merparten av kundrelationerna av andra verksamma balansföretag genom frivilliga överenskommelser medan kvarvarande kundrelationer övertogs av de anvisade elleverantörerna i respektive nätområde. Kraftkommission i Sverige AB var både elleverantör och balansansvarig för sina elleveranser. I det fallet tog de anvisade elleverantörerna i respektive nätområde över företagets kunder.
Hösten 2003 informerade ett balansansvarigt företag Svenska kraftnät, enligt bestämmelsen i 5 kap 4a § andra stycket ellagen, att avtalet med en elleverantör om åtagandet av balansansvar för företagets leveranser hade sagts upp och att företaget inte längre tog ansvar för elleverantörens elleveranser. Orsaken var enligt meddelandet att elleverantörens producent av råkraft upphört med leveranser på grund av väsentligt avtalsbrott samt att detta avtal var en förutsättning för ingånget balansansvar. Elleverantören ansökte inte om att själv få bli balansansvarig hos Svenska kraftnät och inte heller tecknade företaget något nytt avtal med något befintligt balansföretag förrän den 1 januari 2004. Trots avsaknad av balansansvar fortsatte dock elleverantören att under återstoden av år 2003 sälja el till sina kunder. Svenska kraftnät fakturerade elleverantören men fick inte betalt för den balanskraft som elleverantören åstadkom. Svenska kraftnät har med stöd av allmänna rättsliga principer krävt ersättning av elleverantören för kostnaden för s.k. balanskraft, eftersom regler för denna situation saknas i ellagen. Då elleverantören har bestritt Svenska kraftnäts ersättningsanspråk är frågan nu föremål för prövning i allmän domstol.
4.3 Leveransavtal och leverantörsbyten
4.3.1 Leveransavtal
Det normala för en elanvändare som inte bytt elleverantör tidigare är att elleveransen löper tillsvidare med ett s.k. tillsvidarepris. Denna avtalsform innebär att elleverantören har möjlighet att sänka eller höja elpriset utan att teckna nytt avtal med elanvändaren. Elleverantören måste dock i god tid informera elanvändaren om kommande ändring av priset. Genom att kontakta sin elleverantör har som regel elanvändaren möjlighet att relativt omgående ändra avtalsformen till ett tidsbegränsat avtal med fast eller rörligt pris. Ett avtal med fast pris gäller som regel för en bestämd tidsperiod,
Elhandel
197
ett kvartal, ett år eller flera år. Ett rörligt pris är oftast i någon form beräknat utifrån elbörsens (Nord Pool) månadsmedelvärden för spotpriset och på så sätt knutet till en månadsperiod.
De allra flesta avtalen avslutas vid ett månadsskifte. Det förekommer dock att elleverantörer skriver avtal som inte avslutas vid ett månadsskifte. En elanvändare med sådant avtal får när avtalet går ut ofta automatiskt ett tillsvidarepris med samma leverantör.
4.3.2 Allmänna avtalsvillkor
Branschorganisationen Svensk Energi träffade våren 2004 en uppgörelse med Konsumentverket om ändringar av de allmänna avtalsvillkor som skall gälla i samband med försäljning och överföring av el till konsument (EL 2004K resp. NÄT 2004 K). Särskilda villkor för försäljning av el från anvisad elleverantör till konsument har också fastställts. Dessa villkor ersätter tidigare villkor, som gällt under de senaste fyra åren.
I villkoren för nätöverföring och anslutning finns särskilda regler för den elanvändare som anvisats en anvisningsleverantör. I villkoren sägs bl.a. att för förbrukning av den el som inte levererats enligt ett leveransavtal med en elleverantör skall elanvändaren betala till den anvisade elleverantören enligt de villkor som denne tillämpar. I en anvisningssituation har elanvändaren normalt ingen möjlighet att välja mellan olika anvisningsleverantörer.
I avtalen finns villkor som tar sikte på elanvändarens betalningsförmåga. Om elleverantören eller nätföretaget har skälig anledning att anta att elanvändaren inte kan betala kommande fakturor kan de begära att denne skall ställa säkerhet eller förskottsbetala. Som exempel på skälig anledning anges i villkoren att elanvändaren tidigare brustit i betalning eller betalat för sent. En skälig anledning anses också finnas om den blivande elanvändaren tidigare fått betalningsanmärkning. Om säkerhet eller förskottsbetalning krävs får den enligt villkoren inte omfatta större belopp än vad som motsvarar sex månaders beräknade kostnader för el respektive överföring av el.
I villkoren för försäljning av el anges också att elanvändaren är skyldig att inneha för leveransen nödvändigt avtal med nätföretaget. Detta innebär att om en elanvändare inte har eller kan få ett avtal med nätföretaget har elleverantören enligt de allmänna avtalsvillkoren möjlighet att neka att sälja el till elanvändaren.
Elhandel SOU 2004:129
198
4.3.3 Leverantörsbyten
Ett byte av elleverantör sker oftast i samband med att elanvändaren själv aktiverar sig och väljer att byta. Om elanvändaren exempelvis byter bostad kan han behålla den tidigare leverantören eller byta till en ny. Då sänder elleverantören en anmälan om påbörjande av elleverans i den aktuella uttagspunkten till nätföretaget. För att detta skall fungera smidigt bör elanvändaren först ha anmält inflyttningen till nätföretaget och fått ett nätavtal. Enligt elbranschens allmänna avtalsvillkor krävs det att elanvändaren skall ha ett nätavtal för att få sluta elavtal. Om elanvändaren inte har kontaktat någon elleverantör, vilket är vanligt vid byte av bostad, skall nätägaren anvisa elanvändaren en elleverantör, se vidare avsnitt 4.4.
Den som vill byta elleverantör skickar en ansökan till den nya elleverantören inom den tid som elleverantören anger. Elleverantören måste nämligen enligt bestämmelserna i ellagen i sin tur lämna uppgifter om sin nya kund till nätföretaget minst en månad före bytesdagen. Elleverantören kontrollerar också uppgifterna i ansökan innan den går iväg till nätföretaget. Även om ellagen kräver en månads framförhållning före byte så vill elleverantörerna vanligen att elanvändaren sänder en ansökan upp till två månader före bytesdagen.
En elanvändare som har anvisats elleverantör är fri att byta till en annan leverantör. Då gäller de normala tiderna för byte. Även i denna situation kan det ta upp till två månader från det att ansökan om byte lämnats in till den nya leverantören till dess att bytet är genomfört.
4.3.4 Nätföretagens hantering av leverantörsbyten
Det elektroniska kommunikations- och meddelandeformatet EDIEL skall användas och används i dag av samtliga aktörer på elmarknaden i samband med leverantörsbyten.
15
Det innebär att
informationen om ett byte enkelt och snabbt kan utväxlas mellan aktörerna. Detta kan genomföras under dagen om processerna är automatiserade hos både elleverantör och nätföretag. I övriga fall tar det någon extra dag. Praktiskt innebär detta att om den nya elleverantören lämnar korrekta uppgifter om elanvändaren, uttags-
15
Statens energimyndighets föreskrifter om mätning och rapportering av överförd el STEMFS 2001:3.
Elhandel
199
punkten, nätområdet samt sig själv och om motsvarande uppgifter finns i nätföretagets register så kommer en bekräftelse att sändas till avsändaren om att bytet kan genomföras på avsedd dag.
IT-systemen och de administrativa processerna fungerar enligt den uppföljning som utredningen låtit genomföra relativt bra hos aktörerna (se nedan). De största problemen med byten tycks i dag vara att nätföretagen har svårigheter att inom föreskriven tid läsa av och rapportera elanvändarens mätarställning till den nya och den gamla elleverantören. Av den genomförda uppföljningen framgår att tolv procent av samtliga mätarställningar inte rapporteras inom föreskriven tid till den nya elleverantören. Det huvudsakliga skälet till att resultatet fortfarande inte är tillfredställande tycks vara att nätföretaget har problem med att komma i kontakt med elanvändaren för att kunna läsa av elmätaren i dennes bostad eller att få denne att själv göra en avläsning och sända in uppgiften.
Om nätföretagets personal inte kan läsa av mätaren på grund av att den är inlåst är det vanligt att ett s.k. självavläsningskort lämnas eller sänds till elanvändaren. Elanvändarens reaktion på detta kort är inte sällan långsam, varför påminnelse om att mätaren skall läsas av behöver skickas ut. Ett nätföretag som inte har kunnat läsa av mätaren på grund av omständigheter som ligger utanför dennes kontroll får uppskatta mätarställningen och rapportera detta värde till respektive elleverantör. Uppföljningen visar att mätarställningarna i vissa fall inte rapporterades, men den ger ingen information om i hur många fall avläsning inte kunde genomföras eller varför nätföretagen inte använde möjligheten att uppskatta mätarställningen.
De s.k. andelstalen ingår även i bytesprocessen. Nätföretaget skall för sitt schablonberäkningsområde (lokalt nätområde) beräkna varje leverantörs och balansansvarigt företags uppskattade volym av schablonleveranser för kommande månad och omsätta dessa i preliminära andelstal. Andelstalen skall rapporteras senast den 15:e dagen månaden före aktuell månad. Beräkningarna görs med uppskattade förbrukningsvolymer när det gäller ett kommande byte. Rättelse görs sedan i underlagen för de slutliga andelstalen.
Slutliga andelstal för en månad skall nätföretaget rapportera under den trettonde månaden efter aktuell månad. Nätföretaget rapporterar de preliminära och slutliga andelstalen för schablonleveranser till aktuella elleverantörer och balansansvariga företag samt till Svenska kraftnät.
Elhandel SOU 2004:129
200
4.3.5 Avtalstyper, antal leverantörsbyten m.m.
Statistiska centralbyråns statistik visar bl.a. antalet elanvändare per avtalstyp. Av statistiken framgår att de som har leveransavtal med tillsvidarepris har blivit färre mellan åren 2003 och 2004. Däremot ökade antalet sådana avtal mellan åren 2002 och 2003.
Nedgången under år 2003 tyder på att elanvändarna antingen har omförhandlat sitt avtal med sin befintliga elleverantör eller tecknat ett avtal med en ny elleverantör. Orsaken till nedgången kan vara den kraftiga ökningen av elpriset under vintern 2002/03.
Tabell 4.1. Elhandelsföretagens elkunder per avtalstyp 1 januari 2004–1 januari 2002, procent
År Tillsv.pris Rörligt pris 1-årsavtal 2-årsavtal 3-årsavtal totalt %
2004 58.1 4.0 13.7 8,5 15,7 100
2003 65,2 2,8 11,4 9,2 11,4 100
2002 63,7 2,2 16,6 10,4 7,2 100
Källa: Statistiska centralbyrån: Statistiska meddelanden (EN 17 SM 0401
).
De elanvändare som anvisats en elleverantör har som regel avtal med tillsvidarepris.
Det finns i dag ingen officiell statistik som ger information om hur många elanvändare som bytt elleverantör. Det saknas också information om hur många elanvändare som omförhandlat avtalet med sin elleverantör. Inte heller finns det någon statistik som ger information om hur många elanvändare som anvisats elleverantör av nätföretaget i samband med flytt till ny bostad eller av annan orsak. Det går därför inte att med säkerhet säga hur kundrörligheten har varit på elmarknaden. Den ovan nämnda TEMO-undersökningen hösten 2004 visade att drygt hälften av elkunderna någon gång bytt leverantör eller omförhandlat sitt avtal.
I Sverige sker årligen ett stort antal flyttningar mellan olika kommuner och inom en kommun. Enligt Statistiska centralbyråns befolkningsstatistik för år 2003 flyttade totalt 701 621 personer in i en svensk kommun och totalt 644 077 personer flyttade ut från en kommun.
16
En försiktig uppskattning leder till att minst 200 000 inkopp-
16
Statistiska centralbyrån: ”Folkmängd i riket, län och kommuner 31/12/2003 och befolkningsförändringar 2003”.
Elhandel
201
lingar bör ha registrerats av nätägarna under år 2003 på grund av bostadsbyten mellan kommuner. Till detta skall läggas inkopplingar på grund av flyttningar som gjordes inom en och samma kommun.
4.3.6 Utredningens uppföljning av leverantörsbyten
ECON har av utredningen fått i uppdrag att följa upp leverantörsbyten som skulle aktiveras den 1 maj 2004.
17
Uppföljningen har
genomförts på ett liknande sätt som tidigare uppföljningar. En enkät har tillställts till 25 elleverantörer som ville genomföra 14 747 byten. Av dessa byten genomfördes 13 715 (93 procent) i rätt tid. Det innebar att bytena genomfördes enligt de avtal som elanvändarna och elleverantörerna ingått. Övriga byten blev försenade. För de elanvändare vars byten av en eller annan anledning blev försenade gick det minst två och halv månad från det att ansökan sändes in tills bytet blev utfört.
Merparten av de byten som elleverantören anmäler till nätföretagen tycks ha sådan kvalitet när det gäller uppgifter om identitet på elanvändaren och uttagspunkten att de automatiskt kan registreras i aktörernas IT-stödsystem.
Av uppföljningen framgår emellertid också att av totalt 5 064 fördjupade undersökta anmälningar av leverantörsbyten har nätägarna bedömt 224 eller 4 procent, som felaktiga. Av dem kunde 162 eller 3 procent korrigeras av elleverantörerna så att bytet kunde genomföras vid avtalad tidpunkt. Av tabell nedan kan utläsas frekvensen av olika fel som ledde till att nätbolagen inte kunde bekräfta leverantörsbytet. Det är speciellt två typer av fel som dominerar. Det är att uppgifter om anläggningens identitet (ID) saknas och att uppgifter om elanvändaren saknas eller avviker från dem som finns i nätföretagets register.
Tabell 4.2. Fördelning av felorsaker i anmälningarna av leverantörsbyte.
Anläggnings ID Områdes ID Uppgifter om leverantör Uppgifter om Elabonnenten Annat fel
55 %
1 %
4 %
33 %
7 %
Källa: ECON.
17
ECON: ”Uppföljning av leverantörsbytesprocessen m.m. maj 2004”, Rapport 3.
Elhandel SOU 2004:129
202
De allra flesta elleverantörer, 75 procent, anmäler sina leverantörsbyten löpande vart efter de tecknar nya elleveransavtal med elanvändaren. Endast en elleverantör av ca 20 har svarat att alla nya avtal som tecknats under en månad anmäls till respektive nätföretag i slutet av månaden. Resterande elleverantörer har rutinen att anmäla till nätägarna vid ett antal olika tillfällen före anmälningstidens utgång.
För att ett byte skall kunna genomföras korrekt krävs inte endast att elanvändaren och dennes uttagspunkt verifieras och registreras på ett korrekt sätt. Dessutom ingår i bytesprocessen att nätföretaget skall läsa av elanvändarens mätarställning i samband med bytesdagen. Den gamla elleverantören skall nämligen få uppgift om den s.k. slutmätarställningen och den nya om den s.k. startmätarställningen. Mätarställningarna är en förutsättning för att elleverantörerna skall kunna fakturera elanvändaren en korrekt elförbrukning.
Vid byte av elleverantör gäller reglerna att nätföretaget skall läsa av mätarställningarna tidigast fem vardagar före och senast fem vardagar efter bytesdagen. De uppföljningar som gjordes av ECON under åren 2001 och 2002 visade att nätföretagen hade stora problem med att läsa av och rapportera elanvändarens mätarställning i rätt tid. Resultatet av årets uppföljning visar att nätföretagen fortfarande tycks ha vissa svårigheter med att klara av att registrera mätarställningarna och rapportera dem till elleverantörerna i rätt tid, även om det har blivit en tydlig förbättring. I 88 procent av fallen rapporterades startmätarställningarna i rätt tid för byten i maj 2004. Vid uppföljningen för maj 2002 var andelen rapporteringar i rätt tid 60procent. En förbättring har alltså skett.
4.4 Anvisad elleverantör
4.4.1 Rutiner vid anvisning av elleverantör
Den 1 november 1999 trädde den s.k. schablonreformen i kraft. Då tillkom funktionen anvisad elleverantör, en elleverantör med skyldighet att leverera el till den elanvändare som inte själv aktivt skaffat sig en sådan i samband med t.ex. inflyttning till ny bostad. Den anvisade elleverantören skall även kunna träda in om elanvändaren av någon anledning saknar avtal om leverans av el, t.ex. om avtalet hävs på grund av betalningsförsummelse. Nätföretaget är således
Elhandel
203
skyldigt att kunna hänvisa en elanvändare till en anvisad elleverantör. För att detta skulle fungera praktiskt tecknar nätföretagen avtal med en eller flera elleverantörer, som åtar sig att leverera el till den som saknar leverantör.
Nätföretaget noterar i sina register för varje uttagspunkt vem som är elleverantör och balansansvarig. Om en elanvändare saknar elleverantör skall denne anvisas en elleverantör av nätföretaget. Den anvisade elleverantören skall omedelbart underrätta elanvändaren om de villkor för leveransen som han avser att tillämpa och om den dag då han avser att påbörja leveransen enligt avtalet. För förbrukningen av den el som inte levererats enligt ett leveransavtal med en elleverantör skall elanvändaren betala till den anvisade elleverantören enligt de villkor som denne tillämpar.
Det finns i dag ingen skyldighet för nätföretaget att upphandla en anvisad elleverantör i konkurrens. Vanligast är förmodligen att den anvisade elleverantören är den elleverantör som tidigare hade leveranskoncession för området eller tillhör den koncern i vilken nätföretaget ingår.
Om förbrukad el inte kan härledas till en elanvändare och elleverantör/balansansvarigt företag kommer förbrukningen att inräknas i de nätförluster som uppkommer i nätområdet. Följden blir att övriga elanvändare i nätområdet indirekt får betala leveransen genom högre nättariff. I de fall en elanvändare blir identifierad först efter en tid och blir anvisad en elleverantör svarar elanvändaren för elen som förbrukats redan från första förbrukningsdagen. I dessa fall justeras nätförlusterna.
4.4.2 Antal anvisningar
Som tidigare redovisats torde minst 200 000 inkopplingar göras och registreras av nätägarna under ett år. Endast ett fåtal av dem som flyttar in i en ny bostad har sannolikt tecknat avtal om elleverans med en elleverantör inför inflyttningen. När den inflyttande har tecknat ett nätavtal med nätföretaget blir han sedan anvisad en elleverantör. Detta innebär att flertalet av dem som flyttar in i en ny bostad får en anvisad elleverantör.
En annan situation när anvisning förekommer är när elanvändaren är dålig betalare av sina elräkningar. Om elanvändaren inte betalar sina elräkningar är detta ett skäl för elleverantören att säga upp leveransavtalet. Skälen för uppsägning och hur den skall gå till
Elhandel SOU 2004:129
204
finns reglerat i 11 kap. i ellagen. Om el skall levereras igen efter en uppsägning av leveransavtal är det som regel den anvisade elleverantören som tar ansvar för dessa leveranser.
Under de senaste åren har det tillkommit ytterligare en orsak till att elanvändare blivit hänvisade till en anvisad elleverantör. Det är de som har förlorat sin tidigare elleverantör på grund av att denne upphört att leverera el, t.ex. till följd av konkurs. Relativt stora kundgrupper (uppskattningsvis 20 000–25 000 elanvändare) har hamnat i denna situation (se avsnitt 4.2 ovan).
Det finns ingen samlad bedömning av vilka priser de anvisade elleverantörerna anger i sina villkor för kommande elanvändare. Elleverantören är fri att sätta priset. Det pris som elanvändaren får betala förefaller som regel vara elleverantörens tillsvidarepris. Det är det pris som elleverantören tillämpar för samtliga elanvändare som inte tecknat särskilt avtal om elleverans. Detta pris är vanligen högre än de priser som man kan få om man tecknar avtal med elleverantören om leverans under en viss bestämd tidsperiod. Priset kan vara ett incitament för den elanvändare som anvisats elleverantör att byta leverantör.
En elanvändare som anvisats en elleverantör kan byta sådan enligt de normala rutinerna, dvs. elanvändaren skall minst en och en halv till två månader före bytesdagen ha tecknat avtal med en ny elleverantör.
4.4.3 Upphandling av anvisad elleverantör i konkurrens
Tidigare utredningar, bl.a. Elkonkurrensutredningen, har föreslagit att tjänsten som anvisad elleverantör bör upphandlas i konkurrens.
18
Ett syfte med förslaget är att den elanvändare som anvisas
elleverantör inte skall få ett högre elpris än det som erbjuds övriga elanvändare.
Om upphandling av anvisad elleverantör görs i konkurrens uppstår ett antal frågor av praktisk art som måste lösas. Sådana frågor är bl.a. hur ofta upphandling skall göras och hur länge ett pris skall vara fast för elleverantören. Om upphandling skall göras mer än en gång per år kommer det att ta tämligen stora administrativa resurser av nätföretaget. Om priset skall vara fast under en längre tid är det osäkert om någon elleverantör vill ta risken att lämna ett bud, med hänsyn till prisvariationerna på elbörsen. Elleverantören kan
18
”Konkurrensen på elmarknaden” (SOU 2002:7), sid. 170.
Elhandel
205
vid anbudsgivningen utsätta sig för en svårbedömbar kostnadsexponering.
En upphandling av anvisad elleverantör i konkurrens skulle således innebära stora administrativa kostnader för de inblandade aktörerna, nätföretagen och elleverantörer. Dessa kostnader torde inte komma att motsvara den fördel som upphandlingen skulle innebära för elanvändarna. Utredningen anser att en upphandling av anvisad elleverantör i konkurrens skulle kräva oproportionellt stora resursinsatser.
Det normala är att den elanvändare som blir anvisad en elleverantör får ett elpris som motsvarar det pris som elleverantören ger övriga kunder som inte har tecknat ett särskilt avtal. Det har dock förekommit att det pris som givits en elanvändare som anvisats elleverantör har överstigit leverantörens normala tillsvidarepris. Om de som anvisats en elleverantör skulle få möjlighet att snabbare än i dag kunna byta till en egen vald elleverantör minimerar man den tid som elanvändaren eventuellt kan uppleva sig ha ett mindre gynnsamt elavtal än övriga elanvändare.
Utredningen anser därför att en förkortad ansökningstid vid ett byte av elleverantör genom anvisning skulle vara till större fördel för elanvändarna än ett upphandlingsförfarande. Utredningen lämnar i det följande förslag i detta syfte.
4.5 Kortare ansökningstid vid leverantörsbyten
4.5.1 Utdragen leverantörsbytesprocess
En fungerande elmarknad förutsätter att konsumenterna är aktiva. För att ge elanvändarna möjlighet att vara aktiva krävs ett regelverk och en marknadsplats som är förståelig, lätt att använda och som svarar på kundernas agerande. De flesta elanvändare vill ha ett så lågt elpris som möjligt. De vill på ett enkelt sätt få information om priserna på marknaden och de vill att det skall vara lätt att byta till ny elleverantör.
En elanvändare som snabbt kan byta till ny elleverantör har möjlighet att reagera på marknadens signaler om ändrade priser.
Leverantörsbytesprocessen är i dag relativt lång. Att byta elleverantör kommer troligtvis att upplevas som mindre krångligt om tiden mellan ansökan och den dag som bytet genomförs blir kortare än för närvarande.
Elhandel SOU 2004:129
206
Nu är det möjligt att byta elleverantör den första dagen i en kalendermånad. För att ett byte skall kunna genomföras på överenskommen dag begär vissa elleverantörer, enligt information på deras webbplatser, att ansökan om byte skall ha kommit in till dem upp till två månader före bytesdagen.
Bytesprocessen kan upplevas som onödigt långsam. En förkortad bytestid skulle innebära att elanvändarna snabbare än i dag kan reagera på prisförändringar. Kortare tider för leverantörsbyten torde också leda till att konkurrensen på elmarknaden inte bara skulle gälla elpriset utan även hur snabbt elleverantörerna kan genomföra byten. För den stora gruppen elanvändare som anvisas elleverantör i samband med bostadsbyte bör det vara positivt att snabbare än i dag få möjlighet att självständigt välja elleverantör.
Utväxlingen av kundinformation mellan elleverantör och nätföretag klaras i dag betydligt bättre än för endast några år sedan. Merparten av de byten som elleverantören anmäler till nätföretaget har i dag en sådan kvalitet när det gäller uppgifter om identitet på elanvändaren och uttagspunkten att de automatiskt kan registreras i aktörernas IT-stödsystem.
Det kritiska momentet vid ett leverantörsbyte är mätaravläsningen hos elanvändaren. Som det nu är läser nätföretaget av de flesta elmätarna manuellt. Det är tidskrävande både när det gäller planering och faktisk tidsåtgång vid själva avläsningen. Nätföretagen har dessutom möjlighet att be elanvändaren själv läsa av mätaren och sända in uppgiften via ett s.k. självavläsningskort. En elanvändare som aktivt tagit ställning för ett leverantörsbyte en månad innan avläsning skall ske bör vara väl motiverad att utföra denna uppgift.
Även en elanvändare som anvisats en elleverantör skall få sin elmätare avläst. Om kunden sedan omgående byter leverantör skall mätaren läsas av igen. För att inte avläsning skall behöva utföras i de fall uppgiften kan klaras av på annat sätt bör det därför införas en regel som möjliggör en beräkning av mätarställningen om en avläsning av mätaren nyligen gjorts. Förslag om detta lämnas nedan.
Utredningen föreslår i kapitel 7 att ett centralt anläggningsregister för elbranschen införs. Detta bedöms komma att underlätta för de i bytesprocessen inblandade aktörerna att genomföra leverantörsbyten säkrare, snabbare och med lägre resursinsatser än i dag.
Elhandel
207
Snabbare byten bör leda till att leverantörerna kan erbjuda kunderna elpriser som bättre än i dag speglar produktionsläget. Konkurrensen mellan leverantörerna skulle sannolikt öka därför att de måste agera snabbare mot elanvändarna vid förändringar av elpriset än vad som förekommer i dag.
Det finns således förutsättningar för alla inblandade aktörer att bidra till att förkorta tiden för den totala bytesprocessen Utredningen baserar flera av sina förslag på dessa möjligheter.
4.5.2 Förslag om förkortad tid för anmälan till nätföretag om leverantörsbyte
Utredningens förslag: Byte av elleverantör skall kunna genomföras vid två tillfällen under en kalendermånad. Samtliga elanvändare skall liksom i dag ha möjlighet att byta elleverantör den första dagen i en månad. Den elanvändare som anvisats en elleverantör skall dessutom ha möjlighet att byta till ny elleverantör den 15:e dagen i månaden. Denna möjlighet skall finnas under tre månader efter det inkoppling genomförts på grund av anvisningen.
Elleverantören skall anmäla och lämna information om leverantörsbyte till nätföretaget senast den 15:e dagen i månaden före bytesmånaden vid byte den första dagen i månanden och senast den första dagen i månaden vid byte den 15:e dagen i månaden.
Nätägaren skall rapportera preliminära andelstal senast fem vardagar efter den 15:e dagen i månaden före bytesmånaden.
Kortare ansökningstid
För att påskynda bytesprocessen förkortas handläggningstiden hos nätföretaget med en halv månad vid byte den första dagen i kalendermånaden. Elleverantören ges möjlighet att vid byte denna dag sända in en bytesanmälan senast den senast den 15:e dagen i kalendermånaden före nämnda bytesdag. Dessutom föreslås att byte skall kunna genomföras mitt i månaden, den 15:e dagen i månaden för de som anvisats en elleverantör. Med fler bytestillfällen och kortare anmälningstid ges elanvändare som anvisats en elleverantör
Elhandel SOU 2004:129
208
möjlighet att snabbare än i dag kunna byta till annan leverantör än anvisningsleverantören.
Den totala ansökningstiden vid byte av elleverantör kan i dag uppgå till över två månader. Om den kan reduceras med en halv månad genom förkortad ansökningstid till nätföretaget, och om elleverantören kan minska sin del av den totala ansökningstiden i motsvarande mån, blir den totala ansökningstiden vid byten ca en månad. Dessutom införs en möjlighet att byta elleverantör mitt i månanden för de som anvisats en elleverantör, vilket leder till att bytestiden förkortas avsevärt för denna grupp.
Med ytterligare en bytesdag i månaden kommer ansökningarna om leverantörsbyten att fördelas på två tillfällen i stället för ett. Det innebär i sin tur att de mätaravläsningar som nätföretaget skall utföra även kommer att fördelas under två perioder under en månad. Troligtvis kommer två bytesdagar under en månad att kunna medföra att både elleverantörer och nätföretag får ett jämnare resursutnyttjande av både personal och teknikstöd.
Den utökade bytesmöjligheten för de som anvisats en elleverantör ger dessa konsumenter en möjlighet att snabbare än i dag själva aktivt välja elleverantör. I de fall när elleverantörer upphört och elanvändarna hänvisats till anvisad elleverantör har det ibland tagit lång tid att förmedla information till elanvändarna. Kraftkommission i Sverige AB upphörde med sina elleveranser i mitten av december. Informationen till elanvändarna om vad som inträffat fördröjdes på grund av jul- och nyårshelgerna. Många elanvändare kunde därför inte byta elleverantör förrän den första mars. Utredningen anser därför att det är skäligt att den utökade bytesmöjligheten för den som anvisats en elleverantör finns under en period av tre månader efter det att elleverans från anvisad elleverantör påbörjats.
Utredningen har övervägt att föreslå en generell möjlighet att byta elleverantör den 15:e dagen i månaden, alltså inte enbart för de som anvisats elleverantör. Det är utredningens uppfattning att det skulle vara positivt för såväl elanvändarna som branschen som helhet om bytesmöjligheterna kunde utökas på detta sätt. Å andra sidan kan utredningen förutse vissa problem om antalet leverantörsbyten ökar kraftigt i mitten av månaden. Dessa problem har att göra med de nedan berörda rutinerna för hantering av preliminära andelstal, som inte är utformade för flera bytestillfällen per månad.
Utredningen lämnar därför nu inget generellt förslag om en möjlighet att byta elleverantör i mitten av månaden. En sådan möj-
Elhandel
209
lighet bör dock kunna införas relativt snart, vartefter bytes- och mätaravläsningsprocesserna automatiseras. Det skulle leda till en elmarknad med större flexibilitet för kunderna och ökad konkurrens.
Rapportering av andelstal, m.m.
Bytesinformationen skall elleverantören liksom nu sända elektroniskt till nätföretaget i EDIEL-meddelandeformat.
De redovisade förändringarna medför att reglerna för rapportering m.m. av preliminära andelstal behöver förändras. Nuvarande bestämmelser om rapportering av preliminära andelstal för kommande kalendermånad innebär att nätföretaget senast den 15:e dagen i månanden före aktuell månad skall sända andelstalen till elleverantörer, balansansvariga företag och Svenska kraftnät. Med kortare ansökningstid till nätföretaget behöver denna rutin förändras. Utredningen föreslår att de preliminära andelstalen för kommande månad avser de uttagspunkter som finns registrerade på respektive elleverantör och balansföretag den 15:e dagen före aktuell månad. Nätföretaget rapporterar andelstalen till respektive mottagare senast fem vardagar efter nämnda dag. Beräkningen av preliminära andelstal görs med IT-stöd varför det inte torde uppkomma några problem för nätföretaget att hinna med att beräkna och rapportera andelstal enligt förslaget.
Ett sätt att underlätta bytesprocessen är att elleverantören anmäler byten successivt under perioden fram till sista anmälningsdagen. Om nätföretaget besvarar anmälningarna omgående kommer processen att underlättas, och det kommer att finnas tid för eventuell utredning om felaktig information i en anmälan från elleverantören.
Med föreslagna bytesdagar kommer de byten som skall genomföras den första dagen i månaden att omfattas av de preliminära andelstal som skall lämnas före varje leveransmånad. De leveranser som startar den 15:e dagen i en kalendermånaden kommer att påverka andelstalen först nästföljande månad. Detta innebär att de preliminära andelstalen för en månad inte fullt ut återspeglar respektive elleverantörers åtagande i ett schablonområde. Med ökad kundrörlighet och med hänsyn till de stora volymerna bedömer utredningen att nämnda felaktigheter i tillräckligt stor ut-
Elhandel SOU 2004:129
210
sträckning kommer att utjämnas genom den samlagringseffekt som uppstår när differenserna är både positiva och negativa.
Rutinerna hos de balansansvariga företagen och Svenska kraftnät gällande hanteringen av preliminära andelstal anpassas till den föreslagna tiden för rapportering av preliminära andelstal.
Regeln om ändrat datum för rapportering av preliminära andelstal bör införas i Energimyndighetens föreskrifter och allmänna råd om mätning, beräkning och rapportering av överförd el. Den bör endast gälla under en begränsad tid fram till dess att reglerna om månadsvis mätning, avläsning och rapportering för samtliga kunder träder i kraft, dvs. senast 1 juli 2009.
4.5.3 Förslag om regler för beräkning av mätarställning med ledning av tidigare genomförd avläsning
Utredningens förslag: Om en elanvändare, som anvisats en elleverantör och önskar byta leverantör, har fått mätarställningen avläst av nätföretaget inom 45 dagar före bytesdagen skall nätföretaget ha rätt att beräkna mätarställningen för bytesdagen med stöd av den tidigare utförda avläsningen. Denna möjlighet skall endast gälla elleveranser med mätarsäkring upp till 25 ampere.
Vid ett leverantörsbyte är en korrekt mätaravläsning viktig eftersom den är grunden för den tidigare leverantörens slutavräkning med elanvändaren och den nya leverantörens startvärde för kommande fakturering. Nätföretaget skall svara för att elmätaren blir avläst. Det görs manuellt eller automatiskt med stöd av någon form av elektronisk överföring av data. Denna hantering tar tid både vad gäller planering av och faktisk tidsåtgång vid avläsningen.
Den som anvisats en elleverantör skall få sin elmätare avläst i samband med anvisningen. Om den som anvisats en elleverantör väljer att byta elleverantör första möjliga bytesdag innebär detta att mätaren ännu en gång skall läsas av. Detta kan få till följd att elanvändares mätare kommer att läsas av två gånger under en relativt kort period. I de allra flesta fall torde detta inte vara nödvändigt. Nätföretaget kan i allmänhet på ett bra sätt beräkna förbrukningen om det inte gått för lång tid sedan förgående avläsning.
Elhandel
211
För att inte ny avläsning skall behöva göras relativt nära inpå en tidigare utförd sådan bör det därför införas en regel som säger att en nätinnehavare har rätt att beräkna mätarställningen i stället för att läsa av mätaren, om avläsning gjorts av nätföretaget högst 45 dagar före bytesdagen. Regeln bör endast omfatta elleveranser med mätarsäkring upp till 25 ampere och endast gälla elanvändare som nyligen anvisats elleverantör. Högre säkringsnivåer gäller som regel förbrukning av el i en förvärvsverksamhet och kan därför vara svårare att uppskatta av nätföretaget. Regeln kommer härigenom att omfatta den stora grupp av hushåll som flyttar och som i samband därmed blir anvisad en elleverantör.
Regeln bör införas i Energimyndighetens föreskrifter och allmänna råd om mätning, beräkning och rapportering av överförd el. Liksom den tidigare föreslagna regeln om ändrat datum för rapportering av preliminära andelstal, bör denna regel endast gälla under en begränsad tid fram till dess att reglerna om månadsvis mätning, avläsning och rapportering för samtliga kunder träder i kraft, dvs. senast 1 juli 2009.
4.6 Tillstånd för att utöva verksamhet som elleverantör
Det ställs få särskilda krav från samhällets sida på en elleverantör. För att få leverera el i en uttagspunkt krävs att elleverantören tillsett att någon åtagit sig balansansvaret i uttagspunkten (8 kap 4 § ellagen). Enligt en bestämmelse i 8 kap 5 § ellagen får elleverantören inte sluta att leverera innan leveransskyldigheten upphör av orsaker som särskilt anges i paragrafen. Avsaknad av balansansvarig ingår inte bland dessa orsaker.
Vidare är elleverantören underkastad Energimyndighetens föreskrifter avseende informationsutbyte vid leverantörsbyten. Därigenom måste leverantören registrera sig hos Svenska kraftnät för att erhålla en s.k. EDIEL-identitet.
I den lagrådsremiss om genomförande av EG:s direktiv om gemensamma regler för de inre marknaderna för el och naturgas, m.m., som regeringen överlämnade till Lagrådet den 14 oktober 2004 föreslås en ny bestämmelse i ellagen som ålägger elleverantörer att till elanvändarna lämna uppgifter om vilka energikällor som använts för att framställa leverantörens el samt dess inverkan på miljön i vissa avseenden.
Elhandel SOU 2004:129
212
Tidigare utredningar på elområdet, Elbörsutredningen och Elkonkurrensutredningen, har lämnat förslag innebärande att det skulle krävas ett särskilt tillstånd, eller en koncession, för att yrkesmässigt vara verksam som elleverantör.
19
Elkonkurrensutred-
ningen ansåg att det i olika avseenden kan finnas skäl att från statsmakternas sida ställa vissa krav på elhandelsföretagen, t.ex. vad gäller organisation, kunskap om elmarknaden, krav på tekniskt administrativa system för leverantörsbyten, prisinformation, etc.
Ett exempel är att elhandlarna borde avkrävas att ha IT-system som genererar automatiska mottagningsbevis i samband med leverantörsbytesprocessen. Ett annat exempel gäller underlag för prisstatistik. Utredningen underströk att en välfungerande konkurrens på elmarknaden kräver att elanvändarna på ett enkelt sätt kan jämföra olika leverantörers erbjudanden, varför det finns skäl att börja föra någon form av offentlig, företagsspecifik statistik över elhandelsföretagens försäljningspriser. Enligt Elkonkurrensutredningen torde, liksom fallet är i Finland och Norge, en fullödig prisstatistik kräva att uppgiftsinhämtandet bygger på någon form av rättslig reglering, en koncession eller liknande.
Därtill skulle det också, om så befinns lämpligt, kunna formuleras krav på t.ex. viss grundläggande kunskapsnivå, etiska regler e.d. för elhandelsverksamhet.
Utredningen delar Elbörsutredningens och Elkonkurrensutredningens synpunkter vad gäller krav på särskilt tillstånd för verksamhet som elleverantör. Det finns också enligt utredningens mening ytterligare ett antal goda skäl för att kräva ett särskilt tillstånd. Ett förslag om sådant lämnas nedan.
4.6.1 Krav på balansansvar
För att över huvud taget börja verka som elleverantör krävs tillgång till el. Som beskrivits ovan i avsnitt 4.2 är ett av de krav som ställs på en elleverantör vid påbörjande eller övertagande av elleverans att leverantören skall ha tillsett att det finns någon som är balansansvarig för elanvändarens uttagspunkt. Det finns en administrativ kontrollfunktion som aktiveras i samband med att ett företag rent praktiskt vill påbörja verksamhet som elleverantör. Den ger nät-
19
”Regler för handel med el”, slutbetänkande från Elbörsutredningen (SOU 1996:49) och ”Konkurrensen på elmarknaden”, slutbetänkande från Elkonkurrensutredningen (SOU 2002:7).
Elhandel
213
företagen en möjlighet att bevaka att elleverantören uppfyller ellagens krav på att ha en balansansvarig för sina elleveranser.
Det finns dock inte på samma tydliga sätt någon kontrollpunkt vid vilken man kan konstatera när en elleverantör kommit att sakna balansansvarigt företag eller saknar tillgång till el. Detta kan få till följd att en elleverantör fortsätter att agera på marknaden fastän det saknas någon som tar balansansvar för kundernas uttagspunkter. Regler och rutiner saknas som gör att en elleverantör, som inte har tillgång till el eller saknar balansansvarigt företag, kan upptäckas och avstängas från marknaden.
Det bör vara grundläggande för en fungerande elmarknad att den som säljer el även producerar själv eller köper in motsvarande mängd el som kunderna förbrukar. Om inte denna fundamentala funktion fungerar kommer konkurrensen mellan elleverantörerna att rubbas på ett orättmätigt sätt. Utredningen anser således att det är väsentligt att det finns regler som samhället ställer upp och som förhindrar att sådana situationer kan uppstå. Ett sätt att få tydlighet i nämnda relationer är att införa ett system med tillstånd för den som vill verka som elleverantör. För att få leverera el bör det således fordras att företaget fått tillstånd att verka som elleverantör.
En orsak till att ett avtal om balansansvar sägs upp och inte nytecknas kan vara att elleverantören har ekonomiska problem och av den anledningen inte uppfyllt det tidigare ingångna avtalet när det gäller betalning. Om en sådan situation är för handen har elleverantören troligtvis problem med att få ett avtal med ett annat balansansvarigt företag eller att få teckna avtal om eget balansansvar med Svenska kraftnät.
Om en elleverantör saknar balansansvarigt företag men fortsätter att agera i förhållande till sina kunder som elleverantör saknas det lagstöd i ellagen för att få företaget att upphöra med sin verksamhet. Om säljaktiviteter fortgår trots att balansansvar saknas är det endast möjligt för Svenska kraftnät att med stöd av allmänna rättsliga principer kräva ersättning av elleverantören för kostnader för s.k. balanskraft. Det behövs således regler för att på ett tydligt sätt få en elleverantör, som inte har någon som tar balansansvar för dennes leveranser, att upphöra med sin verksamhet.
Den ovan beskrivna situationen kan betraktas som ovanlig. Men med hänsyn till elanvändarna och de stora belopp som omsätts av en elleverantör anser utredningen ändå att det är angeläget att det tydliggörs när en elleverantör anses ha upphört att vara en sådan.
Elhandel SOU 2004:129
214
Det finns olika sätt att åstadkomma detta. Utredningen vill redovisa två olika möjligheter.
En möjlighet är att kräva att samtliga elleverantörer även är balansansvariga företag. Genom att ingå ett balansansvarsavtal med Svenska kraftnät skulle elleverantören åta sig att hålla balans mellan sin tillförsel och förbrukning av el. För att få en garanti för att företaget kommer att klara av sina utfästelser enligt avtalet blir företaget skyldigt att till Svenska kraftnät ställa en förpliktelse i form av en bankgaranti motsvarande ett visst antal dygns förbrukning. Om elleverantören inte uppfyller kraven i dessa avseenden kan denne inte verka som elleverantör.
En annan möjlighet är att den som vill verka som elleverantör skall inneha tillstånd för denna verksamhet utfärdat av en myndighet. Ett grundläggande krav för att få tillstånd skall vara att sökanden kan visa att man har ett balansansvarigt företag – företaget självt eller något annat – som tar balansansvaret för elleveranserna gentemot den systemansvariga myndigheten.
Utredningen förordar den senare möjligheten, främst därför att den bättre överensstämmer med den nu etablerade marknadsstrukturen med färre och större balansansvariga företag. Om varje elleverantör skulle verka som balansansvarig skulle det sannolikt innebära att företaget behöver förstärka både utrustning och kompetens för att t.ex. klara av uppgiften med prognoshanering, vilket skulle innebära merkostnader. Ett mindre balansföretag har också sämre förmåga än ett större att ta tillvara den utjämnande effekt som finns i en större kundvolym som är spridd över landet.
Tillståndskrav i övriga nordiska länder
I Finland krävs inget särskilt tillstånd för att sälja el till elanvändaren, dvs. att verka som minutförsäljare av el. Det finns dock i den finska elmarknadslagen vissa särskilda regler avseende offentliggörandet av elförsäljningsvillkor och elförsäljningspriser samt grunder för hur de fastställs, som gäller minutförsäljning av el.
I Norge krävs enligt lag tillstånd (koncession) av myndighet för att få verka som elleverantör. Koncessionen benämns i Norge konsesjon för ren omsetter. Med det menas företag som köper och vidaresäljer elkraft. Det är Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) som är tillståndsmyndighet. För att få tillstånd skall vissa villkor uppfyllas av sökanden. Villkoren som lämnats i ansökan
Elhandel
215
skall hållas under den tid som tillståndet innehas. Det grundläggande för tillståndsgivningen är att den som fått tillstånd skall följa vissa inom området gällande föreskrifter, som har getts ut med stöd av energilagen. Exempel på en sådan är en föreskrift om mätning, avräkning och samordnat uppträdande vid kraftomsättning och fakturering av nättjänster. Dessutom skall vissa andra krav uppfyllas. Det gäller t.ex. informationsplikt gentemot tillståndsgivaren och kunderna. Det finns även krav på att den som fått tillstånd skall ha egna anställda, som skall sköta den dagliga driften av företaget. I övrigt berör kraven formella områden när det gäller företagets firma. Tillstånd kan dras in om det har beslutats på felaktiga grunder eller på ofullständiga upplysningar om förhållanden av väsentlig betydelse eller om tillståndshavaren överträtt bestämmelser i eller tillägg till energilagen.
I Danmark måste ett företag som säljer el till en elanvändare ha ingått ett avtal med den systemansvariga myndigheten om balansansvar. Det krävs dock inget tillstånd från någon myndighet för att leverera el till elanvändaren. Det enda som den danska lagen kräver är att elleverantören själv är balansansvarig eller har ett avtal med ett företag som har denna roll. Däremot krävs att ett företag som vill vara elleverantör ingår avtal med ELFOR (en dansk branschförening för eldistributionsföretag). Avtalet ingås genom att man underskriver standardkontraktet för ”Vilkår for deltagelse i aktörsregistret”. Genom att ingå detta avtal intygar man bl.a. att företaget självt skall vara balansansvarigt företag eller att man ingår ett avtal med ett befintligt sådant företag. Man förpliktar sig också att översända nödvändiga stamdata till det danska aktörsregistret så att leverantörsbyten skall kunna fungera på avsett sätt.
Elhandel SOU 2004:129
216
4.6.2 Förslag om tillstånd för att få verka som elleverantör
Utredningens förslag: För att vara verksam på elmarknaden som elleverantör skall krävas särskilt tillstånd. För att få tillstånd skall sökanden uppfylla vissa grundläggande krav på balansansvar, tillgång till nödvändiga IT-system, registrering för energiskatt och innehav av F-skattsedel. Tillstånd beviljas tills vidare av Energimyndigheten och får återkallas om tillståndshavaren så begär. Det skall återkallas om tillståndshavaren i väsentlig mån inte uppfyller kraven för att få tillståndet. Närmare föreskrifter om vilka uppgifter som krävs från den som ansöker om tillstånd meddelas av myndigheten. Energimyndigheten skall på sin webbplats och på annat lämpligt sätt informera om vilka företag som innehar tillstånd. Den som fått tillstånd att verka som elleverantör skall regelbundet lämna information till myndigheten om de priser och villkor vid elleveranser som han tillämpar gentemot elanvändare. Bestämmelserna om tillstånd införs i ett nytt kapitel sex i ellagen. I detta kapitel samlas lagens övriga bestämmelser om elleverantörer.
Som redovisats ovan finns det i dag få särskilda krav från samhällets sida på en elleverantör. Det finns inga särskilda krav på elleverantören vad gäller t.ex. organisation, kunskap om elmarknaden, krav på tekniskt administrativa system för leverantörsbyten, prisinformation etc. Utredningen har dock funnit flera exempel på att det i olika avseenden finns skäl att från statsmakternas sida ställa sådana krav på elleverantörerna. När en elanvändare har tecknat avtal om köp av el skall denne kunna vara förvissad om att leverantören har grundläggande förutsättningar att klara av de förväntningar som elanvändaren rimligen bör kunna ställa på sin leverantör.
Den tillståndsgivning som föreslås nedan innebär således att tillståndshavaren skall uppfylla vissa grundläggande krav för att kunna verka som elleverantör. Att ett tillstånd beviljats skall dock inte tolkas som att företaget har genomgått någon form av kvalitetscertifiering. Genom förslaget kommer elanvändaren att få möjlighet att kontrollera på Energimyndighetens webbplats om ett företag har tillstånd att verka som elleverantör eller inte. För elbranschen blir tillståndsgivningen ett sätt att få kunskap om vilka företag som skall betraktas som elleverantörer, sådan information saknas i dag.
Elhandel
217
Utredningen anser att tillståndsgivningen också medför att de företag som avser att agera som elleverantörer kan bli bättre förberedda än i dag. För staten kommer tillståndsgivningen att innebära att de myndigheter som har uppgifter på elmarknaden ges en stabil kunskap om vilka elleverantörer som är verksamma.
Sammantaget innebär detta att utredningen anser att det bör finnas krav på tillstånd för att få leverera el till elanvändare.
En ansökan om tillstånd skall vara skriftlig och innehålla följande information.
• Uppgifter om sökandens identitet.
• Uppgift om sökandens organisation.
• Intyg som visar att sökanden innehar F-skattsedel.
• Intyg som visar att sökanden är registrerad hos skatteverket för energiskatt.
• Intyg som visar att sökanden själv är balansansvarig inför systemansvarig myndighet enligt 8 kap. 4 § ellagen eller att sökanden har avtal med ett balansansvarigt företag som kommer att ta balansansvar för sökandens elleveranser.
• Intyg som utvisar att sökanden har tillgång till de IT-system för kommunikation som behövs för att kommunicera information om leverantörsbyten och mätvärden på föreskrivet sätt.
Kravet att vara registrerad hos skatteverket för energiskatt skall gälla så länge som elleverantörerna är skattskyldiga för elskatt. Utredningen föreslår i kapitel 6 att skattskyldigheten skall tas över av nätinnehavarna, i vilket fall detta krav för att få tillstånd att verka som elleverantör skall upphävas.
Med IT-system som behövs avses bl.a. system för elektronisk kommunikation och behandling av EDIEL-meddelandeformat. Det format som enligt Energimyndighetens föreskrifter och allmänna råd för närvarande skall användas i samband med överföring av meddelanden vid leverantörsbyten och mätvärdeshantering eller sådant annat IT-stöd som kan komma att föreskrivas. Den sökande skall också ha tillgång till det IT-stöd som behövs för att använda det centrala anläggningsregistret. Med att sökanden har tillgång till IT-stöd avses eget stöd eller IT-stöd genom ombud.
För den elleverantör som fått tillstånd skall också finnas krav på att regelbundet till myndigheten rapportera de priser (för olika typer av leveranser, tillsvidarepris, rörligt pris, bundet pris för ett år, etc.) och övriga villkor som leverantören tillämpar för sina
Elhandel SOU 2004:129
218
elleveranser. Priser och villkor kan därmed redovisas på ett och samma ställe vilket ger möjligheter till prisjämförelser och underbygger konkurrensen.
Konsumentverket informerar i dag på ett bra sätt om elpriser på sin webbplats. Konsumentverket bör även fortsättningsvis publicera elpriserna, som dock lämnas in via Energimyndigheten. Energimyndigheten och Konsumentverket bör samråda om vilka typer av elleveransavtal som det kan anses vara lämpligt att elleverantörerna rapporterar priser om. Energimyndigheten bör bemyndigas att meddela närmare föreskrifter om vilka priser och villkor som elleverantörerna skall lämna uppgifter om. Det bör observeras att den nu nämnda skyldigheten för elleverantörer att informera om de priser och villkor som man tillämpar inte fråntar elleverantören skyldigheten att informera sina befintliga kunder om förändringar i priser och villkor.
Energimyndigheten skall vara tillståndsgivare och föra en förteckning över de som fått tillstånd. Energimyndigheten skall på sin webbplats och på annat lämpligt sätt informera om vilka som har tillstånd att verka som elleverantör. Myndigheten bör bemyndigas att meddela närmare föreskrifter om vad en ansökan om tillstånd skall innehålla.
Återkallande av tillstånd m.m.
Den vanligaste orsaken till att ett tillstånd återkallas torde bli att ett företag självt meddelar Energimyndigheten att man avvecklat verksamheten. En ansökan från en elleverantör om återkallande av ett tillstånd skall prövas av Energimyndigheten. Vid en sådan ansökan skall undersökas om elleverantören fortfarande är leveransskyldig i någon omfattning. Är han det bör normalt inte ett beslut om återkallande meddelas.
Det kan dock även uppstå andra tillfällen när myndigheten måste återkalla ett tillstånd.
Ett av de grundläggande kraven för att få tillstånd är att det finns balansansvar för företagets elleveranser. En anledning till återkallande av tillstånd kan vara om balansansvar saknas för elleveranserna. Vid uppgift om att en elleverantör saknar balansansvarig måste myndigheten skyndsamt genomföra en undersökning. Om myndigheten finner att balansansvarig saknas, men att elleverantören aktivt söker teckna avtal med ett annat balansföretag eller för-
Elhandel
219
handlar med Svenska kraftnät om att ta eget balansansvar, bör leverantören ges rimlig tid för att slutföra förhandlingarna innan ett beslut om att dra in tillståndet fattas.
Ett tillstånd kan även återkallas om elleverantören på annat sätt allvarligt har brutit mot de krav som gäller för att få tillstånd av verka som elleverantör. Med detta avses exempelvis om elleverantören vid upprepade tillfällen och under längre tid inte använder det nödvändiga IT-stödet.
Energimyndigheten skall enligt utredningens förslag informera allmänheten om vilka som har tillstånd att verka som elleverantör. Om det sker förändringar, t.ex. om ett tillstånd återkallas, är det viktigt att myndigheten omedelbart informerar landets nätföretag. I situationen med återkallande av tillstånd är detta nödvändigt eftersom nätföretagen då är skyldiga att anvisa ny elleverantör till berörda elanvändare.
Ett beslut om återkallande av tillstånd skall kunna överklagas till länsrätt. Under överklagandetiden och under handläggningstiden hos domstolarna kommer troligtvis leverantören fortsätta att sälja el. Detta torde innebära att det med tiden ackumuleras relativt höga kostnader för anskaffad el hos Svenska kraftnät innan beslutet vunnit laga kraft eller domstolarna har avslagit Energimyndighetens yrkande. Utredningen anser därför att mål och ärenden enligt denna lag skall handläggas skyndsamt.
4.6.3 Leveransskyldigheten
Utredningens förslag: Elleverantörens leveransskyldighet skall upphöra om tillståndet att verka som elleverantör upphör.
En elleverantör har leveransskyldighet gentemot den elanvändare som leverantören har leveransavtal med. I 8 kap. 5 § ellagen uppräknas i andra stycket vissa situationer när leveransskyldigheten upphör. Utredningen föreslår att leveransskyldigheten även skall upphöra om tillståndet att vara elleverantör upphör.
Elhandel SOU 2004:129
220
4.6.4 Vissa frågor om mätaravläsning vid återkallande av tillstånd
Utredningens förslag: När en kund anvisats ny elleverantör på grund av beslut om återkallande av tillstånd för elleverantör bör en utökad tid medges för avläsning av elmätare.
Enligt Energimyndighetens mätföreskrifter skall mätaravläsning genomföras högst fem vardagar före eller efter den dag leveransen började. Vid avläsningar som skall utföras när en elleverantörs tillstånd återkallats finns det skäl att förmoda att information om att tillståndet upphört i de allra flesta fall inte hinner nå nätföretaget förrän så redan har skett. Det är därför befogat att ge nätföretaget utsträckt tid för avläsningar i dessa situationer. Utredningen anser att avläsning bör kunna göras senast inom 15 vardagar efter att beslut om återkallande av tillstånd vunnit laga kraft.
4.6.5 Viss informationsskyldighet för elleverantörer och balansansvariga
Utredningens förslag: Elleverantör skall vid ändring av balansansvarigt företag anmäla ändringen till Energimyndigheten före ändringens ikraftträdande. Ett balansansvarigt företag skall informera myndigheten om förändringar av de elleverantörer de har balansansvar för senast samma dag förändringen skall gälla. Svenska kraftnät skall informera Energimyndigheten när ett avtal om balansansvar upphört. Elleverantör skall till myndigheten lämna den ytterligare information som krävs för att hålla myndighetens förteckning över elleverantörer som fått tillstånd aktuell.
De företag som fått tillstånd att leverera el skall förtecknas hos Energimyndigheten. För att myndigheten skall kunna hålla förteckningen över elleverantörer aktuell med uppgift om vem eller vilka som är balansansvariga för en viss elleverantör, måste elleverantörerna fortlöpande lämna information till myndigheten om detta. På samma sätt måste de balansansvariga företagen lämna information om förändringar av de elleverantörer de har balansansvar för. Om Svenska kraftnät säger upp ett avtal med en balans-
Elhandel
221
ansvarig skall information omgående lämnas till Energimyndigheten. Myndigheten skall vid sådan underrättelse skyndsamt ta kontakt med de elleverantörer som har det uppsagda företaget som sitt balansföretag för att utreda vilka som övertagit balansansvaret för elleverantörens elleveranser.
Förutom uppgift om balansansvarigt företag torde myndigheten ha behov av information från elleverantören om bland annat ändring av företagets adress, uppgift om kontaktperson och av företagets firma.
Elleverantörer och balansföretag skall lämna denna information i enlighet med närmare föreskrifter av Energimyndigheten.
Svenska kraftnät och Energimyndigheten skall skapa rutiner för hur myndigheterna skall utbyta information i syfte att hålla Energimyndighetens förteckning aktuell med uppgift om vilka som har balansansvaret för elleverantörerna.
4.6.6 Ansökan om tillstånd från nu aktiva elleverantörer
Utredningens förslag: Kravet på tillstånd för att verka som elleverantör gäller från och med den 1 januari 2007. För elleverantörer som är verksamma i Sverige när kravet på tillstånd träder i kraft behövs endast att ansökan är ingiven. För sådan elleverantör gäller att om ansökan ingetts i föreskriven tid får verksamheten fortsätta att bedrivas till dess lagakraftvunnet beslut föreligger.
Den som avser att etablera sig som elleverantör skall lämna ansökan till Energimyndigheten och därvid bifoga den information som myndigheten föreskrivit. För att ge parterna i tillståndsprocessen en rimlig tid att inge ansökningar och pröva dessa bör kravet på tillstånd gälla först ett halvt år efter övriga bestämmelser.
I samband med införandet av tillståndsreglerna bör det finnas övergångsbestämmelser för de elleverantörer som nu är aktiva. Med aktiv elleverantör åsyftas sådant företag som då tillståndsreglerna träder i kraft säljer el till elanvändare. För dem bör det vara tillfyllest att till Energimyndigheten inge en ansökan före ikraftträdandet. Har detta gjorts men slutligt beslut inte föreligger så skall verksamheten få fortsätta till dess att lagakraftvunnet beslut föreligger.
Elhandel SOU 2004:129
222
4.7 Anvisad balansansvarig
Den normala situationen när ett avtal mellan en elleverantör och ett balansansvarigt företag upphör är att elleverantören tecknar avtal med ett nytt balansansvarigt företag i tid innan det gamla avtalet upphör. Om en elleverantör saknar eller det befaras att han kan komma att sakna någon som åtagit sig balansansvaret skall Svenska kraftnät träda in och anvisa ett balansansvarigt företag (8 kap. 4a § ellagen).
När denna bestämmelse infördes kontaktade Svenska kraftnät samtliga då aktiva balansansvariga företag med förfrågan om någon av dem ville åta sig rollen som anvisad balansansvarig. Endast ett företag accepterade uppgiften och tecknade ett avtal med Svenska kraftnät. Detta avtal har numera gått ut. Svenska kraftnät har informerat utredningen om att det inte varit möjligt att kontraktera något företag, som är villigt att ta nämnda roll.
Företagen anser att den ekonomiska risken med ett sådant åtagande är för stor.
En anvisning som balansansvarig innebär ett ekonomiskt åtagande. Om ett övertagande av balansansvaret skulle ske under en kalendermånad är det svårt att fastställa hur mycket el som skall avräknas den tidigare balansansvarige respektive den anvisade balansansvarige. Den anvisade balansansvarige har också problem att göra rimliga prognoser över förväntad förbrukning och kan därför vid den nationella balansavräkningen hos Svenska kraftnät bli debiterad onormalt höga kostnader för balanskraft på grund av att företaget inte har haft tillräckligt bra underlag inför anskaffningen av el. En annan osäkerhet för den anvisade balansansvarige gäller elleverantörens ekonomiska situation.
4.7.1 Förslag att funktionen anvisad balansansvarig upphör
Utredningens förslag: Bestämmelsen om skyldigheten för Svenska kraftnät att anvisa ett balansansvarigt företag till en elleverantör som saknar eller befaras komma att sakna sådan upphör.
Som redovisats ovan har det visat sig omöjligt för Svenska kraftnät att teckna avtal med ett företag om att vara anvisad balansansvarig, dvs. att träda in som balansansvarig för en elleverantör om dennes
Elhandel
223
avtal med en tidigare balansansvarig av någon anledning upphört att gälla. Utredningen har av bland annat denna orsak lämnat förslag ovan som innebär att det är elleverantörens skyldighet att själv, eller genom någon annan, träffa avtal med Svenska kraftnät om balansansvar för sina uttagspunkter.
Av denna orsak föreslår utredningen att bestämmelsen i 8 kap. 4a § om skyldigheten för Svenska kraftnät att anvisa ett balansansvarigt företag till en elleverantör som saknar eller befaras komma att sakna sådan upphör.
Utredningen föreslår också att definitionerna om balansansvar och uttagspunkt förs från 8 kap. 4 § ellagen till 1 kap. 4 § samma lag. På detta sätt sammanförs definitioner till samma kapitel och paragraf. Utredningen föreslår vidare att det, med utgångspunkt i dessa definitioner, i 8 kap. 4 § ellagen tydliggörs att ett åtagande om balansansvar skall göras genom avtal med den systemansvariga myndigheten.
4.8 Elleverantörens betalningsansvar när balansansvarigt företag saknas
Utredningens förslag: Om en elleverantör har levererat el i en uttagspunkt, utan att någon annan åtagit sig balansansvaret där, skall elleverantören vara ekonomiskt ansvarig för den el som har förbrukats.
Om en elleverantör saknar ett balansansvarigt företag uppkommer frågan om elleverantörens tillstånd skall återkallas. Den prövas av Energimyndigheten. I samband med att utredningen genomförs redovisas elleverantörens förbrukning i enlighet med de uppgifter som finns noterade hos respektive nätföretag om balansansvar för de aktuella uttagspunkterna. Det företag som får förbrukningen redovisad på sig kommer att debiteras kostnaden för den balanskraft som uppstått vid den ekonomiska balansavräkningen hos Svenska kraftnät.
Det är naturligtvis viktigt att kostnaden för elförbrukningen debiteras rätt företag. En korrekt debitering kan endast genomföras sedan frågan om balansansvar för elleverantörens uttagspunkter har fått sin slutliga lösning. Sedan myndigheten meddelat sitt beslut och beslutet vunnit laga kraft, vilket med hänsyn till
Elhandel SOU 2004:129
224
eventuellt överklagande kan ta lång tid, kan nätföretagen få sådan information så att de kan redovisa förbrukningen på rätt företag. Informationen kan dock också visa att det under viss tid har saknats ett balansansvarigt företag för elleverantörens elleveranser.
Utredningen föreslår att om det framkommer att en elleverantör har saknat balansansvarig skall elleverantören betala uppkommen kostnad för inköp av el. Det ekonomiska ansvaret bör grundas på de mätningar som nätkoncessionshavarna genomför av förbrukningen och de villkor som den systemansvariga myndigheten tillämpar för balanskraft under samma tid i förhållande till balansansvariga företag. Från nämnda belopp skall dras eventuell produktion som mätts upp och matats in i nätet.
4.9 Viss informationsskyldighet
Utredningens förslag: En elleverantör skall vara skyldig att lämna information till sina kunder som underlättar ett eventuellt byte av leverantör. Det gäller information om när avtal om elleverans upphör. För att den elanvändare som anvisats en elleverantör skall bli uppmärksammad på möjligheten till byte av elleverantör skall nätföretaget informera om denna möjlighet och de villkor som gäller.
Det förekommer att elanvändare skriver avtal om leverans av el med en ny elleverantör innan leveransen enligt det gamla tidsbundna avtalet gått ut. När så sker har den gamla leverantören rätt att få ersättning för eventuella ekonomiska förluster pga. kontraktsbrott. Det har förekommit rättsliga tvister på grund av detta, som när de skall redas ut kräver resurser inte bara från elleverantörerna och elanvändaren utan även av nätföretaget.
För att minska risken att en kund tecknar avtal om elleverans med en ny elleverantör innan ett äldre tidsbundet avtal löpt ut bör elleverantörerna i sina fakturor till konsumenter ange när leverans enligt gällande avtal upphör.
För att kunskapen om möjligheten till snabbare byten skall nå ut till elanvändarna, främst de som anvisats en elleverantör, är det viktigt att elanvändarna får korrekt information vid rätt tillfälle. För de som anvisats en elleverantör bör rätt tillfälle vara i samband
Elhandel
225
med att nätföretaget informerar elanvändaren om anvisningen eller i samband med att elanvändaren tecknar nätavtal. Om anvisningen beror på ett beslut om att den tidigare elleverantörens tillstånd återkallats är det också viktigt att kunderna informeras om beslutet. Nätföretaget bör också ha skyldighet att informera elanvändaren, som anvisats en elleverantör, om de regler som gäller för byte av leverantör.
Skyldigheten att informera bör läggas på nätföretaget, som är den som har information om vad som skett och vem som kommer att bli elanvändarens nya leverantör i samband med anvisningen. Självklart skall den anvisade leverantören informera om sina priser och villkor till kunden på det vanliga sättet.
227
5 Åtskillnad mellan nätverksamhet och konkurrensutsatt verksamhet
5.1 Bakgrund
Utredningen har i uppdrag att analysera frågan om en skärpning av kravet på åtskillnad mellan elnätsverksamhet och konkurrensutsatt verksamhet. Denna fråga behandlades redan i utredningens delbetänkande där en utredning om gemensamma ledningsfunktioner i energisektorn redovisades och förslag lämnades i syfte att åstadkomma en skärpt åtskillnad.
1
Frågan har utretts tidigare. I propositionen ”Energimarknader i utveckling – bättre regler och tillsyn” (prop. 2001/02:56) föreslog regeringen bl.a. en skärpning av kravet på åtskillnad mellan elnätsverksamhet och konkurrensutsatt verksamhet i enlighet med förslag från Elnätsutredningen.
2
Regeringen föreslog ett förbud
mot gemensam verkställande direktör (vd) och gemensam styrelsemajoritet i nätföretag och elhandels- eller elproduktionsföretag. I förslaget betonades att av rättviseskäl borde ingen möjlighet till dispens från den föreslagna regeln införas.
Näringsutskottet menade dock att förslaget var behäftat med problem som krävde ytterligare beredning och överväganden. Det är enligt utskottets mening viktigt att upprätthålla en klar boskillnad mellan de båda delarna av elmarknaden, men det är också väsentligt att små företag på elmarknaden inte drabbas i onödan. Om de små företagen slås ut kan konkurrensen och därmed effektiviteten på elmarknaden minska. En särskild omständighet som är värd att beakta är vidare att små elproduktionsbolag som ofta har sin bas i lokal elproduktion, baserad på förnybar och miljövänlig el, kan riskera att slås ut med den föreslagna bestämmelsen. Utskottet pekade vidare på risken för korssubventionering mellan fjärrvärmeföretag och elhandelsföretag som inte beaktats i samband med förslaget.
1
”El- och naturgasmarknaderna – europeisk harmonisering” (SOU 2003:113).
2
”Elnätsföretag – regler och tillsyn” (SOU 2000:90).
Åtskillnad mellan nätverksamhet och konkurrensutsatt verksamhet SOU 2004:129
228
Riksdagen anmodade regeringen att göra en förnyad prövning av frågan och återkomma till riksdagen med ett nytt förslag. Regeringen uppdrog därför åt El- och gasmarknadsutredningen att behandla frågan. Denna gång behandlades den mot bakgrund av det nya elmarknadsdirektivets artikel 15 som gäller krav på åtskillnad i bl.a. beslutsfattandet i vertikalt integrerade företag på elmarknaden. Direktivets minimiregler föreskriver, vad gäller åtskillnad i beslutsfattande, att de personer som ansvarar för lokal- och regionnätsföretagens ledning inte får vara involverade i den dagliga driften i elhandels- eller produktionsföretag. Direktivet föreskriver särskilt att dessa personer skall kunna agera självständigt och att det skall finnas faktisk beslutanderätt när det gäller de tillgångar som behövs för att trygga drift, underhåll samt utbyggnad av näten.
Förbudet avser således vissa personer i ansvarig ställning inom företagen. Utredningen ansåg att för svenskt vidkommande skulle detta innebära ett företags styrelse och dess vd samt firmatecknare. Utredningen föreslog i sitt delbetänkande att åtskillnaden mellan nätverksamhet samt produktion av och handel med el tydliggörs genom en ny regel med innebörd att en styrelseledamot, vd eller firmatecknare i ett nätföretag inte samtidigt får vara styrelseledamot, vd eller firmatecknare i en juridisk person som bedriver produktion av eller handel med el.
I direktivet ges en möjlighet att göra undantag från kraven på åtskillnad för företag med mindre än 100 000 anslutna kunder. Detta innebär att de allra flesta av landets vertikalt integrerade nätföretag skulle kunna undantas från kravet på åtskillnad. Ett motiv för undantaget är att ett förbud mot gemensamma ledningsfunktioner skulle kunna bli en ekonomisk belastning för mindre företag.
Utredningen ansåg dock att undantagsbestämmelsen inte bör utnyttjas. I korthet var utredningens motiv följande. Åtskillnad mellan konkurrensutsatt verksamhet och sådan verksamhet som bedrivs i monopol är av stor betydelse för marknadens funktionssätt eftersom det är viktigt att nätföretagen kan agera neutralt gentemot alla aktörer på den konkurrensutsatta marknaden. Ett undantag från bestämmelsen om åtskillnad skulle kunna innebära att konkurrensförutsättningarna på marknaden inte skulle vara desamma för samtliga företag. Också elanvändare som är anslutna till ett litet nätföretags nät har samma berättigade krav på åtskillnad mellan verksamheterna som de elanvändare som är anslutna till större företags nät.
SOU 2004:129 Åtskillnad mellan nätverksamhet och konkurrensutsatt verksamhet
229
Den undersökning som utredningen låtit utföra visade att gemensamma ledningsfunktioner är vanliga i elsektorn.
3
Ungefär
hälften av alla undersökta elnätsföretag (83 av 162) hade en vd som samtidigt var vd i ett företag som bedriver elhandel och/eller elproduktion. I ungefär lika många fall (87 av 162) förekom att samtliga eller en majoritet av styrelseledamöterna i ett elhandelsföretag också ingick i styrelsen för ett nätföretag.
Undersökningen visade också, enligt utredningens uppfattning, att den merkostnad som en åtskillnad av företagens ledningar skulle kunna orsaka är liten i förhållande till företagens omsättning och rörelsekostnader. Därför torde en sådan kostnadsökning i sig inte medföra strukturomvandlingar som negativt påverkar konkurrensen på den svenska elmarknaden. I vissa fall skulle dock en otillåten korssubventionering i dag kunna leda till mera kännbart ökade ledningskostnader i elhandelsverksamheten.
Utredningen framhöll också att intervjuer som gjorts med företrädare för små energikoncerner visade att det gått bra att separera ledningsfunktionerna och att kostnaderna för ledningsåtskillnaden bedömdes som rimliga. Vidare påpekades att det inte är tvingande att utse en vd i privata aktiebolag och mindre ekonomiska föreningar. I många fall torde det således vara möjligt att knyta ledningsfunktionen till en operativ funktion eller till exempelvis styrelsens ordförande.
Utredningen noterade dessutom att kostnaderna för vd och styrelse i några av de granskade elhandelsverksamheterna var försumbara eller lika med noll. Detta skulle kunna innebära att handelsverksamhetens ledningskostnader i dessa fall bärs av annan verksamhet, förmodligen elnätsverksamhet. De redovisade observationerna gällde ett par av sex granskade koncerner. Utredningen hade inte tid att genomföra en mer heltäckande undersökning, men framhöll att den avsåg att genomföra en sådan under den andra utredningsetappen.
Utredningens förslag behandlas i remissen ”Genomförande av EG:s direktiv om gemensamma regler för de inre marknaderna för el och naturgas, m.m.” som regeringen överlämnade till lagrådet den 14 oktober 2004. Regeringens förslag är detsamma som utredningens, förutom att regeringen föreslår att undantagsmöjligheten för företag med mindre än 100 000 anslutna kunder skall utnyttjas fullt ut.
3
ECON: ”Gemensamma ledningsfunktioner i energisektorn”. Bilaga 6 till SOU 2003:113.
Åtskillnad mellan nätverksamhet och konkurrensutsatt verksamhet SOU 2004:129
230
Regeringen framhåller att utredningens redovisning ger anledning att misstänkta att korssubventionering förekommer, vilket talar för att undantagsmöjligheten inte skall utnyttjas. Regeringen menar dock samtidigt att kostnaderna för det skärpta åtskillnadskravet sannolikt skulle bli så höga för vissa av de minsta företagen att det inte längre blir aktuellt att bedriva elhandel. Effekterna av detta bedöms i och för sig inte få någon märkbar negativ konsekvens för konkurrenssituationen på elmarknaden. Däremot bedömer regeringen att mångfalden av elleverantörer kommer att påverkas negativt och att en sådan bestämmelse i första hand slår mot små företag med stark lokal förankring. I den mån dessa företag bedriver elproduktion är denna dessutom ofta baserad på förnybar och miljövänlig el.
Enligt regeringens bedömning består svårigheten i att väga den ökade risken för korssubventionering mot nyttan av att ha en mångfald av elleverantörer och den lokala förankring som många små elföretag har. Underlaget i utredningens delbetänkande ses som alltför begränsat för att det med säkerhet kan bedömas i vilken mån som otillåten korssubventionering sker och vilka konsekvenser detta får för elkonsumenterna och marknadens funktionssätt i stort. Underlaget är inte heller tillräckligt utförligt för att regeringen skall kunna göra en rimlig bedömning av var en eventuell gräns för undantag från åtskillnadskravet skall sättas om man väljer att inte genomföra undantaget fullt ut utan i stället sätter en lägre gräns än 100 000 kunder.
Regeringen gör sammantaget bedömningen att nyttan av att ha fler elleverantörer med tillhörande mångfald och lokal förankring överväger effekten av ett krav på åtskillnad för de allra minsta elföretagen. Eftersom det inte heller för närvarande finns underlag för att fastställa någon annan gräns än det i direktivet angivna 100 000 kunder anser regeringen att undantagsbestämmelsen i nuläget bör utnyttjas fullt ut, dvs. för samtliga företag med mindre än 100 000 anslutna kunder. Regeringen anser emellertid att de tecken till att korssubventionering förekommer, som El- och gasmarknadsutredningen visat på, väcker stark oro, och hänvisar till utredningens fortsatta arbete med frågan.
SOU 2004:129 Åtskillnad mellan nätverksamhet och konkurrensutsatt verksamhet
231
5.2 Undersökning om ersättning till styrelse och vd i elnätsföretag
5.2.1 Utredningens kartläggning
Utredningen har givit Öhrlings PricewaterhouseCoopers (ÖPwC) i uppdrag att göra en mer fullständig kartläggning av ersättning till styrelse och vd i elnät- och elhandelsföretag som ingår i en koncern. ÖPwC avrapporterade uppdraget i maj 2004.
4
För att
genomföra uppdraget har ÖPwC gått igenom årsredovisningar samt annat relevant material, och har även tagit del av de årsrapporter som elnätsföretagen lämnar till Energimyndigheten. För de koncerner som bedriver såväl elhandel som nätverksamhet har styrelsernas sammansättning samt förekomsten av gemensam vd kartlagts. Detsamma gäller ersättning till styrelse och vd i de bolag som ingår i de olika koncernerna. Dessa har indelats utifrån antal nätkunder.
I undersökningen har inte ingått företag som ägs av Vattenfall, Fortum, Sydkraft och Graninge. Vidare har ekonomiska föreningar och andelsföreningar utelämnats. Utredningen omfattar inte heller kommunalt ägda elnät som inte bedrivs i bolagsform. I det senare fallet utgår ingen ersättning till styrelse och vd i aktiebolagsrättslig mening.
Med dessa avgränsningar har totalt 56 koncerner identifierats som bedriver verksamhet med elnät och elhandel i separata bolag. Koncernerna hade i genomsnitt 24 700 elnätskunder eller totalt 1 386 669 elnätskunder, vilket motsvarar 27 procent av Sveriges samtliga elnätskunder. Flertalet av koncernerna är kommunalt ägda.
Av de 56 elnätsbolagen bedriver 26 nätverksamheten i moderbolaget. 21 av dessa bolag är förhållandevis små (mindre än 20 000 kunder). I de större bolagen (över 50 000 kunder), som vanligtvis även bedriver annan verksamhet än elnät och elhandel, återfinns elnätsverksamheten som regel i ett dotterbolag.
Av de koncerner som ingår i undersökningen har i 39 fall nätbolaget samma styrelse och vd som elhandelsbolaget. Förutom dessa har 2 koncerner gemensam vd men inte styrelse, och 3 gemensam styrelse men inte vd, dvs. totalt 44 koncerner har gemensam styrelse och/eller vd.
4
Öhrlings PricewaterhouseCoopers: ”Ersättning till styrelse och vd som indikation på kors-
subventionering mellan nätföretag och elhandelsföretag.” Rapport 4.
Åtskillnad mellan nätverksamhet och konkurrensutsatt verksamhet SOU 2004:129
232
Det är i första hand de mindre företagen som har gemensam styrelse och vd. 34 av de 44 koncerner som har gemensam styrelse och/eller vd har färre än 20 000 kunder. Av de 12 som inte har vare sig styrelse eller vd gemensamt är det 8 som har fler än 20 000 kunder.
För de 39 nätbolag där styrelsen och vd är gemensam med i koncernen ingående elhandelsbolag bär nätbolagen i 19 fall hela eller en oproportionellt stor del av ersättningen till styrelse och vd. Av årsrapporterna framgår att i 8 av dessa bolag har kostnaderna fördelats mellan nätverksamhet och andra verksamheter som fjärrvärme och el handel.
En säker slutsats kan emellertid inte dras ens för de återstående elva bolagen då ersättning till styrelse och vd kan ingå i dotterbolagens administrationsersättningar till moderbolaget. För de återstående 20 bolagen är bilden splittrad. 11 bolag redovisar ersättning både i nät- och elhandelsbolag. I flertalet fall är nätbolagets andel av ersättningen större än andelar av omsättningen. 6 bolag redovisar ersättningen endast i elhandelsbolaget, och i 3 fall endast i holdingbolaget.
Av de 56 koncerner som ingår i undersökningen har 33 koncerner personal anställd i såväl nät- som elhandelsbolaget. I 21 fall är all personal anställd i nätbolaget och i två fall i elhandelsbolaget.
I sammanfattning kan konstateras att det granskade underlaget indikerar att nätbolaget bär hela eller en i förhållande till verksamheten stor del av kostnaderna för ledningsfunktionerna i en ansenlig del av de företag som har gemensam styrelse och vd – i 19 av 39 bolag (dvs. 49 procent). Av årsrapporterna framgår att i
8 av
dessa bolag har kostnaderna fördelats mellan nätverksamhet
och andra verksamheter som fjärrvärme och elhandel. För de återstående 11 bolagen är det svårt att dra säkra slutsatser då ersättning till styrelse och vd kan ingå i dotterbolagens administrationsersättningar till moderbolaget. Vidare skall påpekas att i ungefär lika många fall (21 företag) redovisas ingen anställd personal i elhandeln.
Sammantaget indikerar sifferunderlaget enligt utredningen uppfattning att kontakterna och samarbetet mellan nät- och elhandelsverksamheterna i många fall varit närmare än vad som åsyftats med det gällande regelverket om juridisk åtskillnad mellan elverksamhet och nätverksamhet.
SOU 2004:129 Åtskillnad mellan nätverksamhet och konkurrensutsatt verksamhet
233
5.2.2 Branschens synpunkter
Svensk Energi har givit KPMG Corporate Finance (KPMG) i uppdrag att granska ÖPwC:s rapport och att ytterligare analysera frågan. KPMG:s rapport till Svensk Energi överlämnades i september 2004 till Näringsdepartementet, tillsammans med en skrivelse där Svensk Energi dels avvisar misstanken om att korssubventionering förekommer mellan företag i elbranschen, dels argumenterar för att Sverige skall införa ett undantag från förbudet mot gemensam vd, styrelseledamot eller firmatecknare för företag med färre än 100 000 kunder (dnr. N2004/6849/ESB).
Nedan följer en kort redovisning av KPMG:s rapport. KPMG inriktade sin genomgång på de 19 företag som enligt ÖPwC hade gemensam styrelse och vd för elnät- och elhandelsbolagen, och där nätbolaget tycktes bära hela eller en i förhållande till verksamheten stor del av kostnaderna för styrelse och vd. Svensk Energi fick från ÖPwC uppgift om vilka de 19 företagen var.
KPMG:s analys inriktades på dels en genomgång av de 19 koncernernas årsredovisningar för räkenskapsåret 2002, dels en intervjuundersökning av företagen/koncernerna. Intervjuundersökningen begränsades dock till 17 företag/koncerner, då två företag under senare tid köpts upp av andra företag.
KPMG anser att årsredovisningar och årsrapporter till Energimyndigheten inte ger den information som krävs för att uttala sig om hur kostnader för styrelse och vd har fördelats inom en koncern. Eftersom vidaredebitering förekommer internt inom koncerner går det inte att uttala sig om vilket företag eller vilken verksamhet som bär kostnaderna för styrelse och vd utifrån vem som redovisar denna kostnad i not till resultaträkningen. Enligt KPMG:s genomgång av årsredovisningarna har 97 procent av den sammanlagda ersättningen till styrelse och vd i de 17 granskade företagen/koncernerna redovisats i moderbolagen. Enligt intervjuundersökningen bärs emellertid endast 41 procent av den totala ersättningen till slut av elnätverksamheten. Samtliga granskade bolag/koncerner delar upp kostnaderna för styrelse och vd mellan bolagen och verksamheterna i koncernen.
KPMG framhåller att redovisningsreglerna inte kräver att det skall framgå vilket bolag i en koncern som slutligen bär dessa kostnader. Vidare pekar man på att enligt 4 § NUTFS 1998:1
5
krävs
5
Energimyndighetens föreskrift NUTFS 1998:1 ”Föreskrifter och allmänna råd om ändring
av föreskrifter och allmänna råd (1995:1) om redovisning av nätverksamhet”.
Åtskillnad mellan nätverksamhet och konkurrensutsatt verksamhet SOU 2004:129
234
tilläggsupplysningar i form av principer för fördelning av intäkter och kostnader m.m. mellan elnätsverksamhet och annan verksamhet, men att det däremot inte finns krav på att specifika kostnader anges med kronor och ören eller med uppgifter om hur dessa fördelats inom respektive koncern.
5.3 Utredningens överväganden och förslag
5.3.1 Utredningens förslag om skärpt åtskillnad
Som nämnts inledningsvis har utredningen redan i sitt delbetänkande lämnat förslag om en skärpt åtskillnad mellan nätverksamhet och produktion/handel med el. Förslaget innebär att en styrelseledamot, verkställande direktör eller firmatecknare i ett nätföretag inte samtidigt får vara styrelseledamot, verkställande direktör eller firmatecknare i en juridisk person som bedriver produktion av eller handel med el. Möjligheten att undanta sådana företag, som har mindre än 100 000 anslutna nätkunder, bör enligt utredningens förslag inte utnyttjas.
Regeringen har i den ovan nämnda lagrådsremissen lämnat ett förslag med samma innebörd som utredningens förslag, förutom att undantagsmöjligheten utnyttjas fullt ut. Regeringens samlade bedömning är att nyttan av att ha fler elleverantörer med tillhörande mångfald och lokal förankring överväger effekten av ett krav på åtskillnad för de allra minsta elföretagen. Regeringen ser inte heller att det funnits underlag för att fastställa någon annan gräns än det i direktivet angivna om 100 000 kunder. Slutligen anser regeringen att de tecken till att korssubventionering som utredningen pekat på väcker stark oro, och hänvisar till utredningens fortsatta arbete med frågan.
Enligt utredningen uppfattning har den nya undersökning, som rapporterats ovan, inte i något väsentligt avseende förändrat bedömningsunderlaget. Det pekar på ett nära samarbete på företagsledningsnivå mellan nät- och elhandelsverksamheterna. Detta gäller också observationen att i många fall ingen anställd personal redovisas i elhandeln. Detta måste anses strida mot det grundläggande syftet med ellagens krav på åtskillnad mellan elverksamhet och nätverksamhet, samt på särredovisning av nätverksamhet.
Det måste samtidigt framhållas att det enligt branschens undersökning inte förekommit korssubventionering i de undersökta
SOU 2004:129 Åtskillnad mellan nätverksamhet och konkurrensutsatt verksamhet
235
företagen. Företagens har inte i sin hantering av kostnaderna för företagens ledningsfunktioner och redovisningen av dessa brutit mot gällande regler.
Utredningen understryker dock att de motiv för en skärpt åtskillnad mellan nätverksamhet och produktion/handel med el som vi tidigare framfört alltjämt är lika angelägna och aktuella. En sådan åtskillnad är mycket betydelsefull eftersom nätföretagen måste agera neutralt gentemot alla aktörer på den konkurrensutsatta marknaden. Av denna anledning bör inte samma personer leda de båda verksamhetsgrenarna inom en och samma koncern. Detta är enligt utredningens uppfattning viktiga krav, oavsett de aktuella företagens storlek. Slutligen skall framhållas att utredningens bedömningar av kostnaderna för en skärpt åtskillnad visar att det skulle vara en rimlig åtgärd också i beaktande av de mindre företagens ekonomi, och att de i sig inte skulle leda till strukturomvandlingar.
5.3.2 Förslag om ytterligare redovisningskrav
Förslag: Vid redovisning av nätverksamhet skall i not upplysningar lämnas om kostnaderna för styrelse och verkställande direktör, och huruvida dessa personer också har ledningsfunktioner i företag som är verksamma inom elproduktion eller elhandel. Detta krav införs i förordningen (1995:1145) om redovisning av nätverksamhet.
Enligt 3 kap. 2 § ellagen (1997:857) skall nätverksamhet ekonomiskt redovisas skilt från annan verksamhet. Redovisningen skall, enligt 3 kap. 5 § första stycket, särskilt granskas av revisor. Förordningen (1995:1145) om redovisning av nätverksamhet innehåller närmare föreskrifter om sådan redovisning och revision.
Enligt förordningens 6 § skall samtliga till nätverksamheten direkt hänförliga intäkter och kostnader redovisas i resultaträkningen. Om nätverksamhet bedrivs tillsammans med annan verksamhet, skall gemensamma intäkter och kostnader redovisas efter fördelning enligt adekvata och dokumenterade fördelningsgrunder på ett sätt som ger en rättvisande bild av nätverksamheten. Kravet på att ge en ”rättvisande bild av nätverksamheten” har dock uppenbarligen inte uppfattas som att t.ex. gemensamma intäk-
Åtskillnad mellan nätverksamhet och konkurrensutsatt verksamhet SOU 2004:129
236
ter/kostnader vid redovisningen skall fördelas på faktiska verksamheter inom företaget, vilket enligt utredningens uppfattning bör vara en rimlig tolkning.
För att få en klar översikt av verksamheterna bör det av nämnda förordning klart framgår att nätföretagen i sina årsrapporter skall lämna upplysningar om kostnaderna för styrelse och verkställande direktör, och huruvida dessa personer också har ledningsfunktioner i företag som är verksamma inom elproduktion eller elhandel.
Regeringens ovan nämnda förslag om skärpt åtskillnad, som för närvarande behandlas i Lagrådet, innebär att styrelse och verkställande direktör i nätföretag med 100 000 kunder eller fler inte får vara verksamma i ett elhandels- eller elproduktionsföretag. Kravet på att redovisa gemensamma ledningsfunktioner bör därför inte gälla för sådana företag.
Med detta krav på redovisningen blir det lättare att få en översikt av förekomsten av gemensamma ledningsfunktioner inom el- och nätverksamhet. Det skall dock observeras att det däremot inte skulle leda till en skärpt åtskillnad mellan dessa verksamheter, vilket är syftet med utredningens föreslag om förbud mot gemensamma företagsledningsfunktioner.
237
6 Effekter för konsumenterna
6.1 Inledning
När en marknad öppnas för konkurrens får konsumenter en annan styrkeposition med ökade valmöjligheter att byta leverantör av varan. För att få väl fungerande marknader krävs dock att konsumenterna är aktiva och utnyttjar möjligheterna som erbjuds. Konkurrensutsättning av marknader ställer också krav på effektiva reglerings- och konkurrensmyndigheter med ansvar för att marknadens spelregler följs.
När det nya regelverket för elmarknaden började gälla den 1 januari 1996 delades de lokala elföretagen upp i nätföretag och elhandelsföretag. Konkurrens infördes för elproduktion och handel med el. Transport av el i nätet kom att undantas konkurrensutsättning eftersom verksamheten betraktades som ett naturligt monopol. Uppdelningen på elmarknaden innebar att konsumenten fick två avtalsrelationer, en med elhandlaren och en annan med nätföretaget. Syftet med regelreformeringen av elmarknaden var bl.a. att skapa valfrihet för elanvändarna och öka effektiviteten i produktions- och försäljningsledet. Konkurrens i elhandeln skulle skapa förutsättningar för en ökad pris- och kostnadspress inom elförsörjningen.
Trots att reformen innebar stora förändringar för elbranschen påverkades de flesta konsumenter relativt lite fram till 1 november 1999. Då infördes schablonreformen i syfte att ge alla elanvändare möjlighet att byta elleverantör utan kostnad. I följande kapitel kommer därför beskrivningen av avregleringens effekter för konsumenterna att ta sin utgångspunkt vid den tidpunkten.
För att fånga upp hur konsumenterna upplever att elmarknaden fungerar har utredningen kontaktat Konsumenternas elrådgivningsbyrå och konsumentföreträdare. Berörda myndigheter har också givits tillfälle att förmedla sina erfarenheter. Kapitlet bygger
Effekter för konsumenterna SOU 2004:129
238
bl.a. på underlag från dessa kontakter samt rapporter från myndigheter och branschorganisationen Svensk Energi.
6.2 Myndigheter med ansvar för elmarknaden
Konsumentverket arbetar efter de övergripande målen för konsumentpolitiken. Några av dessa mål är att stärka konsumenternas ställning och inflytande på marknaden och att öka konsumenternas tillgång till god vägledning, information och utbildning.
Konsumentverket har uppgifter på energipolitikens område som skall stimulera utvecklingen av energieffektiv teknik och skapa bättre förutsättningar för konsumenterna att få kunskap om elförbrukning och energikrävande utrustning. Enligt regeringens proposition ”Handlingsplan för konsumentpolitiken” (prop. 2000/01:135) är det viktigt att långsiktigt studera vilka effekter som uppstår för konsumenterna då marknader öppnas för konkurrens. Ansvaret för studierna har lagts på Konsumentverket eftersom regeringen anser att det är viktigt att de genomförs utifrån ett tydligt konsumentperspektiv. Studierna skall genomföras under åren 2002 till 2005. Den första studien inom ramen för uppdraget genomfördes år 2002 och avsåg elmarknaden. Arbetet skedde i samråd med Energimyndigheten och Konkurrensverket
För att uppfylla de konsumentpolitiska målen arbetar verket bland annat med att få elföretagen att förbättra marknadsföringen, och då framför allt prisinformationen till konsumenterna, att se till att företagen tillämpar skäliga avtalsvillkor gentemot konsumenterna, att se till att konsumenterna får information om elmarknaden och att underlätta konsumenternas val genom en Internetbaserad elprisjämförelse.
En ny prisinformationslag (2004:347) trädde i kraft den 1 oktober 2004. Den nya lagen gäller när näringsidkare marknadsför produkter till konsumenter. Med produkt avses vara, tjänst eller annan nyttighet. Även el omfattas av den nya lagen. Prisinformation för varor skall lämnas genom uppgift om varans pris och jämförpris. För andra produkter än varor skall uppgift om pris lämnas. Regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer får föreskriva att även jämförpris skall anges för sådana produkter. Regeringen har ännu inte beslutat om vilken myndighet som kommer att få rätten att skriva föreskrifter, om bl.a. jämförpris. Verket har emellertid förberett arbetet med framtagande av föreskrifter och
SOU 2004:129 Effekter för konsumenterna
239
avsikten är att ange att jämförpris skall lämnas vid marknadsföring av elavtal.
Konkurrensverket ägnar tidigare monopolmarknader som öppnats för konkurrens särskild uppmärksamhet och såväl el- som naturgasmarknaden prioriteras i verkets verksamhet. Skälet till detta är att det på marknader som öppnats för konkurrens erfarenhetsmässigt finns ökade risker för missbruk av dominerande ställning av tidigare monopolister samt kartellbildning. En annan viktig uppgift för Konkurrensverket är att följa upp hur regelverket fungerar på dessa marknader och vid behov föreslå förändringar. Välinformerade och aktiva konsumenter har större förutsättningar att påverka energiföretagens beteende och därmed marknadens funktionssätt. Därför är det viktigt att konsumenterna har ett förtroende för marknaden, har tillgång till relevant information om marknadens pris- och avtalsvillkor och att leverantörsbytesrutinerna fungerar väl. I detta arbete krävs kompletterande åtgärder från olika myndigheter – främst Energimyndigheten, Konsumentverket och Konkurrensverket – liksom samverkan dem emellan.
Energimyndighetens tillsyn och övervakning av elmarknaden omfattar ett stort område. Tillsynen över nätföretagens tariffer är en av de centrala uppgifterna. Från 2003 har Energimyndigheten även givits rollen som expertmyndighet för elhandelsfrågor. En viktig del i denna roll är att se till att konsumenter samt små och medelstora företag har tillräcklig information för att kunna agera på de konkurrensutsatta marknaderna för el och naturgas.
Under 2004 har myndigheten publicerat det första faktabladet, i en serie, om el till konsument. Andra exempel på direkt konsumentrelaterade uppgifter som myndigheten har dels löpande, dels genom särskilda uppdrag från regeringen, är att pröva tvister om anslutningsavgifter, publicera elcertifikatpriser och bevaka nätföretagens åtgärder för att förbättra elnätens känslighet för väderpåfrestningar.
Energimyndighetens tillsyn framöver kan också anses ha effekter för konsumenterna. Från och med 1 januari 2005 inrättas inom myndigheten Energimarknadsinspektionen med uppgift bl.a. att verka för att el- och gasmarknadernas funktion förbättras samt vara expertmyndighet avseende elhandelsfrågor. Myndigheten ser just nu över sina rutiner i syfte att stärka och tydliggöra en systematisk tillsyn av nätföretagen. Tillsynen av mätning och rapportering stärks väsentligt från 2005 och kommer att ske enligt en fastställd plan. Energimyndigheten avser också att öka informationssprid-
Effekter för konsumenterna SOU 2004:129
240
ningen, bland annat genom faktablad, lathundar och frekventa nyheter på webbplatsen. Vidare avser Energimyndigheten att under 2005 genomföra uppföljningar av nätbolagens mätvärdesrapportering i samband med leverantörsbyten och årliga mätaravläsningar.
6.3 En marknad under utveckling
Allt sedan elmarknadsreformen genomfördes 1996 har den utvärderats av flera utredningar, myndigheter och andra organisationer. I det här avsnittet följer en kortfattad sammanställning av problem som medfört negativa konsekvenser för konsumenterna och som identifierats av marknadsövervakare.
6.3.1 Elrådgivningsbyråns erfarenheter
Konsumenternas elrådgivningsbyrå inrättades år 2002 för att stärka konsumenternas ställning på elmarknaden. Till byrån har allmänheten möjlighet att vända sig med frågor och klagomål om elmarknaden. Under år 2003 hanterade Elrådgivningsbyrån ca 9 900 förfrågningar från konsumenter och hade ungefär 220 000 besök på sin webbplats. Dessa siffror har minskat något under år 2004. Genom kontakterna med konsumenter, kommunala rådgivare, elföretagen samt byråns huvudmän med flera har Elrådgivningsbyrån noterat ett antal generella konsumentproblem.
Ungefär hälften av totala antalet av byråns kontakter med allmänheten är förfrågningar till byrån om elpriser, möjligheter till olika avtal och leverantörsbyte på elmarknaden. Även om många konsumenter, i ljuset av de höga elpriserna under vintern 2002/2003, aktiverat sig sedan dess anser byrån att många konsumenter fortfarande är okunniga om det högre elpris de betalar som s.k. tillsvidarekunder, hur elmarknaden fungerar samt hur man praktiskt går tillväga för att få ett bättre elpris. Komplexiteten i elräkningen gör det också svårt för många att förstå vad som är priset för elenergin, dvs. det konkurrensutsatta priset.
Den andra hälften av kontakterna med allmänheten gäller klagomål. Det vanligaste klagomålet har varit utebliven årsavstämning. Bakgrunden förefaller enligt byrån vara utebliven avläsning, brister i kommunikationen av mätvärden eller i företagens faktureringssystem. Andra klagomål har bland annat gällt uteblivna prelimi-
SOU 2004:129 Effekter för konsumenterna
241
närfakturor, leverantörsbyten och skadeståndsfrågor. Få klagomål har noterats angående information om elavbrott eller tillhörande ersättningsfrågor.
Generellt sett har klagomålen till byrån om förseningar av leverantörsbyten minskat under 2003 i förhållande till föregående år. För 2004 har det skett ytterligare en viss minskning. Detsamma gäller klagomål på att två elleverantörer kräver konsumenten på betalning för samma tidsperiod. Vissa problem kvarstår dock. Klagomålen i samband med byte av elleverantör har bland annat gällt att ett byte genomförts senare än förväntat men att konsumenten inte fått information om att det skett och inte heller några fakturor från den nye leverantören. Byrån har även fortsatt mottagit klagomål över att det tar för lång tid att få en slutfaktura från den tidigare elleverantören efter ett leverantörsbyte. Ett nytt problemområde som byrån noterat är att bostadsföretag har börjat införa avgifter för sina hyresgästers eventuella åtkomst till elmätaren. I kontakter med byrån kan utredningen konstatera att ovan beskrivna situation ser likartad ut för 2004.
6.3.2 Konsumenten – i centrum eller i kläm?
I januari 2004 överlämnade Energimyndigheten en rapport till regeringen som ger en bild av konsumentens situation på elmarknaden.
1
Energimyndighetens övergripande slutsats i rapporten är
att det behövs förbättringar på flera områden. Myndigheten lyfter fram att det finns ett behov av att skärpa konsumentens ställning i de regelsystem som gäller för marknadens aktörer. Vidare bedömer myndigheten att det finns brister när det gäller företagens efterlevnad av regelsystemen. Det gäller såväl lagar och föreskrifter som allmänna avtalsvillkor. Slutligen anser myndigheten att förutsättningar att utöva en effektiv tillsyn över exempelvis nättariffer och anslutningsavgifter behöver förbättras.
Uttryckt i ett antal åtgärdsförslag framgick de områden där Energimyndigheten såg behov av att förbättra konsumenternas möjligheter att agera och bli bemötta på ett bra sätt. T.ex. föreslog myndigheten att ellagen bör ändras så att myndighetens förelägganden under tillsynsprocessen blir direkt verkställbara. Det skulle, enligt myndigheten, påskynda handläggningen av överklagade
1
Energimyndigheten ”Konsumenten - i centrum eller i kläm?
”, Elmarknadsrapport 2003:2.
Effekter för konsumenterna SOU 2004:129
242
beslut från myndigheten och förbättra konsumentens ställning på elmarknaden.
Energimyndighetens uppföljning av leverantörsbytesprocessen
Energimyndigheten har vid flera tillfällen genomfört uppföljningar av leverantörsbytesprocessen i syfte att belysa hur stort antal av de anmälda bytena som kunde genomföras på föreskrivet sätt. Uppföljningarna har gett en samlad bild av vad som har fungerat och inte fungerat vid leverantörsbytena och vilka förbättringar som har kunnat noteras när allt fler aktörer använder sig av det föreskrivna meddelandeformatet. Utredningen har genomfört en förnyad uppföljning liknande de tidigare i syfte att följa upp utvecklingen under våren 2004. Resultatet visar bl.a. att antalet leverantörsbyten har ökat kraftigt och andelen leverantörsbyten som sker på utsatt tid likväl som andelen rapporterade startmätarställningar är betydligt högre än vid tidigare genomförda undersökningar. Ett problem som kvarstår enligt de flesta elhandelsföretagen i undersökningen är att kvaliteten på de mätvärden som rapporteras av nätbolagen fortfarande är bristfällig. Ytterst drabbar detta problem elkonsumenten som får felaktiga räkningar.
2
6.3.3 Monopolmarknader i förändring
I en rapport som presenterades år 2004 pekar Konkurrensverket på vissa konkurrensproblem som det finns anledning att rikta uppmärksamheten på.
3
Enligt verkets uppfattning kan t.ex. en övergång
till mätning varje timme innebära att konsumenterna har möjlighet att reagera på en prisuppgång och anpassa sin förbrukning därefter, vilket bl.a. ger möjlighet till kostnadsminskningar. Detta skulle förbättra konkurrensen. Verket menar vidare att incitamentet att kapa topparna på elförbrukningen rimligtvis kommer vara som störst när priset är som högst, vilket oftast är fallet vid hård belastning av elnätet. Mätning av faktisk förbrukning torde också medföra en korrekt mätvärdesrapportering och förbättrade möjligheter att gå ifrån dagens modell med preliminär debitering. Detta skulle i sin tur ge förutsättningar för väsentligt enklare elräkningar. Dagens
2
Se vidare i rapport 3.
3 Konkurrensverket: ”Monopolmarknader i förändring”.
SOU 2004:129 Effekter för konsumenterna
243
elräkningar kan fortfarande anses som svårtolkade för de flesta elkonsumenter menar verket.
Oberoende Elhandlares syn på elfakturan
Enligt uppgifter från Oberoende Elhandlare har ca 1,5 miljoner elkunder i dag separata fakturor för nätavgifter respektive el. Det är dels de kunder som bytt elbolag samt de kunder hos kommuner som sålt sina elhandelsbolag, men behållit nätbolagen. Det innebär att det är ca 3 miljoner elkunder som samfaktureras, dvs. som får en räkning där både nätavgift och priset för el framgår.
För många kunder är elfakturorna svåra att läsa och förstå. Detta gäller inte minst när kunden erhåller en samlingsfaktura som innefattar både nätavgifter och elpris. Samlingsfakturor är vanliga när nätföretaget och elhandelsföretaget ingår i samma koncern. För att ytterligare förstärka tydligheten och möjligheten att förstå faktureringen bör, enligt Oberoende Elhandlare, en regel införas som innebär att nätavgifter och el faktureras separat för samtliga kunder. Fakturan blir då enklare för kunden och prisjämförelser underlättas eftersom elfakturan endast innehåller de kostnader som kunden kan påverka genom att vara aktiv på elmarknaden. En separerad fakturering skulle enligt organisationen tydliggöra elpriset och därmed sannolikt också leda till att fler kunder byter elleverantör och sänker sina kostnader för el.
6.3.4 Konsekvenser för konsumenter av nyligen konkurrensutsatta marknader
I december 2002 överlämnade Konsumentverket resultatet av en undersökning av elmarknadens funktion till regeringen.
4
Under-
sökningen gav klara indikationer att ordningen på elmarknaden var långt ifrån tillfredsställande. Kortfattat redovisas här några av de slutsatser och förslag som Konsumentverket lämnade till regeringen.
Ett av problemen på elmarknaden som Konsumentverket lyfte fram är svårigheter att göra prisjämförelser mellan olika leverantörer eftersom priserna anges på olika sätt – exklusive moms och
4
Konsumentverket: ”Konsekvenser för konsumenter av nyligen konkurrensutsatta
marknader – Elmarknaden”.
Effekter för konsumenterna SOU 2004:129
244
energiskatt, inklusive moms och skatt eller både/och. Verket påpekade att det var viktigt att elleverantörerna vidtar förbättringar när det gäller informationen om innebörden av de avtal som erbjuds och prisförändringar i löpande avtal.
Konsumentverket ville förbättra möjligheten till prisjämförelser mellan olika elleverantörer genom att införa krav på jämförpris på el i föreskrifterna. Ett jämförpris inkluderar allt som konsumenterna måste betala. Det som försvårar jämförelsen är de två olika elskatterna i landet. Konsumentverket ansåg därför att förslaget att överföra energiskatterna till nätavtalet är intressant av bl.a. denna anledning.
I kontakter med konsumenter kan Konsumentverket konstatera att många konsumenter tror att de genom att löpande betala de fakturor som elleverantörerna sänder ut har fullgjort sin betalningsplikt för elförbrukningen under den period som anges på fakturorna. När företaget sedan efter mätaravläsning skickar ut avstämningsfaktura för samma period uppfattas denna ibland som ett misstag eller t.o.m. som ett försök av företaget att ta ut dubbel avgift för en viss period. De redovisningar av förbrukning och priser som lämnas på elfakturorna är ofta så komplicerade att den genomsnittlige konsumenten knappast har någon möjlighet att förstå huruvida fakturan är riktig.
Riksdagen har fattat beslut om att den preliminärdebitering som sker i dag successivt skall ersättas av månadsvis avläsning av elmätare. Avsikten är att detta skall leda till att företagen debiterar konsumenterna för faktisk förbrukning. Det finns inte några regler som tvingar företagen att debitera konsumenterna för faktisk förbrukning, trots att de då kommer att ha tillgång till mätarvärden som möjliggör en sådan debitering. Systemet med preliminärdebiteringar medför att konsumenterna efter avläsning och avräkning kan drabbas av efterkrav på stora belopp som avser flera år. Detta förhållande borde ändras och ett efterkrav borde, enligt verket, preskriberas i princip efter ett år. Konsumentverket ansåg att månadsvis avläsning av elmätarna var bra, vilket således kommer att kunna bli en realitet från år 2009, men hyste tvivel om att preliminärdebiteringen kommer att avskaffas från elleverantörernas sida på frivillig väg. Om så inte sker bör lagstiftning övervägas, ansåg verket.
Ett stort antal problem förekom i samband med att konsumenterna bytte elleverantör såsom försening av bytet, dubbla elräkningar eller inga elräkningar alls på lång tid. Verket ställde sig positivt till förslag från branschen att i de allmänna avtalsvillkoren in-
SOU 2004:129 Effekter för konsumenterna
245
föra regler om ersättning till konsumenter för de olägenheter som orsakades av förseningar.
Konsumentverket ansåg att konsumenternas kunskaper om elmarknaden behövde förbättras. Fler informationsinsatser behövdes, gärna från mer opartiskt håll än från elleverantörerna själva, och informationen bör vara lättillgänglig och lättförståelig.
I kontakter med utredningen har Konsumentverket fört fram att negativ avtalsbindning förekommit när elleverantörer genom telefonförsäljning påstår att ett muntligt avtal har träffats. Elleverantören har därefter anslutit konsumenten till sig, trots att konsumenten inte anser sig ha ingått något avtal. Genom att elleverantören har den tekniska möjligheten att faktiskt flytta konsumentens anslutning kommer den konsument som inte reagerar på bekräftelsen att börja använda den nya leverantörens tjänst, trots att något verkligt avtal inte ingåtts. En konsument som inte har ingått något avtal skall inte behöva reagera på ett utskick från en elleverantör för att undgå att bli bunden. Konsumenten görs i sådant fall till avtalspart genom sin passivitet, så kallad negativ avtalsbindning.
Vid avtal på distans, såsom telefonförsäljning, tillämpas lagen (2000:274) om konsumentskydd vid distansavtal och hemförsäljningsavtal (distansavtalslagen). Enligt distansavtalslagen har konsumenten, efter att ha fått en bekräftelse med särskilt specificerad information, rätt att inom en 14-dagarsperiod ångra ett ingånget avtal. Det är inte tillräckligt, menar Konsumentverket, att konsumenten vid telefonförsäljning kan utnyttja sin ångerrätt enligt distansavtalslagen. Detta kräver att konsumenten aktivt kontaktar säljaren och meddelar sin önskan att ångra sig. Eftersom det krävs en aktiv handling från konsumenten för att komma ur det ingångna avtalet blir en passiv konsument ändå avtalspart. Efterlevnad av distansavtalslagen löser därför inte problemet med negativ avtalsbindning.
För att öka konsumentens trygghet kunde det vara en lösning att införa ett krav på skriftlig bekräftelse från konsumenten innan överflyttning av abonnemanget får göras. En sådan lösning innebär visserligen att det blir något krångligare att byta elleverantör, men det innebär också en större trygghet för konsumenterna att inte överföras till en ny operatör utan att uttryckligen ha begärt det. I samband med den skriftliga bekräftelsen finns det också en möjlighet för den konsument som så önskar att avsäga sig sin ångerrätt enligt distansavtalslagen. Den tid det tar att utföra leverantörsbytet
Effekter för konsumenterna SOU 2004:129
246
kan därigenom förkortas då ångerfristen inte måste avvaktas innan överföringen görs.
En term som allmänt tillämpas av elhandelsföretagen är ”elcertifikatavgift”. Med detta avses såväl det pris som företagen handlar in certifikaten för som de påslag de gör därutöver. Energimyndigheten har uppmärksammat Konsumentverket på att termen ”elcertifikatpris” skulle vara mer lämplig eftersom företagen är fria att sätta de priser de själva vill och det således inte enbart rör sig om en avgift. Konsumentverket delar Energimyndighetens uppfattning och har nu på sina webbsidor infört termen ”elcertifikatpris”.
Under 2004 har en uppföljning av utvecklingen ur ett konsumentperspektiv av tele- och elmarknaderna genomförts. Denna uppföljning rapporterades till regeringen i december.
6.4 Attitydundersökning om elmarknaden
Svenskt Kvalitetsindex tar med jämna mellanrum fram ett samlat index för varje bransch, baserat på konsumenternas faktiska bedömning av sin respektive leverantörs kvalitet, service och prisvärdhet. Regelbundna mätningar av kundnöjdhet och kvalitetsutveckling i näringsliv och offentlig sektor har genomförts sedan 1989. Elbranschen har analyserats två gånger. Den senaste undersökningen från Svenskt Kvalitetsindex presenterades i juni 2004.
5
Undersökningen visar att svenska folket är mindre nöjda med sina elleverantörer än med flertalet andra produkter och tjänster som studeras inom Svenskt Kvalitetsindex. Jämfört med den tidigare SKI mätningen av elbranschen från november 2003 har missnöjet med elleverantörerna ökat för alla storbolag. Svenska folket är medvetna om att elbolagen gör satsningar på service och tydlighet med informationen, men ser än så länge inga effekter för egen del av dessa. Det i sin tur innebär att förväntningarna ökat, medan uppfattning om de stora bolagens service har sjunkit markant. Prisvärdet upplevs som särskilt lågt för elbranschen.
6
Kommentarerna
kring dålig information och oklara fakturor är nästan lika vanliga som synpunkterna på höga priser. Sammanfattningsvis ger svenska folket sin elleverantör fortsatt lågt betyg jämfört med flertalet andra varor och tjänster som studeras i Svenskt Kvalitetsindex.
5
www.kvalitetsindex.se.
6
Frågor har ställts kring företagsimage, förväntningar samt upplevd kvalitet såväl kring
elleveransen som fakturering och annan kringservice i syfte att förklara hur prisvärd kunden anser att leveransen av elektricitet är.
SOU 2004:129 Effekter för konsumenterna
247
Den genomsnittliga kundnöjdheten för elbranschen är i år 57,5 enheter. Branschnivån är avsevärt lägre än motsvarande nivå för flertalet andra uppmätta branscher där genomsnittet ligger på drygt 65 enheter. Uppenbarligen är missnöjet stort bland de privata elkunderna i Sverige. Orsakerna till detta resultat är att man uppfattar erhållna tjänster och kringservice som långt ifrån prisvärda.
Resultaten i undersökningen som genomförts av Svenskt kvalitetsindex bekräftas av resultaten i en enkätstudie som genomförts av TEMO på uppdrag av branschorganisationen Svensk energi.
7
TEMO-undersökningen visar att 67 procent är positiva till elmarknadsreformen, men att elbranschen har klara förtroendeproblem. Andelen som är positiva till elbranschen är endast 19 procent vilket kan jämföras med 28 procent från en mätning som TEMO genomförde tidigare under året.
6.5 Branschen rapporterar om vissa framsteg
Elmarknaden har utvecklats och ut konsumenternas perspektiv förbättrats stegvis. De problem som redovisats i föregående avsnitt har sannolikt bidragit till att förtroendet för elmarknaden är mycket lågt. Elbranschen har insett att det finns problem och i vissa delar påbörjat åtgärder för att återvinna kundernas förtroende genom branschorganisationen. I följande avsnitt redovisas ett urval av dessa samt några av resultaten.
Konsumenternas elrådgivningsbyrå
Som nämnts ovan har det inrättats en elrådgivningsbyrå för konsumenter. Byrån inrättades år 2002 för att stärka konsumenternas ställning på elmarknaden. Branschorganisationen Svensk energi är, tillsammans med Energimyndigheten och Konsumentverket, en av huvudmännen.
7
TEMO: ”Byte av elleverantör – Den svenska marknaden efter elmarknadsreformen”,
Hösten 2004, T-110698.
Effekter för konsumenterna SOU 2004:129
248
Allmänna avtalsvillkor
I april 2004 kom branschorganisationen Svensk Energi och Konsumentverket överens om innehållet i de Allmänna avtalsvillkoren för försäljning och överföring av el till konsument.
8
Ett antal
förbättringar har genomförts som innebär förstärkt rätt för kunden.
Avläsning av elmätarna skall ske med som mest tolv månaders mellanrum. Konsumentverket m.fl. har noterat att branschen haft svårigheter att leva upp till detta. De nya avtalsvillkoren har i viss mån förbättrat konsumenternas ställning härvidlag. I villkoren har en bestämmelse införts som innebär att fakturan för den avstämda perioden skall baseras på de verkliga priser som tillämpats under tiden sedan föregående avläsning skett.
I de allmänna villkoren har även införts en rätt för kunden att få kostnads- och räntefri avbetalning. Utöver detta har en särskild överenskommelse om påföljd vid försenad avläsning träffats mellan Svensk Energi och Konsumentverket.
Beträffande försenade leverantörsbyten gäller numera att den aktör som kunden först vänder sig till – vare sig det är nätägaren eller elleverantören – får en utredningsskyldighet i det enskilda fallet. För kunden skall det räcka med en kontakt. Den som kunden vänder sig till skall inom 14 dagar ha gjort erforderlig utredning och återkommit till kunden med besked om vad som orsakat felet. Den som förorsakat förseningen skall ersätta kunden för detta. Det kan exempelvis handla om att det försenade leverantörsbytet lett till att kunden därigenom tvingats betala ett högre elpris till sin tidigare elleverantör. Kunder som lidit skada till följd av försenat leverantörsbyte har rätt till 100 kronor i ersättning. För att få ersättning med högre belopp måste kunden styrka skadan och dess storlek.
Kundombudsfunktion
Införandet av kundombud kan vara ett viktigt steg i det förtroendebyggande arbetet inom elbranschen, speciellt för de större medlemsföretagen. För de företag som vill införa kundombud finns en vägledning framtagen av Svensk energi, tillgänglig på organisationens webbplats.
8
EL 2004 K respektive NÄT 2004 K.
SOU 2004:129 Effekter för konsumenterna
249
Företagen C4 Energi, Vattenfall, Sydkraft, Fortum och Öresundskraft är de som hittills har infört kundombud.
Problemidentifiering
I syfte att förbättra för kunden har branschorganisationen genomfört en förstudie för att utifrån kundens behov och upplevelser av elmarknaden identifiera och föreslå förbättringar som kan genomföras gemensamt av branschen. Studien pekade ut följande fem områden som kan förbättras:
• Komplettera regelverk och förbättra efterlevnaden av detsamma
• Förbättra informationsflödet mellan aktörer
• Skapa förutsättning för fungerande månadsavläsning
• Standardiserad fakturainformation
• Standardiserad kundinformation
De fem områdena har blivit utgångspunkter för fortsatt arbete under hösten 2004 och skall slutredovisas i december. Först därefter avgörs hur genomförande och uppföljning av förslagen kommer att ske.
Rekommendationer att använda månadsavlästa värden
Svensk Energi rekommenderar sina medlemmar att nätföretag skall tillhandahålla månadsavlästa mätvärden till elleverantörerna även före reformens ikraftträdande 1 juli 2009, samt att elhandelsföretag skall använda dessa värden vid debitering till kund.
Etiska riktlinjer
Svensk Energi har under året utrett formerna för att komplettera etiska riktlinjer med ett etiskt råd. Syftet är bl.a. att övervaka efterlevnaden av de etiska riktlinjer som branschen antog för fyra år sedan. Målsättningen är att under första kvartalet 2005 återkomma med närmare besked om bildandet av ett etiskt råd för elbranschen.
Effekter för konsumenterna SOU 2004:129
250
6.6 Prisutvecklingen
De flesta konsumenter påverkades relativt lite av elmarknadsreformen fram till 1 november 1999, som nämnts inledningsvis. I följande avsnitt analyseras därför prisutvecklingen för konsumenterna med början år 2000. Redovisningen av priser avser, om inget annat anges, fasta priser med KPI i januari 2000 som bas.
9
Den sammanlagda elkostnaden för hushåll kan delas upp i kostnader för:
• elenergi
• nät
• elcertifikat
• skatter (energiskatt och moms)
Priset för elenergi kan konsumenten påverka genom att byta leverantör och omförhandla priset. Både nättariffen och elenergipriset består av en fast och en rörlig del som påverkas av hur mycket el som konsumenten förbrukar.
10
Figur 6.1 visar fördelningen mellan
de olika posterna i hushållens elräkning för en eluppvärmd villa i södra Sverige från år 2000 fram till år 2004. Priserna anges i nominella termer för en konsument med tillsvidarepris.
9
Årsmedeltalet för 2004 är beräknat till 106,94 i enlighet med Konjunkturinstitutets
skattning.
10
Konsumenten kan således även påverka sin kostnad genom att förbruka mindre el.
SOU 2004:129 Effekter för konsumenterna
251
Figur 6.1 Prisutvecklingen för en konsument med eluppvärmd villa mellan åren 2000–2004 angiven i 2000 års priser
Källa: Statistiska centralbyrån.
Kostnaden för elenergi motsvarar cirka 40 procent av elräkningen samt 40 procent energiskatt och moms, medan nätavgiften motsvarar knappt 20 procent. Kostnaden för elcertifikat uppgår till ungefär 2 procent.
11
I följande avsnitt analyseras de olika delarna av
totalkostnaden.
6.6.1 Elenergipriset
Efter elmarknadsreformen kan konsumenter teckna olika former av avtal. Konsumenter som varken har bytt elleverantör eller omförhandlat priset med sin elleverantör får i regel tillsvidarepris. För de konsumenter som varit aktiva på den fria elmarknaden finns flera avtalsformer. Rörligt pris innebär att konsumentens elpris kopplas till spotpriset på Nordpool. Med fastprisavtal binder konsumenten sitt elpris under en bestämd period, vanligtvis 1 – 3 år. Under avtalsperioden kan konsumenten inte utan kostnad byta leverantör eller avtalsform. Tabell 6.1 visar hur elleverantörernas kunder fördelas i procent beroende på vilken avtalsform de har.
11
Energimyndigheten: ”Energimarknad 2004”.
0,0 20,0 40,0 60,0 80,0 100,0 120,0 140,0
2000 2001 2002 2003 2004
Moms Skatt Elcertifikatpris Nätavgift Elenergipris
Effekter för konsumenterna SOU 2004:129
252
Tabell 6.1 Elleverantörernas kunder fördelade per avtalsform mellan åren 2001–2000 (%)
Tillsvidarepris Rörligt pris 1-årsavtal 2-årsavtal 3-årsavtal 2001 65,1 1,9 19,9 9,4 3,6 2002 63,7 2,2 16,6 10,4 7,2 2003 65,2 2,8 11,4 9,2 11,4 2004 58,1 4,0 13,7 8,5 15,7
Källa: Statistiska centralbyrån.
Majoriteten av konsumenterna har fortfarande tillsvidarepris. Denna andel tycks dock minska över tiden.
Ett förväntat resultat vid elmarknadsreformens genomförande var lägre priser för de konsumenter som utnyttjar möjligheterna att omförhandla avtal med sina leverantörer eller byta leverantör. I figur 6.2 redovisas prisökningen mellan åren 2000–2004 för konsumenter beroende på vilken avtalsform som tecknats. Prisutvecklingen per avtalsform är ett vägt medelvärde för samtliga konsumenter.
12
Det bör noteras att prisförändringar endast påverkar de
kunder som tecknar nya kontrakt.
12
Lägenhetskunder står för 35,2 %, villa med eluppvärmning 49,2 % och villa utan eluppvärmning 15,6 % av dessa tre typkunders sammanlagda konsumtion angivet i kWh.
SOU 2004:129 Effekter för konsumenterna
253
Figur 6.2 Prisutvecklingen för konsumenter med olika avtalsformer mellan åren 2000–2004
Källa: Statistiska centralbyrån/egna bearbetningar.
Prisnivån har stigit för samtliga konsumenter oavsett avtalsform. Figuren bekräftar dock att det har varit lönsamt för konsumenter i allmänhet att inte ha tillsvidarepris och kortsiktigt förenat med vissa risker att ha rörligt pris. För en närmare analys av vilka konsumenter som fått högre prisökningar än andra delas dessa upp efter förbrukning per år. Lägenhetsinnehavare, villakunder med elvärme och villakunder utan elvärme representerar olika förbrukningsnivåer.
13
Tabellen visar ökningen i öre/kWh mellan åren 2000
och 2004 samt hur många procent detta motsvarar baserat på utgångspriserna år 2000. Tabellen är uppdelad i avtalsformer och typkunder.
13
Lägenhet motsvarar en årlig förbrukning kring 2000 kWh, villa utan elvärme 5000 kWh och villa med elvärme 20 000 kWh.
0 10 20 30 40 50 60 70
2000 2001 2002 2003 2004
Ör e/k W h
Avtal om rörligt pris 1-årsavtal 3-årsavtal tillsvidareprisavtal
0 10 20 30 40 50 60 70
2000 2001 2002 2003 2004
Ör e/k W h
Avtal om rörligt pris 1-årsavtal 3-årsavtal tillsvidareprisavtal
Effekter för konsumenterna SOU 2004:129
254
Tabell 6.2 Ökningen av elenergipriser (exkl. nät, skatt och elcertifikat) 1 januari år 2000 respektive år 2004 för olika typkunder i 2000 års priser
Tillsvidarepris Rörligt pris 1-årsavtal 3-årsavtal
Typkund öre/kWh % öre/kWh % öre/kWh % öre/kWh %
Lägenhet 26 102 14 55 19 81 17 68 Villa utan elvärme 24 102 12 57 18 91 15 74 Villa med elvärme 23 106 11 58 17 97 15 81
Källa: Statistiska centralbyrån/ egna bearbetningar.
Lägenhetskunderna har haft den största ökningen räknat i öre/kWh. Villakunder med elvärme är den konsumentgrupp som har haft högst prisökningar procentuellt sett. De redovisade prisökningarna påverkar endast den del av konsumenternas elräkning som utgörs av elenergi. Som nämnts inledningsvis motsvarar elenergipriset omkring 40 procent av hushållens elräkning.
I konsumenters elenergipris ingår elleverantörens inköpspris och en handelsmarginal. Handelsmarginalerna räknas ut som den genomsnittliga intäkten för all elförsäljning till slutkund minus genomsnittlig inköpskostnad för inköpt el.
14
En elhandlare gör sina inköp på råkraftmarknaden. I kapitel 2 har utredningen konstaterat att de faktorer som har störst påverkan på prisbildningen på råkraftmarknaden är hydrologiskt läge och temperatur. Priserna har varierat kraftigt de senaste åren.
15
Åren
innan schablonreformen infördes var tillrinningen i vattenmagasinen hög, vilket skapade låga priser för konsumenterna. Sedan dess har underskott i vattenmagasinen drivit upp priserna.
16
Detta
förklarar till stor del de stora prisökningarna för konsumenterna.
Elleverantörens handelsmarginaler är den andra faktorn som påverkar priset på elenergi för slutkonsumenterna. Ökande handelsmarginaler kan vara en indikation på bristande konkurrens inom
14
Underlaget till beräkningen utgörs av officiell statistik (SCB , SM serie EN 11, Årlig el -, gas- och fjärrvärmestatistik totalundersökning ) där alla elhandlare bl.a. lämnar uppgifter om sina elförsäljningar och elinköp.
15
Värt att notera är att den officiella statistiken mäter per den 1 januari varje år. Januari kan skifta kraftigt i temperatur vilket kan bidra till kraftigare svängningar i de redovisade priserna från år till år.
16
SCB:s statistiska meddelanden EN 17 för åren 2000–2004.
SOU 2004:129 Effekter för konsumenterna
255
elhandel. Det är dock inte självklart eftersom det kan finnas ett behov av större marginaler hos elhandlarna för att ta betalt för de risker som elhandeln innebär. Utredningen har inte tillgång till underlag för att bedöma vilken nivå som kan betraktas som rimlig. Energimyndigheten har vid flera tillfällen beräknat handelsmarginaler för olika typhushåll.
17
Figur 6.3 visar handelsmarginalernas
utveckling under åren 1996 – 2002 angiven i rörliga priser.
18
Figur 6.3 Handelsmarginalernas utveckling mellan åren 1996–2002
Källa: Energimyndigheten 2004: ”Energiindikatorer - för uppföljning av Sveriges energipolitiska mål”.
Under perioden före schablonreformen 1999 finns exempel på både ökande och minskande handelsmarginaler. Den långsiktiga trenden under denna period var dock att handelsmarginalen ökade. Från 2000 till 2002 sker en kraftig minskning av handelsmarginalen, från ca 3 öre/kWh till mindre än 1 öre/kWh. Sett över hela perioden 1996–2002 har handelsmarginalerna minskat för elhandelsföretagen. En orsak till detta kan enligt Energimyndigheten vara ökad konkurrens på marknaden.
17
Här redovisas resultat från den senaste rapporten ”Energiindikatorer – för uppföljning av Sveriges energipolitiska mål”, Energimyndigheten 2004.
18
Handelsmarginalerna är beräknade som totala intäkter från försäljning av inköpt el till slutkund i förhållande till kostnad för inköpt el, motsvarande respektive företags genomsnittskostnad för inköpt el.
0 0,5
1 1,5
2 2,5
3 3,5
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
ör e/ kW h
Effekter för konsumenterna SOU 2004:129
256
Som underlag för sin årliga, problemorienterade uppföljning av elmarknaden har Energimyndigheten givit ECON i uppdrag att belysa bl.a. hur elhandelsföretagens handelsmarginaler har utvecklats under 2002.
19
Inom ramen för uppdraget har ECON genom-
fört intervjuer med elhandelsföretag.
20
Många av företagen menar att det är svårt eller inte meningsfullt att beräkna handelsmarginaler för sin elförsäljning. Detta förklaras, enligt ECON, bl.a. av att företaget kan ha en mängd olika typer av avtal såväl för försäljningen som för inköpen av el, som dessutom kan ha ingåtts vid varierande tidpunkter och till varierande prisnivåer. Förutom detta menar flera av de intervjuade att marknadens elhandelsföretag totalt sett utgör en alltför heterogen skara för att det skall vara meningsfullt att jämföra deras handelsmarginaler.
Omkring hälften av företagen menar dock att handelsmarginaler som skattas utifrån Nord Pools priser är ett användbart, om än något trubbigt, mått för att jämföra olika elhandelsföretags förutsättningar.
6.6.2 Nättariffen
En nättariff definieras i ellagen som ”avgifter och övriga villkor för överföring av el och för anslutning till en ledning eller ett ledningsnät”.
21
Tariffen består oftast av en fast och en rörlig del. Den fasta
delen varierar med säkringens storlek eller den “abonnerade effekten” Den rörliga delen varierar med förbrukningen, vilket normalt räknas i öre per förbrukad kWh. Fördelningen mellan den fasta och den rörliga avgiften varierar mellan nätföretagen.
22
Energimyn-
digheten är den myndighet som skall bevaka att nätföretagens nättariffer är skäliga. Figur 6.4 visar nättarifferna utveckling för olika konsumentgrupper.
19
Energimyndigheten: ”Handelsmarginaler och förutsättningar i elhandel – Uppdaterad januari 2003”.
20
Undersökningen har omfattat 16 elhandelsföretag. Bland de intervjuade företagen finns representation för bl.a. elhandelsföretag som ingår i koncerner med egen produktion, elhandelsbolag som har tecknat partneravtal e.d. med ett större producentföretag, samägda elhandelsföretag som ofta utgör en sammanslagning av flera fristående elhandlare i ett gemensamt elhandelsbolag, och elhandelsföretag som är helt fristående.
21
Ellagen 1 kap. 5 §.
22
Energimyndigheten: ”Utveckling av nätavgifter 1997–2004”.
SOU 2004:129 Effekter för konsumenterna
257
Figur 6.4 Utveckling av nättariffer (exkl. skatt) 1 januari åren 2000– 2004 i 2000 års priser
Källa: Statistiska centralbyrån.
Priserna på nättjänst har varit stabila sedan år 2000. Redovisat i reala termer har tarifferna sjunkit inledningsvis för att sedan öka något. För hushållskunder var årskostnaden för en lägenhet i medeltal 906 kronor under år 2003. I kategorin villa utan elvärme var motsvarande medeltal 2002 kronor och för en villa med elvärme 4 416 kronor.
23
23
Statistiska centralbyrån, EN17SM0401.
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50
2000 2001 2002 2003 2004
ör e/ kW h
Lägenhet Villa utan elvärme Villa med elvärme
Effekter för konsumenterna SOU 2004:129
258
6.6.3 Elcertifikatpriset
Fr.o.m. den 1 maj 2003 betalar hushållen för elcertifikat. Villkoren för konsumenten i elcertifikatsystemet sätts av elleverantörerna. Storleken på kostnaden är inte reglerad och skiljer sig därför åt mellan elleverantörerna.
Figur 6.5 visar att det genomsnittliga priset till konsumenter varit ca 3 öre/kWh inklusive moms under 2004. Medelpriset för 2003 var något lägre.
Figur 6.5 Rörligt elcertifikatpris till hushållskunder (exkl. eventuell fast avgift)
Källa: Montel Powernews/ Energimyndighetens bearbetningar.
Den 1 juli 2004 började elleverantörerna rapportera in priser som konsumenter betalar för elcertifikat till Energimyndigheten. Priserna presenteras på myndighetens webbplats vilket medför att alla konsumenter kan se hur mycket de betalar och vad andra leverantörer tar betalt. De elcertifikatpriser elleverantörerna tar ut gentemot elanvändarna reflekterar de relativt höga prisnivåer som etablerats i handeln på elcertifikatmarknaden. Den kostnad som elcertifikaten utgör är en liten del av konsumenternas totala elkostnad. För en villa med elvärme, 20 000 kWh/år, utgör elcertifikatkostna-
0 1 2 3 4 5
2/2003 3/2003 4/2003 1/2004 2/2004 3/2004 4/2004
kvartal/år
ör e/ kW h ( in kl . m om s)
Max Min Medel Median
SOU 2004:129 Effekter för konsumenterna
259
den cirka 2,4 % av total elkostnad, vilket motsvarar ungefär 500– 600 kronor per år.
I en rapport till regeringen rekommenderar Energimyndigheten bl.a. att priset för elcertifikat skall ingå i elpriset.
24
På det sättet
ökar kostnadseffektiviteten samt enkelheten för konsumenterna i elcertifikatsystemet och på elmarknaden i stort. En av fördelarna med detta alternativ, som lyfts fram av myndigheten, är att kostnaden för elcertifikat ingår i elpriset, som redan är konkurrensutsatt. Vidare kan en konsument lättare jämföra de olika priserna hos elleverantörerna samt i avtal binda upp både elpris och kostnaden för elcertifikat. Fakturan får en post mindre vilket underlättar konsumentens möjligheter att läsa och förstå fakturan.
6.6.4 Skattskyldigheten för energi
Utredningens förslag: Elleverantörernas roll som skattskyldiga för leveranser till elanvändarna tas över av nätinnehavarna.
Den gröna skatteväxling som inleddes 1990/91 innebar att skatter på energi höjdes och att inkomsterna användes till att sänka skatter på arbete. Syftet med skatteväxlingen är att uppnå miljömålen genom ökad miljöstyrning via skattesystemet. Framför allt är det koldioxidskatten som har ökat av de miljörelaterade skatterna. Samtidigt som koldioxidskatten har höjts har även energiskatten ökat. En mycket stor andel av prisökningarna för elkonsumenterna kan förklaras av ökade energiskatter.
Energiskatt tas ut på elenergi och uppgår för närvarande till 18,1 öre/kWh för norra Sverige och 24,1 öre/kWh för övriga delar av landet. Den generella skattenivån höjdes från 15,1 till 16,2 öre per kWh när schablonreformen genomfördes 1999. Därefter har den således stigit med närmare 65 procent.
År 1990 infördes moms på det totala elpriset. Effekten av energiskattehöjningar förstärks således av att moms tas ut på elskatten. Prisökningarna på de övriga posterna på elräkningen har inneburit att momsen ökat från 14,7 öre/kWh till 24,2 öre/kWh, vilket motsvarar en 50 procentig ökning.
Enligt de nuvarande reglerna i lagen (1994:1776) om skatt på energi (LSE) finns flera kategorier skattskyldiga för elskatt.
24
Energimyndigheten: ”Översyn av elcertifikatsystemet – delrapport etapp 2”, 2004.
Effekter för konsumenterna SOU 2004:129
260
Huvudregeln är att de som levererar skattepliktig el är skattskyldiga, alltså elleverantörerna. Det finns ytterligare några grupper skattskyldiga, bl.a. för att särskild användning av el skall kunna beskattas.
Skattenedsättningskommittén (SNED) behandlade i sitt betänkande ”Svåra skatter!” (SOU 2003:38) frågan om att överföra skattskyldigheten från elleverantörerna till nätinnehavarna. Frågan behandlades mot bakgrund av ett par skrivelser med begäran om ändrade regler. De motiv som framfördes för en förändring var bl.a. att det med dagens system är nätföretagen som har laglig skyldighet att mäta uttaget av el i uttagspunkterna inom nätområdet. Elkunder kan för samma uttagspunkt välja flera leverantörer, t.ex. en som levererar baslast och en annan som levererar resterande el. Med dagens system innebär detta att flera leverantörer skall sköta skatteuppbörden för samma uttagspunkt. Vidare påpekades det att elfakturorna skulle bli tydligare för kunderna som därigenom får ökade möjligheter att ifrågasätta sitt elhandelspris. För industrikunder m.fl., som är undantagna från elskatt, skulle en förändring innebära fördelen att de vid byte av elbolag skulle slippa en ny prövning av skattebefrielsen.
SNED instämde med dessa synpunkter och ansåg sammanfattningsvis att nätinnehavarna är de aktörer som har all information som är av betydelse för att elskatten skall bli rätt redovisad till staten. Det är därför också naturligt att dessa aktörer tar över rollen som skattskyldiga. Därför föreslog kommittén en ändring av LSE innebärande att skattskyldigheten förs över från elleverantörerna till nätföretagen.
Skattenedsättningskommitténs förslag bereds för närvarande i Regeringskansliet. Utredningen vill understryka att det är mycket angeläget att detta förslag genomförs. Det viktigaste motivet för förändringen är att kunden genom förändringen skulle få en tydlig elfaktura. Elhandelsbolagen skulle enbart fakturera de konkurrensutsatta delarna av kundernas kostnader för elen, dvs. el- och elcertfikatpriserna.
Det skall påpekas att den föreslagna förändringen av skattskyldigheten är av administrativ/teknisk natur och inte innebär någon egentlig förändring av skattesatser eller beskattningsobjekt. Enligt utredningens mening bör därför detta förslag kunna behandlas med förtur och beslutas vid sidan om det samlade energiskatteförslaget.
261
7 Centralt anläggningsregister
Ett begrepp som diskuterats mycket under senare tid är ett ”centralt anläggningsregister” eller ”nationellt anläggningsregister”, som i princip används för att beteckna samma typ av funktion. I det följande kommer vi att använda begreppet centralt anläggningsregister. Det finns ingen entydig definition av begreppet eller av vad ett sådant register skall och bör omfatta vad gäller innehåll och funktion. Den minsta gemensamma nämnaren i diskussionen är att ett sådant register skall innehålla information om samtliga elektriska uttagspunkter (anläggningar) i Sverige.
7.1 Vilka problem kan lösas?
Även om den svenska elmarknadens funktion har förbättrats under senare år finns det fortfarande ett antal områden som behöver utvecklas för att säkerställa en framtida god funktion och därmed höja allmänhetens förtroende för den konkurrensutsatta elmarknaden. I de föregående kapitlen om elhandel och konsumentens ställning på marknaden har ett antal frågeställningar berörts. De problem som förekommit på marknaden har, enligt de senaste av Svensk Energi genomförda TEMO-undersökningarna, lett till att konsumenternas förtroende för elmarknaden är lågt. Syftet med ett centralt anläggningsregister är att förbättra marknadens funktionalitet så att kundens vardagliga möte med elbranschen flyter mer friktionsfritt.
Ett centralt anläggningsregister har potential att lösa eller förbättra hanteringen av ett stort antal frågor, t.ex. konsumenternas leverantörsbyten, men det skulle även på annat sätt kunna bidra till förbättringar av marknadens funktionalitet. Ett register kan underlätta fastställandet av anläggningars identitet och bidra till att säkerställa vilka kunder som hör ihop med vilken anläggning. Ett register kan även förbättra kommunikationen mellan marknadens
Centralt anläggningsregister SOU 2004:129
262
aktörer och förbättra informationen till kunderna t.ex. genom att innehålla information om när ett byte är genomfört. Vilken nytta ett register medför beror på dess specifika utformning.
Ett syfte med ett centralt anläggningsregister är att underlätta identifikationen av de anläggningar som i dag finns registrerade i de register som hålls av marknaden aktörer. Ett centralt anläggningsregister bör alltså leda till att den information som hanteras blir mer korrekt och kundernas byten bör därmed kunna genomföras mer friktionsfritt.
Figur 7.1 ger en översiktlig bild över potentiella förbättringar som skulle kunna nås genom att införa ett centralt anläggningsregister. Vilka förbättringar som skulle kunna uppnås styrs av utformningen och omfattningen av registret. I avsnitt 7.2. följer en schematisk beskrivning av olika utformningar av ett sådant register. Därefter diskuteras förutsättningarna för de olika versionerna av anläggningsregister.
SOU 2004:129 Centralt anläggningsregister
263
Figur 7.1. Potentiella förbättringar genom införandet av ett centralt anläggningsregister
Aktör Potentiella förbättringar
Kunden
• Snabbare och säkrare byten
• Större andel byten genomförs i tid
• Den upplevda byteskostnaden minskar
• Kundens faktura kan snabbare avspegla faktiska förhållanden
Elleverantör
• Snabbare och säkrare byten
• Minskad manuell utredning/korrigering av uppgifter
• Minskat kommunikationsbehov med kund ang. kundidentitet och anläggningsidentitet
• Bättre information om tillkommande respektive förlorad kund och anläggning
• Mer korrekta kundfakturor
• Mer korrekt avräkning mot balansföretag
Nätägare
• Mindre felaktig information rörande byten
• Korrekt information om byten förbättrar redovisningen av mätarställningar till elleverantörerna
• Redovisningen av preliminära andelstal till elleverantörer, balansföretag och Svenska kraftnät blir mer korrekt
• Minskad manuell utredning/korrigering av uppgifter
Balansföretag
• Erhåller mer korrekta andelstal vilket ger förbättrade förbrukningsprognoser.·
• Mindre balanskraft hos Svenska kraftnät.
• Bättre avräkningar mot Svenska kraftnät.
• Bättre avräkningar mot elleverantörerna.
Svenska kraftnät
• Snabbare avräkning av balanskraft om nätägarens grunddata är korrekt.
Energimyndigheten
• Förbättrad underlag för tillsyn
• Resurseffektivisering över tiden
Marknaden som helhet
• Mer aktiva konsumenter förbättrar marknadens funktion
• Förbättrat förtroende för marknadens funktion
Centralt anläggningsregister SOU 2004:129
264
7.1.1 Svårigheter att fastställa anläggningars identitet och vilka kunder som hör ihop med anläggningen
I Sverige finns i dag drygt 200 elnätbolag och ca 100 elhandelsföretag. Deras anläggnings- och kundregister är inte koordinerade. Det förekommer ingen nationell samordning av registren eller hur de enskilda anläggningarna skall betecknas. Varje nätföretag skapar därmed sin egen nummerserie för sina anläggningar. Avsaknaden av ett gemensamt system för unika anläggningsidentiteter har givit upphov till problem.
Varje geografiskt nätområde har en egen områdesidentitet, likt ett riktnummer på telemarknaden, som tillsammans med anläggningsidentiteten skall identifiera samtliga anläggningar i Sverige. Beteckningarna på de geografiska områdena kan ändras över tid, t.ex. i samband med att ett område byter ägare och/eller slås samman med ett annat område. Detta kan leda till att samma sifferkombination förekommer mer än en gång, och till att flera anläggningsidentiteter åsatts samma anläggning, vilket ökar riskerna för förväxling av anläggningar särskilt vid sammanslagning av områden. Genom att det kan vara oklart vilken anläggning som avses försämras t.ex. elhandelsföretagens möjligheter att upptäcka om rätt anläggning förs till rätt kund vid leverantörsbyten.
Det förekommer även olikheter när nätföretag och elhandelsföretag registrerar anläggningars och kunders uppgifter t.ex. i form av variationer i stavning och förkortningar. Även detta försvårar för elhandelsföretagen vad gäller deras möjligheter att genomföra ett byte på ett snabbt och enkelt sätt.
Branschorganisationen Svensk Energi har låtit göra en undersökning om leverantörsbytesprocessen. Svensk Energi konstaterade att den vanligaste orsaken till de försenade leverantörsbytena är att anläggningsidentiteten inte är korrekt. Av undersökningen framgick vidare att 25–30 % av mätvärdesrapporteringarna i samband med leverantörsbyten inte genomförs i tid.
Utredningen har uppdragit åt ECON att genomföra en uppföljning av leverantörsbytesprocessen i maj 2004.
1
21 elhandelsföretag
deltog i undersökningen. ECON konstaterade att antalet leverantörsbyten ökat kraftigt.
2
Även andelen leverantörsbyten samt an-
delen rapporterade mätarställningar i samband med leverantörs-
1
ECON: ”Uppföljning av leverantörsbytesprocessen m.m. maj 2004”, Rapport 3.
2
Ett av elhandelsföretagen stod för 60 procent av bytena, vilket i någon mån kan ha sned-
vridit undersökningsresultaten.
SOU 2004:129 Centralt anläggningsregister
265
bytena som sker på utsatt tid har ökat. De flesta elhandelsföretagen ansåg dock att ett kvarstående problem är kvaliteten på de av nätbolagen rapporterade mätvärdena.
Ett försenat leverantörsbyte kan leda till flera konsekvenser för de berörda kunderna och de övriga aktörerna och även medverka till en förtroendeförlust för den avreglerade marknaden. I de fall dessa förseningar beror av svårigheter att korrekt identifiera en enskild anläggning skulle införandet av en unik anläggningsidentitet bidra till att minska problemen.
7.1.2 Bristande kommunikation mellan aktörerna
Enligt Energimyndighetens föreskrifter och allmänna råd om mätning, beräkning och rapportering om överförd el (STEMFS 2001:3) skall vissa uppgifter sändas elektroniskt i meddelandeformatet EDIEL. Företagen skall därmed kunna sända och ta emot meddelanden i EDIEL-formatet. För närvarande kommunicerar elhandlare och nätföretag med varandra genom olika IT-lösningar. Utredningen har erfarit att det förekommer brister i företagens användande av meddelandeformatet EDIEL. Viss hantering sker även manuellt och det förekommer ett antal kombinationer av metoder för informationsöverföring mellan de olika IT-systemen. ECON har i tidigare uppföljningar av leverantörsbytesprocessen noterat att ett av de största problemen som noterades hos företagen vara att elektronisk kommunikation vid leverantörsbyten ännu inte användes enligt föreskrifterna.
3
Den information som skickas mellan nätföretag och elleverantörer ligger till grund för fungerande leverantörsbyten, korrekta elräkningar samt elleverantörernas möjligheter att förutspå sina kunders förbrukning och köpa in rätt mängd el. Energimyndigheten har genomfört enkäter och intervjuer med elhandlare.
4
Resultaten
bekräftar att det finns stora problem med mätvärdesrapporteringen mellan aktörerna.
Exempel på problem som kan uppstå till följd av bristande rapportering är t.ex. försenade, felaktiga eller ej genomförda leverantörsbyten och rapportering av mätvärden, olika uppgifter om elförbrukning på el- respektive nätfakturorna, bristande historik/spårbarhet som försvårar ett klargörande av var eventuella problem
3
Se rapport 3.
4
SKOP, Skandinavisk opinion ab ”Rapport till Energimyndigheten” Juni – augusti 2003.
Centralt anläggningsregister SOU 2004:129
266
uppstått, kostsamma manuella rutiner för att korrigera fel, kostsamma uppdateringar av programvaror, avstämningsförluster och brister i kundkommunikationen.
7.2 Omfattning och utformning av ett centralt anläggningsregister
Ett centralt anläggningsregister kan utformas på olika sätt. Det kan utgöras av allt från en förteckning över samtliga anläggningsidentiteter till en väl utbyggd kommunikationscentral med möjligheter att utväxla en stor mängd information. Samtliga förslag som diskuteras utgår från en central förteckning över samtliga anläggningsidentiteter. Nedan redovisas exempel på vad ett centralt anläggningsregister skulle kunna omfatta beroende på vilken nivå man väljer att lägga registret.
Figur 7.2. Exempel på vad ett centralt anläggningsregister kan omfatta
Nivå Innehåll Kommentar Central register över anläggningsidentiteterna
• AnläggningsID
• Unika anläggningsID
Anläggningsregister med information om kund, nätföretag och elleverantör
• AnläggningsID
• Kundidentitet
• Nätföretag
• Elleverantör
• Ev. balansansvarig
• Unika identiteter för samtliga objekt/aktörer
Anläggningsregister som kommunikationscentral
• AnläggningsID
• Nätföretag
• Elleverantör
• Mätdata
• Ev. kundID
• Ev. kontrollfunktion
• Ev. beräkningsmoduler
• Mätdata och övrig information skickas via registret till/från elleverantörer och nätföretag.
• Registret kan registrera och spara information om sända meddelanden
• Olika beräkningsmoduler
5
kan
kopplas till registret.
5
Såsom beräkningsmoduler för förluster i nätområden, andelstal, nationell balansavräkning,
avräkning mellan balansföretag och elleverantör samt fakturering av kunder.
SOU 2004:129 Centralt anläggningsregister
267
Det tredje alternativet, anläggningsregister som en kommunikationscentral, kan även byggas ut med ett stort antal funktioner som inte är direkt relaterade till just anläggningsidentiteterna.
7.2.1 Anläggningsregister med enbart anläggningsidentitet
Syftet med en förteckning som omfattar samtliga anläggningsidentiteter är att det härigenom skall vara möjligt att säkerställa att varje anläggning får en unik identitet. Detta skulle undanröja vissa av de problem som i dag kan uppkomma när fler än en anläggning över tid kan få samma beteckning, exempelvis vid sammanläggning av olika nätområden i samband med ägaröverlåtelser.
Ett system för att upprätta unika anläggningsidentiteter är att använda sig av EAN-koder för att identifiera anläggningarna med unika sifferkombinationer. Ett centralt anläggningsregister uppbyggt för att endast omfatta EAN-koder skulle enbart kräva ett centralt register för vilka nummerserier som tilldelats respektive nätägare.
Detta system skulle lösa flera av de problem som orsakats av felaktiga/bristfälliga uppgifter om anläggningsidentitet till en förhållandevis låg kostnad. Enlig vad utredningen erfarit är branschen inställd på att detta system skall införas. Vissa företag har därför redan påbörjat EAN-kodning av anläggningar. En lösning som enbart omfattar en EAN-kodning av anläggningarna kommer dock inte att påverka själva kommunikationen, dvs. rapporteringen av mätvärden och annan information, mellan de berörda företagen.
7.2.2 Anläggningsregister med anläggningsidentitet,
kundinformation, nätföretag, elleverantör och balansansvarig
En förteckning som omfattar samtliga anläggningsidentiteter skulle kunna kompletteras med information om elanvändarna. Detta skulle underlätta byten genom att det härigenom skulle kunna bli betydligt enklare att kontrollera att kunden har avtal med nätkoncessionsinnehavaren om den aktuella anläggningen. Bristande överensstämmelse mellan kund och anläggning leder till att byten inte kan genomföras eller försenas.
Centralt anläggningsregister SOU 2004:129
268
En förutsättning för att man skall kunna maximera nyttan med ett centralt anläggningsregister enligt denna modell är att nät- och elkunden är samma person. Om de inte är samma person omöjliggörs matchning av uppgifterna om kund vid ett leverantörsbyte. Detta i sig utgör en faktor som i dag kan omöjliggöra eller försena byten. Av nu gällande standardvillkoren framgår att det skall vara samma person som har både nätavtal och elavtal.
En ytterligare förutsättning är att nätföretag och elleverantörer använder sig av ett gemensamt format för att fastställa kundens identitet. Ett sådant format skulle kunna utgöras av personnummer respektive organisationsnummer. I dag kan byten försenas t.ex. genom varierande stavning och förkortningar i namn eller i kundens adressuppgifter. Sådana problem skulle minska om det fanns ett gemensamt format för hur kundens identitet skall fastställas.
I referensdatabasen som används för nummerportabilitet på telemarknaden betecknas kunderna med personnummer för att underlätta hanteringen. Uppgifterna sparas dock inte i databasen utan raderas efter att ett operatörsbyte är genomfört mot bakgrund av att uppgifterna förvaras permanent hos tidigare och ny operatör.
Ett anläggningsregister som förutom kundidentitet även omfattar information om nätföretag och elleverantör innehåller de basdata som är grundläggande för en referensdatabas som skall underlätta byten av elleverantör. Uppgifterna om elleverantör gör det möjligt att för en enskild anläggning kontrollera vem som ansvarar för leverans och fakturering. Det underlättar även vid byten då det klargör om ett byte blivit genomfört samt inför bytet då det är möjligt att säkerställa att rätt leverantör underrättas om att leverantörsförhållandet skall avbrytas.
Det är även lämpligt att registret omfattar uppgifter om vilket nätföretag som hanterar den berörda anläggningen. Även nätföretag ingår i olika strukturförändringar på marknaden varför ansvarigt nätföretag kan förändras över tid. Då det är viktigt att enbart behöriga aktörer kan få tillgång till information om en viss anläggning är det nödvändigt att registret har information om vilket nätföretag och vilken elleverantör som är behörig aktör för en given anläggning. Detta utgör en förutsättning för att säkerställa att känslig information inte sprids på ett felaktigt sätt. EAN-koderna kommer inte att förändras för en anläggning oavsett om nätföretagets ägarförhållanden förändras. Det är därmed även intressant för elleverantören att ha möjlighet att få information om vilket nätföretag som skall motta informationen om bytet.
SOU 2004:129 Centralt anläggningsregister
269
Utöver ovan angivna uppgifter skulle ett register av denna typ även kunna omfatta information om balansvarigt företag för respektive anläggning. Det är i dag möjligt för en elleverantör att ha mer än en balansansvarig för sina kunder. En sådan uppdelning skulle kunna vara att en elleverantör exempelvis har olika balansansvariga för stora kunder och för hushållskunder. Ett centralt register med information om vem som är balansansvarig för en given uttagspunkt skulle underlätta t.ex. i de fall ett företag med mer än en balansansvarig förlorar en av dem. Det skulle bli lättare att klarlägga vilka av elleverantörens kunder som är i behov av en anvisningsleverantör i enlighet med utredningens förslag i avsnitt 4.6 om återkallande av tillstånd att vara elleverantör.
7.2.3 Anläggningsregister som kommunikationscentral
mellan elleverantörer och nätföretag
Ett centralt anläggningsregister kan även användas som kommunikationscentral mellan aktörerna på marknaden. En sådan funktion syftar till att underlätta och förbättra kommunikationen mellan aktörerna på marknaden. Redan i dag skickas stora mängder information mellan aktörerna. Denna mängd kommer att öka ytterligare när månadsvis avläsning införs år 2009.
Kommunikationscentralsmodellen är en vidareutveckling av ovan beskrivna modeller och bygger på unika anläggningsidentiteter samt information om kundens identitet. För god spårbarhet vad gäller eventuella fel/förseningar bör registret omfatta kundens identitet och adressuppgifter. Detta möjliggör matchning av kunduppgifter t.ex. i samband med leverantörsbyten. Uppgifter om kunder och kundregister är känslig information för flertalet företag. Det är därför viktigt att ett anläggningsregister inte byggs upp på ett sådant sätt att obehöriga kommer åt känslig information, t.ex. i form av konkurrerande företags adressregister eller andra individualiserade uppgifter.
Ett centralt anläggningsregister som kommunikationscentral kan därmed ge upphov till följande fördelar. Leverantörsbyten registreras hos en opartisk aktör. Information om leverantörsbyten skickas till rätt aktör. Om informationen sparas är det möjligt att spåra händelser bakåt i tiden. Registret kan utföra viss bearbetning av hanterad information. Tidsgränser kan följas upp systematiskt vilket möjliggör påminnelser och sanktioner. Registret kan förses
Centralt anläggningsregister SOU 2004:129
270
med en filterfunktion som hanterar felaktiga meddelanden och som notifierar avsändaren om problemet. En minskning av företagens manuella hantering av ärenden innebär kostnadsbesparingar för de berörda företagen.
Ett register i form av en utvecklad kommunikationscentral är dock inte helt oproblematisk utan medför även vissa risker. Ett register av denna typ kommer att hantera ett omfattande informationsflöde som dessutom kan förutsättas öka i framtiden t.ex. när månadsvis mätning införs. Ett sådant omfattande flöde innebär att registret måste omgärdas av stränga säkerhetsanordningar för att säkerställa IT-lösningarnas integritet. Systemet måste säkerställa att data hanteras på ett korrekt och säkert sätt. Detta gäller t.ex. tillgång till företagsintern information, hantering av uppgifter som kan vara av betydelse för Sveriges försvar eller data som berör personer med skyddad identitet. Detta innebär ett uttalat behov av säkerhetslösningar som en del av registrets struktur.
Denna typ av register förutsätter även en kontinuerlig funktion eftersom marknadens aktörer är beroende av uppgifter från systemet för sin dagliga affärsverksamhet. Man måste t.ex. ta ställning till vad som är en acceptabel stilleståndsperiod innan systemet åter måste vara i drift. För ett system av denna typ bör ett stillestånd endast få vara ytterst kort, vilket kräver mer kostsamma reservalternativ. Sammantaget krävs alltså ställningstagande till vilken typ av säkerhetslösningar som krävs för att säkerställa samtliga dessa krav. Ett IT-system som en kommunikationscentral torde vara möjligt att etablera, men utgör det dyraste alternativet av de ovan beskrivna formerna för anläggningsregister.
7.3 EAN-nummer
EAN-nummer används redan i flera länder för att ange identiteter inom elsektorn. Norge, Danmark och Holland använder EANkoder för att identifiera anläggningarna.
I Norge utgörs det centrala registret av en sammanställning över vilka nummerserier som har tilldelats respektive nätbolag. Det norska registret är lokaliserat hos EAN i Norge och är åtkomligt via EAN Norges hemsida. Varje nätbolag har tilldelats en nummerserie för mätarna inom företagets område.
SOU 2004:129 Centralt anläggningsregister
271
Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) har föreskrivit att EAN-standard skall användas som identifikation av mätpunkt.
6
Kravet trädde i kraft den 1 januari 2002 och från den 1 juni 2002 skulle alla mätpunkter identifieras på detta sätt. De unika identiteterna har bidragit till att öka effektiviteten på elmarknaden. Det uppstår färre fel vid leverantörsbyten vilket är kostnadsbesparande både för nätföretag och för elleverantörer.
Enligt tidningen ”Svenska EAN vär(l)den” har kraftsektorn i Nordeuropa tillsammans med EAN-organisationerna i Belgien, Danmark, Finland, Tyskland, Nederländerna, Norge och Sverige tagit fram en gemensam rekommendation för identifikation av bl.a. mätpunkter.
7
Följande anges för mätpunkter och elmätare:
• ”Mätpunkten numreras med ett EAN GSRN (Global Service
Relation Number) som består av 18 siffror inklusive kontrollsiffra.
• Mätaren individnumreras med ett EAN GIAI (Global Individual Asset Identifier), som består av 16 siffror inklusive kontrollsiffra, enligt svensk överenskommelse.”
I EAN Sveriges PM ”Kraftsektorns EAN-numrering och streckkodsmärkning av elmätare och mätpunkter” anges att strukturen för de svenska GIAI-numren är: ”EAN Företagsprefix följt av nummer för respektive mätare och avlutat med kontrollsiffra uträknat enligt EAN:s modell. Resultatet blir ett världsunikt nummer förutsatt att en leverantör inte ger samma nummer till två elmätare.” I detta PM anges även att EAN Företagsprefix följer med om ett företag överlåts i sin helhet. Vad gäller tillgången till EANnummer anges att EAN Sverige använder sig av en inträdesavgift samt en årlig avgift, där avgifternas storlek beror av företagets omsättning.
Kontrollsiffran möjliggör kontroll av att ett visst nummer överensstämmer med hur ett EAN-nummer skall se ut, dvs. det blir möjligt att kontrollera om en viss sifferserie utgör en EAN-kodad anläggningsidentitet.
Svensk Energi har under hösten 2004 tagit ett styrelsebeslut som innebär att EAN-nummer skall användas för att ge unika anläggningsidentiteter. Förarbetet inför införandet har påbörjats. Svensk Energi har till utredningen rekommenderat att ett enhetligt system
6
Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE): ”Forskrift om måling, avregning og
samordnet opptreden ved kraftomsetning og fakturering av nettjenester”.
7
”Svenska EAN vär(l)den” Nr 2 juli 2003.
Centralt anläggningsregister SOU 2004:129
272
för anläggningsidentiteter införs ett år efter riksdagsbeslut. Svensk Energi föreslår att EAN-koder skall användas som anläggningsidentitet. Svensk Energi har framfört att detta tillsammans med Svensk Energis förslag om att det skall även skall finnas en enhetlig beteckning för kundidentiteten samt att nätavtal och elleveransavtal skall innehas av en och samma kund kommer att undanröja många problem på elmarknaden. Svensk Energi anser att dessa förändringar bör införas och utvärderas innan andra förändringar införs.
7.4 Ägande och drift av ett centralt anläggningsregister
7.4.1 Anläggningsregister som referensdatabas och som kommunikationscentral
Ett anläggningsregister som utgör en kommunikationscentral skulle hantera en stor mängd information som berör aktörernas verksamhet. Men även ett mer begränsat register, med formen av en referensdatabas, skulle hantera uppgifter som är känsliga för de berörda företagen om uppgifterna hamnar hos konkurrerande företag. Det är därför viktigt att tillgången till sådan information begränsas till sådana aktörer som har ett legitimt behov av informationen. Dessa frågor är intressanta att väga in vid en diskussion om hur ett sådant anläggningsregister skall ägas och drivas. De alternativ som huvudsakligen diskuterats är följande:
• Staten äger anläggningsregistret. Driften kan ske i egen regi eller läggas ut på en opartisk aktör.
• Staten och branschen äger anläggningsregistret gemensamt.
Driften läggs ut på en opartisk aktör.
• Branschen äger anläggningsregistret. Driften kan ske i egen regi eller läggas ut på en opartisk aktör.
7.4.2 Staten som ägare
Enligt denna modell skulle staten stå som ägare och som driftsansvarig för det centrala anläggningsregistret. En sådan lösning minimerar risken för att information sprids på ett sådant sätt att konkurrerande aktörer ges möjlighet till insyn i varandras verksamhet.
SOU 2004:129 Centralt anläggningsregister
273
Den information om marknaden som finns i ett anläggningsregister, oavsett om det omfattar enbart de mer grundläggande uppgifterna om anläggning, nätföretag, kund och leverantör eller om det utgör en kommunikationscentral, innebär att de anslutna företagen måste ha förtroende för att registret hanterar känslig information på ett fullgott sätt. Med staten som ägare kontrollerar staten anläggningsregistrets uppbyggnad och driftsförhållanden. Samtidigt finns möjlighet att genom diskussioner med berörda parter vara med och anpassa och vidareutveckla registret för att svara mot framtida behov.
En förutsättning för att potentiella aktörer skall överväga att gå in på marknaden är att de har förtroende för att de centrala funktionerna på marknaden hanteras på ett konkurrensneutralt sätt. En annan viktig faktor är att mindre och nya företag kan ansluta sig till registret på konkurrensneutrala villkor, som inte leder till att någon kategori av företag ges konkurrensfördelar. Exempelvis är det viktigt att de avgifter och krav som anslutningen medför sätts på ett sådant sätt att inte någon särskild kategori av företag missgynnas. Det är härvid viktigt att beakta att även mindre företag har möjlighet att fortsätta verka på elmarknaden.
Svenska kraftnät torde vara den myndighet som ligger närmast till hands att hantera ägande och drift av ett centralt anläggningsregister. Svenska kraftnät är ett statligt affärsverk och har en hög trovärdighet vad gäller ägande och hantering av företags- och anläggningsdata. Ägaren bör även ha möjlighet att fånga upp synpunkter från aktörerna om hur registret fungerar i praktiken och hur det kan utvecklas på lämpligt sätt. Svenska kraftnät har i dag en fungerande struktur med olika råd för att samverka och utveckla elmarknaden tillsammans med aktörerna. Denna typ av råd bör även kunna behandla frågor rörande hur ett centralt anläggningsregister fungerar i praktiken samt dess framtida utveckling.
Svenska kraftnät hanterar i dag hanterar den kommunikation som sker inom ramen för EDIEL-systemet. De som har tillgång till ett uppdaterat EDIEL-system kan redan i dag hantera stora delar av den information som omfattas av ett anläggningsregister i form av en kommunikationscentral. Ett centralt anläggningsregister i form av en kommunikationscentral skulle utgöra en knutpunkt genom vilken denna information med vissa kompletteringar skulle passera. I rollen som nationellt balansansvarig hanterar Svenska kraftnät dessutom redan i dag en del av den information som skulle kunna
Centralt anläggningsregister SOU 2004:129
274
kommuniceras via ett anläggningsregister, t.ex. information rörande balansansvariga och andelstal.
Även om Svenska kraftnät står som ägare av systemet är det inte nödvändigt att verket hanterar den dagliga driften av systemet. Denna verksamhet kan hanteras av en annan part. Det finns företag som har till uppgift att hantera stora mängder information som uppdateras kontinuerligt. Ett sådant företag skulle kunna tänkas vara intresserat att hantera den operativa driften. Om denna typ av lösning väljs är det dock viktigt att även denna part utgör en neutral part på elmarknaden för att säkerställa marknadens förtroende för registret.
Energimyndigheten utövar tillsyn över sådan verksamhet som berörs av registret. Energimyndigheten förutsätts få tillgång till sådana uppgifter ur registret som behövs för myndighetens tillsyn.
7.4.3 Staten och branschen som gemensamma ägare
Staten och branschen delar i denna modell på ägandet. Detta skulle kunna ske genom att det centrala anläggningsregistret hanteras inom ramen för ett separat bolag där staten äger 50 procent av aktierna och branschen äger 50 procent av aktierna. Branschens ägande skulle kunna ske genom branschorganisationen Svensk Energi som representerar ett stort antal av aktörerna på elmarknaden. Driften förutsätts skötas av en opartisk och oberoende aktör.
7.4.4 Branschen som ägare
Branschen äger och driver registret
Ett effektivt fungerande anläggningsregister förutsätter att samtliga nätföretag och elleverantörer samt balansansvariga företag är anslutna till registret. Om registret ägs av branschen innebär detta att konkurrerande företag kommer att äga registret. Konkurrenter som samarbetar i ett gemensamt bolag skapar möjligheter för bolagen att samverka och koordinera sig både i de delar av verksamheten som omfattas av bolaget samt i närliggande verksamheter. Ett samarbete i form av ett gemensamt ägande och drift av ett anläggningsregister enligt kommunikationscentralsmodellen innebär även att företagen skulle kunna få tillgång till känslig information om varandras verksamhet. Även ett register som enbart om-
SOU 2004:129 Centralt anläggningsregister
275
fattar anläggningsidentitet, kundidentitet och leverantör innehåller känslig information, eftersom det i princip omfattar uppgifter om kundregister för aktörerna på marknaden. Denna typ av insyn kan påverka företagens möjligheter och vilja att konkurrera med varandra på de konkurrensutsatta delarna av elmarknaden. Om enbart en del av branschen skulle gå in som ägare skulle det även bli svårt att skapa förtroende för de företag som tvingas ansluta sig till registret utan att vara delägare. Från deras synpunkt sett torde anläggningsregistrets neutralitet och att tillgången till information begränsas till behörig part vara viktiga frågor. Samma frågor torde vara av stor betydelse för nya aktörer. För att främja en väl fungerande marknad är det viktigt att nya aktörer har förtroende för registrets funktion och att nytillkommande aktörer ges tillträde på samma villkor som befintliga aktörer.
Branschen äger registret men en opartisk aktör ansvarar för driften
Enligt denna modell skulle branschen utgöra en passiv ägare medan en självständig och opartisk aktör skulle stå för den operativa verksamheten. Genom att driften hanteras av en opartisk aktör minskar risken för att känslig information hamnar hos konkurrerande företag och därigenom påverkar företagens möjligheter och vilja att konkurrera. Den minskade risken till trots kvarstår, genom själva det gemensamma ägandet, en risk för att samarbetet i sig leder till utvidgade kontakter och utökat samarbete på berörda eller näraliggande marknader.
Denna lösning för ägande och drift är snarlik den som valts inom teleområdet. Fem teleoperatörer har bildat ett bolag, SNPAC AB, som tillhandahåller en referensdatabas för hantering av telefonnummer. Referensdatabasen möjliggör för en abonnent att kunna behålla sitt telefonnummer vid byte av teleoperatör. Det gemensamma företaget skulle få en ensamställning vad gäller att förse företagen med sådana data. Telelagen reglerar bl.a. de villkor som företaget verkar under och PTS utövar tillsyn. Referensdatabasen hanterar endast uppgifter om kundidentitet i samband med byte av operatör för ett visst telefonnummer. När bytet är genomfört raderas uppgifterna.
Konkurrensverket har granskat SNPAC:s aktieägaravtal och konstaterade att det inte fanns anledning för Konkurrensverket att
Centralt anläggningsregister SOU 2004:129
276
ingripa mot verksamheten. Konkurrensverkets ställningstagande grundades bl.a. på att samarbetet är uppbyggt på ett sådant sätt att risken för att sprida affärshemligheter minskades samt lagstiftarens intentioner bakom tillskapandet av ett system med nummerportabilitet och den därtill hörande regleringen.
8
7.5 Finansiering av ett centralt anläggningsregister
Ett centralt anläggningsregister beräknas leda till besparingar för de företag som ansluter sig till registret. Aktörerna drabbas nu av kostnader för t.ex. manuella processer att lösa problem, nya ITsystem enligt ”lappa och laga principen” samt avstämningsförluster. Kostnaderna för brister i datakvalitet, spårbarhet och processnabbhet har uppskattats till omkring en miljard kronor per år för branschen som helhet. I beräkningen ingår bl.a. kostnader för IT, personal och avstämningsförluster. Beräkningen har utförts av företaget Netcircle AB och är baserat på intervjuer och fallstudier med företag i branschen. Netcircle intervjuade flera företag fördelade på stora, mellanstora och små aktörer. Baserat på dessa företags uppfattning om de potentiella besparingarna av en central kommunikations-, datalagrings- och felsökningsfunktion beräknade Netcircle den potentiella besparingen för branschen som helhet. Vilken omfattning besparingarna får beror i hög grad av vilken typ av anläggningsregister som införs.
Utredningen har låtit ta fram en uppskattning av kostnaderna för ett centralt anläggningsregister som omfattar anläggningsidentitet enligt EAN, kundidentitet enligt personnummer alternativt organisationsnummer, elleverantör och nätägare.
9
I förslaget är registret
även förberett för vissa nya funktioner och tjänster. Kostnaderna uppskattades till 20 – 30 miljoner kronor för utveckling och sedan årliga kostnader på mellan 14 – 21 miljoner kostnader inkl. hårdvara.
Netcircle uppskattade att en kommunikationscentral med obligatorisk hantering av mät- och avräkningsdata kompletterat med vissa anläggnings- och kunduppgifter skulle leda till besparingar på upp till en tredjedel av de beräknade kostnaderna för bristande datakvalitet, dvs. leda till besparingar på upp till 300 miljoner kro-
8
Konkurrensverkets ärende dnr 318/2001: Icke–ingripandebesked för avtal om etablering av
s.k. referensdatabas.
9
Uppskattningen är ej gjord av Netcircle. Den är framtagen av ett annat företag med
erfarenhet av komplexa IT–system som kan hantera ett större antal transaktioner.
SOU 2004:129 Centralt anläggningsregister
277
nor per år. Netcircle beräknade också investerings- och driftskostnader för ett sådant system, baserat på förhandlade avtal med teknikleverantörer, samt drog upp riktlinjerna för ett branschgemensamt ägande av det bolag som man ansåg borde skapas för drift och underhåll, i stort sett i enlighet med vad som skett i telekombranschen.
Besparingarna för att införa det mindre omfattande registret med uppgifter om anläggning, kund, nätföretag och elleverantör torde vara lägre, men innebär besparingar genom att kostsamma rutiner för korrigering av felaktigheter torde minska. Redan ett sådant register förväntas innebära en förbättrad leverantörsbytesprocess.
Baserat på ovanstående beräkning av den besparingspotential som ett centralt anläggningsregister medför är det rimligt att registret är avgiftsfinansierat. Av 12 kap. 6 § ellagen följer att regeringen, eller den myndighet regeringen bestämmer, har rätt att utfärda föreskrifter om avgifter för myndighets verksamhet som sker med stöd av lagen. Det är aktörerna på elmarknaden i form av nätbolag och elhandelsbolag som främst kommer att dra fördel av de långsiktiga kostnadsfördelarna av registret. För att finansieringen och tillgången till registret inte skall innebära ett etableringshinder för mindre och nya aktörer är det väsentligt att avgifterna sätts på ett sådant sätt att ingen enskild företagsgrupp missgynnas.
7.6 Tillsyn över och genom ett centralt anläggningsregister
Ett centralt register bör omfattas av tillsyn oavsett vilken omfattning registret har. Det är viktigt för marknadens funktion att de uppgifter som omfattas av registret är korrekta vid varje given tidpunkt. Registerhållaren är därmed beroende av att aktörerna på marknaden skyndsamt uppdaterar förändringar i registeruppgifterna som berör den aktuella aktören.
Energimyndigheten är nätmyndighet enligt ellagen samt expertmyndighet för elhandel. Från och med 1 januari 2005 finns inom myndigheten Energimarknadsinspektionen som bl.a. ansvarar för dessa frågor. I det centrala anläggningsregistret förutsätts inmatning av uppgifter enbart ske av nätföretagen. Det är därmed dessa företag som ansvarar för att uppgifterna är korrekta och uppdateras kontinuerligt. Uppgiftslämnarna till det centrala anläggningsregist-
Centralt anläggningsregister SOU 2004:129
278
ret torde därmed tillhöra Energimyndighetens ansvarsområde och omfattas av Energimyndighetens tillsyn.
Ett centralt anläggningsregister i form av en kommunikationscentral hanterar uppgifter som klargör var och när eventuella problem och felaktigheter har uppstått. Sådan information kan användas som underlag för Energimyndighetens tillsyn. Ett sådant register skulle även kunna generera varningsflaggor i de fall de berörda företagen inte uppfyller fastställda krav, t.ex. vid systematiskt försenade mätuppgifter.
7.7 Ytterligare förutsättningar
7.7.1 Anslutning till registret
Anslutningen till ett anläggningsregister kan antingen vara frivillig eller obligatorisk. En förutsättning för maximera nyttan med denna typ av system, oavsett modell, är att samtliga nätföretag och elleverantörer är anslutna. Om anslutningen är frivillig innebär detta en risk för att företag väljer att inte ansluta sig, eller alternativt att gå ur systemet. Detta skulle minska nyttan också för de som är anslutna. De ovan diskuterade formerna för anläggningsregister förutsätter därför att samtliga berörda aktörer är anslutna till registret.
7.7.2 Nätavtal och avtal om elleverans
Om ett centralt anläggningsregister skall utgöra mer än en förteckning över anläggningsidentiteter tillkommer ytterligare förutsättningar. En av dessa rör vem som kan utgöra nätkund respektive elkund. För att ett mer utvecklat register skall kunna hantera och kontrollera information, t.ex. vid ett byte av elleverantör, förutsätter detta att det är samma kund som är nätkund respektive elkund. Detta förhållande skall i praktiken gälla redan i dag och regleras genom de allmänna avtalsvillkor som överenskommits mellan Svensk Energi och Konsumentverket. Att en förutsättning för det centrala anläggningsregistrets funktion regleras i de allmänna avtalsvillkoren är inte en helt tillfredställande lösning. Även branschorganisationen Svensk Energi och Energimyndigheten delar utredningens bedömning att detta bör regleras.
SOU 2004:129 Centralt anläggningsregister
279
7.8 Utredningens bedömningar och förslag
7.8.1 Införande av anläggningsregister
Utredningens förslag: Ett centralt anläggningsregister inrättas som omfattar unika identiteter för varje uttagspunkt. För varje uttagspunkt skall kundidentitet samt uppgifter om nätföretag, elleverantörer och balansansvariga anges. Dessutom skall uppgift finnas om tidpunkten då uppgiften infördes i registret.
Uppgiftslämnande till registret skall vara obligatorisk. All inmatning av uppgifter hanteras av nätföretagen. Samma kund skall inneha såväl nätavtal som avtal om elleverans. Den som upptäcker fel i registret skall snarast anmäla detta till berört nätföretag. Registret bör ägas av staten och förvaltas av Svenska kraftnät. Energimyndighetens tillsynsansvar över uppgiftslämnarna omfattar även registerfunktionen.
En sammanställning av nätföretagens anläggningsregister skulle innebära stora fördelar jämfört med dagens system med separata register. Utredningen förordar ett centralt anläggningsregister som omfattar anläggningsidentitet för varje uttagspunkt, kundidentitet samt uppgifter om nätföretag, elleverantör och balansansvarig för anläggningen. En aktör skall enbart få tillgång till sådan information från registret som är nödvändig för företagets verksamhet.
Utredningen har även diskuterat alternativa utformningar av ett centralt anläggningsregister, främst i form av ett anläggningsregister som kommunikationscentral. En sådan kommunikationscentral innebär en initialt sett mer resurskrävande lösning och förutsätter att de diskuterade säkerhetsaspekterna får en fungerande lösning. Ett sådant register bedöms leda till de största besparingarna, men innebär även en relativt sett större investering. Den nu föreslagna varianten har av utredningen bedömts utgöra en lämplig första nivå på ett centralt anläggningsregister med hänsyn till de problem som det föreslagna registret avser att avhjälpa, exempelvis i samband med leverantörsbyten, samtidigt som det ekonomiska åtagandet för företagen bedömts som rimligt. Den föreslagna nivån innebär att leverantörsbytesprocessen skulle kunna hanteras på ett mer problemfritt sätt och att förutsättningar finns för att vidareutveckla det centrala anläggningsregistret i riktning mot en kommunikationscentral.
Centralt anläggningsregister SOU 2004:129
280
Utredningens förslag om inrättandet av ett centralt anläggningsregister bör ses i relation till flera av de övriga förslag som utredningen lägger fram. Dessa förslag är sammantaget inriktade mot att öka elmarknadens funktionalitet och effektivisera konkurrensen. Vidare införs generell månadsvis mätaravläsning om några år och gränsen för timvis mätning sänks. Det är därför lämpligt att dessa beslutade och föreslagna förändringar kan hinna genomföras och utvärderas innan behovet av ett vidareutvecklat centralt anläggningsregister undersöks.
Det är lämpligt att använda en enhetlig lösning för de unika anläggningsidentiteterna. I Norge, Holland och Danmark används EAN-nummer för att markera unika identiteter. EAN har därmed en redan framtagen och beprövad struktur för att ge de enskilda mätarna unika nummer. EAN-numrens uppbyggnad innebär att de omfattar en kontrollsiffra vilket möjliggör kontroll av att det nummer som uppgivits faktiskt utgör en anläggningsidentitet. Det är även en fördel att numren används på andra nordiska marknader. Enligt utredningens bedömning utgör EAN-koder en lämplig form för unika anläggningsidentiteter.
Uppgiften om balansansvarig i registret underlättar i de fall en elleverantör har mer än en balansansvarig för sina kunder. I de fall en elleverantör skall anvisas på grund av att en elleverantör av någon anledning saknar balansansvarig för vissa uttagspunkter, finns på detta sätt en förteckning över vilka kunder som faktiskt berörs, vilket torde påskynda processen och säkerställa att de berörda konsumenterna hanteras korrekt.
Samma kund som har nätavtal för en viss anläggning skall även ha elavtalet för samma anläggning. Detta underlättar byte av elleverantör genom att det blir möjligt att matcha även kundidentiteten vid byte av elleverantör. För att detta skall kunna ske på ett enkelt sätt bör kunderna identifieras på ett enhetligt sätt som lätt kan användas för att matcha uppgifterna. För fysiska personer torde detta enklast ske genom användandet av personnummer och för företag torde organisationsnumret kunna uppfylla samma funktion.
Uppgiftslämnande till ett centralt anläggningsregister skall vara obligatoriskt för samtliga nät- och elhandelsföretag. Med detta avses att registret skall omfatta samtliga anläggningar och att samtliga företag fortlöpande skall uppdatera uppgifterna i registret så snart dessa förändras för den enskilda anläggningen. En elleverantör har inte rätt att mata in uppgifter i systemet. All inmatning av uppgifter sker genom nätföretagen. Elleverantörerna skall under-
SOU 2004:129 Centralt anläggningsregister
281
rätta berört nätföretag så snart en uppgift skall ändras. Vissa typer av anläggningar där kundens uppgifter är av känslig natur kan komma att behandlas i särskild ordning. Sådana anläggningar är t.ex. anläggningar med betydelse för försvaret eller anläggningar där kundens identitet är skyddad.
Registret bör ägas av staten och förvaltas av Svenska kraftnät. Det är viktigt att ägaren till registret uppfattas som en neutral aktör på marknaden då registret kommer att omfatta uppgifter som kan ses som intern företagsinformation. Det är även av stor vikt att en aktör endast får tillgång till sådana uppgifter som företaget har ett legitimt intresse av att få tillgång till. Exempelvis har en elleverantör enbart rätt till uppgifter om sina egna kunder. En elleverantör skall ha möjlighet att i samband med avtalsskrivandet matcha uppgifter om kundidentitet och anläggningsidentitet mot registret samt se uppgift om nätföretag. När leverantörsbytet har genomförts får elleverantören tillgång till fullständiga uppgifter om kunden, med undantag för uppgift om ny elleverantör när sådan uppgift tillkommit.
Svenska kraftnät skall, i egenskap av registermyndighet, ansvara för drift och underhåll samt teknisk utveckling av registret.
Det föreslagna registret förväntas bidra till en effektivisering av bytesprocessen till nytta för konsumenterna samt leda till kostnadsminskningar för de berörda företagen genom ett minskat behov av att hantera problem i samband med bytesprocessen. Det föreslagna systemet förväntas hantera de problem med byten som kan hänföras till felaktig information. Kvarvarande problem torde därmed kunna ses som ett resultat av problem med mätvärdeshanteringen mellan nätföretag och elleverantörer.
Systemet skall omfattas av tillsyn. För att registret skall uppfylla sin funktion måste grunduppgifterna vara korrekta och uppdateras kontinuerligt. Samtliga efterfrågade uppgifter innehas av nätföretagen. Nätföretagen bör därför ansvara för att rapportera in uppgifterna i systemet och att ansvara för att lämnade uppgifter är korrekta. Funktionen hos registret är avhängigt kvaliteten på den data som matas in varför det är viktigt att säkerställa att inrapportering av data håller god kvalitet. Energimyndigheten utövar redan i dag tillsyn över nätföretagen. Registret bör även kunna medföra att tillförlitlig statistik avseende leverantörsbyten kan tas fram kontinuerligt.
Registret bör utformas på ett sådant sätt att en framtida vidareutveckling möjliggörs. En framtida användning av ett anläggningsregister som kommunikationscentral för mätvärden är ett scenario
Centralt anläggningsregister SOU 2004:129
282
med en stor potential för effektiviseringar av mätvärdeshantering och förenkling av det faktiska informationsflödet för enskilda mätpunkter.
7.8.2 Hur ett anläggningsregister skulle kunna fungera
Ett register enligt förslaget ovan skulle kunna fungera på följande sätt. Beskrivningen utgår från dagens informationshantering med tillägget att information även skall skickas in till det centrala anläggningsregistret.
Registret är en central databas som hanteras av Svenska kraftnät. Nätföretaget är ansvarigt för att fortlöpande lägga in alla uppgifter i registret, inklusive förändringar av elleverantör. Detta innebär att bytesprocessen skulle kunna ske som följer.
Kunden och elleverantören har kontakt och träffar avtal om en framtida elleverans. Elleverantören meddelar nätföretaget att den är ny elleverantör till anläggningen X med kunden Y. Nätföretaget matar omgående in uppgifterna i det centrala anläggningsregistret. Registret innehåller information om när inmatning av uppgift om ny elleverantör skett, dvs. ett datumvärde för senaste leverantörsbytet.
En elleverantör skall endast ha tillgång till fullständiga uppgifter om de kunder företaget har avtal med. Leverantören bör få tillgång till uppgifter om kundidentitet, nätföretag och balansansvarig. Den nya leverantören skall bara ha möjlighet att se uppgift om kundidentitet, anläggningsidentitet och nätföretag till dess leverantörsbytet är genomfört.
Matchning av kunduppgifter bör kunna ske on-line för att ytterligare bidra till en effektiv bytesprocess. Härigenom kan elleverantören omgående matcha kundens uppgifter om kundidentitet och anläggningsidentitet mot de uppgifter som finns i registret. Detta bör även kunna ske under ett pågående kundsamtal. Genom att matcha uppgifterna om kundidentitet och anläggningsidentitet på ett tidigt stadium kan man kontrollera dels att det är behörig kund för den aktuella anläggningen samt att de för bytet väsentliga uppgifterna om kundidentitet och anläggningsidentitet är korrekta. Härigenom minskas de problem som kan uppstå genom felaktig information i samband med ett leverantörsbyte. Uppgift om nätföretag säkerställer att elleverantören kontaktar rätt nätföretag angående bytet.
Kunden har rätt att på förfrågan få tillgång till uppgifterna som är kopplade till dennes personnummer i registret. Detta sker lämp-
SOU 2004:129 Centralt anläggningsregister
283
ligen genom att kunden kontaktar nätkoncessionshavaren och begär att få tillgång till uppgifterna som är kopplade till dennes personnummer. Uppgifterna skickas till den folkbokföringsadress som hör till det angivna personnumret.
7.8.3 Skadestånd
Utredningens förslag: En särskild skadeståndsbestämmelse införs med innebörden att Svenska kraftnät bär ett kontrollansvar för skada till följd av tekniskt fel i anläggningsregistret.
Utöver vad som följer av ovanstående bestämmelse bör bestämmelserna i 48 § personuppgiftslagen (1998:204) om skadestånd vid behandling av personuppgifter gälla även vid behandling enligt bestämmelserna om anläggningsregistret.
Svenska kraftnät skall vara skyldigt att driva och underhålla anläggningsregistret samt bereda elleverantörer och balansansvariga tillgång till uppgifter i registret. Såväl de som använder sig av registret som tredje man skulle kunna tänkas lida skada till följd av tekniska fel i anläggningsregistret. De skador som kan uppkomma torde i huvudsak vara rena förmögenhetsskador.
Mellan Svenska kraftnät och nätföretag samt elleverantörer som måste använda registret kan förmodas att särskilda avtal ingås som reglerar parternas mellanhavanden. Mellan dessa kommer då de särskilda ansvarsbestämmelser som avtalas mellan parterna att gälla. Det får förutsättas att parterna i avtalet kommer att träffa en för ändamålet lämplig reglering av skadeståndsansvaret vid tekniska fel. Några särskilda bestämmelser om detta ansvar behöver därför inte införas i ellagen.
Vad gäller Svenska kraftnäts ansvar gentemot tredje man är dock förhållandet annorlunda. Då något avtal inte träffas om tillhandahållandet av registret kommer främst skadeståndslagens (1972:207) bestämmelser om utomobligatoriskt skadeståndsansvar att gälla. Skadeståndslagen innebär dock mycket begränsade möjligheter till ersättning för den typ av skada som riskerar att uppstå vid tekniska fel i registret. Enligt huvudregeln i 2 kap. 4 § skadeståndslagen ersätts ren förmögenhetsskada om den orsakats genom brott. Då tillhandahållandet av registret inte kan anses innefatta myndighetsutövning kommer 3 kap 2 § skadeståndslagen inte att kunna grunda
Centralt anläggningsregister SOU 2004:129
284
ersättningsskyldighet. Däremot kan bestämmelserna om det allmännas ansvar för ren förmögenhetsskada enligt 3 kap. 3 § skadeståndslagen aktualiseras om registermyndigheten genom fel eller försummelse lämnar felaktiga upplysningar eller råd. Detta ansvar är dock begränsat av ytterligare villkor i bestämmelsen. I rättspraxis (se exempelvis NJA 1987s. 692) har ansvar för ren förmögenhetsskada ibland utdömts utan att vare sig avtal eller brott förelegat. Det är dock tveksamt om de principer som då tillämpats kan anses omfatta tekniska fel i anläggningsregistret.
Det skulle vara otillfredsställande om elanvändare och andra som förlitar sig på att registret fungerar saknade möjlighet att få ersättning för skador som uppstått då det inte gör det på grund av förhållanden som Svenska kraftnät rår över.
Mot denna bakgrund bör en särskild skadeståndsbestämmelse införas i ellagen som ger tredje man, vilken orsakats skada till följd av tekniska fel i registret, rätt till ersättning för alla typer av skador. Registret fyller inte en sådan funktion att ett strikt ansvar för driften av registret är motiverat. Bestämmelsen bör istället utformas så att Svenska kraftnät endast ansvarar för förhållanden som det kan utöva kontroll över.
Utöver de skador i form av ren förmögenhetsskada som kan uppstå till följd av tekniska fel i registret kan också de fysiska personer som är registrerade åsamkas skada genom en oriktig behandling av personuppgifter. Bestämmelser om detta återfinns i 48 § personuppgiftslagen (1998:204). Ansvaret för denna typ av skador bör även när det gäller förandet av anläggningsregistret regleras av personuppgiftslagen och en särskild bestämmelse med denna innebörd bör införas.
SOU 2004:129 Centralt anläggningsregister
285
7.8.4 Sekretess
Utredningens förslag: Sekretess skall gälla hos Svenska kraftnät i verksamhet som avser förandet av anläggningsregistret för uppgift som rör registrerad, om det inte står klart att uppgiften kan röjas utan att den registrerade lider skada. Trots sekretessen får uppgift lämnas till den som ingått avtal om elleverans, balansansvar eller överföring av el med den som uppgiften berör. Uppgift om anläggningsidentitet och innehavare av nätkoncession får dessutom utlämnas till den som innehar tillstånd enligt 6 kap. 1 § ellagen. Svenska kraftnät skall lämna ut uppgift i anläggningsregistret till Energimyndigheten.
Svenska kraftnät är en statlig myndighet och omfattas därmed av bestämmelserna i tryckfrihetsförordningen och sekretesslagen (1980:100). Anläggningsregistret kommer därför att utgöra en allmän handling hos Svenska kraftnät. Rätten att ta del av allmänna handlingar får enligt 2 kap. 2 § tryckfrihetsförordningen begränsas enbart om det är påkallat av hänsyn till vissa angivna intressen, bl.a. skyddet av enskilds ekonomiska förhållanden. Sådana begränsningar skall vidare anges noga i en särskild lag, varmed avses sekretesslagen (1980:100). Sistnämnda lag innehåller bestämmelser om tystnadsplikt i det allmännas verksamhet och om förbud att lämna ut allmänna handlingar. Bestämmelserna avser förbud att röja uppgift, vare sig det sker muntligen eller genom att en allmän handling lämnas ut eller det sker på annat sätt (sekretess), 1 kap. 1 § sekretesslagen.
En allmän handling är som framgått ovan normalt offentlig. En sådan ordning vad gäller anläggningsregistret skulle innebära att marknadens aktörer kan inhämta uppgifter rörande andra aktörer och deras kunder. Dessa uppgifter betraktas vanligen som affärshemligheter hos de berörda företagen.
Svenska kraftnäts uppgift att föra anläggningsregistret är helt ny för myndigheten. Någon bestämmelse i sekretesslagen, som skulle kunna omfatta registrering av ifrågavarande slag, finns därför inte.
8 kap. sekretesslagen innehåller bestämmelser om sekretess med hänsyn främst till skyddet för enskilds ekonomiska förhållanden. Uppgifter om elleverantörernas och de balansansvarigas kundstock
Centralt anläggningsregister SOU 2004:129
286
samt elanvändarnas val av elleverantör får anses utgöra uppgift om affärs- eller driftsförhållanden.
En ny sekretessbestämmelse i 8 kap. sekretesslagen avseende uppgift som rör registrerad bör därför införas.
Det framgår vidare av 14 kap. 4 § sekretesslagen att sekretess till skydd för den enskilde inte gäller i förhållande till den enskilde själv och kan i övrigt helt eller delvis efterges av honom. Detta innebär att en elleverantör kan medge att exempelvis en ny balansansvarig eller annan får tillgång till uppgifter om honom i registret.
För att uppnå syftet med införandet av anläggningsregistret bör det nätföretag i vars nät punkten är belägen och den elleverantör som har leveransskyldighet till anläggningen kunna ta del av uppgifter om den registrerade anläggningen. Detsamma bör i begränsad utsträckning gälla den balansansvarige. Om anläggningsregistret skall tjäna sitt syfte på ett effektivt sätt bör samtliga elleverantörer kunna få tillgång till uppgift om anläggningsidentitet och nätföretag för en blivande kund. Dessa uppgifter kan inte i sig betraktas som sådana uppgifter som skall omfattas av sekretessen. En bestämmelse med denna innebörd bör därför införas.
Då sekretessbestämmelsen begränsats till att avse sådana uppgifter som typiskt sett är känsliga, bör den vara försedd med ett omvänt skaderekvisit, dvs. presumtionen bör vara att uppgiften omfattas av sekretess. Sekretess bör således gälla för uppgifterna om det inte står klart att uppgifterna kan röjas utan att den som finns registrerad för punkten lider skada.
I 16 kap. 1 § sekretesslagen anges i vilka fall en tystnadsplikt begränsar meddelarfriheten, dvs. rätten enligt 1 kap. 1 § tredje stycket tryckfrihetsförordningen och 1 kap. 2 § yttrandefrihetsgrundlagen att lämna uppgift i vilket ämne som helst för publicering i de medier som de båda grundlagarna omfattar. Det finns inte tillräckligt starka skäl att låta den tystnadsplikt som följer av den föreslagna sekretessbestämmelsen få företräde framför meddelarfriheten. 16 kap. 1 § sekretesslagen bör därför inte ändras.
Energimyndigheten bör i sin roll som tillsynsmyndighet ha tillgång till de uppgifter som registrerats. En bestämmelse om uppgiftsskyldighet myndigheter emellan bryter eventuell sekretess för den uppgift som uppgiftsskyldigheten avser (se 14 kap. 1 § sekretesslagen). En bestämmelse om skyldighet för Svenska kraftnät att lämna ut uppgifter från anläggningsregistret till Energimyndigheten bör därför införas.
SOU 2004:129 Centralt anläggningsregister
287
Hos Energimyndigheten gäller sekretess i myndighetens tillsynsverksamhet för uppgift om bl.a. enskilds affärs- eller driftförhållanden, om det kan antas att den enskilde lider skada om uppgiften röjs (enligt 8 kap. 6 § sekretesslagen, 2 § sekretessförordningen [1980:657] och 9 kap. i bilagan till sekretessförordningen). Skaderekvisitet är i dessa fall rakt, dvs. presumtionen är att uppgifterna blir offentliga. Endast om det kan antas att den enskilde lider skada om uppgifterna röjs, kan uppgifterna hemlighållas. Vid tilllämpningen av det raka skaderekvisitet skall skadebedömningen i huvudsak göras med utgångspunkten i själva uppgiften. Frågan huruvida sekretess gäller behöver således i första hand inte knytas till en skadebedömning i det enskilda fallet. Som ovan sagts får de uppgifter som finns i anläggningsregistret anses vara sådana typiskt sett känsliga uppgifter som i de flesta fall kommer att omfattas av sekretess även vid tillämpning av ett rakt skaderekvisit. Upplysningar om sökandens identitet och hans avsikt med uppgifterna kan dock medföra att det inte längre finns någon anledning till antagande, att den i sekretessbestämmelsen angivna skadan skall uppkomma (jfr prop. 1979/80:2 Del A sid. 80–81). Mot bakgrund av den sekretessreglering som redan gäller för Energimyndigheten saknas anledning att utsträcka den ovan föreslagna sekretessbestämmelsens tillämpningsområde till Energimyndigheten.
7.8.5 Behandlingen av personuppgifter
Om annat inte följer av bestämmelserna i lag, eller föreskrifter som meddelats med stöd av lag, tillämpas personuppgiftslagen vid behandling av personuppgifter.
Anläggningsregistret kommer att omfatta fysiska och juridiska personer. Således kommer information som direkt eller indirekt kan hänföras till en fysisk person att finnas i registret. Registret kommer dessutom ifråga om fysiska personer att innehålla uppgift om personnummer. Det innebär att bestämmelserna i personuppgiftslagen (1998:204) gäller. Den som har personuppgiftsansvaret enligt personuppgiftslagen skall svara för att all behandling av personuppgifter som ansvaret omfattar sker i enlighet med lagen. Den personuppgiftsansvarige är bl.a. skyldig att ersätta skada som en registrerad har tillfogats genom en felaktighet i registret. Han är också skyldig att rätta i registret. I personuppgiftslagen definieras den personuppgiftsansvarige som den som
Centralt anläggningsregister SOU 2004:129
288
ensam eller tillsammans med andra bestämmer ändamålen med och medlen för behandlingen av personuppgifter.
Det är nätföretagen som registrerar uppgifter i registret och dessa har störst möjlighet att kontrollera att registrering sker på ett korrekt sätt. Nätföretagen är också de som inhämtar uppgifterna. Svenska kraftnät svarar endast för driften av systemet utan reella möjligheter att kontrollera de registrerade uppgifterna. Inte heller behandlas personuppgifterna av någon annan än det nätföretag som registrerar upplysningar om de anläggningar som är anslutna till hans nät. De flesta skäl talar enligt utredningens mening för att nätföretagen bör bära det ansvar som en personuppgiftsansvarig har enligt personuppgiftslagen. En särskild bestämmelse med denna innebörd bör därför införas i ellagen.
I fråga om personuppgifter skall registret ha särskilt angivna ändamål. Registret skall ha till ändamål att tillhandahålla uppgifter för nätföretagens, elleverantörernas och de balansansvarigas verksamheter och på så sätt tillgodose det informationsbehov som aktörerna har för att på ett effektivt och säkert sätt hantera deras verksamhet på elmarknaden, i första hand leverantörsbyten.
Det skall även tillhandahålla uppgifter för verksamhet för vilken staten ansvarar enligt ellagen. Sådan verksamhet skall avse förhållande om vilket uppgift finns i registret, och som för att kunna fullgöras förutsätter tillgång till registrerade uppgifter, eller som annars avser fullgörande av underrättelseskyldighet, som kan åligga staten.
Anläggningsregistret skall medge terminalåtkomst för elleverantörer och balansansvariga. Terminalåtkomst innebär att den som använder registret på egen hand kan söka i detta och få svar på frågor, utan att själv kunna bearbeta eller på annat sätt påverka innehållet. En bestämmelse om terminalåtkomst har inte sekretessbrytande effekt i juridiskt hänseende. Om någon får terminalåtkomst till ett register som innehåller sekretessbelagda uppgifter, utan att tillgången till dessa uppgifter begränsas genom t.ex. spärrmarkeringar, sker således ett otillåtet sekretessgenombrott. I avsnitt 7.8.4 föreslås att det skall införas en bestämmelse om sekretess för uppgifter i anläggningsregistret, om det inte står klart att uppgiften kan röjas utan att den registrerade lider skada. Med hänsyn till hur sekretessbestämmelsen har utformats kan det vara problematiskt att fortlöpande skilja sekretessbelagda uppgifter från offentliga uppgifter. Det bör dock vara möjligt att tekniskt spärra tillgången till uppgifter i registret på ett sådant sätt att den som använder registret endast
SOU 2004:129 Centralt anläggningsregister
289
kan läsa och söka uppgifter som på ett relevant sätt berör den egna verksamheten utan att riskera sekretessen. Mot denna bakgrund och med hänsyn till syftet med anläggningsregistret bör terminalåtkomst kunna komma ifråga för såväl elleverantörer och balansansvariga.
291
8 Marknadsövervakning
8.1 Myndigheternas uppgifter i dag
Uppgiften att följa elmarknadens utveckling och konkurrenssituationen på denna marknad ligger främst på Energimyndigheten och Konkurrensverket.
8.1.1 Energimyndigheten
Energimyndigheten är den sektorsspecifika myndigheten för elmarknaden. Myndighetens uppgifter inom elområdet är främst att utöva tillsyn enligt ellagen och att följa och analysera utvecklingen på elmarknaden och att lägga fram förslag till förändringar samt att vara expertmyndighet för elhandel.
Energimyndigheten är således nätmyndighet enligt ellagen och har tillsyn över nätverksamheten och utfärdar tillstånd för överföring av el (nätkoncession) och hanterar olika prövningsärenden, t.ex. gällande anslutning, mätkostnader och ersättning till mindre elproducenter. Som tillsynsmyndighet bevakar Energimyndigheten också att nätföretagen följer ellagstiftningen.
1
Energimyndighetens uppgift vad gäller övervakning är således att följa utvecklingen på elmarknaden i ett bredare perspektiv och lämna förslag på förändringar. Ansvaret för uppföljningen av den samlade elmarknaden har förstärkts från 2003. I uppgiften ingår att följa och analysera kapacitetsutveckling och strukturförändringar inom produktion (el), handel och nätverksamhet, prisutvecklingen på el både på Nord Pool och mot slutanvändare, prisutveckling på naturgas och fjärrvärme samt vad gäller nättariffer för el och naturgas och fjärrvärme. Vidare ingår bevakning och analys av leveranssäkerhet och effektfrågor för el samt balansfrågor för el och naturgas. Rapporter och analyser initieras av regeringen i Energimyndig-
1
Vissa delar övervakas dock av andra myndigheter. Se även avsnitt 3.6.
Marknadsövervakning SOU 2004:129
292
hetens regleringsbrev eller genom specifika uppdrag eller av myndigheten.
Underlag för återrapportering till regeringen avseende analyser av utvecklingen på elmarknaden och förslag till åtgärder för att uppnå en ökad effektivitet på elmarknaden tas fram två gånger per år. Utöver de löpande rapporterna läggs normalt även ett antal specifika rapporter fram. Om det är relevant presenteras förslag till förändringar fram. Förslagen kan t.ex. gälla lagstiftning, styrmedel och behov av fortsatta projekt.
Från 2003 är Energimyndigheten även expertmyndighet för elhandelsfrågor. En viktig del i denna roll är att se till att konsumenter samt små och medelstora företag har tillräcklig information för att kunna agera på de konkurrensutsatta marknaderna för el och naturgas. Vad gäller informationsfrågor har Energimyndigheten bl.a. medverkat till förbättrad branschinformation via den s.k. Elmarknadshandboken och myndigheten har särskilda möten och löpande kontakter med nätföretagens kundombudsmän.
Energimyndigheten hade fram till schablonreformen november 1999 även tillsyn över elhandeln vad gällde elleverantörernas priser inom sina leveranskoncessionsområden. I och med att schablonreformen möjliggjorde för konsumenter att byta elleverantör utan krav på mätning upphörde myndighetens tillsyn över elpriset.
Rollen som expertmyndighet kommer fr.o.m. 2005 att vara mer operativ till sin karaktär med ett tydligare ansvar för prisinformation till kund och med återrapportering till regeringen för konsumentrelaterade frågor.
Bevakningen av marknaden genomförs, förutom vad gäller tillsynsfrågor, i dialog med aktörer och i samarbete med andra myndigheter och organ, framför allt Konkurrensverket, Konsumentverket och Konsumenternas Elrådgivningsbyrå samt Finansinspektionen. Under 2003 upprättades ett samråd mellan Energimyndigheten, Konsumentverket och Konsumenternas Elrådgivningsbyrå i syfte att förbättra framför allt konsumenternas förutsättningar att agera på den avreglerade elmarknaden.
Inom övervakningen ligger också ett brett europeiskt samarbete där Energimyndigheten följer utvecklingen och samarbetar med tillsynsmyndigheter inom EU vad gäller analys och åtgärdsförslag.
Under 2003 lämnade Statskontoret rapporten ”Effektivare tillsyn över energimarknaderna” till regeringen.
2
Rapporten riktade kritik
2
Statskontoret 2003:27.
SOU 2004:129 Marknadsövervakning
293
mot myndighetens tillsyn i ett antal punkter, såsom att verksamhetens mål och beslutsstruktur bör tydliggöras. Statskontoret menade även att tillsynen behövde effektiviseras och stärkas. För att minska intressekonflikterna och ge en mer effektiv hantering av de uppgifter den nuvarande Energimyndigheten har att utföra föreslog Statskontoret att Energimyndigheten skulle delas.
Statskontorets förslag har utmynnat i en tydligare uppdelning av myndighetens olika uppgifter och till att Energimyndigheten har tillförts ytterligare resurser med anledning av rapporten och tillkommande uppgifter. Regeringen har bl.a. mot denna bakgrund gjort vissa ändringar i Energimyndighetens instruktion.
Den 1 januari 2005 bildas inom Energimyndigheten en s.k. Energimarknadsinspektion. Energimyndigheten får härigenom ett utökat expertansvar för elmarknaden. Syftet med förändringen är att stärka tillsynen över energimarknaderna och tydliggöra rollfördelningen mellan tillsynsverksamhet och övrig myndighetsutövning på energiområdet.
3
8.1.2 Konkurrensverket
Konkurrensverket skall verka för en effektiv konkurrens i privat och offentlig verksamhet till nytta för konsumenterna. Konkurrensverkets huvuduppgift är att tillämpa konkurrenslagen (1993:20), KL, genom att aktivt hindra skadliga konkurrensbegränsningar, särskilt inom områden med fåtalsdominans och svag konkurrens. Verket skall även arbeta med att ge förslag på hur hinder för en effektiv konkurrens skall undanröjas, främja ett konkurrensinriktat synsätt samt arbeta med kunskapsuppbyggnad och forskning om konkurrensinriktade frågeställningar. Konkurrensverket samarbetar med andra myndigheter i frågor som rör konkurrens och regeländringar. Till sådana myndigheter hör Konsumentverket, Finansinspektionen, Kommerskollegium, Post- och Telestyrelsen (PTS) och Energimyndigheten.
Konkurrensverket tillämpar dels de svenska konkurrensreglerna, dels EU:s konkurrensregler. Avgörande för vilket regelverk som skall användas är främst om den aktuella verksamheten påverkar handeln mellan flera EU-länder. De svenska konkurrensreglerna används om effekten är begränsad till Sverige. Konkurrensverkets uppdrag omfattar hela den svenska marknaden. Att övervaka ener-
3
Se även avsnitt 3.6.
Marknadsövervakning SOU 2004:129
294
gisektorn ingår som en del av detta uppdrag. Då elmarknaden tidigare var en monopolmarknad men nu har öppnats för konkurrens utgör den ett prioriterat område.
Konkurrensverkets arbete bygger i huvudsak på egna initiativ, regeringsuppdrag eller tips och klagomål. Den tidigare möjligheten att ansöka om förhandsbesked i form av icke-ingripandebesked och undantag har tagits bort. Konkurrenslagen innehåller förbud mot konkurrensbegränsande samarbete och mot missbruk av dominerande ställning samt regler om prövning av större företagskoncentrationer.
Under 2003 rörde ca 10 procent av de klagomål som Konkurrensverket mottog energisektorn. Det höga elpriset genererade klagomål som dels kännetecknades av misstankar om att företagen samarbetade om de höga priserna, dels att Vattenfalls höga vinst visade att prisnivån var högre än på en marknad med fungerande konkurrens.
Konkurrensverket har möjlighet att ålägga aktörer på marknaden att inkomma med de uppgifter som verket behöver för att fullgöra sina uppgifter enligt KL. Detta gäller även när en sådan åtgärd begärs av en konkurrensmyndighet i en annan medlemsstat i EU. Sverige har anslutit sig till ett avtal mellan Danmark, Norge och Island om utbyte av viss konfidentiell information mellan konkurrensmyndigheterna i samband med t.ex. karteller och företagskoncentrationer.
Koncentrationsregler
Förutom ovanstående uppgifter prövar Konkurrensverket även företagskoncentrationer. En koncentration i Sverige kan omfattas av det svenska regelverket eller av EG:s koncentrationsregler. Ett exempel på detta är att det var den Europeiska kommissionen som hanterade Sydkraft/EON:s förvärv av Graninge.
Enligt de svenska koncentrationsreglerna skall en företagskoncentration anmälas till Konkurrensverket om vissa kriterier är uppfyllda. Verket får i vissa fall ålägga en part i en koncentration att anmäla koncentrationen även när dessa kriterier inte är uppfyllda.
4
Stockholms tingsrätt får på talan av Konkurrensverket helt eller delvis förbjuda en företagskoncentration. Ett ingripande får bara ske mot företagskoncentrationer som leder till väsentligt minskat
4
Företagens sammanlagda omsättning skall dock överstiga 4 miljarder kronor.
SOU 2004:129 Marknadsövervakning
295
konkurrenstryck eller om konkurrensen helt sätts ur spel. Faktorer som här är av betydelse är exempelvis de berörda företagens marknadsställning och ekonomiska styrka, potentiell konkurrens samt om andra företag hindras att komma in på marknaden.
Om koncentrationen har gemenskapsdimension skall i stället anmälan göras till kommissionen. En koncentration kan ha gemenskapsdimension då de berörda företagens sammanlagda årsomsättning överstiger 5 miljarder euro.
5
På EU-nivån gäller sedan den 1 maj i år en ny koncentrationsförordning för prövning av företagskoncentrationer.
6
De nya reg-
lerna innebär att det tidigare synsättet som utgår från dominanskriteriet övergivits till förmån för en mer ekonomiskt inriktad analys. Kommissionen kan även ta hänsyn till förväntade konkurrensbegränsande effekter på en oligopolistisk marknad samt om en koncentration kan förväntas medföra effektivitetsvinster. Maxbeloppen för böter och viten har höjts. Exempelvis har bötesbeloppet för en part som lämnar oriktiga uppgifter höjts.
Reglerna om hänskjutande av ärenden mellan kommissionen och medlemsstater har ändrats. Redan innan en koncentration formellt anmäls till kommissionen kan parterna framföra att koncentrationen påtagligt kan påverka konkurrensen inom ett medlemsland och att den därför bör undersökas i detta land. Om kommissionen beslutar att hänskjuta ärendet skall endast nationell konkurrenslagstiftning tillämpas. Parterna kan också underrätta kommissionen om att en koncentration, som formellt saknar gemenskapsdimension och som kan prövas enligt nationell lagstiftning i minst tre medlemsländer, i stället bör undersökas av kommissionen.
7
Liksom
tidigare kan en medlemsstat begära att ett ärende hänskjuts från kommissionen till medlemsstaten.
8
En eller flera medlemsstater får
också begära att kommissionen undersöker en koncentration som formellt inte har en gemenskapsdimension, men som påverkar handeln mellan medlemsstater och hotar att påtagligt påverka konkurrensen inom de medlemsstaters territorium som framställer begäran.
9
5
I vissa fall redan vid 2,5 miljarder euro.
6
Rådets förordning nr 139/2004 av den 20 januari 2004 om kontroll av
företagskoncentrationer.
7
Se artikel 4 i koncentrationsförordningen.
8
Se artikel 9 i koncentrationsförordningen.
9
Se artikel 22 i koncentrationsförordningen.
Marknadsövervakning SOU 2004:129
296
8.1.3 Andra myndigheter och aktörer
Det finns även andra myndigheter som övervakar delar av elmarknadens funktion. Sådana myndigheter är Svenska kraftnät, Finansinspektionen och Konsumentverket. Konsumenternas Elrådgivningsbyrå är inte en myndighet, men fyller en viktig funktion på marknaden genom att utgöra en kanal för konsumentfrågor.
Finansinspektionen
Finansinspektionens (FI) övergripande mål är att bidra till det finansiella systemets stabilitet och effektivitet samt att verka för ett gott konsumentskydd. FI ansvarar för tillsynen över finansiella marknader, marknadsplatser och finansiella företag.
Svenska värdepappersinstitut som handlar med finansiella instrument som derivat på Nord Pool har tillstånd enligt lag (1991:981) om värdepappersrörelse. I Sverige är det f.n. 15 kraft- och råvarubolag som har FI:s tillstånd att bedriva värdepappersrörelse och står således under tillsyn. Tillsynen gäller handel på värdepappersmarknaden. Tillsynen gäller också kapitalstyrka enligt lagen om kapitaltäckning och stora exponeringar för kreditinstitut och värdepappersbolag.
Handel med derivat – i form av terminer, optioner – som sker med el som underliggande tillgång innebär en handel med finansiella instrument. Hit räknas även elcertifikat som är definierade som finansiella instrument. Även utsläppsrätter kommer att bli föremål för likartad handel. Handeln med dessa instrument träffas därför av samma lagstiftning som gäller för aktiemarknaden. Därmed blir den en fråga för den finansiella tillsynen. Handeln omfattas av ett antal lagar, t.ex. insiderstrafflagen.
FI avser under vinterhalvåret genomföra en riktad tillsynsverksamhet mot kraft- och råvarubolag som bedriver värdepappersrörelse i syfte att primärt granska verksamheter som har bäring på marknadseffektivitet och förtroende, t.ex. intressekonflikter. Det handlar också om att få ett underlag för att skapa en mer utvecklad tillsynspolicy avseende elmarknaden och dess aktörer.
SOU 2004:129 Marknadsövervakning
297
Konsumentverket
Konsumentverket arbetar efter de övergripande målen för konsumentpolitiken. Målen är att stärka konsumenternas ställning och inflytande på marknaden, att öka hushållens möjligheter att utnyttja sina ekonomiska och andra resurser effektivt, att stärka skyddet av konsumenternas hälsa och säkerhet, att utveckla sådana konsumtions- och produktionsmönster som minskar påfrestningarna på miljön och bidrar till en långsiktig hållbar utveckling samt att öka konsumenternas tillgång till god vägledning, information och utbildning.
Konsumentverket har också uppgifter på energipolitikens område. Verket skall stimulera utvecklingen av energieffektiv teknik och skapa bättre förutsättningar för konsumenterna att få kunskap om elförbrukning och energikrävande utrustning.
För att utreda aktuella konsumentproblem får verket särskilda uppdrag från regeringen. År 2002 fick verket i uppdrag att, under fyra år, genomföra systematiska studier av de marknader som nyligen öppnats för konkurrens, utifrån ett konsumentperspektiv. Det första året skulle elmarknaden prioriteras. I december 2002 lämnades rapporten ”Konsekvenser för konsumenter av nyligen konkurrensutsatta marknader – Elmarknaden”. En uppföljning av utvecklingen ur ett konsumentperspektiv av tele- och elmarknaderna kommer att rapporteras till regeringen i december 2004.
För att uppfylla de konsumentpolitiska målen arbetar Konsumentverket bl.a. med att få elföretagen att förbättra marknadsföringen till konsumenterna, framför allt prisinformationen, att se till att företagen tillämpar skäliga avtalsvillkor gentemot konsumenterna, att konsumenterna får information om elmarknaden och att underlätta konsumenternas val genom en Internetbaserad elprisjämförelse. Konsumentfrågorna diskuteras i mer detalj i kapitel 6 ”Effekterna för konsumenterna”.
Svenska kraftnät
Svenska kraftnät har ansvaret för att upprätthålla balansen mellan produktion och förbrukning av el i hela landet, systemansvaret. Den uppgiften sköts praktiskt av balanstjänsten hos Svenska kraftnät. Svenska kraftnät samarbetar med ett trettiotal balansansvariga företag. Dessa har genom avtal med Svenska kraftnät tagit på sig ett
Marknadsövervakning SOU 2004:129
298
balansansvar för en eller flera elleverantörer. Balansansvaret innebär att man tar ekonomiskt ansvar för att varje timme tillföra lika mycket el som förbrukas i de uttagspunkter företaget har balansansvar för. Balansavvikelser gentemot Svenska kraftnät regleras ekonomiskt i efterhand genom balansavräkningen.
I systemansvaret ingår också att se till så att elsystemet i hela landet samverkar driftsäkert. Svenska kraftnät har även ett tidsbegränsat ansvar för att tillräckliga reserver finns i kraftsystemet.
10
Om en situation uppstår då reserver saknas, eller av en eller annan anledning inte kan överföras till den del av kraftsystemet som är i behov av el, kan Svenska kraftnät beordra en eventuell bortkoppling av delar av kraftsystemet.
Svenska kraftnät är delägare i Nord Pool samt har i uppgift att främja konkurrensen på elmarknaden.
Konsumenternas Elrådgivningsbyrå
Under 2001 träffades ett samarbetsavtal mellan Konsumentverket, Energimyndigheten och branschorganisationen Svensk Energi som innebar att de tillsammans inrättade en självständig byrå för rådgivning till elkonsumenter. Byrån skapades för att stärka konsumentskyddet och den arbetar med att avgiftsfritt informera, vägleda och hjälpa konsumenter i frågor som rör elmarknaden. Byrån har också till uppgift att fånga upp konsumentproblem inom elmarknadsområdet. Dessa sammanställs och redovisas för berörda myndigheter samt elbranschens företag. Elrådgivningsbyråns styrelse tillsätts av Konsumentverket, Energimyndigheten och Svensk Energi.
Konsumenter kan kontakta Elrådgivningsbyrån om de vill veta hur elmarknaden fungerar i frågor som rör avtalsformer och priser, jämförelser av elleverantörer, byte av elleverantör samt lagar och andra regler och hur dessa normalt tillämpas av företagen på marknaden.
10
Lag (2003:436) om effektreserv.
SOU 2004:129 Marknadsövervakning
299
8.2 Metoder för övervakning av konkurrenssituationen
8.2.1 Övervakning i Sverige
I Sverige övervakas elmarknaden främst av Energimyndigheten och Konkurrensverket. Energimyndighetens arbete har omfattat faktainsamling och analys av specifika frågeställningar samt insamling av omfattande statistik som presenteras i rapporter, både sådana som löpande publiceras och sådana som behandlar en separat frågeställning. I övervakningen ingår dessutom informella kontakter och samråd med andra myndigheter både i specifika ärenden och rörande mer allmänna frågor och analyser. Konkurrensverket har följt elmarknaden bl.a. genom att analysera och ta del av Energimyndighetens rapporter samt andra forskningsrapporter gällande elmarknaden. Verket har även arbetat med elmarknaden inom ramen för sitt arbete med olika typer av ärenden och rapporter samt genom mediabevakning.
Nordiskt samarbete
Energimyndigheterna i Sverige, Finland, Norge, Danmark och Island samarbetar sedan ett antal år tillbaka inom Forum for Nordic Energy Regulators (FNER). Arbetet fokuserar på gemensamma frågeställningar för elområdet. Gemensamma arbetsgrupper inrättas vid behov.
De nordiska konkurrensmyndigheterna samarbetar på regelbunden basis. De möts årligen och tillsätter även gemensamma arbetsgrupper vars arbete kan resultera i samnordiska rapporter. 2003 publicerades en sådan rapport som behandlade den nordiska elmarknaden. Rapporten ”A Powerful Competition Policy” diskuterar ett flertal frågeställningar som är intressanta från ett konkurrensperspektiv.
Behovet av och inriktningen på det nordiskt samarbetet rörande elmarknaden diskuterades bl.a. vid det nordiska ministermötet i Island i september 2004 (se avsnitt 9.2).
Rapporter enligt elmarknadsdirektivet
Utredningens delbetänkande ”El- och naturgasmarknaderna – europeisk harmonisering” (SOU 2003:113) behandlar bl.a. genom-
Marknadsövervakning SOU 2004:129
300
förandet av Europaparlamentets och Rådets direktiv 2003/54/EEG av den 26 juni 2003 om gemensamma regler för den inre marknaden för el och upphävande av direktiv 96/92/EG (elmarknadsdirektivet)i svensk lag. I delbetänkandet beskrivs de uppgifter som tillkommer för berörda myndigheter med anledning av direktivet.
Enligt elmarknadsdirektivet skall tillsynsmyndigheterna årligen offentliggöra resultatet av tillsynen på elmarknaden i en årsrapport. Tillsynsmyndigheter enligt direktivet är Energimyndigheten och Konkurrensverket. Energimyndigheten skall ansvara för rapporten i samråd med Konkurrensverket. Denna rapport skall behandla resultatet av Energimyndighetens övervakningsverksamhet. För en närmare beskrivning av vad som omfattas av direktivets rapporteringskrav se utredningens delbetänkande. Energimyndigheten har redan tidigare publicerat årligen återkommande rapporter som delvis berört de aktuella frågorna.
En annan rapport skall mer explicit handla om konkurrenssituationen på marknaden. Konkurrensverket skall ansvara för denna rapport i samråd med Energimyndigheten. Rapporten skall lämnas årligen fram till 2010. Från och med 2010 skall rapporten lämnas vartannat år. Rapporten skall behandla dominerande marknadsställning, underprissättning och konkurrenshämmande åtgärder, hur ägandeförhållandena förändrats, konkreta åtgärder på nationell nivå för att garantera en tillräcklig mångfald av marknadsaktörer samt för att förbättra sammanlänkning och konkurrens. Någon sådan rapportserie har inte tidigare publicerats av Konkurrensverket. Verket har dock behandlat elmarknaden i olika rapporter, t.ex. inom ramen för redovisningar av konkurrenssituationen i vissa branscher i Sverige. Senast diskuterades elmarknaden närmare i en rapport sommaren 2004.
11
8.2.2 Erfarenheter från andra länder
En konkurrensutsatt marknad kräver någon form av övervakning för att säkerställa att marknaden fungerar i enlighet med gällande regelverk. Fördelningen av övervakningen mellan de nationella energimyndigheterna och konkurrensmyndigheterna varierar. I vissa länder sker t.ex. en omfattande löpande rapportering av olika uppgifter. I Norge presenterades i år ett förslag på ett övervakningssystem för elmarknaden.
11
”Monopolmarknader i förändring ”, Konkurrensverkerts rapportserie: 2004:3.
SOU 2004:129 Marknadsövervakning
301
Norge
Marknadsövervakningen i Norge sker främst genom Konkurransetilsynet, Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) och Kredittilsynet. Även Nord Pool har viss övervakning av sina medlemmar.
Konkurransetilsynet har det övergripande ansvaret för en effektiv konkurrens mellan elmarknadens aktörer. Kredittilsynet övervakar börser, auktoriserade marknadsplatser, clearingcentraler (”oppgjörssentraler”) och värdepappersregister. NVE är den nationella regulatorn. Som sådan arbetar NVE för att elmarknaden skall fungera så effektivt som möjligt samt fungerar som nätmyndighet. Myndigheten övervakar t.ex. strukturutvecklingen inom energisektorn. NVE har tillsynsansvaret för den fysiska omsättningen och distributionen av el i Norge samt ansvarar för den nordiska marknadsplatsen för spotkraft.
Den norska energimyndigheten, NVE, publicerar kvartalsvisa rapporter om elmarknaden som bl.a. berör information om produktion, import/export, prisutveckling, terminspriser för el och information om konsumentmarknaden. Den senare omfattar bl.a. information om fördelningen av avtalstyper, prisutveckling och leverantörsbyten. NVE tar även fram en årlig rapport om elmarknaden som en del av sitt tillsynsarbete.
Konkurransetilsynet, NVE och Kredittilsynet ingick ett samarbetsavtal år 2003. Samarbetet sker inom ramen för ett samarbetsforum och har formen av regelbundna möten mellan myndigheterna. Samarbetet syftar till att utveckla regelverket, utbyta erfarenheter, samordna tillsynen samt till samarbete rörande gemensamma projekt och initiativ.
Konkurransetilsynet publicerar konsumentpriser på el på myndighetens webbplats. Priserna uppdateras regelbundet och omfattar de företag vars priser omfattas av anmälningsplikt.
12
Informationen
omfattar enbart priser till konsument och täcker inte samtliga avtalsformer som företagen erbjuder.
Konsultföretaget ECON har på uppdrag av NVE och Konkurransetilsynet tagit fram en modell för övervakning av konkurrensen på den norska elmarknaden.
13
Syftet med modellen är att kunna
12
Konkurransetilsynets databas omfattar elpriser från elleverantörer som följer ”Standardavtale for kraftleverering” som utarbetats av Forbrukerombudet och Energibedriftenes landsforening. Anmälningspliktern regleras i FOR 1997-12-12 nr 1392: Foreskrift om meldeplikt for kraftpriser.
13
ECON: ”Overåkning av markedsmakt i kraftmardedet”. Framtagen för Konkurransetilsynet och NVE, 2004.
Marknadsövervakning SOU 2004:129
302
påvisa de tillfällen då det kan ha förekommit missbruk av marknadsmakt bland norska elproducenter. Modellen bygger på att möjligheten att utöva marknadsmakt på den fysiska elmarknaden i Norge är kopplad till möjligheten att styra när i tiden vattnet används för att producera el.
Modellen är baserad på en indikator för utövande av marknadsmakt. Indikatorn beräknas med utgångspunkt från ett dagsindex som mäter det genomsnittliga prispåslaget i förhållande till ett uppskattat vattenvärde i kombination med ett index som mäter det maximala prispåslaget. Dagsindex jämförs med ett s.k. kritiskt värde för att identifiera de tillfällen då det finns anledning att gå vidare till nästa steg. Därefter används en modellsimulering av effektiv vattenanvändning som jämförs med faktisk användning av vattnet. Detta ger en indikation på om vattnet använts strategiskt under en längre tidsperiod. Eventuella kvarvarande frågetecken kräver att man ser närmare på den aktuelle aktörens budgivning på spotmarknaden i det enskilda fallet.
Norge har beslutat sig för att permanenta systemet. NVE och Konkurransetilsynet ansvarar gemensamt för detta system. Myndigheterna har även planer på att vidareutveckla systemet.
Storbritannien
The Office of Gas and Electricity Markets (Ofgem) är den brittiska tillsynsmyndigheten. Gas and Electricity Markets Authority (GEMA) har det överordnade ansvaret för regleringsverksamheten och fattar exempelvis större beslut och tar fram policyprioriteringar för Ofgem. Förutom Ofgems uppgifter som energimyndighet har myndigheten även uppgifter på det konkurrensrättsliga området. Även konkurrensmyndigheten, Office of Fair Trading (OFT), övervakar elmarknaden. Ofgem och OFT har delvis överlappande uppgifter. Ett enskilt ärende hanteras enbart hos en av myndigheterna och i det enskilda fallet väljs den bäst lämpade myndigheten. Vissa uppgifter ligger dock enbart hos OFT, t.ex. ärenden som rör koncentrationer på elmarknaden. OFT inhämtar dock synpunkter från Ofgem i koncentrationsärenden.
Ofgem verkar för att skydda och främja konsumenternas intressen genom att främja konkurrensbaserade lösningar där så är möjligt. Om detta inte bedöms som tillräckligt kan även regleringsåtgärder användas. Det finns även ett från Ofgem fristående råd
SOU 2004:129 Marknadsövervakning
303
som syftar till att tillvarata konsumentintresset, Gas and Electricity Consumer Council – energywatch. Ofgem har även vissa möjligheter att agera enligt konsumentskyddslagstiftningen.
Ofgems uppgifter omfattar därmed bl.a. att främja konkurrensen på elmarknaden. Myndigheten skall säkerställa att det inte finns några hinder för en effektiv konkurrens och övervakar marknaden för att säkerställa att företagen inte agerar på ett sätt som är negativt för konkurrensen på marknaden. OFT har bl.a. publicerat riktlinjer för hur den brittiska konkurrenslagen, the Competition Act, skall tillämpas på el- och gasmarknaderna.
14
Riktlinjerna omfattar
råd och information om vad som kan ligga till grund för myndighetens bedömningar inför beslut om eventuella åtgärder.
Det krävs licens för att ett företag skall få agera på elmarknaden. Kraven skiljer sig åt beroende på vilken verksamhet som avses, t.ex. om det rör konkurrensutsatta eller reglerade verksamhetsområden. Exempelvis rapporteras löpande uppgifter in till Ofgem från de berörda företagen.
Enligt Ofgems bedömning har myndighetens möjlighet att använda konkurrenslagen samt att säkerställa att licensvillkoren uppfylls utgjort två viktiga medel för att skapa förutsättningar för att kunna skydda kundernas intressen.
15
Enligt en rapport från Statskontoret har en mer övergripande diskussion pågått om att regleringsverksamheterna i Storbritannien där så är möjligt skall göras mer enhetliga.
16
Detta skulle leda till en
ökad överensstämmelse mellan regleringen av sektorer såsom el, gas, vatten och avlopp, telefoni, järnvägar, post och flygtrafik.
Holland
Den holländska energimyndigheten, Dienst uitvoering en toezicht Energie (DTe), övervakar den holländska elmarknaden samt arbetar med tillsyn och infrastrukturfrågor på elmarknaden. DTe:s huvuduppgifter är att främja en konkurrensutsatt energimarknad, att reglera marknaden när så är nödvändigt, att övervaka aktörerna på energiområdet samt att noga övervaka hur energimarknaden
14
“The Competition Act 1998, The application in the Energy Sector”, OFT 428, March 2001
.
15
Ofgems rapport:
“Domestic Competitive Market Review, A review document”, April 2004
78/04.
16
Statskontoret: ”Energimarkedsregulering i Danmark, Finland, Norge,, Storbritannien og Tyskland” April 2003.
Marknadsövervakning SOU 2004:129
304
fungerar. DTe ingår i den holländska konkurrensmyndigheten, Nederlandes Mededingingsautoritet (NMa). NMa tillämpar den holländska konkurrenslagen.
NMa och DTe har skapat ett gemensamt övervakningssystem, Market Surveillance Committee (MSC), som följer utvecklingen på den holländska elmarknaden. Arbetet utgår från både ellagen och konkurrenslagen. MSC Task Force omfattar både NMa och DTe och utgör en stödfunktion till MSC. MSC Task Force arbetar bl.a. med att ta fram analyser som tillsammans med råd från MSC kan utgöra underlag för både DTe:s översyn av marknadens regelverk och NMa:s tillämpning av konkurrenslagen. NMa/DTe samlar in uppgifter om exempelvis importpriser och kvantiteter, data från den holländska elbörsen, APX (Amsterdam Power Exchange). MSC:s aktiviteter omfattar även en expertkommitté. Kommittén kan ge råd till NMa och DTe rörande elmarknadens funktion både av eget initiativ och på förfrågan av dessa myndigheter.
8.3 Elkonkurrensutredningen m.m
Elkonkurrensutredningen övervägde behovet av förstärkt konkurrensbevakning. Utredningen inhämtade Konkurrensverkets syn på förutsättningarna för en eventuell förstärkt konkurrensbevakning.
Konkurrensverket framförde bl.a. följande .
17
De problem som
kan identifieras på dagens elmarknad är till en betydande del en följd av olika strukturella tillkortakommanden inom sektorn. Bland de åtgärder verket pekade på för att försöka undanröja dessa ingick att bygga ut överföringsförbindelserna, att öka användningen av motköp, att fullständigt separera nätverksamhet från annan verksamhet, och att skärpa reglerna kring leverantörsbyten. Det vore däremot fel att införa branschspecifika regler i konkurrenslagen i syfte att stärka konkurrensen på elmarknaden. Konkurrenslagen bygger på förbud och har kraftfulla sanktioner och är generellt tillämplig inom samtliga delar av näringslivet. De svenska konkurrensreglerna ansluter nära till EG:s konkurrensregler.
Konkurrensverket framförde även till Elkonkurrensutredningen att förhållandena på elmarknaden kan vara sådana att det kan finnas anledning till särskild rapportering av prisuppgifter m.m. från olika marknadsaktörer i syfte att öka transparensen på marknaden. En
17
”Konkurrensen på elmarknaden” (SOU 2002:7), avsnitt 9.2.
SOU 2004:129 Marknadsövervakning
305
sådan uppgift torde ligga i linje med sektorsmyndighetens, Energimyndighetens, uppgifter.
Konkurrensverket står i dag för i princip samma syn som tidigare redovisats till Elkonkurrensutredningen. Verket anser det även angeläget att vidareutveckla metoderna för marknadsanalys och att etablera praxis med utgångspunkt från olika sektorers varierande förutsättningar. Verket har bl.a. initierat ett forskningsprojekt för att analysera möjligheterna till marknadsmakt och marknadsdominans på elmarknaden mot bakgrund av de speciella förhållanden som råder på denna marknad (exempelvis att el inte går att lagra och utbud och efterfrågan ständigt måste vara i balans). En särskild fråga är om marknadsmakt, och därmed eventuellt missbruk av dominerande ställning, inträffar vid en lägre marknadsandel på elmarknaden än vad som vanligtvis är fallet på andra marknader.
Energimyndigheten har nyligen presenterat rapporten ”Hantering av begränsningar i det svenska överföringssystemet för el – Ett nordiskt perspektiv”. Rapporten lämnades i december 2004 och har tagits fram i samråd med Svenska kraftnät och Konkurrensverket. I rapporten diskuteras metoderna för hantering av flaskhalsar i form av ökad mothandel och indelning av Sverige i elspotområden. Båda metoderna innebär fördelar och nackdelar och kräver ytterligare analys.
8.4 Utredningens bedömning och förslag
Utredningens förslag: Energimyndigheten, Konkurrensverket och Finansinspektionen bör samarbeta inom ramen för en samrådsgrupp. Samrådsgruppen skall mötas regelbundet och ofta för att tillsammans kunna optimera utbytet av kunskaper och erfarenheter av elmarknaden. Därutöver bör de berörda myndigheterna ges möjlighet att internt bygga upp och bevara sina kunskaper om elmarknaden över tid.
En effektiv övervakning av marknaden stöds genom publicering av konsumentpriser, löpande statistik över byten av elleverantör samt genom en nordisk samrådsgrupp.
I det följande kommer utredningen att redogöra för sina bedömningar och förslag vad gäller metoder för övervakning av elmarkna-
Marknadsövervakning SOU 2004:129
306
den. Utredningen har valt att diskutera några metoder i mer detalj då dessa bedömts som mer intressanta att ta upp i dagsläget.
Samrådsgrupp
Övervakningen av elmarknaden hanteras främst av Energimyndigheten, Konkurrensverket och Finansinspektionen. Myndigheterna övervakar olika delar och olika aspekter av marknadens funktion. Vissa delar kan omfattas av mer än en myndighets arbetsuppgifter. Detta innebär att myndigheterna besitter olika kunskaper om och olika erfarenheter av elmarknaden. Detta kan leda till en splittrad övervaknings som inte tillvaratar de kunskaper och kompetenser som i dag finns spridda på flera myndigheter. En sådan splittring försvårar en effektiv övervakning av marknaden.
För att bättre ta tillvara de kunskaper och erfarenheter som finns inom myndigheterna föreslår utredningen att det skall inrättas ett mer formaliserat samarbete mellan Energimyndigheten, Konkurrensverket, och Finansinspektionen. Ett sådant samarbete skulle bidra till att effektivisera arbetet inom myndigheterna bl.a. genom att öka möjligheterna att utnyttja existerande expertis hos respektive organisation och genom att underlätta erfarenhetsutbyte och kunskapsöverföring mellan de berörda myndigheterna.
Samtidigt får de berörda myndigheterna möjlighet att diskutera marknaden med utgångspunkt från skilda perspektiv vilket torde leda till en bättre belysning av aktuella problem och frågeställningar. Detta kan bidra till en ökad bredd i myndigheternas arbete med att analysera specifika frågeställningar. Vissa frågeställningar kan antas ha relevans för flera myndigheters uppgifter. Om t.ex. den finansiella marknaden manipuleras så skulle det under vissa omständigheter även kunna utgöra ett brott mot konkurrenslagen.
Gruppens arbete kan bl.a. omfatta frågor som metoder för att samla in och utvärdera information i förhållande till de uppgifter myndigheterna har samt tolkningen av denna information. Utbytet i gruppen syftar även till att sprida de kunskaper om elmarknaden och dess funktion som finns inom respektive myndighet.
För att optimera nyttan av en sådan samrådsgrupp bör den träffas regelbundet och relativt frekvent. Det är betydelsefullt att gruppen ges möjlighet att utveckla resonemang och kunskaper över tid varför samrådsgruppens arbete bör ses som en angelägen uppgift för myndigheterna. För att säkerställa kontinuiteten bör det
SOU 2004:129 Marknadsövervakning
307
ligga på en myndighet, lämpligen Energimyndigheten, att utgöra sammankallande för samrådsgruppens möten.
Utredningen förutsätter vidare att samrådsgruppen vid behov har möjlighet att knyta till sig representanter för andra myndigheter. En sådan myndighet bör vara Svenska kraftnät, som dels har konkurrensfrämjande uppgifter och vars erfarenheter och informationsunderlag kan vara av särskilt intresse som underlag för diskussion av vissa frågeställningar inom ramen för gruppens arbete.
För att säkerställa att myndigheterna har en samstämmig uppfattning om samrådsgruppens uppgifter och betydelse för verksamheten bör samrådsgruppens uppgifter definieras i samtliga tre berörda myndigheternas regleringsbrev, dvs. i regleringsbreven för Energimyndigheten, Konkurrensverket och Finansinspektionen.
Utredningen förutsätter att de berörda myndigheterna inleder arbetet så snart som möjligt mot bakgrund av det existerande behovet av ett utvidgat erfarenhets- och kunskapsutbyte.
Även det nordiska perspektivet bör beaktas. Ett samarbete över gränserna mellan de nämnda svenska myndigheterna och deras respektive systermyndigheter i de nordiska länderna skulle kunna underlätta vid hantering av frågeställningar som får effekt i mer än ett land på den nordiska marknaden. Exempelvis är den nordiska elbörsen, Nord Pool, ett norskt företag som lyder under norska börsregler, oavsett dess centrala roll för prisbildningen på hela den nordiska marknaden. Ett sådant samråd föreslås i avsnitt 2.10.
Kompetensuppbyggnad
De samrådsgrupper som föreslås här samt i kapitel två avseende kunskaps- och erfarenhetsutbyte kommer att bidra till kompetensuppbyggnaden hos de berörda myndigheterna. Därutöver finns dock ett ytterligare behov av att säkerställa myndigheternas möjlighet till en kontinuerlig kompetensuppbyggnad.
Energimyndighetens arbetsområde är energifrågor. Konkurrensverkets uppgifter omfattar en mångfald branscher och Finansinspektionens uppgifter omfattar den finansiella marknaden. För en effektiv övervakning är det viktigt att myndigheterna ges möjlighet och resurser att bygga upp och bevara sådan kompetens, t.ex. i form av branschkunskaper, som möjliggör en effektiv övervakning av elmarknaden. Exempelvis har Finansinspektionen tidigare arbetat i relativt begränsad omfattning med elmarknadsfrågor. Myndig-
Marknadsövervakning SOU 2004:129
308
heten har dock under senare tid utökat sitt arbete mot denna marknad.
Utöver den kompetensuppbyggnad som sker inom ramen för ovan föreslagna samrådsgrupp bör myndigheterna således ges resurser så att de kontinuerligt har möjlighet att följa marknadens utveckling på ett sådant sätt att kompetensen byggs upp och bevaras över tid. Detta bidrar till att säkerställa en mer effektiv övervakning och utvärdering.
I följande delar lämnar utredningen inga förslag men har ändå bedömt det som intressant att särskilt lyfta fram och kommentera vissa metoder för marknadsövervakning.
Publicering av konsumentpriserna
Publicering av konsumentpriser sker exempelvis i Norge. En publicering som omfattar samtliga elleverantörer och som regelbundet uppdateras innebär en ökad transparens på elmarknaden. Detta underlättar för konsumenterna att hitta lämpliga alternativ och skapa sig en överblick över marknaden, men bidrar även till att myndigheternas uppgift att övervaka marknaden och dess utveckling underlättas genom kontinuerlig tillgång till aktuell information. Ett sådant förslag har redan diskuterats i samband med utredningens förslag om tillstånd för elleverantör.
Rapporter
Regelbundet återkommande rapporter som omfattar en marknadsöversikt, inklusive en redovisning av förändringar på marknaden, bidrar till att ge en klarare och mer kontinuerlig bild av utvecklingen på marknaden. Sådan rapportering innebär även att de berörda myndigheterna regelbundet bearbetar och analyserar marknadsinformation, vilket bidrar till att upprätthålla branschkunskaperna inom myndigheterna.
I dagsläget publicerar Energimyndigheten årligen två rapporter, ”Energimarknaden” och ”Energiläget”. Dessa rapporter kommer att publiceras löpande även i framtiden. I de delar de berör elmarknadsdirektivets artikel 23 punkten h, som rör graden av insyn och konkurrens, skall rapporten tas fram i samråd med Konkurrensverket.
SOU 2004:129 Marknadsövervakning
309
Elmarknaden har redovisats som en del av Konkurrensverkets återkommande rapporter om konkurrensläget på den svenska marknaden. Dessa rapporter har publicerats vid flera tillfällen, men kan inte likställas med en kontinuerligt uppdaterad årligen återkommande rapport. En sådan rapport kommer dock att publiceras fr.o.m. 2006 med utgångspunkt från de rapporteringskrav som ingår i elmarknadsdirektivet. Konkurrensverket kommer i samråd med Energimyndigheten att årligen ta fram en sådan rapport fram till 2010. Därefter kommer rapporten att tas fram vartannat år.
Den i avsnitt 7.8 diskuterade statistiken över genomförda byten av elleverantörer är ett intressant mått vid bedömning av hur en konkurrensutsatt marknad fungerar. Utredningen förutsätter därför att denna typ av statistik kan infogas i ovan diskuterade rapporter där så är lämpligt i förhållande till rapporternas innehåll.
Utredningen gör mot ovanstående bakgrund bedömningen att det inte föreligger något ytterligare behov av löpande rapporter som rör övervakningen av elmarknaden.
Det norska övervakningssystemet
Det norska övervakningssystemet är intressant. Systemet är uppbyggt för att övervaka den norska elmarknaden. Ett sådant system förutsätter ett kontinuerligt arbete med att analysera insamlad information och arbeta fram de månatliga rapporter som torde vara nödvändiga om systemet skall uppfattas som relevant och aktuellt. Det torde därför vara relativt resurskrävande att hantera resultaten av analyserna på ett sådant sätt att systemets preventiva effekt inte förringas. En svårighet är att den svenska produktionen är sammansatt av fler produktionsslag än den norska, som i huvudsak är vattenkraft, vilket torde göra det mer komplicerat att ta fram en simuleringsmodell för de faktiska marknadsförhållanden för Sverige. Enligt utredningens bedömning krävs ett omfattande arbete för att arbeta fram och förankra en sådan modell. Om modellen utvidgas till att omfatta den nordiska marknaden blir den verklighet som skall återges än mer komplex. Den nordiska marknaden torde dock vara det område som i framtiden skulle kunna vara mest intressant för denna typ av system.
Systemet är relativt nytt, det torde därför vara intressant att följa systemets fortsatta utveckling och vilka erfarenheter de norska
Marknadsövervakning SOU 2004:129
310
myndigheterna fått av systemet när det varit i bruk under en längre tidsperiod.
Det är därför utredningens bedömning att det norska övervakningssystemet för närvarande inte är aktuellt för den svenska marknadsövervakningen.
311
9 Norden och Europa – en beskrivning av närliggande elmarknader
I kapitlet om råkraftsmarknaden har utredningen diskuterat frågan om elmarknadens omfattning. Enligt utredningens bedömning är elmarknaden en marknad vars geografiska omfattning varierar över tiden. Oavsett att konsumenterna i huvudsak agerar på de nationella marknaderna finns det i dag en marknad som är nordisk under en relativt stor del av tiden. I detta kapitel kommer utredningen därför att kortfattat beskriva de övriga nordiska marknaderna, med undantag för Island, samt även beskriva några andra närliggande marknader som kan vara av särskilt intresse vad gäller elmarknadsfrågor. Beskrivningen är med nödvändighet endast översiktlig.
9.1 Nordiska marknader
Det finns både stora likheter och stora olikheter mellan de nationella nordiska marknaderna. Förutom Island har de nordiska marknaderna omfattande kopplingar till varandra. Beskrivningarna nedan syftar till att ge en övergripande bild av elmarknaderna i Norge, Danmark och Finland. Även den nordiska marknaden kommer att beröras kort.
9.1.1 Den norska marknaden
Den norska elmarknaden var den första av de nordiska elmarknaderna som konkurrensutsattes. Öppnandet av den norska elmarknaden inleddes den 1 januari 1991. Norska elkunder har fritt kunnat välja elleverantör sedan 1995. Det krävs koncession för att bedriva verksamhet som rör produktion, överföring och försäljning av el.
Norge har god tillgång till vattenkraft och magasinkapacitet. Elproduktionen utgörs i princip uteslutande av vattenkraft, varav ca
Norden och Europa – en beskrivning av närliggande elmarknader SOU 2004:129
312
52 procent ägs av kommuner/fylkeskommuner, ca 33 procent av den norska staten via det helägda företaget Statkraft SF och ca 15 procent av privat industri. Det utländska ägandet är begränsat, bl.a. beroende på de norska reglerna om hjemfall.
Statkraft är den största aktören. Totalt sett har de 15 största företagen ca 88 procent av produktionen på den norska marknaden, men det finns ett flertal mindre producenter. Korsägande är vanligt förekommande.
Figur 9.1. Andel volym av norsk elproduktion 2003
Anm. Statkraft har förvärvat Agder Energi.
Källa: Statkraft, ÖPwC analys, Vannkraft Öst och E-Cos uppgifter baseras på uppskattade värden.
Det fanns 178 nätföretag år 2003, varav 136 var vertikalt integrerade. Företag som bedriver både nätverksamhet och konkurrensutsatt verksamhet måste särredovisa kostnaderna.
Totalt finns ca 220 elhandelsföretag, år 1999 fanns ca 240 företag. Företagen ägs i regel av kommuner. Idag bedriver ca 70 företag enbart elhandel. Antalet sådana företag ökade fram till år 2001, men minskade efter 2002/2003. Ägandet i Norge är mycket hårt reglerat och det krävs t.ex. omsättningskoncession för att få bedriva elhandel. De senaste åren har det skett en viss koncentration inom elhandeln. Hafslund utgör Norges största elhandelsföretag med över 600 000 kunder efter att bl.a. ha förvärvat Oslo Energis kundstock. Ytterligare ett block har skapats genom att Statkraft förvärvat Trondheims energiverk (TEV) samt köpt in sig i BKK, Agder och Skagerak Energi. Samtliga är betydande elhandelsföretag. Blocket ifråga har tillsammans över 500 000 kunder. För att norska konkur-
Andel volym av norsk elproduktion 2003
33%
8%
8%
6%
6% 4% 6% 2% 2%
25%
Statkraft
E-CO
Norsk Hydro
BKK
Agder Energi
Lyse Energi
Vannkraft Öst
Nord-Tröndelag
SOU 2004:129 Norden och Europa – en beskrivning av närliggande elmarknader
313
rensverket skall tillåta Statkraft att behålla TEV måste Statkraft avyttra andel i övrig produktion.
Den norska elmarknaden övervakas av Norske Vassdrags- och Energidirektoratet (NVE), Konkurranasetilsynet och Kredittilsynet. Deras uppgifter vad gäller marknadsövervakning redovisas i avsnitt 8.2.2. NVE har även ansvar för att övervaka och reglera nätverksamheten. Statnett har systemansvaret på elmarknaden. Konkurransetilsynet har noga följt marknadskoncentrationens utveckling på elmarknaden. Tilsynet har ingripit mot enskilda förvärv samt ålagt företag anmälningsplikt om framtida förvärv. Det omfattande korsägandet i norsk elproduktion har setts som problematiskt och Konkurransetilsynet har uppmanat Statkrafts ägare, Naerings- og handelsdepartementet, att bidra till att rensa upp i korsägandet.
1
Naerings- og handelsdepartementet har lagt fram en proposition där det föreslås att Statkraft SF skall ombildas till ett normalt aktiebolag.
2
Enligt förslaget skall statsföretaget bli moderbolag i en
koncern, där produktion och nätverksamhet skall läggas i olika dotterbolag.
9.1.2 Den finska marknaden
Den finska elmarknaden öppnades gradvis med början år 1995. År 1998 infördes en schablonreform för kunder med liten förbrukning.
Den finska elproduktionskapaciteten utgörs till 65 procent av värmekraft, 18 procent av vattenkraft och 16 procent av kärnkraft. Beslut har fattats att bygga en femte kärnkraftsreaktor. Finland har ett relativt stort importbehov av el. År 2002 uppgick importbehovet till ca 14 procent av det totala elbehovet. Fortum och PVO har tillsammans ca hälften av elproduktionen i Finland. Den privata industrin är även betydande elproducenter, såväl direkt som via ägande i PVO.
1
Rapport från NVE, Konkurransetilsynet och Kredittilsynet: ”Samarbeid om tilsyn med
kraftmarkedet Anbefalninger om fremtidig samarbedi mellom Konkurransetilsynet, Kredittilsynet og NVE”, Oktober 2003.
2
Sr.prp 53 2003–2004, ”Statens eierskap i Statkraft SF”.
Norden och Europa – en beskrivning av närliggande elmarknader SOU 2004:129
314
Figur 9.2. Ägarandelar i finsk elproduktion 2001
Källa: ÖPwC analys.
Ett förvärv genom vilket ett företag får mer än 25 procent av eldistributionen i Finland kan förbjudas av Marknadsdomstolen på framställning av det finska Konkurrensverket.
3
Enligt den finska elmarknadslagen skall nätinnehavaren och elförsäljaren särredovisa nätverksamhet, elförsäljning och elproduktion samt sin övriga affärsverksamhet.
4
I dagsläget finns ett förslag
som innebär att elproduktion och elförsäljning fortsättningsvis juridiskt, operativt och bokföringsmässigt skall skiljas från nätverksamhet.
Totalt finns ca 90 elhandelsföretag. Fortum är störst med ca 500 000 kunder, följt av Vattenfall med drygt 300 000 kunder. Vattenfall har förvärvat ett antal energiföretag och har en marknadsandel på ca 14 procent. E.ON är majoritetsägare i Espoon Elektriska som har en marknadsandel på cirka 7 procent. Även de större stadsägda energiföretagen som Helsingfors Energi, Vanda Energi, Åbo Energi, Tammerfors, Jyväskylä och Uleåborg är betydande aktörer.
Kundrörligheten är mindre i Finland än i Sverige och Norge. De större stadsägda energiföretagen har erbjudit konkurrenskraftiga priser. Det har förekommit att försäljningen sker under marknadspris på Nord Pool genom att aktör med egen produktion subventionerar försäljningen. Detta har bidragit till att inga fristående elförsäljare etablerat sig i Finland.
3
Lag om konkurrensbegränsningar (480/1992), inkl. lagen 318/2004.
4
Elmarknadslag (386/1995).
Ägarandelar finsk elproduktion 2001
33%
21%
11% 8% 6% 3%
2%
2%
2%
12%
Fortum
TVO
PVO
Helsingin Energia Kemijoki
Vaskiluoden Voima Tampereen Sähkölaitos Oulun Energia
SOU 2004:129 Norden och Europa – en beskrivning av närliggande elmarknader
315
Den finska marknaden övervakas av Energimarknadsverket och det finska Konkurrensverket. Energimarknadsverket har dels till uppgift att övervaka elmarknaden, dels att främja verksamheten på elmarknaden som nu bygger på konkurrens. Verket genomför sina övervakningsuppgifter i samarbete med Handels- och industriministeriet. Det krävs inget tillstånd för att verka som elleverantör i Finland. Energimarknadsverket övervakar elnätsverksamhet och nättarifferna. Fingrid har systemansvaret. Fingrid ägs förutom av staten bl.a. även av andra aktörer på elmarknaden.
9.1.3 Den danska marknaden
Den danska marknaden började öppnas gradvis år 1999. Samtliga kunder kunde välja leverantör först år 2003.
Den danska elproduktionen utgörs främst av kol och naturgasbaserad värmekraft samt av ca 13 procent vindkraft. Den danska produktionskapaciteten delas upp i centraliserade och decentraliserade anläggningar. Elproduktionen från de centraliserade anläggningarna kan säljas fritt i det nordiska systemet. Den decentraliserade produktionen utgörs av vindkraft och mindre lokala produktionsanläggningar. Delar av den decentraliserade produktionen utgörs av s.k. prioriterad produktion, vilken skall utgöra en viss andel den totala elförbrukningen i Danmark. Priset för decentraliserad produktion fastställs enligt dansk lag.
Det har under året kommit ett danskt avtalspaket som rör de långsiktiga villkoren på den danska elmarknaden. Avtalspaketet omfattar bl.a. att all el skall handlas på marknaden och att kunderna inte längre kommer att vara skyldiga att köpa vindkraft och småskalig kraftvärme till fastställda priser. Sådan kraft har uppgått till 40 procent av förbrukningen i Danmark. Restriktioner vad gäller kapital och ägande förändras för att gynna investeringar och strukturanpassningar. En ny prisreglering införs. Avtalet omfattar även sammanslagningen av Danmarks två systemoperatörer, Elkraft och Eltra som den 1 januari 2005 kommer slås samman till ett statligt ägt stamnätsföretag, EnergiNet Danmark.
Elsam och Energi E2 är de enskilt största elproducenterna i Danmark. Deras produktion utgör tillsammans ca 66 procent av Danmarks totala elproduktion och de svarar för nästan hela den konkurrensutsatta produktionen. Den danska Konkurrancestyrelsen godkände Elsams köp av Nesa, men förenade godkännandet
Norden och Europa – en beskrivning av närliggande elmarknader SOU 2004:129
316
med omfattande krav. Ett problem var att förvärvet skulle leda till att Elsam skulle bli delägare i den andra stora producenten i Danmark genom att Nesa äger 36 procent av EnergiE2. Dong och Vattenfall har under hösten 2004 visat intresse för Elsam.
Figur 9.3. Marknadsandelar i elproduktionen i Danmark
Källa: Rapport 2.
Totalt finns ca 100 företag som traditionellt svarat för försäljning av el till slutkunder. Efter marknadsöppningen har det etablerats ett 30-tal elhandelsföretag. Flertalet av företagen ägs av större inhemska och utländska energiproducenter. De utländska aktörerna har i första hand vänt sig till större förbrukare. De två största elhandelsföretagen är Disam med 800 000 kunder och Nesa med 530 000 slutkunder. Omstruktureringen av den danska elmarknaden har varit begränsad. En av orsakerna har varit den lag som gjorde det ekonomisk ointressant för danska kommuner att sälja sina elföretag, den s.k. Lex Nesa.
Schablonavräkning tillämpas för kunder med en årlig förbrukning som understiger 200 000 kWh. Nätverksamhet och elhandel skall vara juridiskt och räkenskapsmässigt åtskilda.
Den danska elmarknaden övervakas av Energistyrelsen, Energitilsynet, Energiklagenævnet och konkurrensmyndigheterna i form av Konkurrencerådet och Konkurrancestyrelsen. De olika myndigheternas ansvarsområden kan delvis gå in i varandra. Miljø- og Energiministeriet ger tillstånd för ny produktionskapacitet. Energistyrelsen har ett nära samarbete med Konkurrancestyrelsen. Samarbetet har en flexibel utformning. Energitilsynet är den danska tillsynsmyndigheten.
Marknadsandel elproduktion Danmark
Elsam
36%
EnergiE2
30%
Övriga, kommunala kraftvärmeverk
34%
SOU 2004:129 Norden och Europa – en beskrivning av närliggande elmarknader
317
9.2 Den nordiska marknaden
I avsnitt 2.7 har utredningen i mer detalj diskuterat elmarknadens geografiska omfattning. Utredningens bedömning är att elmarknaden kan vara svensk, nordisk och eller utgöras av olika varianter av sammanlagda prisområden. Under en relativt stor del av tiden är dock råkraftsmarknaden en nordisk marknad. Elköparna är i högre grad hänvisade till att i sitt agerande beakta var deras uttagspunkter är belägna och för konsumenternas del är marknaden i princip begränsad till det egna landet.
Elförbrukningen på den nordiska marknaden uppgick år 2002 till ca 390 TWh,
5
vilket gör marknaden till en av de största i Europa.
Norden har kommit långt vad gäller genomförande av EU:s direktiv vad avser öppning av elmarknaden för samtliga elkunder.
6
De
olika kraftslagen vattenkraft, värmekraft och vindkraft kompletterar varandra och kan leda till ett effektivt resursutnyttjande av systemet som helhet.
De nordiska länderna är sedan gammalt sammanbundna genom ett antal överföringsförbindelser. I samband med öppnandet av de nationella marknaderna skapades även en gemensam nordisk marknadsplats för handel med el. För att stödja denna utveckling har även gränstarifferna för handel med el mellan de nordiska länderna tagits bort. Elöverföringen mellan de nordiska länderna har beskrivits i kapitel 2 i samband med beskrivningen av produktion och råkraftsmarknaden och diskuteras därför inte vidare här. Det finns även en gemensam nordisk marknad för reglerkraft, där systemoperatörerna avropar reglerkraft.
Även på den nordiska marknaden är det samma företag som har de största marknadsandelarna som på de nationella marknaderna, se figuren nedan. De största företagen år 2002 utgjordes av Vattenfall, Fortum, Statkraft, Sydkraft och Pohjolan Voima Oy.
7
5
Energimyndigheten: ”Elmarknaden 2003”.
6
Europaparlamentets och rådets direktiv om gemensamma regler för den inre marknaden för
el (2003/54/EG).
7
Energimyndigheten: ”Elmarknaden 2003”.
Norden och Europa – en beskrivning av närliggande elmarknader SOU 2004:129
318
Figur 9.4. Andel av nordisk elproduktion 2002
* Exkl andel i Sydkraft. Källa: Energimyndigheten,
”
Elmarknaden 2003
”
.
När det gäller försäljningen till slutkund står Vattenfall, Sydkraft och Fortum tillsammans för ca 25 procent av försäljningen i Norden. Slutkundsmarknaderna är i huvudsak nationella, där dock ett enskilt elhandelsföretag kan agera på mer än en marknad.
Figur 9.5. Andel av nordiska slutkunder
Källa: Montel, ÖPwC analys.
Import och export
För att skapa sig en bild av Sverige och den nordiska marknaden är det även av intresse hur utrikeshandeln med el har utvecklats sedan den svenska elmarknaden öppnades.
I de två första figurerna nedan redovisas Sveriges import och export fördelat på de länder som elen importerats från respektive exporterats till. I figur 9.8 redovisas utvecklingen av exporten och
12%
11%
7%
52%
Vattenfall Fortum Statkraft* Sydkraft Övriga
12%
11%
7%
52%
Vattenfall Fortum Statkraft* Sydkraft Övriga
6%
8%
10%
5%
4% 6% 4%
57%
Vattenfall Sydkraft Fortum Hafslund
Statkraft alliansen
Disam Nesa Övriga
6%
8%
10%
5%
4% 6% 4%
57%
Vattenfall Sydkraft Fortum Hafslund
Statkraft alliansen
Disam Nesa Övriga
SOU 2004:129 Norden och Europa – en beskrivning av närliggande elmarknader
319
importen som helhet. Sverige har under perioden uppvisat en klar trend mot en ökad import. Exporten har inte visat samma tendens även om man under senare år kan se några tillfällen där exporten legat på en hög nivå. Denna typ av toppar syns inte under de första åren efter det att den svenska marknaden öppnades.
Sammanfattningsvis kan man konstatera att det sker en relativt omfattande handel med el över gränserna inom Norden. Det går även att se att handeln med norra Europa ökar över tid. Utbytet med Tyskland har fortsatt under hela perioden, medan utbytet med Polen tillkommit under perioden. Vad som inte redovisas separat är i vilken mån import och export utgörs av transitering av kraft. Inte heller tas Ryssland upp separat. Även om det handlas med el från Ryssland i det nordiska systemet så har inte den svenska marknaden någon direkt överföringsförbindelse till den ryska marknaden.
Figur 9.6. Sveriges elimport mellan åren 1996–2004, GWh/vecka
Källa: Kraftläget, Svensk Energi.
0 100 200 300 400 500 600 700 800
1996-01 1996-13 1996-25 1996-37 1996-49 1997-09 1997-21 1997-33 1998-09 1998-21 1998-33 1998-45 1999-05 1999-17 1999-29 1999-41 2000-01 2000-13 2000-25 2000-37 2000-49 2001-09 2001-21 2001-33 2001-45 2002-05 2002-17 2002-29 2002-41 2003-01 2003-13 2003-25 2003-37 2003-49
2004-09 2004-21 2004-33 2004-45
Totalt
Danmark
Finland
Norge
Tyskland
Polen
Norden och Europa – en beskrivning av närliggande elmarknader SOU 2004:129
320
Figur 9.7. Sveriges elexport mellan åren 1996–2004, GWh/vecka
Källa: Kraftläget, Svensk Energi.
Figur 9.8. Sveriges elhandel med utlandet mellan åren 1996–2004, GWh/vecka
Källa: Kraftläget, Svensk Energi.
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900
Impor t
Expor t
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900
1996
-01 19
96
-15 19
96
-29 199
6-43
1997
-05 1997
-19 19
97
-33 199
8-1
1
1998
-25 1998
-39 19
99
-01 199
9-1
5
1999
-29 1999
-43 20
00
-05 200
0-1
9
200
0-33
2000
-47 2001
-09 20
01
-23 200
1-37
2001
-51 20
02
-13 20
02
-27 200
2-41
200
3-03
2003
-17 20
03
-31 200
3-4
5
20
04-
07
20
04-
21
20
04
-35
Total
Danmark
Finland
Norge
Tyskland
Polen
SOU 2004:129 Norden och Europa – en beskrivning av närliggande elmarknader
321
Nordiska samarbeten
Vid det nordiska ministermötet på Island i september 2004 enades de nordiska energiministrarna om konkreta initiativ för att förverkliga visionen om en gränslös nordisk elmarknad med en effektiv handel med omvärlden. I en gemensam deklaration, den s.k. Akureyri-deklarationen, förklarade ministrarna att en harmonisering av nationella regler för systemansvar och anpassningar är nödvändig för att uppnå detta, samt att gemensamma lösningar för investeringar i nätet är av central betydelse för den fortsatta utvecklingen av elsystemet i Norden. Man uppmanade de systemansvariga företagen att utreda hur en ökad samordning av systemansvaret samt en gemensam organisering och finansiering av investeringar i nätet och av effekthantering kan genomföras i Norden. Resultatet skall diskuteras vid ministermötet 2005. Nordels nordiska systemutvecklingsplan och deras rapport från 2004 om prioriterade snitt där fem mer intressanta snitt redovisas framhålls som en utgångspunkt för gemensamma investeringar.
Nordel är de nordiska systemoperatörernas organisation och medlemmarna utgörs av Svenska kraftnät, Statnett, Fingrid, Elkraft System, Eltra och Landsvirkjun Transmisjon.
8
Nordels målsättning
är att skapa förutsättningar för en effektiv och harmoniserad elmarknad. Organisationen arbetar därför med teknisk koordinering av det nordiska systemet, framtagande av tekniskt ramverk för nordiskt samarbete, men arbetar även internationellt och för att främja kontakter med andra aktörer på marknader inkl. organisationer och myndigheter. De nationella myndigheterna har delvis olika uppgifter och kompetenser vilket leder till att vissa frågor kan hanteras på olika sätt inom olika delar av den nordiska marknaden.
Under senare år har Nordel bl.a. arbetat med flaskhalsproblematiken. De fem prioriterade snitt som Nordel pekat ut som viktiga för det nordiska systemets funktion som helhet har beskrivits i avsnitt 2.3.2. Nordel har även arbetat med andra frågor såsom indelningen i elspotområden och effektproblematiken på den nordiska marknaden. I dagsläget arbetar Nordel t.ex. med frågor som härrör från de nordiska energiministrarnas gemensamma deklaration i samband med det nordiska ministermötet på Island (se ovan).
Det finns även andra former av organiserat samarbete på den nordiska marknaden, både mellan olika myndigheter och inom branschen. Exempel på sådana samarbeten är Nordenergi, som är
8
Landsvirkjun kommer att ersättas av Landsnet fr.o.m. den 1 januari 2005.
Norden och Europa – en beskrivning av närliggande elmarknader SOU 2004:129
322
de nordiska branschföreningarnas gemensamma organisation, och The Forum of Nordic Energy Regulators (FNER), som är ett forum för de nordiska tillsynsmyndigheterna för energi.
Den nordiska marknaden
Den nordiska marknaden har i flera sammanhang framhävts som den enda fungerande internationella elmarknaden. Utredningen har i kapitlet om produktion och råkraftsmarknaden funnit att den nordiska råkraftsmarknaden fungerar relativt väl. Det finns dock utrymme för ytterligare förbättringar för att öka integrationsgraden. Utredningen föreslår en förstärkning av överföringskapaciteten och bildandet av en nordisk samrådsgrupp. Förslagen syftar till att ytterligare förbättra funktionen hos den nordiska marknaden.
I en rapport från EU kommissionen, ”DG Energy and Transports Quarterly Review of European Electricity Prices Issue 1: October 2004”, beskrivs den nordiska marknaden som en marknad med en bra marknadsstruktur, där överföringskapaciteten mellan länderna är relativt stark. Detta anses ha lett till att konkurrensen är tillräcklig för att leda till ett effektivt marknadspris.
Den nordiska elbörsens relativa transparens anses även vara gynnsam för den nordiska marknadens funktion. En större transparens ger de berörda företagen tillgång till mer information på vilken de kan basera sina beslut. I kapitlet om råkraft/produktion diskuteras de nackdelar som ändå kan finnas på en marknad där transparensen är stor.
Sammanfattningsvis kan konstateras att den nordiska marknaden fungerar, men att det finns utrymme för förbättringar. Dels lägger denna utredning förslag i denna del, dels pågår ett omfattande arbete för att stärka integrationen. Detta sker bl.a. genom de olika organisationer och samarbetsforum som beskrivits ovan där Nordel har en viktig roll i utvecklingsprocessen. Arbetet i Nordel och övriga samarbetsorganisationer syftar i stora delar till att ta fram åtgärder och regler som ytterligare bidrar till att förstärka den nordiska marknaden genom en ökad integration och harmonisering av regelverket.
SOU 2004:129 Norden och Europa – en beskrivning av närliggande elmarknader
323
9.3 Europeiska marknader
Utredningen har även i uppdrag att belysa elmarknaden ur ett europeiskt perspektiv. Nedan följer därför beskrivningar av två närliggande marknader som redan är förbundna med den svenska/nordiska marknaden genom förbindelserna Baltic Cable och SwePol Link. Avsnittet avslutas med en diskussion av den europeiska marknadens utveckling.
9.3.1 Den tyska marknaden
Tyskland är EUs största elmarknad med en förbrukning på ca 500 TWh (ca 23 procent av elförbrukningen inom EU). Tyskland har överkapacitet inom elproduktion, men importerar även en mindre del. Marknaden är fragmenterad med närmare 1 050 aktörer. På den öppnade marknaden har åtta stora integrerade företagen genom sammanslagningar reducerats till fyra företag, E.ON, RWE, Vattenfall och EnBW. De fyra stora företagen svarar för ca 80 procent av elproduktionen. Strukturförändringarna inom de regionala och lokala distributionen har varit av begränsad omfattning, även om samarbetet mellan lokala aktörer har ökat.
Figur 9.9. Marknadsandel av tysk elproduktion
Källa: ÖPwC analys.
Efter marknadsöppningen 1998 har det tillkommit ett flertal nya aktörer. Flera av företagen har utländska ägare, framför allt företag som bedriver trading. Små och medelstora elhandelsföretag har gått samman och bildat strategiska allianser i syfte att stärka sin mark-
Marknadsandel av tysk elproduktion
RWE 32%
E.ON 30%
Vattenfall
12%
EnBW
7%
Övriga
19%
Norden och Europa – en beskrivning av närliggande elmarknader SOU 2004:129
324
nadsposition. De nya aktörerna har tvingat de etablerade företagen att bli mer konkurrenskraftiga.
Den första tyska elbörsen, LPX, öppnade i Leipzig år 2000. En andra börs, EEX, öppnade i Frankfurt senare samma år. År 2002 slogs börserna samman till en börs, den nya European Energy Exchange (EEX), belägen i Leipzig.
Tyskland har fyra systemansvariga företag. Dessa företag utgörs av Vattenfall Europé Transmission, RWE Transport NetzStrom GmbH, E.ON Netz GmbH och EnBW Transprort Netz AG. Den tyska marknaden är i hög grad integrerad med det europeiska systemet.
Den tyska konkurrensmyndigheten, Bundeskartellamt, har en särskild beslutsavdelning som hanterar elfrågor. Utöver sedvanliga konkurrensfrågor hanterar myndigheten även frågor som vanligen hanteras av en sektorsmyndighet såsom tillträde till nät och nätavgifter. Tyskland har kritiserat för att inte ha en sektorsspecifik tillsynsmyndighet. I det tyska förslaget till ny energilag förslås en sådan myndighet för el och gas. Myndigheten skall utgöra en del av den tyska regleringsmyndigheten för telekommunikation och post (RegTP).
9
RegTP har redan inlett arbetet med att utvidga sin verk-
samhet till att omfatta el- och gasfrågor.
9.3.2 Den polska marknaden
Den polska elmarknaden har öppnats för de största förbrukarna. Marknaden förväntas vara helt öppnad i december 2005. Polen har inrättat en polsk elbörs, Towarowa Gielda Energii (POLPX). POLPX:s likviditet är låg. Endast ca 3 TWh av elen handlades på dess spotmarknad (day-ahead market) under år 2003.
10
Den polska elproduktionen baseras till 90 procent på kol. Delar av den polska elmarknaden är privatiserad och ett flertal utländska aktörer bedriver verksamhet på den polska marknaden. Den polska regeringen har uttryckt att vattenkraften samt de tre största kraftverken utgör en nationell strategisk reserv.
El till slutkunder har traditionellt sålts genom 29 regionala distributionsföretag. 27 av företagen ägs av staten, medan två företag
9
Die Regulierungsbehörde für Telekommunikation und Post.
10
Vattenfall: ”Vattenfall’s Views on the Electricity Market 2004 Part 2: Description of Vattenfalls main markets”.
SOU 2004:129 Norden och Europa – en beskrivning av närliggande elmarknader
325
har utländska ägare, Vattenfall och tyska RWE. Utländska aktörer har i stort varit utestängda från marknaden.
9.4 Den europeiska marknaden
Ovan har utredningen konstaterat att det finns en nordisk marknad för el. Sverige, Finland och Danmark är medlemmar i EU och Norge är med i EES. Det finns även direkta förbindelselänkar mellan den nordiska marknaden och övriga Europa. Det finns därmed flera faktorer som gör det intressant att i korthet även beröra den inre europeiska marknaden för el.
Förbindelserna mellan den nordiska elmarknaden och omkringliggande marknader ökar genom att olika överföringsförbindelser förstärks. Detta kommer att leda till att den nordiska marknaden alltmer berörs av förhållandena på de närliggande marknaderna.
Målsättningen med EU:s arbete för att skapa en inre marknad för el är att genom en effektiv elmarknad skapa nytta för elkonsumenterna, både i form av hushåll och företag, i syfte att öka den ekonomiska tillväxten på den europeiska marknaden. För att skapa en fungerande inre elmarknad behövs dels ett fungerande tekniskt system, dels ett regelverk som möjliggör gränsöverskridande handel.
En av de första åtgärderna för att skapa en gemensam elmarknad var elmarknadsdirektivet 96/92/EC som fastlade gemensamma regler för den inre marknaden för el. Avsikten var att skapa gemensamma regler för produktion, transmission och distribution av el. Därefter har regelverket vidareutvecklats och bl.a. har nya direktiv beslutats för att främja öppnandet av de nationella marknaderna och skapa möjlighet för handel med el över nationsgränserna. Även miljöfrågor omfattas av EU:s regelverk och samordnas härigenom för att i möjligaste mån ge företagen likartade villkor. Det första elmarknadsdirektivet har ersatts av Europaparlamentets och rådets direktiv om gemensamma regler för den inre marknaden för el (2003/54/EG). Utredningens delbetänkande
11
syftade till att
genomföra detta direktiv samt förordningen om gränsöverskridande handel med el i svensk lagstiftning. Delbetänkandet innehåller därmed omfattande beskrivningar av detta material. Förordningen om gränsöverskridande handel med el avser att främja rätt-
11
”El- och gasmarknaderna – europeisk harmonisering ” (SOU 2003:113).
Norden och Europa – en beskrivning av närliggande elmarknader SOU 2004:129
326
visa regler för handel med el över gränserna i syfte att förbättra konkurrenssituationen på den inre marknaden.
Som ett led i utvecklingen av den gemensamma marknaden konkurrensutsätts den. Elmarknadsdirektivet anger att industrikunder skall kunna välja leverantör från den 1 juli 2004 och hushållskunder från den 1 juli 2007. Figur 5 nedan visar hur stor andel av slutkonsumenterna i EU:s medlemsstater samt Norge som har möjlighet att välja elleverantör. Som tabellen visar är det flera länder som ännu inte har öppnat sina marknader fullt ut. De nordiska marknaderna är helt öppnade och samtliga kunder skall ha möjlighet att välja leverantör.
Figur 9.10. Graden av marknadsöppning. Samtliga länder förutom Norge utgör i dag medlemmar i EU.
Källa:
DG Tren: ”Third benchmarking report on the implementation of the internal elec-
tricity and gas market”, mars 2004/Egen bearbetning.
I kommissionens tredje benchmarking rapport berörs bl.a. följande som kvarvarande hinder för konkurrensen på marknaden.
12
Med-
lemsstaterna måste stå fast vid tidtabellen för marknadsöppning.
12
DG Tren Draft Working Paper “Third Benchmarking report on the implementation of the internal electricity and gas market” Brussels, 01.03.2004.
Övriga EU
Östersjöregionen**
SOU 2004:129 Norden och Europa – en beskrivning av närliggande elmarknader
327
Myndigheterna måste säkerställa en effektiv reglering av nätföretag. Den höga marknadskoncentrationen inom elproduktion, brist på överföringskapacitet, inklusive flaskhalsar inom medlemsländer, samt brister i hanteringen av flaskhalsar är fortsatta hinder för nya aktörer. I rapporten konstateras att det inte gjorts några stora framsteg vad gäller förbättringar av elbranschens marknadsstruktur. Det noteras dock även att utvecklingen av el- och gasmarknaderna pågått stadigt, om än inte fullt ut som förväntat, och att medlemsstaterna påbörjat arbetet inför nästa steg under år 2004.
I kommissionens strategidokument ”Medium Term Vision for the Internal Electricity Market” från år 2004 diskuteras utvecklingen av elmarknaden fram till omkring år 2010.
13
De olika
aktörernas roller och deras betydelse för den fortsatta utvecklingen mot en gemensam elmarknad lyfts fram, t.ex. diskuteras elbörsers betydelse för utvecklingen. De överföringsbegränsningar som i dag existerar har bl.a. lett till skillnader i råkraftspriser och påverkat konkurrenssituationen på marknaderna varför förstärkningar av överföringskapaciteten i syfte att förbättra marknadens funktion diskuteras. Den höga koncentrationsgraden på många marknader uppmärksammas och olika typer av åtgärder diskuteras.
I strategidokumentet diskuteras regionala marknader som ett mellanled i utvecklingen mot slutmålet i form av en gemensam inre marknad för el. Det övergripande målet är en gemensam marknad varför agerande som påverkar handeln eller konkurrensen på den gemensamma marknaden negativt inte kommer att tillåtas. Den tidplan som presenteras anger att regionaliserade råkraftsmarknader skall introduceras 2008. Fram till dess skall olika regionala marknader etableras.
14
Från år 2010 skall de regionala marknaderna
integreras till en gemensam marknad.
13
DG Tren Draft Strategy Paper: ”Medium Term Vision for the Internal Electricity Market”, 01.03.2004.
14
Storbritannien år 2004, en iberisk marknad och en ny irländsk marknad år 2005, södra Östeuropa och Baltikum år 2008.
Norden och Europa – en beskrivning av närliggande elmarknader SOU 2004:129
328
Figur 9.11. Potentiella framtida regionala elmarknader inom EU
Källa: DG Tren: ”Medium term vision for the internal electricity market”, June 2003.
I dokumentet kommenteras även de nordiska ländernas hantering av vintern 2002–2003 positivt. Marknadens signaler tilläts fungera såsom det var tänkt, dvs. oavsett de höga prisnivåerna tilläts marknaden hantera situationen utan ingrepp från statsmakternas sida.
På den europeiska marknaden i dag motsvarar handeln mellan medlemsländerna endast 7–8 procent av elanvändningen. Ett antal marknadsplatser har etablerats, men deras likviditet bedöms vara otillfredsställande. Ett skäl torde vara att överföringsförbindelserna mellan länderna är otillräckliga.
The European Group of Regulators for Electricity and Gas (EGREG) har skapats bl.a. för att underlätta konsultation, koordinering och samarbete mellan medlemsstaternas nationella energimyndigheter samt mellan dessa organisationer och kommissionen.
15
EGREG kan bl.a. ge kommissionen råd och hjälp vad gäller
skapandet av en inre marknad för el och gas. Gruppen utgörs av medlemsstaternas nationella tillsynsmyndigheter. Även kommissionen är representerad.
Sammanfattningsvis kan man konstatera att även om utbytet mellan den nordiska elmarknaden och övriga Europa är på väg att utvecklas återstår mycket arbete innan marknaderna kommer att utgöra en gemensam inre marknad för el. För den nordiska mark-
15
Commission Decision of 11 November 2003 on establishing the European Regulators Group for Electricity and Gas (”003/796/EC).
SOU 2004:129 Norden och Europa – en beskrivning av närliggande elmarknader
329
nadens del är det att förvänta att utvecklingen i första hand gäller kontakter med de närliggande marknader där det redan i dag finns överföringsförbindelser på plats och där nordiska aktörer redan är verksamma. Den nordiska marknaden utgör i dag en förhållandevis väl fungerande regional marknad inom EU.
331
10 Nätavgiften för småskalig elproduktion
10.1 Utredningens uppdrag
Enligt en bestämmelse i 4 kap. 10 § ellagen skall småskaliga elproduktionsanläggningar endast betala den del av nätavgiften som motsvarar den årliga kostnaden för mätning, beräkning och rapportering på nätkoncessionshavarens nät. Detta innebär att producenten i fråga inte behöver betala för drift och underhåll av nätet. Denna undantagsbestämmelse har med tiden kompletterats med ytterligare regler och tolkningar. Det samlade regelverket redovisas i avsnitt 10.2 nedan.
Bestämmelsen har med tiden ifrågasatts av flera orsaker. Utredningen har enligt sina direktiv i uppdrag att kartlägga konsekvenserna av att ta bort bestämmelsen och även att föreslå alternativ till att ta bort den.
10.2 Bakgrund
10.2.1 Det gällande regelverket
En innehavare av en småskalig elproduktionsanläggning, dvs. en produktionsanläggning som kan leverera en effekt om högst 1 500 kW, är undantagen vissa nätavgifter. Innehavaren skall endast betala den del av nätavgiften som motsvarar den årliga kostnaden för mätning, beräkning och rapportering på nätkoncessionshavarens nät, vilket framgår av 4 kap. 10 § ellagen.
Denna bestämmelse infördes i samband med att det nya elmarknadssystemet började gälla år 1996. Den tillkom på förslag från Energikommissionen, som motiverade avsteget från kostnadsriktigheten med att den småskaliga miljövänliga elproduktionen bör få ekonomiska villkor som stimulerar en fortsatt utbyggnad, och att utformningen av nättariffen för inmatningspunkter på lokalnäten
Nätavgiften för småskalig elproduktion SOU 2004:129
332
kommer att få en avgörande betydelse för sådana produktionsanläggningars lönsamhet. Nättariffen för dessa producenter borde därför särskilt regleras i lag (SOU 1995:14 s. 82 f).
Enligt den praxis som Energimyndigheten utvecklat i sin prövning av småskaliga elproducenters nättariff fastställs de totala kostnaderna för mätning, beräkning och rapportering i hela koncessionsområdet, och slås därefter ut på antalet abonnemang i området. Ingen hänsyn tas därvid till vilken kundkategori kunden tillhör. Efter det att krav på timmätning införts också för små elproducenter, innebär detta att också större delen av kostnaderna för mätning, beräkning och rapportering i elproducentens inmatningspunkt slås ut på övriga nätkunder i området.
Det kan vara ekonomiskt rationellt att placera mindre aggregat i grupper. Det normala är därför numera att bygga s.k. vindkraftsparker snarare än enstaka fristående vindkraftverk. Enligt ellagens definition är en sådan grupp att betrakta som en anläggning (jfr 1 kap. 2 § ellagen). I samband med ellagens omarbetning infördes dock ett andra stycke i 4 kap. 10 § innebärande att flera små produktionsanläggningar, som är belägna i närheten av varandra och gemensamt matar in el på ledningsnätet, skall betraktas som separata anläggningar vid tillämpningen av denna paragraf (prop. 1996/97:136, bet. 1997/98:NU3, rskr. 1997/98:27). Alltså erhåller även större vindkraftsparker den avgiftsbefrielse som var avsedd att främja mindre anläggningar.
Kammarrätten i Stockholm har uttalat att det av förarbetsuttalanden till ellagen kan utläsas en allmän princip att den som önskar ansluta sig också skall stå för de direkta merkostnader för anslutningen som nätägaren härigenom förorsakats.
1
Kammarrätten har
vidare uttalat att i det fall anslutningen medför kostnader, t.ex. för förstärkning, ombyggnad eller utbyggnad och de kommer fler än anläggningsägaren tillgodo, så skall de inte bedömas som kundspecifika och därför bekostas av nätägaren. Kostnaden skall i detta fall slås ut på övriga kunder inom området. I detta överrättsavgörande har dock uttalats att även om kostnader inte är kundspecifika så skall de bäras av producenten om de aktuella åtgärderna inte innebär någon direkt nytta för nätföretaget eller för de befintliga kunderna till nätföretagets elnät. Det aktuella fallet gällde anslutning av ett vindkraftverk där också nätföretaget anfört att leveranskvaliteten för kunderna snarare skulle komma att försämras.
1
Kammarrätten i Stockholms dom 27 juni 2003 i mål nr 4389-2001 Sydkraft Nät AB ./.
Statens energimyndighet och Sydsvenska Vind i Skurup AB.
SOU 2004:129 Nätavgiften för småskalig elproduktion
333
I detta sammanhang skall påpekas att innehavaren av en småskalig elproduktionsanläggning, i likhet med andra elproducenter, enligt 3 kap. 15 § ellagen har rätt till ersättning från den nätkoncessionshavare till vars ledningsnät anläggningen är ansluten. Ersättningen skall motsvara värdet av dels de minskade energiförluster som inmatningen medför i ledningsnätet, dels minskningen av koncessionshavarens avgifter till överliggande nät som blir möjlig genom att anläggningen är ansluten.
Vidare gäller enligt 3 kap. 14 § ellagen att kostnaden för en mätare med tillhörande insamlingsutrustning och för dess installation i inmatningspunkten hos en elproducent av nätkoncessionshavaren debiteras elproducenten. Detta gäller dock inte de elproducenter som avses i 4 kap. 10 §. I detta fall belastar kostnaden övriga nättariffer inom området. Denna bestämmelse tillkom i samband med att elcertifikatsystemet infördes (se nedan), vilket innebar ett krav på att mätning måste ske av inmatningens fördelning över tiden för att elproducenten skall kunna tilldelas elcertifikat.
10.2.2 Frågans tidigare behandling
De redovisade undantagsbestämmelserna har med tiden lett till problem. Ett sådant är att nätföretag, som inom sitt koncessionsområde har särskilt gynnsamma förhållanden för småskalig kraftproduktion, har fått vidkännas betydande kostnadsökningar som de i sin tur måste fördela på sina övriga kunder i området. Detta gäller särskilt områden med bra vindlägen för vindkraftverk.
Regelverkets utformning, som gynnar uppförandet av små anläggningar i stora grupper, innebär också att problemet på sikt knappast kommer att kunna begränsas till lokalnätsnivå. Reglerna innebär att allt större anläggningar kan komma att anslutas på högre spänningsnivåer än vad som var avsikten då de utformades. Detta skulle ibland kunna leda till krav på orimligt dyrbara förstärkningar av elnätet. Så har exempelvis planer presenterats på vindkraftsparker i fjällområden, vilka förutsätter anslutning till stamnätet, och som i vissa fall också skulle förutsätta en utbyggnad av stamnätet. De anläggningar som planeras kommer sannolikt att ha större effekt än 1 500 kW. Detta var knappast avsikten när bestämmelsen om befrielse från avgift infördes, då det förutsattes att elproduktionsanläggningarna skulle anslutas till lokalnät.
Nätavgiften för småskalig elproduktion SOU 2004:129
334
Ett andra problem med mycket långsiktiga effekter är att gränsen om 1 500 kW per aggregat för befrielse från nätavgift fungerar som ett utvecklingshinder. Utvecklingen talar för att allt större aggregat skulle innebära skalfördelar, dvs. att de skulle kunna bidra med en större elproduktion per investerad krona. Som regelverket är utformat skulle det för elproducenten dock innebära en påtaglig kostnadsökning att uppföra nya enheter med större effekt än 1 500 kW, eftersom den indirekta subventionen i form av befrielse från nättariff skulle falla bort. Bestämmelsernas utformning utgör således ett hinder för den fortsatta utvecklingen av miljövänlig elproduktion.
Det bör också framhållas att det blivit allt svårare för större vindkraftsparker att få respons från nätföretagen att uppföra anläggningarna inom deras områden där stora utbyggnader av näten blir nödvändiga, men där nätföretagens intäkter från vindkraftparken är försumbara och utbyggnaden i stället leder till dyrare nättariffer för de befintliga kunderna i nätområdet.
Vindkraftutredningen (SOU 1999:75), LEKO-utredningen (SOU 1999:44) och Elnätsutredningen (SOU 2000:90) har pekat på det växande problemet med att kostnaderna för befrielsen från avgift får bäras av elkunderna i vissa lokalnät. Vindkraftutredningen föreslog att ellagen borde ändras så att ägaren av en vindkraftanläggning får svara för sin del av kostnaderna för drift, underhåll och förnyelse av elnäten (SOU 1999:75 s. 124).
Elnätsutredningen pekade på detta problem, liksom på regelns hindrande inverkan på teknikutvecklingen, och föreslog att avgiftsbefrielsen skulle avskaffas i samband med införandet av ett generellt stöd som exempelvis certifikathandel. Utredningen redovisade i betänkandet ”Elnätsföretag – regler och tillsyn” (SOU 2000:90) att lokalnätskunderna på Gotland år 2000 till följd av regeln om avgiftsbefrielse beräknades betala ett påslag om 10–20 procent på nättariffen som stöd till den småskaliga elproduktionen.
Regeringen överlämnade frågan om nätsubventioner till Elcertifikatutredningen (SOU 2001:77)med en begäran att utredningen skulle se över möjligheten att avskaffa avgiftsreduktionen och i stället på något sätt hantera stödet inom certifikatsystemet. Utredningen lät ta fram underlag för att belysa konsekvenserna av ett borttagande av avgiftsreduktionen.
Av detta framgick att elproduktionsanläggningar större än 1 500 kilowatt, som således skall erlägga normal nätavgift, betalade mellan 1 och 5 öre per kWh i nätavgift. Mindre anläggningar betalar
SOU 2004:129 Nätavgiften för småskalig elproduktion
335
enbart en avgift för mätning, beräkning och rapportering som utslaget per producerad kWh uppgår till 0,15–0,25 öre. Ett avskaffande av regleringen i 4 kap. 10 § ellagen skulle således, enligt Elcertifikatutredningens bedömning, leda till att den småskaliga kraftproduktionen belastades med ytterligare kostnader i storleksordningen 0,8–4,8 öre per kWh.
2
Utredningen menade dock att nackdelarna med avgiftsreduktionen är påtagliga och riskerar att leda till suboptimeringar av framtida investeringar i miljövänliga elproduktionsanläggningar för förnybar elproduktion. Övervägande skäl talar därför för ett borttagande av regleringen i 4 kap. 10 § ellagen. Det fanns emellertid också anledning att under en relativt lång övergångsperiod kompensera dem som får denna avgiftsreduktion för kostnadsökningen. Utredningen föreslog därför att anläggningar som vid elcertifikatslagens ikraftträdande hade sådan avgiftsbefrielse som anges i 4 kap. 10 § ellagen under en övergångsperiod som sträcker sig till och med år 2010 av Energimyndigheten tilldelas en ersättning som motsvarar en tredjedel av den enligt 3 kap. 9 § lagen om elcertifikat beräknade medelvärdet för ett elcertifikat, dvs. per producerad MWh. Vid ett genomsnittligt certifikatpris på 100 kr per certifikat motsvarar ersättningen 3,3 öre/kWh. Denna nivå motsvarar genomsnittet av de nuvarande nätkostnaderna enligt det underlag som redovisats ovan.
Regeringen behandlade Elnäts- och Elcertifikatsutredningarnas förslag i prop. 2001/02:143. Regeringen delade Elnätsutredningens bedömning att den aktuella bestämmelsen i 4 kap. 10 § ellagen bör ses över, eftersom den medför höga och växande nättariffer för kunderna i vissa nätområden och att den på sikt kommer att verka hindrande för utvecklingen av miljövänliga elproduktionsanläggningar. Bestämmelsen kan vidare få effekter som inte är önskvärda, och en bestämmelse som från början var avsedd att främja småskalig elproduktion kan få motsatt effekt.
Regeringen delade också synpunkten från flera remissinstanser att den ersättningsnivå på 0,3 certifikat per MWh som Elcertifikatsutredningen föreslagit inte var tillräckligt underbyggd och att en närmare utredning av konsekvenserna och framtagande av förslag till ersättningsnivå bör genomföras innan regeringen föreslår riksdagen att ändra eller ta bort bestämmelsen.
2
Elcertifikatutredningens underlag var baserat på produktionsanläggningar med hög
utnyttjandetid, vilket resulterade i förhållandevis låga avgifter uttryckta i öre/kWh.
Nätavgiften för småskalig elproduktion SOU 2004:129
336
10.3 Konsekvensbedömning
I första hand skall de ekonomiska konsekvenserna för små elproducenter av att ta bort ovan redovisade bestämmelse om avgiftsbefrielse belysas.
En första fråga är då hur många elproducenter som berörs av bestämmelsen och hur mycket el de producerar och levererar med nedsatt nättariff. Detta behandlas i avsnitt 10.3.1. Avsnitt 10.3.2 innehåller en bedömning av vilka nättariffer som skulle komma att tas ut för dessa produktionsanläggningar om de aktuella bestämmelserna tas bort. Slutligen behandlas i avsnitt 10.3.3 övrigt stöd till småskalig elproduktion, inklusive stöd till förnybar sådan. I avsnitt 10.3.4 uppskattas slutligen de ekonomiska förutsättningarna för småskalig/förnybar elproduktion under de närmast kommande åren.
10.3.1 Berörda anläggningar
Antalet elproducenter med småskaliga produktionsanläggningar kan uppskattas utifrån det register som förs över godkända anläggningar för tilldelning av elcertifikat. November 2004 fanns i detta register följande slag av godkända elproduktionsanläggningar.
Totalt finns 969 vattenkraftanläggningar där den sammanlagda anläggningseffekten inte överstiger 1 500 kW. Den sammanlagda installerade effekten är 355 MW och de producerar uppskattningsvis 1 400 GWh el per år.
Eftersom flera små produktionsanläggningar, som är belägna i närheten av varandra och gemensamt matar in el på ledningsnätet, skall betraktas som separata anläggningar vid tillämpningen bestämmelsen om avgiftsbefrielse är de redovisade siffrorna inte helt relevanta. En vattenkraftanläggning kan bestå av flera produktionsenheter, generatorer. Den intressanta uppgiften är att det finns 1 018 vattenkraftanläggningar med generatoreffekter som inte överstiger 1 500 kW. Deras sammanlagt installerad effekt är 472 MW och de producerar cirka 1 700 GWh el per år.
Det finns totalt 582 vindkraftsanläggningar med en sammanlagt installerad effekt på 445,5 MW och som producerar ca 724 GWh el per år. I 539 av dessa anläggningar överstiger den sammanlagda anläggningseffekten inte 1 500 kW (deras sammanlagda installerade effekten är 292 MW och de beräknas producera ca 475 GWh el per år).
SOU 2004:129 Nätavgiften för småskalig elproduktion
337
Liksom vad gäller vattenkraften är det dock antalet små produktionsenheter som är det viktiga. De redovisade anläggningarna består av cirka 695 vindkraftverk med en installerad generatoreffekt mindre än eller lika med 1 500 kW. Det är dessa som berörs om avgiftsbefrielsen skulle tas bort.
Vidare finns totalt 108 biobränsleanläggningar, varav 20 anläggningar med 1 500 kW effekt eller lägre. Deras samlade installerade effekt är 13 MW och de beräknas producera 35,5 GWh el per år.
Det finns slutligen också en solcellsanläggning med en installerad effekt av 8 kW (6 MWh/år).
De småskaliga elproduktionsanläggningarna i landet som är baserade på förnybara energikällor utgörs således av 1 018 vattenkraftsgeneratorer, 695 vindkraftverk, 20 biobränsleanläggningar och en solcellsanläggning. Dessa 1 734 enheter har en installerad effekt om drygt 900 MW och producerar ca 2 400 GWh el per år.
Förutom dessa anläggningar, som registrerats som godkända anläggningar inom elcertifikatsystemet, kan även vissa småskaliga anläggningar som ligger utanför certifikatsystemet beröras. Det skulle i så fall gälla mindre olje- eller gaseldade anläggningar. Antalet sådana med en effekt understigande 1 500 kW är dock inte känt.
10.3.2 Nättariffer för småskalig elproduktion
En arbetsgrupp inom Svensk Energi har för utredningens räkning tagit fram nättariffer för små elproduktionsanläggningar. Eftersom sådana inte används i dag har förslagen utformats mot bakgrund av erfarenheter från större inmatningspunkter och vissa antagna utgångspunkter. En utgångspunkt har varit att produktionsanläggningarna skall betala för drift, underhåll och förnyelse av den del av elnätet som de nyttjar. Tarifferna antas vara avståndsoberoende.
Den del av ett elnät som en produktionsanläggning tar i anspråk kan uppskattas genom beräkningar av hur långt el transporteras från produktionsanläggningen. Elen används i de uttagspunkter som ligger närmast anläggningen. För små produktionsanläggningar innebär detta att en begränsad del av nätet används. Ju större anläggningen är desto större del av det lokala nätet används.
I ett lokalt nät som huvudsakligen används för distribution till elanvändare, dvs. inmatning sker från det överliggande regionnätet till lokalnätet, orsakar en inmatningspunkt mindre kostnader än en lika stor uttagspunkt. Inmatningstariffen bör därför vara lägre än
Nätavgiften för småskalig elproduktion SOU 2004:129
338
uttagstariffen. Hur mycket mindre beror dels på hur stor produktionsanläggningen är dels hur det aktuella lokala nätet ser ut. För att uppskatta storleken på tarifferna för inmatning har därför ett ”medelnät” använts. För verkliga elnät kan förhållandena vara sådana att kostnaderna för producenten blir högre eller lägre.
Nättariffen för en produktionsanläggning skall motsvara den del av nätet som elen från produktionsanläggningen tar i anspråk och kostnaderna för mätning, avräkning, m.m.
För mindre produktionsanläggningar antas endast kostnaderna för en del av lokalnätet ingå i tariffen för produktionsanläggningen. För större inmatningspunkter ingår större delar av det lokala nätet (se figur 10.1). Detta ger en form av skala där allt högre nättariffer tas ut ju större produktionsanläggningen är. Som underlag för effektberoende avgifter används verkligt uppmätt effekt. Tabell 10.1 visar exempel.
Figur 10.1. Andel av det lokala nätet som tas i anspråk relativt produktionsanläggningens effekt
Källa: Svensk Energi.
SOU 2004:129 Nätavgiften för småskalig elproduktion
339
Tabell 10.1. Exempel på nätpris för inmatning
Anslutning Effekt (kW) Årsenergi
(MWh)
Nätpris (öre/kWh)
Nätpris som andel av pris för
motsvarande uttag (%)
Hsp
1 500 2 400
10
30
Hsp
1 500 3 300
8
30
Hsp
1 500 5 250
5
30
Lsp 200 320 7 20 Lsp 200 440 6 20 Lsp 200 700 4 20 Hsp 3 000 10 500 7 40
Hsp = högspänning, Lsp = lågspänning. Källa: Svensk Energi.
Ett alternativ till en storleksberoende tariff kan vara att tillämpa en genomsnittlig tariff för samtliga produktionsanläggningar oberoende av storlek. Ett argument för detta är att flera mindre anläggningar i ett lokalt område får samma inverkan i elnätet som en enstaka större anläggning.
Sammantaget leder de redovisade beräkningarna till följande slutsatser. De avgifter för mätning, beräkning och rapportering som den småskaliga elproduktionen nu betalar ligger vanligen under 0,1 öre/kWh. Med de utgångspunkter som antagits för beräkningarna ovan skulle den småskaliga elproduktionen komma att belastas med ytterligare kostnader i storleksordningen 4– 10 öre/kWh om regleringen i 4 kap. 10 § ellagen avskaffades. Höjningens storlek varierar i hög grad med anläggningens energiproduktion och effekt. Mindre anläggningar förutsätts utnyttja en mindre del av lokalnätet.
3
3
Här redovisade kostnader som skulle tillkomma om tariffbefrielsen avskaffades är högre än
de som rapporterades till Elcertifikatutredningen (0,8–4,8 öre/kWh). Detta beror i hög grad på valet av beräkningsunderlag. Äldre produktionsanläggningar ligger ofta bra till i nätet, och då blir ”transportsträckan” kort och nättariffen låg. I Elcertifikatutredningens exempel har också produktionsanläggningar med låga nättariffer hög utnyttjandetid, vilket reducerar nätkostnaden uttryckt i öre/kWh.
Nätavgiften för småskalig elproduktion SOU 2004:129
340
10.3.3 Övrigt stöd till småskalig elproduktion
Avgiftsbefrielsen är inte det enda stöd som är särskilt riktat till småskalig elproduktion. Undre lång tid har flera olika stödformer använts. En betydande del av dessa stöd är specifikt riktat till elproduktion med förnybara energikällor (förnybar elproduktion). Som redovisats ovan är huvuddelen av den småskaliga elproduktionen baserad på förnybara energikällor.
Investerings- och driftstöd
Under lång tid har olika stödformer använts för att främja investeringar i förnybar elproduktion och för att sänka driftkostnaderna för sådan produktion.
Den 1 juli 1994 infördes ett indirekt stöd till vindkraft, den s.k. miljöbonusen (bet. 1993/94:SkU34, rskr. 1993/94:279). Bonusen utgick i form av ett avdrag i deklarationen avseende vindkraftsproducerad elkraft som kunde göras av den som var skyldig att betala energiskatt för elektrisk kraft. Avdraget motsvarade t.o.m. år 2001 skattesatsen för hushållselförbrukning i södra Sverige, men låstes år 2002 till 18,1 öre per kWh. År 2004 sänktes avdraget med syftet att därefter trappas av under de närmast kommande åren (se nedan).
I 1997 års energipolitiska beslut ingick bl.a. ett investeringsstödsprogram för småskalig elproduktion med förnybara energikällor (prop. 1996/97:84, bet. 1996/97:NU12, rskr. 1996/97:272). Det sträckte sig till och med år 2002. Programmet innefattade stöd till investeringar i vindkraft, småskalig vattenkraft och biobränslebaserad kraftvärmeproduktion. Stöd till vindkraft lämnades under 2002 med högst 10 procent av investeringskostnaden för uppförande av nya vindkraftverk med en eleffekt av minst 200 kW. Investeringsstödet till småskalig vattenkraft lämnades under 2002 med högst 10 procent av investeringskostnaden för utbyggnad av vattenkraftverk med en effekt om minst 100 kW och högst 1 500 kW. Investeringsstödet till biobränslebaserad kraftvärmeproduktion uppgick till 3 000 kr per kW, dock högst 25 procent av godkänd, stödgrundande investering.
I budgetpropositionen för år 2000 (prop. 1999/2000:1, Utgiftsområde 21, bet. 1999/2000:NU3, rskr. 1999/2000:115) föreslog regeringen att ett tillfälligt stöd för el producerad i småskaliga pro-
SOU 2004:129 Nätavgiften för småskalig elproduktion
341
duktionsanläggningar under perioden 1 november 1999 till 31 december 2000. Stödet infördes med anledning av att bestämmelserna om leveranskoncession och mottagningsplikt upphörde att gälla. Det företag som hade leveranskoncession för ett visst område var tidigare skyldigt att köpa el från småskaliga elproduktionsanläggningar inom området. Stödet uppgick till 9 öre per kWh. Senare förlängdes stödet till och med april månad 2003.
I samband med 2002 års energipolitiska beslut fastställdes också ett nationellt planeringsmål för vindkraft; en årlig produktionskapacitet på 10 TWh år 2015. Riksdagen beslöt även om vissa särskilda åtgärder för vindkraft att gälla från den 1 januari 2003 (prop. 2001/02:143, bet. 2001/02:NU17, rskr. 2001/02:317). Medel avdelades för projekt i samverkan med näringslivet rörande teknikutveckling och marknadsintroduktion av storskaliga vindkraftstillämpningar i havs- och fjällområden. Vidare beslöts att den s.k. miljöbonusen skall behållas under en övergångstid samtidigt som en successiv nedtrappning sker. Regeringen redovisade i propositionen som motiv för det fortsatta stödet genom skattenedsättning att det är viktigt att övergången till det nya stödsystemet inte innebär att utvecklingen mot en ökad användning av förnybar elproduktion bromsas på grund av den osäkerhet som investerare och finansiärer kan uppleva under ett introduktionsskede. I likhet med flera remissinstanser ansåg därför regeringen att övergångsreglerna också bör gälla nyinvesteringar i vindkraftverk.
Avtrappningen av miljöbonusen inleddes den 1 januari 2004 då skatteavdraget sänktes till 12 öre per kWh för landbaserad vindkraft och till 17 öre per kWh för havsbaserad vindkraft. Samtidigt infördes en produktionsgräns för hur länge vindkraftproduktionen i ett kraftverk kan berättiga till skatteavdrag. Elproduktionen i ett vindkraftverk berättigar endast till avdrag så länge den sammanlagda produktionstiden i kraftverket, omräknat till timmar med full last, inte överstiger 20 000 timmar. (prop. 2003/04:1, bet. 2003/04:FIU01, rskr. 2003/04:42).
Avtrappningen fortsätter år 2005 då avdraget sänks till 9 öre per kWh för landbaserad vindkraft och till 16 öre per kWh för havsbaserad vindkraft.
Nätavgiften för småskalig elproduktion SOU 2004:129
342
Elcertifikatsystemet
I juni 2002 beslutade riksdagen om energipolitikens inriktning under de närmaste åren. I detta beslut ingick ett mål för att öka den årliga användningen av el som produceras med användning av förnybara energikällor. Målet var en ökning med 10 TWh från 2002 års nivå till år 2010.
Merparten av de ovan redovisade stödsystemen löpte ut den 31 december 2002. Samtidigt fattade riksdagen ett beslut om att ett system med elcertifikat skulle införas. Den 1 mars 2003 trädde lagen (2003:113) om elcertifikat i kraft (prop. 2002/03:40, bet. 2002/03:NU6, rskr. 2002/03:133).
De huvudsakliga motiven för att ersätta de traditionella stödsystemen med elcertifikatsystemet var att öka konkurrenstrycket och drivkrafterna för teknikutveckling inom elproduktionen från förnybara energikällor (prop. 2001/02:143, s. 90). En annan konsekvens av certifikatsystemet är att finansieringen läggs på marknaden, vilket ger en ökad långsiktighet i systemet.
Elcertifikatsystemet är baserat på kvoter för användningen av el från förnybara energikällor. Producenterna av sådan el tilldelas elcertifikat av staten (ett certifikat per producerad MWh el) och elanvändare är skyldiga att den 1 april varje år inneha elcertifikat i förhållande till sin förbrukning av el under det föregående kalenderåret (kvotplikt). Elleverantörerna är skyldiga att hantera sina kunders kvotplikt, och har rätt att ta betalt för denna tjänst, såvida kunden inte väljer att själv hantera sin kvotplikt.
Den 1 mars varje år skall alla kvotpliktiga deklarera fjolårets förbrukning. Deklarationen skall bl.a. innehålla uppgifter om hur mycket el den kvotpliktige har fakturerat/förbrukat under föregående år. Utifrån deklarationen annullerar Svenska kraftnät den 1 april elcertifikat på den kvotpliktiges konto. Då måste elcertifikat motsvarande kvotplikten finnas där. Den som inte uppfyller kvotplikten skall betala en kvotpliktsavgift (högst 175 kronor år 2004).
Viss elanvändning omfattas inte av kvotplikten. Det gäller t.ex. el som förbrukas vid överföring av el (förlustel), el som en elanvändare själv producerat och förbrukat samt el som förbrukas i elintensiv industri.
Det är innehavare av produktionsanläggningarna där el produceras med användande av vindkraft, solenergi, vågenergi, geotermisk energi, vissa biobränslen samt viss vattenkraft som är berättigade att bli tilldelade elcertifikat.
SOU 2004:129 Nätavgiften för småskalig elproduktion
343
Regeringen eller, efter regeringens bemyndigande, Energimyndigheten får meddela föreskrifter om vilka krav som skall ställas på biobränslen för att produktionen av el skall berättiga till elcertifikat. Vidare gäller att innehavaren av en anläggning där el produceras med vattenkraft skall vara berättigad att bli tilldelad elcertifikat om produktionen sker i
• en anläggning som är i drift vid utgången av april 2003 och som har en installerad effekt som inte är högre än 1 500 kW,
• en anläggning som har tagits ur drift före den 1 juli 2001 och som därefter tagits i drift efter utgången av 2002, eller
•
en anläggning som tagits i drift första gången efter utgången av 2002.
Om produktionskapaciteten efter lagens ikraftträdande ökats i en anläggning som var i drift vid utgången av april 2003 skall den ökade produktionen av el berättiga innehavaren att bli tilldelad elcertifikat, enligt de föreskrifter som meddelas av regeringen eller, efter regeringens bemyndigande, Energimyndigheten.
Från den 1 april 2004 är också torv ett certifikatberättigande bränsle när den används för elproduktion i kraftvärmeverk.
Generellt gäller att om flera småskaliga anläggningar finns i närheten av varandra och gemensamt matar in el på ledningsnätet, skall de anses som separata anläggningar vid tillämpningen av elcertifikatslagen.
Elcertifikatsystemet hanteras i första hand av Energimyndigheten, som är tillsynsmyndighet, och Svenska kraftnät som genom dess införande fått delvis nya uppgifter. Också Finansinspektionen har fått en begränsad, tillkommande uppgift genom att ansvara för tillsynen över handeln med elcertifikat.
Det första året med elcertifikatsystemet
Energimyndigheten har regeringens uppdrag att utvärdera elcertifikatsystemet. Uppdraget har avrapporterats i två etapper, den 1 maj och den 1 november 2004.
4
I september 2004 var totalt 1 716 produktionsanläggningar godkända och 732 kvotpliktiga registrerade för hantering av kvotplikt.
4
Uppgifterna i detta avsnitt är hämtade från Energimyndighetens rapport ”Översyn av
elcertifikatsystemet, Delrapport etapp 2”, November 2004.
Nätavgiften för småskalig elproduktion SOU 2004:129
344
Enligt inkomna deklarationer uppgår den kvotpliktiga elförbrukningen under år 2003 totalt till cirka 61,1 TWh, och med en kvotplikt för år 2003 på 0,074 så skulle totalt cirka 4,52 miljoner elcertifikat annulleras per 1 april 2004 för att kvotplikten skall vara fullföljd. Den 1 april annullerades 3,5 miljoner (3 489 984) elcertifikat vilket innebar 77,1 procents kvotuppfyllnad. Det saknades därmed drygt 1 miljon (1 032 782) elcertifikat. De företag som inte annullerat tillräckligt med elcertifikat har fått erlägga kvotpliktsavgift på 175 kr per certifikat, vilket har gett en kvotpliktsintäkt på 180,7 miljoner kronor.
Större delen av år 2003 och de första månaderna år 2004 låg priset på elcertifikaten på cirka 240 kronor/MWh. Efter att i april tillfälligt ha sjunkit till cirka 200 kronor/MWh är priset åter uppe i ungefär 240 kronor/MWh. Bortsett från en tillfällig prisnedgång i april har certifikatpriset alltså legat relativt konstant kring 240 kronor/MWh.
Tabell 10.2. Antal anläggningar godkända för tilldelning av elcertifikat den 1 maj 2004 uppdelat per kraftslag
Godkända
anläggningar {st]
Installerad effekt
[MW]
Förnybar elproduk-
tion [GWh/år]
1)
Utnyttningstid
[h]
Vatten
1 028
496,3
1 754,3
3 535
Vind 562 416,1 724,0 1 740
Biobränsle
100
3 192,4
7 233,2
2 266
Sol 1 0,008 0,006 750
Totalt
1 692
4 104,8
9 711,7
1) Produktionsvärden för perioden 1 maj 2003 till 30 april 2004 baseras på antal utfärdade elcertifikat. Källa: Energimyndigheten och Svenska Kraftnät, 2004-08-16.
Det är biobränsleproduktionen som dominerar i elcertifikatsystemet. Den förnybara elproduktionen för perioden 1 maj 2003 till 30 april 2004 uppgick till 9,7 TWh baserat på antalet utfärdade elcertifikat (tabell 10.2). Av dessa kommer 74,5 procent från biobränsle, 18 procent från småskalig vattenkraft och 7,5 procent från vind-
SOU 2004:129 Nätavgiften för småskalig elproduktion
345
kraft. Utnyttningstiden har beräknats till 3 535 timmar respektive 1 740 timmar inom småskalig vattenkraft respektive vindkraft.
5
I de 9,7 TWh förnybar elproduktion ingår all befintlig produktion och det som har tillkommit i nya anläggningar (uppskattningsvis 0,1 TWh) samt biobränsleproducenternas ökade användning av förnybara bränslen i sina anläggningar.
Energimyndigheten framhåller att erfarenheterna från det första året med elcertifikatsystemet överlag är goda. Merparten av de mindre problem som ändå uppstått kan hänföras till kategorin barnsjukdomar.
10.3.4 Ekonomiska förutsättningar de kommande åren
Under de kommande åren höjs kvotplikten successivt fram till år 2010. De framtida kvotnivåerna skall ses över vartannat år med start år 2004.
Kvotpliktsavgiften uppgår till 150 procent av det volymvägda medelvärdet av elcertifikatpriset för den tolvmånadersperiod som kvotplikten avser. För de elcertifikat som skall annulleras åren 2004 och 2005 har tak satts för avgiften på 175 kr respektive 240 kronor per certifikat. Under år 2003 nådde elcertifikatpriserna en sådan nivå att kvotpliktavgiften nådde taket på 175 kr.
Energimyndigheten konstaterar i sin utvärdering att elcertifikatsystemet ännu inte har lett till någon omfattande produktionsökning av förnybar el. Trots att så lite investeringar i ny produktionskapacitet tillkommit finns i dag ett utbudsöverskott av certifikatberättigad elproduktion. Den förnybara elproduktion som erhållit stöd av systemet består till största delen av produktionskapacitet som fanns redan innan systemet sattes i drift. Den produktion som kommit till är inte resultat av investeringar i ny produktionskapacitet utan produktionsökningar i redan befintliga anläggningar.
Eftersom investeringar tar tid är detta inte något anmärkningsvärt utan helt i linje med det förväntade utfallet. Myndigheten har analyserat stödbehovet för nya anläggningar och anser inte att det finns skäl att betvivla att elcertifikat utgör ett tillräckligt stöd även för nyinvesteringar och att dessa kommer till stånd när möjligheterna till produktionsökningar till låg kostnad är uttömda.
5
Med utnyttningstid avses det antal timmar en anläggning behöver för att producera
årsproduktion vid full effekt.
Nätavgiften för småskalig elproduktion SOU 2004:129
346
Figur 10.2 illustrerar produktionskostnaderna för nya anläggningar för förnybar elproduktion i relation till prognosticerat elpris (29 öre/kWh). Då beräkningarna uppvisar stor variation för olika tekniker beroende på avskrivningstid, kalkylränta och värmekreditering har diverse olika scenarios beräknats. I figuren visas resultaten i form av höga respektive låga elproduktionskostnader för anläggningar med dagens teknik, i syfte att visa mellan vilka intervall de varierar.
6
Investeringarna avser ett ”standardläge”, dvs. hän-
syn har inte tagits till speciella lokaliseringsanknutna kostnader som anslutning till kraftnätet, långa kylvattenkanaler, nya anslutningsvägar, tomt/markarrende.
Figur 10.2. Elproduktionskostnad för dagens teknik för ny förnybar produktion
Källa: Energimyndigheten: ”Översyn av elcertifikatsystemet, Delrapport etapp 2”. (Energimyndighetens beräkningar, Elforsk 2003).
6
De lägre elproduktionskostnaderna är resultatet av en kalkyl med 30 års avskrivningstid,
6 procent kalkylränta samt en värmekreditering på 0,21 öre/kWh
värme
. De höga elproduktionskostnaderna är resultatet av en kalkyl med 15 års avskrivningstid, 14 procent kalkylränta samt en värmekreditering på 0,15 öre/kWh
värme
.
SOU 2004:129 Nätavgiften för småskalig elproduktion
347
Av figuren framgår att med ett elcertifikatpris på 200–240 kr (20– 24 öre/kWh) täcks också en försvarlig del av kostnadsstaplarnas högkostnadsdelar. Till elpris + elcertifikatpris skall också läggas 1– 3 öre/kWh i ersättning från nätföretagen för s.k. nätnytta. Intäktssidan uppgår därmed till totalt 50–56 öre/kWh.
En förutsättning för att nyproduktion skall komma till stånd är dock att aktörerna i systemet kan få en rimlig avkastning från stödsystemet under investeringens livslängd. De fem år som återstår av systemets livslängd är inte tillräckligt för att skapa den långsiktighet och trovärdighet som krävs.
Om det energipolitiska målet om 10 TWh ny förnybar el till år 2010 skall uppnås är det således enligt Energimyndighetens utvärdering önskvärt att systemet permanentas, samt att ambitionsnivå och kvoter sätts med en tillräckligt lång tidshorisont för att skapa rimliga villkor för investeringar. Enligt myndighetens bedömning finns förutsättningar att öka ambitionsnivån i elcertifikatsystemet till 15 TWh till år 2012, givet att systemet permanentas och kvoter sätts långsiktigt även efter år 2012 så att rimliga investeringsvillkor och förtroende för systemet skapas. En förutsättning är att ambitionsnivå och kvoter fastställs långsiktigt även efter 2010.
Energimyndigheten har särskilt analyserat de ekonomiska villkoren för befintliga vindkraftsanläggningar och förutsättningarna för framtida utbyggnad. Man konstaterar att de som vågade satsa 60 procent av sitt kapital på en relativt ny teknik i mitten av 1990talet hittills har gjort en bra investering. En vindkraftsinvestering har de senaste åren haft god vinstmarginal, oaktat vindens energiinnehåll.
För nya investeringar i vindkraft är myndighetens slutsats att en stor utbyggnad av vindkraft kommer att kunna ske utan ett kompletterande stöd, under förutsättning att elcertifikatsystemet permanentas samt ambitionsnivå och kvoter fastställs långsiktigt. Bristen på annan produktion bör generera högre elcertifikatspriser än i dag och således tillräckliga stödnivåer för investeringar i vindkraft.
Om man ändå vill ge särskilt stöd till vindkraft förordar myndigheten att eventuella kompletterande stöd undersöks vidare, som stöd vid nätanslutning, stöd vid finansiering eller en ny etapp av pilotprojektstöd. En nackdel med ett stöd speciellt riktat till vindkraft är dock att konkurrensen inom elcertifikatsystemet snedvrids.
Energimyndigheten bedömer att merparten av de befintliga anläggningar som i dag ingår i systemet är kommersiellt själv-
Nätavgiften för småskalig elproduktion SOU 2004:129
348
bärande (främst industriellt mottryck men även en del kraftvärmeverk och vattenkraftverk) eller har baserat sina investeringsbeslut endast på investeringsstöd men inget driftstöd (främst kraftvärmeverk och vattenkraftverk). Det finns därför anledning att överväga en begränsning av tiden en anläggning kan erhålla elcertifikat och därmed även fasa ut befintliga anläggningar ur systemet. Det främsta skälet till detta är att låta konsumenterna via sin kvotplikt finansiera nyinvesteringar och inte kommersiellt självbärande anläggningar. Det är således en fråga om att upprätthålla konsumentens förtroende för systemet.
10.4 Överväganden och förslag
Utredningens förslag: Den bestämmelse i 4 kap. 10 § ellagen upphävs som innebär att småskaliga elproduktionsanläggningar endast skall betala den del av nätavgiften som motsvarar den årliga kostnaden för mätning, beräkning och rapportering på nätkoncessionshavarens nät. Likaså upphävs den bestämmelse i 3 kap. 14 § ellagen som innebär att kostnaden för mätning i inmatningspunkten hos en småskalig elproducent inte skall debiteras denne.
En förutsättning för dessa förslag är att elcertifikatsystemet förlängs efter år 2010 och att ambitionsnivå och kvoter fastställs långsiktigt.
Något kompletterande stöd, utöver elcertifikatsystemet, krävs inte. Skulle ett sådant stöd ändå anses nödvändigt förordar utredningen ett övergångsstöd till småskaliga anläggningar med tre öre/kWh som trappas ned under sex års tid. Stödet finansieras genom en särskild nätavgift för stöd till småskalig elproduktion som betalas av elanvändarna.
Ett första konstaterande är att Energimyndighetens analys, som redovisas i avsnitt 3 ovan, visar att det torde finnas ett ekonomiskt utrymme för att ta bort bestämmelsen i 4 kap. 10 § ellagen om befrielse från nätavgift för småskaliga elproduktionsanläggningar samt undantaget för dessa i 3 kap. 14 § ellagen angående kostnader för mätutrustning. En förutsättning för denna slutsats är att elcertifikatsystemet förlängs efter år 2010 och att systemets ambitionsnivå och kvoter fastställs långsiktigt.
SOU 2004:129 Nätavgiften för småskalig elproduktion
349
Om förutsättningen uppfylls är det utredningens bedömning, liksom myndighetens, att prisnivån på elcertifikat framgent kommer att ligga kvar på en nivå som möjliggör investeringar i nya anläggningar och att dessa kommer att genomföras när möjliga produktionsökningar i befintliga anläggningar tagits till vara. Analysen visar också att det inte krävs särskilda stödinsatser för vissa kraftslag, som exempelvis vindkraft. Systemet kan i stort väntas fungera som avsett.
De kalkylresultat som redovisats i figur 10.2 demonstrerar att det också finns utrymme för att ta bort det indirekta stöd som avgiftsbefrielsen för småskalig elproduktion innebär. Energimyndigheten konstaterar i utvärderingen att brist på nya produktionsalternativ bör generera högre certifikatpriser än i dag. Därmed bör även borttagandet av avgiftsbefrielsen kunna hanteras inom ramen för certifikatsystemet för de småskaliga anläggningar som omfattas av detta.
Utredningen vill också understryka att elcertifikatsystemet är ett marknadsbaserat system som syftar till att de mest kostnadseffektiva elproduktionsalternativen, baserade på förnybar energi, skall utnyttjas i första hand. Särskilda bestämmelser, som innebär en kostnadsfördel för vissa anläggningar, snedvrider systemet och leder till mindre effektiva satsningar. Därför bör den småskaliga elproduktionen, liksom andra elproduktionsanläggningar, betala för sin användning av elnätet.
Det skall understrykas att de kostnadsökningar som då skulle belasta de små produktionsanläggningarna (4–10 öre/kWh), och som redovisats i avsnitt 10.3.2 ovan, är starkt beroende av de berörda anläggningarnas energiproduktion och effekt. Kostnadsökningarna skulle möjligen kunna bli besvärande för anläggningar med sämre prestanda, men detta skulle inom ramen för certifikatsystemets innebära ett kraftigare stöd för andra effektivare produktionsenheter. En större inmatning ger i allmänhet en lägre avgift per kWh.
I själva verket kan borttagandet av undantagsbestämmelserna komma att leda till lägre kostnader än vad kalkylerna i föregående avsnitt indikerar. Kalkylerna är baserade på kostnader för dagens teknik. Som det många gånger påpekats innebär effektgränsen 1 500 kW för befrielse från nätavgift ett utvecklingshinder, som skulle undanröjas om bestämmelsen avskaffas. En följd av att ta bort avgiftsbefrielsen skulle därför inte enbart vara att ett utvecklingshinder undanröjs, utan också att de ekonomiska drivkrafterna
Nätavgiften för småskalig elproduktion SOU 2004:129
350
att utnyttja tillgängliga skalfördelar stärks och därmed möjligheterna att sänka kostnaderna per levererad kWh el.
Utredningens förslag har kritiserats för att motverka utvecklingen av el från förnybara energikällor. Utredningens uppfattning är dock den motsatta, nämligen att avskaffandet av avgiftsbefrielsen också innebär avskaffandet av hinder. Som påpekats ovan har effektgränsen om 1 500 kW inneburit ett utvecklingshinder, som genom förslaget avlägsnas. Avgiftsbefrielsen innebär också en snedvridning av det marknadsbaserade elcertifikatsystemet, där vissa producenter erhåller ett särskilt stöd. Förslaget innebär att också detta effektivitetshinder tas bort.
Utan den implicita effektbegränsning som ligger i regeln om avgiftsbefrielse för småskalig elproduktion bör det alltså finnas goda möjligheter att i tillkommande produktionsanläggningar bättre utnyttja stordriftsfördelar och sänka kostnaderna för produktion och inmatning på nätet, och därmed öka det ekonomiska överskottet.
Utredningen förutsätter att elcertifikatsystemet kommer att förlängas efter år 2010, och drar då slutsatsen att något ytterligare stöd, utöver det som ges genom systemet, inte kommer att krävas. Att behålla de aktuella undantagsbestämmelserna skulle däremot motverka den önskvärda tekniska utvecklingen i den förnybara elproduktionen. Utredningens förslag är därför att bestämmelserna i 3 kap. 14 § och 4 kap. 10 §ellagen tas bort.
Utredningen förutsätter att det kontinuerligt sker förändringar inom nätområdena som leder till tarifföversyner, och att utredningens förslag därför inte kommer att komplicera tariffsättningen märkbart.
Förslaget innebär att nättariffen för en småskalig elproduktionsanläggning skall vara skälig och saklig i enlighet med vad som gäller enligt ellagen. Den kommer således att motsvara dennes andel av kostnaderna för den del av nätet som elen från produktionsanläggningen tar i anspråk, samt kostnaderna för mätning, avräkning, m.m. Som framhållits ovan i avsnitt 10.3.2 bör i allmänhet inmatningstariffen vara lägre än uttagstariffen i nätområdet.
Utredningen har också i uppdrag att föreslå alternativ till att ta bort bestämmelsen. Detta uppdrag har tolkats som att utredningen skall lämna förslag till ett kompletterande stöd till mindre elproducenter, om ett sådant skulle krävas utöver elcertifikatsystemet för att stödnivån skall bli tillräcklig.
SOU 2004:129 Nätavgiften för småskalig elproduktion
351
I första hand skall det upprepas vad som redan påpekats ovan, att systemet med elcertifikat måste anses som tillräckligt för att möjliggör investeringar i nya anläggningar på den nivå som beslutats som mål för ökad användning av förnybara energikällor. Det är därför utredningens uppfattning att det inte krävs något kompletterande stöd för vissa slag av produktionsanläggningar. Elcertifikatsystemet är utformat för att fördela stödinsatserna till de mest kostnadseffektiva projekten. Denna fördelningsmekanism bör inte störas genom införandet av ytterligare, särskilt riktade stöd.
Skulle ändå något form av kompletterande stöd anses nödvändigt förordar utredningen ett övergångsstöd till småskaliga anläggningar, i syfte att ge dem en mjukare anpassning till det nya systemet med full nätavgift. Ett sådant system skulle exempelvis kunna utgå med tre öre/kWh el under de första åren, för att sedan trappas ned med ett öre vartannat år så att stödet är borttaget efter sex år. Stödnivån tre öre/kWh motsvarar ungefär det förslag till övergångsstöd som föreslogs av Elcertifikatutredningen.
Stödet bör kunna finansieras genom att en särskild nätavgift för stöd till småskalig elproduktion som betalas av elanvändarna via nätföretagen. Det finns i dag drygt 1 700 produktionsenheter, som skulle beröras av stödet, med en sammanlagd produktion av 2 400 GWh el per år. Utslaget på landets ca 5 miljoner eluttagspunkter innebär det en avgift omkring 14 kronor per uttagspunkt och år.
I fråga om hanteringen av stödet bör erfarenheten från hanteringen av det tillfälliga stödet för el producerad i småskaliga produktionsanläggningar (den s.k. nioöringen) vara utgångspunkt.
En förutsättning för att införa ett sådant stöd är att det av EGkommissionen bedöms vara förenligt med den gemensamma marknaden.
Det kan beräknas tillkomma ytterligare ett antal stödberättigade anläggningar under de närmaste åren, dock inte så många eftersom stödet skulle trappas av relativt snart. Utredningen förutsätter att det skulle behövas en nätavgift för stöd till småskalig elproduktion på ca 15 kronor per år under de första två åren, som sedan sänks till ca 10 kronor per år under två år, och därefter till ca 5 kronor per år under två år.
Återigen skall framhållas att det kompletterande stödet sannolikt inte kommer att behövas. Certifikatsystemets utformning torde i stället komma att upphäva effekten genom en lägre certifikatsprisnivå. Utredningen vill ändå understryka att om något extra stöd
Nätavgiften för småskalig elproduktion SOU 2004:129
352
anses nödvändigt så är ett direkt avgiftsfinansierat och synligt stöd att föredra, såsom här beskrivits, i stället för ett indirekt, dolt stöd som den nu gällande avgiftsbefrielsen.
353
11 En alternativ elmarknadsmodell
11.1 Bakgrund
Utredningen har i uppdrag att se över behovet av ytterligare förändringar av lagstiftningen på el- och naturgasmarknaderna. Mot bakgrund av detta generella uppdrag har utredningen uppmanats att ta upp och överväga under senare år diskuterad långtgående omorganisation av elmarknaden. I detta avsnitt redovisas arbetet i denna del. Redovisningen innehåller en översikt av den föreslagna alternativa marknadsmodellen, en genomgång av vissa av modellens egenskaper, samt slutligen utredningens slutsatser angående såväl möjligheten som lämpligheten av att genomföra en så radikal omorganisation av elmarknaden.
11.1.1 Den svenska/nordiska ”modellen”
En genomgripande reformering av den svenska elmarknaden trädde i kraft den 1 januari 1996, dvs. för nio år sedan. Det nya regelverket utformades i syfte att öppna elproduktion och elförsäljning för konkurrens. Avsikten var att genomföra omorganisationen utan större strukturella förändringar än nödvändigt. Energikommissionen konstaterade följande i delbetänkandet ”Ny elmarknad” (SOU 1995:14, s. 47):
Elmarknadsreformen innebär förändringar av elmarknadens funktionssätt. Den grundläggande förändringen ligger i att aktörernas ansvar på marknaden ändras och preciseras. Huvudprincipen är att produktion och försäljning av el skall ske i konkurrens, medan nätverksamheten som är ett naturligt monopol skall regleras och övervakas på särskilt sätt. Det samlade ansvaret för drift och leveranssäkerhet (systemansvaret) åläggs staten. Reformen innebär dock inte någon förändring av de grundläggande principerna för elsystemets drift.
En alternativ elmarknadsmodell SOU 2004:129
354
Under åren efter elmarknadens avreglering har regelverket utvecklats och genomgått ett stort antal förändringar. Det är ändå korrekt att hävda att elmarknaden i sin grundstruktur fortfarande överensstämmer med den ”gamla elmarknaden”.
Samtidigt har lika eller mer långtgående reformer av elmarknadens regelverk genomförts i många länder. Inom EU har ett gemensamt regelverk utarbetats. Det första elmarknadsdirektivet införlivades från och med år 1999 i medlemsländernas lagstiftning.
1
Ett reviderat elmarknadsdirektiv har beslutats och regeringen har i en remiss till lagrådet den 14 oktober 2004 föreslagit ett antal ändringar i ellagen i syfte att genomföra det.
2
En EG-förordning
om gränsöverskridande handel med el gäller sedan sommaren 2003.
3
Utvecklingen av ett gemensamt europeiskt regelverk har inte krävt några större anpassningar av lagstiftningen i Sverige och Norden. Reformeringen av de nordiska ländernas elmarknader föregick den europeiska regelutvecklingen, och den nordiska marknadsutvecklingen har därför varit vägledande vid utformningen av EG-direktiven. Grundstrukturen i det gemensamma europeiska regelverket är därför detsamma som i det svenska. Marknaden skall öppnas så att alla elkonsumenter kan välja elleverantör, och nätverksamhet och elhandel skall separeras. Snarare har några andra medlemsländer fått genomföra mer genomgripande omstruktureringar av sina elmarknader än vad som krävts i Norden.
4
11.1.2 Debatten om en alternativ elmarknad
Mot bakgrund av ambitionerna i ett stort antal länder att konkurrensutsätta elproduktion och elhandel har frågan om elhandelns organisering varit föremål för en omfattande internationell debatt. I många länder har dock diskussionen förts mot bakgrund av andra
1
Europaparlamentets och rådets direktiv 96/92/EG av den 19 december 1996 om
gemensamma regler för den inre marknaden för el (EGT nr L 27, 30.1.1997, s. 20).
2
Europaparlamentets och rådets direktiv 2003/54/EG av den 26 juni 2003 om gemensamma
regler för den inre marknaden för el och om upphävande av direktiv 96/92/EG (EUT L 176, 15.7.2003, s. 37).
3
Europaparlamentets och rådets förordning (EG) nr 1228/2003 av den 26 juni 2003 om
villkor för tillträde till nät för gränsöverskridande elhandel (EUT L 176, 15.7.2003, s. 1.).
4
Ett exempel är Storbritannien som redan i slutet av 1980-talet genomförde en
elmarknadsreform baserad på att all fysisk handel skulle gå via ”The Pool”. Sedermera har elmarknaden av flera skäl omorganiserats i riktning mot den nordiska modellen.
SOU 2004:129 En alternativ elmarknadsmodell
355
elmarknadsstrukturer än de som gäller i Sverige. En aktuell rapport till Elforsk innehåller en kortfattad redovisning av den internationella debatten.
5
Inom Sverige har det under lång tid funnits en relativt stor enighet om att behålla den ”svenska modellen”, dvs. den svenska elmarknadens grundstruktur. De större revideringar av regelverket som genomförts efter år 1996, t.ex. schablonreformen, har som redan påpekats inte inneburit några ändringar i detta avseende. Under de senaste åren har dock förslag om en mer radikal omorganisering av den svenska elmarknaden förts fram i debatten. Förslagen, vars grundtanke är att spotmarknadspriserna skall ges fullt genomslag i konsumentledet, lanserades år 2001 av direktör Gunnar Fabricius och har sedermera också förordats i motioner till riksdagen.
I korthet innebär den föreslagna marknadsmodellen att dagens nätägare skall ta över ansvaret för de fysiska elleveranserna till slutkunder. Leveranserna skall alltid ske till rörligt spotpris. Dagens elhandelsföretag ges i modellen rollen att leverera olika produkter för prissäkring. Den föreslagna marknadsorganisationen skulle enligt förespråkarna leda till en förenklad hantering av mätvärden och prognoser för elförbrukningen, och samtidigt stimulera en större priskänslighet hos slutkunderna än i dag. Framför allt pekar man på att modellen bör ge en ökad effektpriskänslighet.
6
Reformens förespråkare menar också att denna modell skulle kunna komma kunderna tillgodo i form av bättre konkurrens, eftersom regelverket endast skall omfatta den renodlade handeln med el som frikopplas från handeln med prisförsäkringar.
Modellens förespråkare har presenterat den i olika inlagor till riksdagens näringsutskott. Den har också tagits upp i ett antal motioner från Miljöpartiet. I motion 2001/02:N58 föreslog man att en sådan alternativ elmarknadsmodell skulle utredas, vilket dock avslogs. Liknande förslag har därefter återkommit. Våren 2003 avstyrkte Näringsutskottet flera motioner från Miljöpartiet i vilka begärdes att en utredning om elmarknaden skulle tillsättas i syfte att reformera denna (bet. 2002/03:NU6, bet. 2002/03:NU11). Senast behandlades våren 2004 två motioner där en reformering av dagens elmarknad föreslås. Utskottet hänvisar i sitt betänkande till El- och gasmarknadsutredningen arbete. Utskottet upplyser att
5
Bergman, L. och Amundsen, E.S.: ”Hur bör elhandeln organiseras?” (Elforsk rapport
2004:10), kap. 2.
6
Dvs. en ökad känslighet för prisökningar vid brist på effekt vid ett givet tillfälle (timme).
En alternativ elmarknadsmodell SOU 2004:129
356
man erfarit att utredaren har för avsikt att även närmare analysera den i motionerna föreslagna modellen och ser med tillförsikt fram mot utredningens slutsatser i frågan. I en partimotion från Miljöpartiet (2004/05:N307) hösten 2004 återkom kravet på en utredning.
Modellen diskuteras relativt utförligt i den ovan nämnda Elforsk-rapporten, där den jämförs med tre andra modeller för elhandelns organisering. Rapportens bedömningar och slutsatser redovisas i avsnitt 11.2.2 nedan.
Riksdagens utredningstjänst presenterade i början av mars 2004 en promemoria om konkurrensen på elmarknaden (InfoPM 3/2004). Där berörs också alternativa modeller till dagens elhandelssystem, bl.a. den som förespråkats av Miljöpartiet. Modellen anses vara intressant, främst för att den skulle skapa en marknad för eleffekt. Det påpekas att elkonsumenterna i dag sällan möter marginalkostnaden för elanvändningen då de oftast betalar ett fast pris. Samtidigt framhålls att statistiken över hushållens elanvändning har en låg detaljeringsgrad, vilket gör det svårt att bedöma hur hushållen skulle kunna påverka sin elanvändning om känslighet för elpris och bristkostnader ökas. Det påpekas också att det inte går att se några incitament till prispress på utbudssidan, då konsumenten inte kan välja elleverantör. Därtill betonas att ett ensidigt införande av modellen i Sverige kan innebära försämrade villkor för industrin eftersom ett eventuellt införande av modellen troligen skulle leda till högre energirelaterade kostnader genom högre priser då industrin inte kan teckna bilaterala avtal. Det sägs även att premierna för riskförsäkringar möjligen kan bli högre. Utredningstjänsten efterlyser en mer djuplodande analys av effekterna.
11.2 Den alternativa elmarknadsmodellen
Som redan angivits har varianter av den alternativa modellen diskuterats under ett antal år. Underlaget för diskussionerna har dock varit relativt knapphändigt och modellen har inte varit specificerad i någon detalj. Över tiden har dessutom modellstrukturen på några punkter väsentligt förändrats. Utredningen har därför låtit Gunnar Fabricius utarbeta en aktuell modellbeskrivning. Han har till utredningen lämnat promemorian ”Kortfattad beskrivning av förslag till reformering av elmarknaden”. Den återfinns som rapport 5 i
SOU 2004:129 En alternativ elmarknadsmodell
357
betänkandets bilagedel, och den fortsatta diskussionen av modellen är baserad på denna beskrivning.
I detta avsnitt återges modellens grundläggande struktur. Därefter refereras den analys och bedömning av modellen som Bergman och Amundsen redovisat i den nämnda rapporten till Elforsk. Vid ett sammanträde har utredningen relativt utförligt diskuterat modellen med Gunnar Fabricius. Därvid har modellens funktionalitet ifrågasatts på flera punkter, och dessa invändningar redovisas i avsnitt 11.3. Slutligen diskuteras i det avslutande avsnittet 11.4 utredningens syn på en radikal omorganisation av elmarknaden.
11.2.1 Modellens grundstruktur
Modellens grundstruktur kan sammanfattas i följande punkter.
• I princip skall alla konsumenter och producenter handla el till samma spotpris per timme.
• Priset skapas genom att producenterna lägger bud till spotmarknad med auktionsförfarande.
• Svenska kraftnät lämnar underlag till prisbildningen genom att prognostisera den samlade efterfrågan, och informera konsumenterna om detta.
• Nord Pool bör ensamt svara för prisbalanseringen på elmarknaden.
• Nätföretagen behåller dagens uppgifter, men skall dessutom sälja el till konsumenterna.
• Nätföretagen debiterar konsumenterna spotpriset för mottagen el plus överföringsförluster, men inga påslag därutöver.
• Nät- och prisförsäkringsverksamhet separeras och nätföretagen tillåts inte att sända mätvärden till andra än konsumenterna.
• Konsumenterna tar ut efterfrågad el från nätet (”handlar el genom att trycka på strömbrytaren”) och debiteras spotpris för uttagen el plus nätförluster av sitt nätföretag.
• Konsumenter och producenter kan prisförsäkra sig, men detta skall ske vid sidan om den reglerade elmarknaden.
En alternativ elmarknadsmodell SOU 2004:129
358
Modellen innebär således att alla elkonsumenter debiteras ett och samma spotpris per timme.
7
Konsumenten har möjlighet att pris-
försäkra sig, och därmed betala för att undvika prisrisker, men utgångsläget är att de debiteras det aktuella spotpriset. Den konsument som inte vidtar särskilda åtgärder möter alltså spotpriset, till skillnad från dagens inaktiva konsumenter som vanligen handlar el till ett s.k. tillsvidarekontrakt utan kortsiktiga prisvariationer.
Fabricius framhåller vissa utvecklingsmöjligheter som han menar skulle kunna följa om modellen infördes. De kan kort sammanfattas enligt följande.
• tidsskillnaden mellan prognos, prissättning och leveranstimme bör kunna minskas kraftigt,
• en sådan utveckling mot prisbildning i realtid bör leda till en mer noggrann och lätthanterlig frekvensbalansering,
• information om det aktuella priset bör enkelt och billigt kunna distribuera till konsumenterna,
• mätningen bör kunna förenklas,
• timmätning i kombination med leverans till spotpris bör skapa incitament till effektiv energianvändning,
• en långtgående standardisering av riskförsäkringarna bör bli möjlig,
• nättariffen bör kunna förenklas (en sakligt grundad nättariff bör vara en fast årsavgift som är relaterad till konsumentens maximala effektuttag),
• konkurrensen kommer att ligga i prisbildningen på spotmarknaden, och på sikt bör speciella budregler utvecklas för att säkra en genomlyst och trovärdig prisbildning,
• på den finansiella marknaden bör man kunna skapa en behovsrelaterad riskhantering så att enskilda parter kan använda marknaden för att hantera risk,
• dagens elskatt i fasta ören/kWh ger inga incitament till att spara på effekt men bör kunna förändras till en skattesats som relateras till det löpande spotpriset.
7
I termer av Bergman-Amundsens redovisning är förslaget en variant av ”spot price pass-
through” där kunden har ett BES-kontrakt (Basic Electricity Service).
SOU 2004:129 En alternativ elmarknadsmodell
359
11.2.2 Elforskrapporten
Den föreslagna modellen diskuteras av Bergman–Amundsen i den ovan nämnda Elforsk-rapporten.
8
De tar upp två varianter av
modellen som skiljer sig från varandra med avseende på var balansansvaret är placerat. I en variant finns, liksom i dagens system, ett decentraliserat balansansvar även om det är nätföretagen i stället för elhandelsföretagen som har denna uppgift. I den andra varianten är balansansvaret, liksom i den här refererade modellbeskrivningen, centraliserat till systemoperatören, dvs. Svenska kraftnät. En konsekvens i den senare varianten är att betydligt färre aktörer har anledning att handla på Nord Pools spotmarknad och att Svenska kraftnät på ett eller annat sätt måste göra egna kortsiktiga prognoser på den totala elanvändningen.
Bergman-Amundsens bedömning är att den första av dessa två varianter är överlägsen den senare. Jämfört med nuvarande system pekar man på vad man menar är två väsentliga fördelar. Den ena är att kostnaderna för att framställa och förmedla mätvärden är lägre. Den andra är att elkonsumenterna skulle konfronteras med priser som på ett bättre sätt än för närvarande speglar elproduktionens faktiska marginalkostnader. Detta skulle troligen öka elefterfrågans kortsiktiga priskänslighet och därmed minska behovet av s.k. toppeffekt.
En väsentlig nackdel med modellen är enligt Bergman-Amundsen att den, åtminstone initialt, överför finansiella risker från elhandelsföretag till elkonsumenter. Detta innebär en omfördelning av risk från aktörer som har en relativt låg kostnad att bära risk till aktörer som har en relativt hög kostnad att bära risk. Visserligen förutsätts att nya aktörer på elmarknaden kommer att erbjuda prisförsäkringar, men huruvida detta kommer att ske är osäkert. Speciellt skulle modellen varaktigt leda till reducerad konkurrens och ett mer begränsat utbud av alternativa kontrakt på elmarknaden.
Den stora vinsten anses ligga i att kostnaden för att hantera mätvärden skulle bli lägre. Men dessa kostnader är inte så stora och det är sannolikt att de med tiden kan bli betydligt lägre. Kostnaden för de konkurrensbegränsningar som en sådan reform skulle medföra torde däremot växa med tiden. Speciellt kan konkurrerande elhandelsbolag spela en viktig roll när det gäller att utveckla produkter som konsumenterna sätter värde på. De kan också bidra till
8
Bergman och Amundsen, a.a.
En alternativ elmarknadsmodell SOU 2004:129
360
att nya företag etablerar sig som elproducenter och därmed skapar konsumentvärden genom ökad konkurrens på elmarknaden.
Bergman-Amundsen menar vidare att de samhällsekonomiska vinster som hänger samman med en bättre följsamhet på marginalen mellan konsumentpriser och kostnader skulle kunna realiseras genom en ganska begränsad reform. Mot en större reform talar också att en sådan med nödvändighet skulle medföra omställningskostnader.
I sammanfattning anser Bergman-Amundsen att det i frånvaro av kvantitativa uppskattningar av samtliga relevanta effekter inte är möjligt att jämföra fördelar och nackdelar av en reformering av den svenska elhandeln i enlighet med de framförda förslagen. Ändå talar en hel del för att nackdelarna skulle överväga.
11.3 Analys och överväganden
11.3.1 Inledning
Modellbeskrivningen i rapport 5 är översiktlig, vilket gör modellen svår att utvärdera. Som nämnts har den också på flera punkter förändrats över tiden. Frågor om hur den i detalj skulle kunna och borde utformas uppkommer på punkt efter punkt. För en mer utförlig utvärdering skulle det därför i första hand krävas en fördjupad och mer detaljerad modellbeskrivning än den som nu står till buds. Detta är också nödvändigt för att möjliggöra beräkningar av den föreslagna omorganiseringens ekonomiska effekter.
Det har därför inte varit möjligt för utredningen att göra någon helhetsbedömning av modellen. (Möjligheten och lämpligheten av att alls genomföra en sådan diskuteras i ett följande avsnitt.) I stället har endast ett par centrala frågor diskuterats relativt ingående. Utredningen har koncentrera sin granskning till ett par funktionella områden som bedömts vara av särskild betydelse för prisbildningen, konkurrensen och elkonsumenternas situation på den föreslagna marknaden.
Först måste det emellertid slås fast att en tillämpning av modellen skulle strida mot EU:s regelverk på ett flertal punkter. Dessa aspekter behandlas i det närmast följande avsnittet nedan. Därefter redovisas i avsnitt 11.3.3 utredningens synpunkter i dessa frågor.
SOU 2004:129 En alternativ elmarknadsmodell
361
11.3.2 Modellens förenlighet med EU:s regelverk
Elmarknadsdirektivet
De friheter som de europeiska medborgarna garanteras genom ”Fördraget om upprättandet av Europeiska gemenskapen” – fri rörlighet för varor, friheten att tillhandahålla tjänster och etableringsfrihet – kan endast säkras på en fullständigt öppnad marknad. Elmarknadsdirektivet syftar till att möjliggöra för de europeiska medborgarna att fritt kunna välja leverantör och för alla leverantörer att inom gemenskapen leverera fritt till sina kunder.
En av de grundläggande rättigheterna som direktivet syftar till att säkerställa är som ovan sagts att kunderna fritt skall kunna välja elleverantör. Direktivet föreskriver därför bl.a. att medlemsstaterna skall se till att kunderna kan byta leverantör.
9
Till skydd för kon-
sumenterna föreskrivs att en konsument skall kunna göra det utan kostnad. Varje elleverantör skall till slutförbrukarna redovisa varje enskild energikällas andel av den genomsnittliga bränslesammansättning som företaget använt under det gångna året samt den inverkan som elproduktionen haft på miljön, åtminstone i form av utsläpp av koldioxid och kärnbränsleavfall.
Modellen innebär i praktiken, att kunden inte kan byta leverantör eftersom den lokala nätägaren kommer att ha monopol på elleveranser inom nätområdet. Genom att all handel med el skall ske via Nord Pool kommer all el som säljs inom landet ha samma bränslesammansättning och miljöpåverkan. Slutkunden fråntas därigenom möjligheten, att genom ett aktivt val av elleverantör bl.a. påverka vilka energikällor som används för produktion av den el som den enskilde kunden förbrukar.
Elmarknadsdirektivet föreskriver också, för att säkerställa att tillträdet till nätet blir effektivt och icke-diskriminerande, att systemen för distribution och överföring drivs genom åtskilda enheter när vertikalt integrerade företag existerar.
10
Således skall den
nätansvarige vad avser juridisk form, organisation och beslutsfattande vara oberoende av annan verksamhet avseende produktion och leverans av el. Modellen innebär, som tidigare konstaterats, att det lokala nätbolaget även kommer att fungera som leverantör av el. Även i detta avseende kommer således modellen att stå i strid med elmarknadsdirektivet.
9
Artikel 3 i Europarparlamentets och rådets direktiv 2003/54/EG.
10
Artiklarna 10 och 15 i Europaparlamentets och rådets direktiv 2003/54/EG.
En alternativ elmarknadsmodell SOU 2004:129
362
För att säkerställa ett effektivt marknadstillträde för alla marknadsaktörer inklusive nya aktörer och att detta är icke-diskriminerande innehåller elmarknadsdirektivet också bestämmelser om att medlemsstaterna skall införa en särskild ordning för tredje parts tillträde till överförings- och distributionssystemen.
11
Genom att
modellen föreskriver att all producerad el skall bjudas in på spotmarknaden och att all handel av el skall ske via Nord Pool torde modellen även i detta avseende komma att stå i strid med direktivet. I modellen nekas andra leverantörer än nätägaren tillträde till nätet och de fråntas därigenom möjligheten att tillhandahålla sina tjänster till kunderna.
Modellen, om den införs, torde i flera väsentliga avseenden komma att stå i strid med elmarknadsdirektivet och dess syften, att låta kunderna fritt välja elleverantör och leverantörerna att inom gemenskapen fritt leverera till sina kunder. Ett genomförande av modellen förutsätter en ändring av elmarknadsdirektivet.
Konkurrensrätten
Såväl EG:s som de svenska konkurrensreglerna har till syfte att skydda en effektiv konkurrens. EG:s konkurrensregler blir tillämpliga om det s.k. samhandelskriteriet uppfylls, dvs. att förfarandet kan påverka handeln mellan medlemsstaterna. Av EG:s praxis följer att även avtal och förfaranden som till synes endast berör en, eller en del av en medlemsstat, kan ha samhandelseffekt. Förfaranden som hämmar konkurrensen och omfattar en medlemsstats hela territorium kan ofta vara sådana att de medför att uppdelningen av marknader på nationell basis befästs och därmed hindrar integrationen mellan medlemsstaterna. Den svenska konkurrenslagen är tillämplig på avtal och förfaranden som påverkar den svenska marknaden.
De konkurrensrättsliga reglerna är inte tillämpliga på ett förfarande av aktörer på en marknad som till fullo styrs av lagstiftning. För att EG:s konkurrensregler skall kunna tillämpas förutsätts att ett företags konkurrensbegränsande agerande har tillkommit på eget initiativ.
12
Detsamma gäller för den svenska konkurrensrättens
tillämplighet. Om företagens handlande är en direkt och avsedd
11
Artikel 20 i Europarparlamentets och rådets direktiv 2003/54/EG.
12
Mål C-359 och 379/95 Kommissionen och Frankrike mot Ladbroke Racing REG 1997 sI-6265, p 33–34.
SOU 2004:129 En alternativ elmarknadsmodell
363
effekt av en i lagform beslutad reglering eller en ofrånkomlig följd av denna blir inte den svenska konkurrenslagen tillämplig. Däremot har den svenska konkurrenslagen ansetts vara tillämplig på åtgärder som är en följd av förordningar som utfärdats med stöd av den s.k. restkompetensen i 8 kap. 13 § 1 st. 2 p i RF, men också inom områden där statsmakterna haft stort inflytande men avstått från att uttrycka detta inflytande genom lagstiftning.
13
I modellbeskrivningen har inte klargjorts huruvida modellen skall implementeras genom lagstiftning eller genom avtal inom branschen. Inte heller har det klargjorts hur långt en eventuell lagstiftning skall sträcka sig. Det kan därför inte nu fastslås om det blir aktuellt att tillämpa konkurrensrätten på modellen men det är ändock av intresse att något granska om denna är förenlig med konkurrensrätten.
Enligt EG:s konkurrensregler (Artikel 81 i Romfördraget) är avtal och förfaranden som på ett märkbart sätt kan påverka handeln mellan medlemsstater och som har till syfte eller resultat att hindra, begränsa eller snedvrida konkurrensen inom den gemensamma marknaden förbjudna. Detta gäller särskilt om inköps- och försäljningspriser eller andra affärsvillkor direkt eller indirekt fastställs, om produktion, marknader, teknisk utveckling eller investeringar begränsas eller kontrolleras, eller om marknader och inköpskällor delas upp. Den svenska konkurrenslagen, (§ 6), överensstämmer i väsentliga delar med den EG-rättsliga regleringen.
Om modellen skulle genomföras på sådant sätt att de konkurrensrättsliga reglerna blir tillämpliga kan det ifrågasättas om inte förfarandet kommer att stå i strid med såväl de svenska som EG:s konkurrensregler. Modellen innebär ju, att försäljningspriset gentemot konsumenterna fastställs på Nord Pool och endast det pris som fastställts där får gälla gentemot kunderna. Kunderna kan således inte påverka prissättningen på el genom att byta elleverantör. Ett dylikt förfarande kan därför stå i strid med förbudet att fastställa priser. I modellen skall all producerad el säljas på Nord Pool. Detta förfarande kan innebära att marknaden begränsas på ett otillåtet sätt. Vidare bygger modellen på att marknaden delas upp mellan de olika aktörerna genom att endast de lokala nätbolagen ges rätt att leverera el till konsumenterna inom respektive nätområde. Även ett sådant förfarande kan komma att stå i strid med de konkurrensrättsliga reglerna.
13
T.ex. KKV dnr 1815 och 1821/93, 1013—1014 och 1016/96 Vattenfall Naturgas AB (1997-04-23) som angick diverse leverans och samarbetsavtal avseende naturgas..
En alternativ elmarknadsmodell SOU 2004:129
364
11.3.3 Utredningens utvärdering
Prisbildningen
Enligt modellbeskrivningen skall spotmarknaden ha monopol på prisbildning med avseende på fysisk el. Auktionsförfarandet på Nord Pool skall ensamt svara för prisbalanseringen på elmarknaden.
Nord Pools spotmarknad, Elspot, är en marknadsplats för handel med kraftkontrakt för leverans under kommande dygn. På spotmarknaden fastställs det så kallade systempriset (jämviktspris för utbud och efterfrågan) genom auktion. Deltagarna lämnar bud om hur stor mängd kraft de önskar sälja respektive köpa vid olika prisnivåer under varje timme nästföljande dygn. Senast klockan 12.00 dagen innan måste alla bud vara lämnade och systempriset beräknas baserat på de lämnade buden. Leverans sker därför mellan 12 och 36 timmar efter det att buden har lämnats, det vill säga mellan klockan 00.00 och 24.00 nästföljande dygn.
Det går även att lämna blockbud för en bestämd volym för ett antal på varandra följande timmar. Säljare kan även lämna flexibla timbud.
På dagens spotmarknad byggs alltså efterfråge- och utbudskurvor upp genom att köparnas respektive säljarnas individuella ”budstegar” aggregeras. Jämviktspriset bestäms av kurvornas skärningspunkt, dvs. vid den nivå när den aggregerade efterfrågan överensstämmer med det aggregerade utbudet.
Det jämviktspris som slutligen bildas genom detta budförfarande brukar kallas för marknadskrysset på Nord Pool. Detta illustreras i figur 11.1.
14
En avgörande skillnad mellan spotmarknadens funktion i dag och dess funktion på den alternativa elmarknaden ligger i hur efterfrågan på el representeras på spotmarknaden. Elkonsumenterna antas enligt modellen inte mer än undantagsvis vara aktiva på Nord Pool. De skall i stället uttrycka sin efterfrågan ”genom att trycka på strömbrytaren”. Därigenom skapas dock inte något bud till spotmarknaden. I stället innefattar modellen en ”ställföreträdande konsument” i form av en efterfrågeprognos. Svenska kraftnät förutsätts leverera en aggregerad efterfrågeprognos till Elspot, för varje kommande timme.
14
Figuren är hämtad från rapport 1, ”Utredning av råkraftmarknaden”.
SOU 2004:129 En alternativ elmarknadsmodell
365
Figur 11.1. Illustration av jämviktspris på Spotmarknaden
Det är oklart vilken typ av efterfrågeprognos som Svenska kraftnät antas kunna leverera. Skall Svenska kraftnät konstruera en prognos i form av en efterfrågekurva, dvs. skatta både prisnivå och priselasticitet? Eller är det snarare den efterfrågade kvantiteten (oavsett pris) som Svenska kraftnät skall kunna uppskatta? Det är utredningens uppfattning att Svenska kraftnät skulle kunna producera båda dessa slag av efterfrågeprognoser i situationer då marknadsförhållandena är normala, stabila och därmed väl förutsägbara. Däremot är det tveksamt om Svenska kraftnät (eller någon annan enskild aktör) fortlöpande skulle kunna leverera någorlunda korrekta och användbara totalprognoser i lägen då elmarknaden är orolig eller då marknadsförhållandena på något sätt är extrema.
Den prognostiserade efterfrågan kommer att skära den aggregerade utbudskurvan, som byggts upp av producenternas bud, och därmed indikera en prisnivå, som i modellbeskrivningen kallas ”referenspris”. Referenspriset meddelas alla konsumenter som vid den aktuella timmen har att ta ställning till om de önskar köpa el eller inte (genom att hantera strömbrytaren). I efterhand summeras den faktiska efterfrågan vid referensprisnivån. Liksom på dagens elmarknad kommer den realiserade efterfrågan inte att helt överensstämma med det aggregerade utbudet vid samma prisnivå.
Om Svenska kraftnäts prognos visar sig vara en överskattning kommer konsumenterna att inhandla en lägre volym till referens-
En alternativ elmarknadsmodell SOU 2004:129
366
prisnivån än motsvarande volym på den aggregerade utbudskurvan. I detta fall betalar alltså konsumenterna ett högre pris än jämviktspriset. Om Svenska kraftnät i stället skulle underskatta efterfrågan blir utfallet det omvända. En större volym än jämviktsvolymen kommer att handlas till referensprisnivån. Kostnaden för obalansen måste betalas och det blir slutligen konsumenterna som får svara för dessa kostnader t.ex. genom att Svenska kraftnät tar ut kostnaden via nätavgiften. I det nuvarande systemet är det elleverantörerna och balansföretagen som primärt svarar för dess kostnader.
Det finns alltid, även på dagens elmarknad, en viss obalans som måste åtgärdas, dvs. produktionen måste hela tiden regleras upp eller ned. En prisbildning enligt modellen skulle dock enligt utredningens uppfattning skapa större obalanser än på dagens marknad, och modellens prismekanismer har också sämre förutsättningar att åtgärda dem. Framför allt tre förhållanden talar för dessa slutsatser.
• Som redan berörts är det tveksamt om Svenska kraftnät har förutsättningar att kunna leverera någorlunda korrekta och användbara efterfrågeprognoser i lägen då elmarknaden är orolig eller marknadsförhållandena på något annat sätt ät extrema. De elleverantörer och större kunder som lämnar köpbud på dagens spotmarknad har däremot en större närhet till slutanvändarna. De har att förutse efterfrågan för mindre, mera välspecificerade konsumentgrupper och arbetar inte med totalprognoser av efterfrågan. Tillsammantaget bör detta betyda att de har betydligt bättre möjligheter än Svenska kraftnät att förutsäga efterfrågan också i situationer av obalans.
• För att kunna agera som köpare på dagens spotmarknad måste företaget antingen självt ha balansansvar eller köpa tjänsten från ett annat företag. Balansansvaret innebär ett ekonomiskt ansvar för att elsystemet tillförs lika mycket el som förbrukas av de konsumenter för vilka företaget är balansansvarigt. Det finns i dagens system således ett ekonomiskt incitament för elleverantörerna att bedöma efterfrågan korrekt för sina kunder. I modellen har kravet på balansansvar avskaffats på konsumentsidan, medan Svenska kraftnät förutsätts producera en aggregerad efterfrågeprognos. Motsvarande incitament saknas således i den föreslagna modellen.
SOU 2004:129 En alternativ elmarknadsmodell
367
• Säljarna på dagens spotmarknad kan agera gentemot ett dygnspris. De korta ledtider som modellen förutsätter, där priset sätts till leveranstimmen, innebär att man måste ha kontinuerlig övervakning av både produktion och förbrukning. Det skapas en marknad med betydligt större flexibilitet i efterfrågan, men därmed också större variabilitet på utbudssidan som söker möta efterfrågan. Kraftigare utbudssvängningar kommer att leda till ökade kostnader för bl.a. primärregleringen.
Avslutningsvis måste det också understrykas att Svenska kraftnät ges en mycket otydlig och svårhanterlig roll på modellmarknaden. Det kan ifrågasättas om det är lämpligt att på en öppen konkurrensutsatt marknadsplats låta det systemansvariga statliga affärsverket också ha ansvaret för den totala elupphandlingen för landet. Svenska kraftnät är dessutom själv en betydande elköpare genom sina upphandlingar av förlustel. På den alternativa elmarknaden har verket dessutom att hantera balansansvaret. Svenska kraftnäts ställning på elmarknaden skulle bli både besvärlig och olämplig.
Konkurrensen
En elproducent känner ganska väl till övriga producenters kostnadsbild. Som redovisas i avsnitt 2.8 svarar de fyra största svenska elproducenterna för 90 procent av utbudet, och den största (Vattenfall) för 46 procent. Med den starka dominansen av ett fåtal elproducenter på den svenska elmarknaden är förutsättningarna goda för ett informellt prissamarbete.
Enligt modellen skall elproducenterna bjuda in sin totala produktion på börsen. Säljbuden gäller således inte endast marginell produktion vid sidan av bilateral försäljning. Om denna totalproduktion tvingas in på spotmarknaden etableras en solid oligopolstruktur. De största producenterna skulle helt dominera prisbildningen, och den största skulle få en klart prisledande marknadsställning.
Det skall dessutom observeras att köparna förutsätts att inte alls vara aktiva i prisbildningen. Efterfrågan representeras av Svenska kraftnäts aggregerade prognos. Köparna reagerar i efterhand på referenspriset, men kan inte påverka det direkt. De stora produ-
En alternativ elmarknadsmodell SOU 2004:129
368
centföretagen har dock utan tvivel lika goda förutsättningar som Svenska kraftnät att prognostisera efterfrågan. De skulle därför kunna planera sina marknadsbud med en mycket god uppfattning om för vilken marknadsvolym referenspriset skall sättas. De mindre aktörerna på elmarknaden får i detta fall ett försumbart inflytande på prisbildningen.
De stora producenterna ges alltså ett mycket kraftigt marknadsinflytande. I denna situation skulle ett informellt prissamarbete kunna bestå enbart av att man fortlöpande bjuder in sin el till en högre prisnivå. Man skiftar alltså utbudskurvan något uppåt. När den på spotmarknaden inköpta volymen utgörs av landets totala elproduktion, och därför är ett stort tal, kommer även en liten höjning av prisnivån leda till väsentliga intäktsökningar.
Det är utredningens uppfattning att de stora elproducenternas förutsättningar att utöva marknadsmakt skulle förstärkas avsevärt om all elproduktion måste bjudas in på spotmarknaden i enlighet med den alternativa modellen.
Konkurrensen på den nordiska elmarknaden
Med dagens organisation verkar emellertid de svenska elproducenterna och elleverantörerna på en i huvudsak nordisk marknad. På Nord Pool agerar också danska, finska och norska köpare och säljare. Den öppna nordiska elmarknaden anses vara av stor betydelse för konkurrensen, och därmed för elprisnivån i alla de nordiska länderna.
En viktig och komplicerad fråga är hur modellen skulle fungera på den öppna nordiska elmarknaden och i förlängningen också med den europeiska elmarknaden som nu öppnas upp. I modellbeskrivningen framhåller författaren att modellen borde kunna tillämpas också i de andra nordiska länderna. Inte heller borde det vara förenat med problem för den nordiska marknaden om modellen skulle införas i endast Sverige. Här diskuteras de senare aspekterna, dvs. möjligheten att förena modellmarknaden i Sverige med en traditionell nordisk marknadsorganisation.
Att modellen införs i Sverige skulle innebära att all svensk elproduktion måste bjudas in på spotmarknaden och att alla elkonsumenter i Sverige ”handlar med strömbrytaren” och debiteras spotmarknadspriset. Men till skillnad från på den ovan diskuterade slutna svenska modellen skulle det finnas många andra aktörer på
SOU 2004:129 En alternativ elmarknadsmodell
369
spotmarknaden. Icke-svenska producenter skulle bjuda in elproduktion där, och icke-svenska elhandelsföretag och elkonsumenter skulle lämna köpbud på marknaden.
Enligt modellbeskrivningen skall Svenska kraftnät lämna en efterfrågeprognos till Nord Pool, som underlag för prisbildningen på spotmarknaden. I detta fall skulle det innebära att efterfrågekurvan på spotmarknaden är summan av de icke-svenska aktörernas köpbud och den svenska efterfrågeprognosen. Detta komplicerar bilden väsentligt.
En första fråga är om de icke-svenska aktörerna överhuvudtaget är villiga att agera på börsen under de icke-symmetriska villkor som skulle gälla för svenska respektive icke-svenska aktörer. De senare får exempelvis ett större ansvar för obalanserna på marknaden än de svenska (se ovan) samtidigt som de svenska aktörerna torde orsaka de största obalanserna. Det är både troligt och rimligt att de övriga nordiska aktörerna skulle motsätta sig en ensidig förändring på den svenska delen av marknaden, eller minska sitt engagemang till följd av de osäkra förhållandena.
De svenska aktörerna skulle dessutom få ett mycket dominerande inflytande på prisbildningen eftersom hela den svenska produktionen och konsumtionen måste handlas där, medan det endast gäller marginell produktion/konsumtion i de övriga länderna. Den svenska elproduktionen/elkonsumtionen motsvarar knappt 40 procent av den totala nordiska. De största svenska producenternas bud skulle, tillsammans med Svenska kraftnäts efterfrågeprognos, få ett starkt marknadsinflytande. Det skulle inte vara svårt att ifrågasätta konkurrensen på marknaden med de stora koncentrerade svenska inslagen på både utbuds- och efterfrågesidorna.
Som beskrivits ovan kommer det att kunna bli en skillnad mellan den efterfrågade volym som ges av referenspriset (som noterats på grundval av efterfrågeprognosen) och den slutliga faktiska konsumtionen. Med svensk handel på den nordiska marknaden, i enlighet med modellen, skulle denna avvikelse kunna bli betydande, eftersom den svenska andelen av handeln kommer att vara stor. Det är svårt att se varför de icke-svenska aktörerna skulle acceptera sådana villkor, om man i dessa länder avstått från att införa modellen.
En alternativ elmarknadsmodell SOU 2004:129
370
Elkonsumenternas situation
Ett huvudargument för den alternativa elmarknaden tycks vara att samtliga elkonsumenter initialt skall handla el till spotpris för aktuell timme. Priset förutsätts därmed bli ett effektivt pris på effekt snarare än på energi, vilket lyfts fram som det tyngst vägande argumentet för modellen. Modellbeskrivningen uppehåller sig i stor utsträckning vid dessa möjligheter.
Utredningen ifrågasätter dock att detta skulle vara en önskvärd och efterfrågad situation. Modellen innebär att varje elkonsument, som inte vidtar särskilda åtgärder, erhåller sina elleveranser till spotpris. Att denna prissättning är utgångsläget innebär stora risker för den elkonsument utan specialkunskaper som inte förstår att prissäkra sig. Om konsumenterna skall kunna agera på denna marknad utan prisförsäkring (se nedan) krävs att de har timmätning av elförbrukningen och att de i princip kan läsa av sin förbrukning momentant. För att de skall kunna agera direkt på t.ex. ett högt pris måste de känna till både det aktuella elpriset och energibehovet hos sina förbrukningsenheter. Konsumentens roll på den föreslagna elmarknaden blir mycket krävande i fråga om både kunnande och tidsinsats. Tidsinsatsen kan minskas genom att konsumenten i stället ökar sitt användande av olika typer av styrutrustning för att reglera sin elanvändning. Detta kan dock vara en betydande kostnad för konsumenten.
På den alternativa marknaden överförs alltså prisriskerna från dagens elhandelsföretag till elkonsumenterna, som har relativt sett större kostnader för att bära risken. El är, till skillnad från många andra varor, svår att välja bort. En betydande och oförutsedd prisökning skulle därför kunna leda till stora problem för många elkonsumenter.
Den genomsnittliga svenska konsumenten är dock riskavert.
15
Också på dagens elmarknad, där samtliga nationellt aktiva elhandelsföretag erbjuder avtal med såväl fasta som rörliga priser, är det en låg andel privatkunder som väljer rörliga priser (4 % i Sverige, 8 % i Norge år 2002).
16
Den föreslagna nya marknadsorga-
nisationen torde därför inte upplevas som positiv av flertalet elkonsumenter. Dagens situation demonstrerar att kunderna i gemen efterfrågar en stabil förutsägbar elprisnivå snarare än ett fluktuerande (om än i genomsnitt lägre) pris.
15
Detta stöds av observationer från flera marknader. Exempelvis väljer lånekunder till stor del en bunden räntesats, även om erfarenheterna visar att det genomsnittligen över tiden är ekonomiskt mer fördelaktigt med rörlig ränta.
16
Bergman och Amundsen, a.a., avsnitt 3.3.
SOU 2004:129 En alternativ elmarknadsmodell
371
Generellt behandlas kostnadssidan alltför enkelt i beskrivningen av alternativmodellen. Det enda som lyfts fram är de förmodade lägre kostnaderna för mätvärdeshanteringen, men i övrigt tycks modellmarknaden kunna genomföras till låga eller försumbara kostnader. Detta är emellertid en alltför lättvindig förenkling. Större obalanser kan förutses i systemet (se ovan) och kostnaderna för hanteringen av dessa måste på något sätt slås ut på elkunderna.
Det skall också framhållas att det även på dagens elmarknad tecknas elhandelsavtal som är relaterade till spotmarknadspriset. Större kunder, som elintensiv industri, har så gott som genomgående sådana avtal. Att endast en liten andel av de mindre konsumenterna är intresserade visar enligt vår mening att dessa kunder anser att de kan uppnå större vinster (exempelvis i form av en lägre genomsnittlig prisnivå) genom att teckna andra slag av kontrakt. De stora kunderna har lättare att hantera prisfluktuationer. För de mindre kunderna blir sådana avtalskonstruktioner relativt sett dyrare, bl.a. eftersom det krävs särskild mätutrustning.
Enligt modellen finns möjligheten för kunderna att prisförsäkra sig. Det ställer dock stora krav på elkonsumenterna att vara aktiva. Detta torde i själva verket vara en avgörande skillnad mellan dagens elmarknad och modellens – den senare förutsätter en mycket intensivare aktivitet från konsumenternas sida. Aktiviteten kan antingen bestå av att hålla reda på det aktuella timpriset och vara aktiv vid strömbrytaren, eller att prisförsäkra sig på ett sätt som är avpassat för den egna situationen. Men också här leder den alternativa modellen troligen till avsevärt högre kostnader. För elkunder med mindre förbrukning, såsom vanliga hushållskunder, blir kostnaderna för att prisförsäkra sig sannolikt mycket höga. Här krävs ju timmätning för att koppla prissäkringen till förbrukningen.
På dagens elmarknad erbjuds privatkunderna avtal med fasta priser vid sidan om avtal med rörliga priser och tillsvidarepris. Det är alltså elhandelsföretagen som hanterar prisfluktuationerna på marknaden, och erbjuder kunderna elkontrakt med viss eller total prissäkring. Elhandelsföretagen är specialister på att hantera pris- och volymriskerna på elmarknaden, och de har relativt sett lägre kostnader än de enskilda elkonsumenterna för riskhanteringen. Det finns ett brett utbud med avtalstyper för de konsumenter som anser det vara mödan värt att agera på elmarknaden.
Detta utbud av olika avtalstyper bör ses som mycket tillfredsställande då det innefattar många olika slag av avtal, inklusive avtal
En alternativ elmarknadsmodell SOU 2004:129
372
med rörligt pris. På den alternativa elmarknaden skulle konsumenterna i stället erbjudas ett mer begränsat utbud av kontrakt.
De redovisade aspekterna leder dessutom till slutsatsen att det också finns anledning att ifrågasätta om den föreslagna alternativa elmarknaden verkligen skulle medföra den flexibilitet i elanvändningen som utlovas. Under förutsättning att elkunderna är lika riskaverta som i dag torde de flesta vilja prissäkra huvuddelen av sina elinköp. Därmed skulle också fördelarna i form av kundernas lyhördhet för prisvariationer tas bort.
Modellens spotmarknadsprissättning kan vidare förutsättas att leda till ett mer begränsat utbud av el- och energirelaterade produkter. Med dagens marknadsorganisation kan konkurrerande elhandelsföretag bjuda ut el i kombination med exempelvis energieffektiviserings- eller andra energitjänster. Ett sådant produktutbud torde försvinna om elen förmedlas från Nord Pool till spotpris. Också intresset för att köpa ”märkt el” (som Bra miljöval, Grön el, etc.) kan antas minska av samma skäl.
Utredningen tvivlar starkt på vad som framhålls som den alternativa modellens kanske största fördel jämfört med dagens marknad, nämligen en förenklad mätvärdeshantering till lägre kostnader. Det finns goda skäl att ifrågasätta en sådan slutledning eftersom den alternativa elmarknaden kräver att samtliga elanvändare har timmätning och att prisförsäkrings- och nätförertagen har IT-stöd för att kunna göra beräkningar utifrån timförbrukning. En marknadsorganisation enligt modellen skulle alltså, jämfört med dagens situation, medföra starkt ökade kostnader för mätning.
Genom modellresonemanget lyfts ett synsätt fram på prisbildningen av el som är väl värt att reflekterar över. Om kunden skulle möta ett marginalpris på elen för sin elförbrukning och toppbelastning skulle detta sannolikt resultera i en ökad flexibilitet mellan elpris och kundens kostnader t.ex. vid effekttoppar. Denna ökade flexibilitet skulle dock också kunna åstadkommas på dagens elmarknaden genom användande av olika typer av kontraktsformer mellan elförsäljare och kund. Sannolikt skulle dock en tilltagande effektbrist, med introduktion av allt dyrare elproduktion, öka intresset hos både leverantörer och kunder för elavtal med rörligt pris.
Avslutningsvis vill utredningen peka på en ytterligare osäkerhet i anknytning till mätningen på den alternativa elmarknaden. Enligt modellbeskrivningen skall nätföretagen inte tillåtas att sända mätvärden till andra än konsumenter. Motivet till denna begränsning är troligen att elproducenterna inte skall ges information som kan
SOU 2004:129 En alternativ elmarknadsmodell
373
underlätta prisstrategiska bud på spotmarknaden. Hur denna boskillnad skall kunna efterlevas och övervakas framgår emellertid inte. I praktiken torde det bli omöjligt eftersom alla anställda i kraftföretagen samtidigt är elkonsumenter. I tillägg skulle ett sådant förbud dessutom försvåra marknadens funktion eftersom också prisförsäkringsföretagen behöver mätdata för att kunna hantera sina verksamheter. Utredningen delar således de farhågor som givit skäl för förslaget att begränsa mätvärdesinformationen, men anser inte att ett sådant förbud är lämpligt och inte heller att det skulle avhjälpa situationen.
11.4 Avslutande överväganden
Inledningsvis måste det slås fast att en tillämpning av modellen skulle strida mot det gällande elmarknadsdirektivet på ett flertal punkter, liksom mot EU:s generella regler för den inre marknaden och konkurrensen på denna. Att införa modellen skulle således långt ifrån bli en enbart svensk angelägenhet, utan skulle kräva genomgripande omarbetningar av den europeiska lagstiftningen.
Redan på denna punkt kan modellförslaget således avföras som orealistiskt. Vi har ändå bortsett från denna aspekt och diskuterat förslaget närmare. Den korta genomgången ovan av några aspekter på modellförslaget visar enligt utredningen att den föreslagna alternativa elmarknadsmodellen är behäftad med svåra funktionsproblem.
I sammanfattning pekar det mesta på att den alternativa modellen, om den i praktiken skulle införas i Sverige, påtagligt skulle skada konkurrensen på elmarknaden. Det ovan återgivna resonemanget pekar i själva verket på ett behov av ytterligare reglering och övervakning för att den omorganiserade elmarknaden skulle kunna fungera. Detta skulle t.ex. kunna gälla en förstärkt och mer detaljerad konkurrensövervakning. Denna skulle sannolikt behöva kompletteras med en särskild reglering av säljbuden på spotmarknaden, som skulle tillses att avspegla marginalkostnaderna i produktionen (eller genomsnittskostnaderna?). Detta torde i praktiken innebära reglering av såväl producenternas produktionsvolym som turordning i utnyttjandet av deras produktionsanläggningar.
Vidare skulle det, åtminstone initialt, ställas betydligt starkare krav på elkonsumenten att vara aktiv på marknaden och tillägna sig
En alternativ elmarknadsmodell SOU 2004:129
374
större kunskaper om elmarknadens funktionssätt än vad som är nödvändigt i dag. Att vara aktiv på elmarknaden upplevs i dag som krångligt av gemene man. Det förefaller att bli ännu krångligare med den föreslagna omorganisationen. På sikt torde elkonsumentens nya situation leda till att de flesta söker prisförsäkra sig. Detta skulle dock bli mycket dyrt för särskilt de mindre kunderna och skulle dessutom ta bort de starkaste skäl som anförts för omorganiseringen.
Utredningens sammanfattande slutsats är att det inte finns anledning att tillråda en övergång till den föreslagna alternativa elmarknaden, inte ens om detta vore möjligt utan formella hinder (såsom förenlighet med den nordiska marknaden och EG-direktiv). Tvärtom vill utredningen starkt avråda från varje transformering av elmarknaden som är så omfattande och som skulle innebär ett faktiskt principskifte. Det finns därför inte heller någon anledning att utreda förslaget vidare.
Utredningens genomgång har endast berört ett fåtal problem på den föreslagna elmarknaden. Den har ändå demonstrerat att det inte krävs någon djupare granskning för att möta djupgående problem. Detta borde inte innebära någon överraskning. 1996 års elmarknadsreform var som påpekats ovan inte någon större principiell förändringar av elmarknadens funktion, vilket var ett medvetet val. Ändå kan vi i dag, nio år efter reformens ikraftträdande, konstatera att det varit nödvändigt att ändra och utvidga regelverket på ett mycket stort antal punkter för att kunna bibehålla en fungerande marknad. Ett stort antal funktionsproblem, som vart och ett kan tyckas ringa och som inte förutsågs vid reformens utarbetande, har med tiden krävt åtgärder. Många har lösts men flera kvarstår, vilket bland annat framgår av denna utrednings direktiv.
En övergång till den föreslagna alternativa elmarknaden skulle innebära en betydligt större principiell förändring än 1996 års elmarknadsreform. Det finns anledning att varna för att en sådan omorganisation, som med säkerhet skulle leda till ett stort antal oförutsedda problem. En sådan reform skulle också med nödvändighet medföra betydande omställningskostnader för alla aktörer. En positiv och i praktiken mer framåtsyftande väg torde i stället vara att där så behövs genomföra partiella reformer. Därvid bör det existerande regelverket anpassas till en elhandel med ökad konkurrens och på sikt också så att en ökad andel elköp till rörligt elpris möjliggörs.
375
12 Introduktion till naturgasmarknaden
EU har satt som mål att skapa en gemensam europeisk marknad för naturgas med reell konkurrens. Detta har i Sverige inneburit att marknaden gradvis har öppnats för konkurrens. Kundernas förbrukning har varit styrande för om de har haft rätt att välja gasleverantör. I Sverige togs det första steget mot ett markandsöppnande i augusti 2000 då naturgaslagen (2000:599) trädde i kraft. Då berättigades kunder med en förbrukning på minst 25 miljoner normalkubikmeter per år att välja leverantör. Gränsen sänktes år 2003 till 15 miljoner normalkubikmeter.
I juni 2003 antogs ett nytt naturgasmarknadsdirektivsom innebär en rad justeringar och kompletteringar av det svenska regelverket.
1
I utredningens uppdrag har ingått att följa det pågående arbetet inom EU med att utforma gemensamma regler för den inre marknaden för naturgas och lämna förslag till lagstiftning och regelverk i övrigt som krävs för att genomföra Europeiska gemenskapens reviderade gasmarknadsdirektiv. I utredningens delbetänkande lämnades förslag till lagändringar som direktivet kräver.
2
Den nya lagen
väntas träda i kraft under år 2005.
Utöver detta framgår av utredningens direktiv att naturgasmarknadens funktionssätt skall utvärderas. Utredningen skall analysera om det finns tänkbara förbättringar att göra och om så är fallet föreslå åtgärder för detta.
1
Europaparlamentets och rådets direktiv 2003/55/EG av den 26 juni 2003 om gemensamma
regler för den inre marknaden för naturgas och om upphävande av direktiv 98/30/EG (EUT L 176, 15.7.2003, s 57).
2
”El- och gasmarknaderna – europeisk hamonisering”, SOU 2003:113.
Introduktion till naturgasmarknaden SOU 2004:129
376
12.1 Allmänt om naturgas
Naturgas används i en rad olika industriprocesser som energiråvara för att rosta, torka, svetsa, värma, koka, indunsta, härda, smälta och bränna. Den används även som råvara exempelvis för att tillverka vätgas och syntesgas i raffinaderier och petrokemiska anläggningar. Naturgas har blivit allt viktigare som råvara i raffinaderier för att minska utsläpp av miljö- och klimatstörningar vid tillverkning av renare oljeprodukter. Internationellt dominerar naturgas som råvara för syntes av metanol som industriråvara och tillsats i motorbränslen. Gasen är mer lättreglerad och är en renare energikälla och har därför klara fördelar framför t.ex. olja. Exempel på detta finns i livsmedels- och läkemedelsindustrin där föroreningar kan vålla skador i produktionen. I förhållande till andra bränslen leder användningen av naturgas till mindre slitage på brännare och annan utrustning. Det innebär att naturgasanvändning ger lägre driftskostnader än oljeanvändning. Dessutom behövs inga driftstopp för t.ex. sotning på samma sätt som för andra bränslen.
3
Industrier har ofta ett jämnt behov av naturgas under året, med endast korta avbrott för underhåll eller revisioner. För de flesta industrier är olja eller gasol de främsta alternativen till naturgas. Eftersom utsläppen av koldioxid från förbränning av naturgas är 30 till 50 procent lägre än för olja och kol, kommer handeln med utsläppsrätter att förbättra konkurrenskraften för naturgas gentemot övriga fossila bränslen inom delar av industrisektorn. För den del av industrisektorn som kan använda biobränslen försämrar handeln med utsläppsrätter naturgasens konkurrenskraft.
I fjärr- och kraftvärmeproduktionen används naturgas för att värma vatten i pannor för uppvärmning av byggnader som är anslutna till fjärrvärmesystemet samt för elproduktion. I denna sektor används naturgas i kombination med andra bränslen, dels som utfyllnad vid höglast, men också för att höja verkningsgraden vid eldning med fasta bränslen såsom trädbränsle, torv eller avfall. Här ställs inte samma krav på reglerbarhet och renhet som i industrin vilket innebär att olja kan användas som alternativ. Det skall noteras att naturgas har bättre miljöegenskaper än olja.
Värmeproduktionen styrs av utomhustemperaturen, vilket gör att uttagsmönstren inom fjärrvärmesektorn ser annorlunda ut än inom industrin. Naturgasens roll som baslast i fjärrvärmesystem utan elproduktion har minskat kraftigt under de år som gasen an-
3
Svenska Gasföreningen: ”Naturgasen – en månsidig energikälla”, www.gaseforeningen.se.
SOU 2004:129 Introduktion till naturgasmarknaden
377
vänts i Sverige och är i dag nästan försumbar. Istället används ofta olika former av biobränslen och avfall, och även värmepumpar används. Vid högre lastfaktor kan naturgas ha ett visst utrymme. För att producera den värmen har gasen svårt att konkurrera mot olja som lämpar sig mycket bra för detta syfte. Eftersom avgifterna för naturgasöverföringar till stor del påverkas av kapacitetsutnyttjande samt att kostnaden för lagring av gas är högre än kostnaden för lagring av olja så lämpar sig gas för användning vid hög lastfaktor och olja vid låg lastfaktor. Naturgasen saknar möjlighet att konkurrera med helt obeskattade förnybara bränslen.
Naturgasen är framför allt konkurrenskraftig i kraftvärmeverk med samtidig el- och värmeproduktion och i industriella mottrycksanläggningar. Ett kraftvärmeverk utnyttjas under den kalla delen av året, oktober till april, och samtidigt som el produceras försörjs ett fjärrvärmesystem med värme.
Omkring 20 procent av naturgasen används i bostäder och fastigheter, för uppvärmning, matlagning och andra ändamål samt inom servicesektorn. Naturgasen kan användas som bränsle i pannor, både i småhus och i större fastigheter. I växthus kan naturgasen användas för temperering, men restprodukten, koldioxid, används också som gödning i växtodlingen. Detta kräver dock ytterligare investeringar.
Naturgas kan ersätta bensin och diesel som fordonsbränsle. Det har blivit allt vanligare med gasdrivna bussar, sopbilar och taxibilar i framförallt Göteborg och Malmö. Gasdrivna fordon kan köras på metangas som antingen kan vara naturgas eller biogas. Övervägande delen av dessa bilar i Sverige är tvåbränslefordon som kan drivas både på gas och bensin. Ungefär 1 % av naturgasen i Sverige används som fordonsbränsle.
Handeln med naturgas är beroende av en egen infrastruktur. Denna infrastruktur kan antingen vara överföring av naturgas i gasform genom ledningar eller, efter kylning och kondensering till vätskeform (LNG) och hantering i isolerad utrustning vid minus 162
0
C, med t.ex. tåg eller fartyg. Naturgasen som överförs i rörledningar kan, till skillnad från andra ledningsbundna energiformer, överföras långa sträckor med små energiförluster. Det ledningsbundna naturgassystemet börjar vid gasfälten och leder gasen fram till slutförbrukaren. För ledningsbunden gas används begreppet ledning som samlingsbeteckning för rörsystem och andra anläggningar som behövs för över-
Introduktion till naturgasmarknaden SOU 2004:129
378
föring av naturgas, såsom stationer för linjeventiler, mätning och reglering.
Naturgasledningar kan inte byggas i alla miljöer och vid besvärliga geografiska förutsättningar blir de kostsamma. Överföringarnas längd har lägre kostnadspåverkan. LNG-transporter är således lämpliga vid besvärliga geografiska förhållanden och långa avstånd. I länder runt om i världen med långa avstånd från gasfyndigheter sker transporten med hjälp av fartyg där naturgasen hålls flytande genom nerkylning. I Sverige finns än så länge endast rörbunden överföring av naturgas, frånsett två små anläggningar i Linköping och Uppsala som uppbackning för biogas till bussar. För Sveriges och även Nordens del är LNG-transporter något nytt, även om sådana diskuterats under lång tid.
LNG-tekniken har utvecklats och i dag övervägs även LNGtransporter med mindre fartyg och kortare överföringssträckor, bland annat i Norden. LNG-transporter har en hög initial kostnad. Flera företag i Sverige undersöker möjligheterna att importera flytande naturgas. LNG har på grund av sina höga kostnader historiskt sett inte kunnat konkurrera med rörbunden naturgas i någon större omfattning i Norden. Den senaste tidens kostnadssänkning vid produktion och transport av LNG har i viss mån förändrat detta.
På den svenska naturgasmarknaden finns ingen inhemsk produktion av naturgas. Det finns dock en tillförselledning till Sverige som möjliggör import. Ledningen sträcker sig mellan Danmark och Sverige. All naturgas till Sverige måste således överföras genom den. Gasen kan köpas i Danmark eller från ett annat land om den transiteras via det danska naturgassystemet. År 2003 importerades 1,25 miljarder kubikmeter naturgas till Sverige, varav 1,05 från Danmark och 0,2 från Tyskland
4
.
Naturgasen som används i Sverige kommer i huvudsak från de danska fälten Tyra och Harald i Nordsjön. Figuren visar överföringsledningarna från produktionsfälten i Danmark till det svenska naturgassystemet. Från Danmark går ledningar till kontinenten, vilket innebär att Sverige är sammankopplat med de kontinentala systemen. Flera mer direkta anslutningsledningar kan, som senare kommenteras, bli aktuella.
4
BP statistical Review of World Energy 2003, ”Natural gas trade movements”, www.bp.com.
Värt att notera är att denna siffra är något högre än den siffran som företagen Nova naturgas och Göteborg Energi uppger för utredningen.
SOU 2004:129 Introduktion till naturgasmarknaden
379
Figur 12.1. Transport från naturgasfälten till Sverige
Källa: DONG / Egna bearbetningar.
Transmissionssystemets ”överskottskapacitet” kallas linepack och kan jämföras med ett mindre gaslager. Line pack innebär att trycket i transmissionssystemet kan tillåtas variera. När trycket är lågt finns möjlighet att tillföra systemet ett överskott av naturgas och tvärtom.
Naturgasmarknaden kan delas upp i handel med naturgas och överföringsverksamhet
5
. De företag som äger överföringssystemet har hittills även varit handelsföretag som säljer naturgas till slutanvändare. Överföring kan delas in i transmission och distribution. Transmission är överföring genom överliggande ledningsnät. I följande avsnitt beskrivs de aktiva företagen på naturgasmarknaden i Sverige.
12.2 Naturgasföretagen
Den svenska naturgasmarknaden karakteriseras av att det finns ett fåtal företag. I följande avsnitt ges en kortfattad beskrivning av dessa.
5
Fortsättningsvis används båda benämningarna överföring och transport.
Introduktion till naturgasmarknaden SOU 2004:129
380
12.2.1 Ett fåtal företag
Nova naturgas importerade och sålde 928 miljoner normalkubikmeter (Nm
3
) år 2003. Detta motsvarar ungefär 10 TWh. Fram till i
slutet av 2003 har Nova naturgas haft en unik ställning som ensam importör av naturgas till Sverige. För att få tillgång till naturgas har samtliga naturgasföretag i Sverige köpt sin naturgas av Nova naturgas, antingen direkt eller via grossisten Sydkraft. Nova naturgas har i och med detta haft en mycket god inblick i vad de övriga företagen betalar för sin naturgas. Eftersom Nova naturgas även agerat som detaljhandlare och grossist på marknaden har detta inneburit informationsasymmetrier som givit företaget fördelar. Nova naturgas äger stora delar av transmissionsnätet. Under 2004 sålde Nova naturgas sin handelsverksamhet till DONG Naturgas A/S (se nedan) och är numera ett renodlat överföringsföretag. Nova naturgas ägs av Statoil, Ruhrgas, Dong och Fortum.
Det danska företaget DONG Naturgas A/S (DONG) levererar naturgas till Danmark, Tyskland, Nederländerna och Sverige samt har egen utvinning av naturgas. DONG har tillgång till i stort sett all gas som produceras i Danmark och har därför fungerat som ett naturligt monopolföretag i Danmark. DONG-koncernen äger stora delar av den strategiska infrastrukturen i Danmark, exempelvis de sjöledningar som förser Danmark med naturgas från Nordsjön och all lagerkapacitet i Danmark. DONG är delägare i Nova Naturgas. Genom de avtal som ingicks under 1980-talet i samband med naturgasintroduktionen i Sverige har DONG haft en särställning som den huvudsakliga leverantören av naturgas till Sverige. DONG har således en unik ställning som naturgasleverantör både i Danmark och i Sverige. Under 2003 gjorde DONG entré på detaljistmarknaden genom direktleveranser till Göteborg Energi. Den 1 november 2004 övergick Nova Naturgas dotterbolag för handel med naturgas till DONG. I försäljningen ingick Nova Naturgas kundavtal och distributionsledningarna till flera stora kunder. Förvärvet har godkänts av Konkurrensverket
6
. DONG är ett helägt dotterbolag till DONG A/S som i sin tur ägs i sin helhet av den danska staten. Sydkraft har handelsverksamhet i Skåne, Halland upp till och med Falkenberg samt till Gnosjö och Gislaved i Småland. Sydkraft levererar i huvudsak naturgas till slutkunder och till detaljhandlare. Dessutom används en del av naturgasen för egen förbrukning. Fö-
6
I avsnitt 14.3 ges en närmare beskrivning av förvärvet.
SOU 2004:129 Introduktion till naturgasmarknaden
381
retaget levererar naturgas till ungefär 25 000 privatkunder. Sydkraft levererade cirka 650 Nm
3
naturgas år 2003, vilket motsvarar 70 %
av grossistmarknaden. Sydkraft har även omfattande överföringsverksamhet och har ansökt om koncession för utbyggnad från Gislaved till Jönköping. Sydkraft planerar även att, tillsammans med andra svenska, danska, tyska och norska energibolag, bygga en ny överföringsförbindelse från Tyskland, kallad Baltic Gas Interconnector. Sydkraft ägs till 55 % av det tyska energibolaget E.ON och till knappt 45 % av norska energibolaget Statkraft.
Övriga företag som är aktiva på den svenska marknaden för överföring och handel med naturgas är Öresundskraft, Göteborg Energi, Lunds Energi, Ängelholms Energi och Varberg Energi. Företagen har flera gemensamma nämnare. Samtliga är t.ex. kommunala bolag som köper in naturgas dels för egen förbrukning, dels för vidareförsäljning till andra slutkunder. Dessutom äger samtliga företag distributionsnät för naturgas. Inget av dem äger transmissionsledningar.
Fortumkoncernen är indirekt involverade i naturgasmarknaden både via Fortum värme och via Svensk Naturgas. Båda företagen är lokaliserade i Stockholm. Fortum värme undersöker för närvarande möjligheterna att ersätta stadsgasen i Stockholm med naturgas. Verksamheten ligger inte i anslutning till övriga naturgassystemet och är så begränsad att företaget får anses som en eventuell framtida aktör på den svenska marknaden. Svensk Naturgas undersöker allmänt möjligheterna att introducera naturgas i mellansverige antingen rörbundet via Ryssland eller med LNG. Fortum har sitt huvudsäte i Finland och ägs till 60 % av finska staten.
Samtliga naturgasföretag, förutom Nova Naturgas och DONG, har även andra verksamheter inom el- och fjärrvärmemarknaden i Sverige. I Sverige finns tre försäljningsled – import, grossisthandel och detaljhandel. Grossisthandel innebär försäljning till företag med avsikt att sälja gasen vidare. Import kan således ses som en form av grossistverksamhet. Med detaljhandel avses handel till kunder som förbrukar gasen.
Två av företagen är verksamma i flera försäljningsled. Figur 12.2 visar vilka aktörer som fanns i försäljningsleden, import, grossisthandel och detaljhandel i slutet av år 2004.
Introduktion till naturgasmarknaden SOU 2004:129
382
Figur 12.2. Naturgaskedjan
Det finns således sju verksamma detaljhandelsföretag i Sverige. Marknadsandelarna för detaljhandeln i Sverige innan DONG förvärvade Nova Supply är ojämnt fördelade. I figuren nedan redovisas marknadsandelarna för detaljhandeln för år 2003. De redovisade siffrorna är summan av företagets vidareförsäljning och den egna förbrukningen. Grovt räknat används ungefär hälften av företagens marknadsandelar till egen förbrukning och andra hälften till vidareförsäljning. Detta gäller dock inte för Sydkraft som har mer omfattande vidareförsäljning till slutkunder.
Tabell 12.1 Andel naturgas för detaljhandlarna år 2003
Detaljhandel Göteborg
Energi*
Nova Naturgas
Varberg
Energi
Lunds Energi
Ängelholms
Energi
Öresunds-
kraft
Sydkraft
Gas
Volym, MNm
3
171 99 8 69 22 91 464
Markn..andel, % 18 11 1
7
2 10 50
*
Anm: DONG:s försäljning till Göteborg Energi (ca 30 MNm
3
) ingår i siffran och redovisas därför inte separat.
Källa: ÅF: ”Naturgasmarknad i förändring”, Rapport 6a.
DONG
importör
DONG grossist
Sydkraft Gas
grossist
Sydkraft Gas
detaljist
Lunds energi
detaljist
Öresundskraft
detaljist
Ängelholms energi
detaljist
DONG detaljist
Göteborg energi
detaljist
Varbergs energi
detaljist
DONG
importör
DONG grossist
Sydkraft Gas
grossist
Sydkraft Gas
detaljist
Lunds energi
detaljist
Öresundskraft
detaljist
Ängelholms energi
detaljist
DONG detaljist
Göteborg energi
detaljist
Varbergs energi
detaljist
SOU 2004:129 Introduktion till naturgasmarknaden
383
12.2.2 Ägarförhållanden
Företagen på den svenska naturgasmarknaden kan delas upp i två kategorier utifrån ägarstrukturen. Sydkraft, Nova Naturgas och Svensk Naturgas ägs av utländska privata eller statliga bolag, medan Göteborg Energi, Varberg Energi, Lunds Energi, Ängelholms Energi och Öresundskraft ägs av svenska kommuner. Det svenska transmissionssystemet ägs helt av utländska företag. Det tyska energibolaget E.ON är majoritetsägare i Sydkraft och har genom sitt ägande av Ruhrgas även en andel av Nova Naturgas. I figur 12.3 illustreras ägarstrukturen på den svenska naturgasmarknaden.
Figur 12.3 Ägarstruktur på den svenska naturgasmarknaden
Källa: ÅF:
”Naturgasmarknad i förändring”, Rapport 6a.
Horisontell integration, dvs. ägande i två konkurrerande företag, är problematisk ur konkurrenssynpunkt. Ägandet kan t.ex. leda till en dominans på marknaden som skapar utrymme för att höja priserna eller minska utbudet till följd av minskad konkurrens.
Herfindahl-Hirschman Index (HHI) är en indikator på konkurrenssituationen på marknaden om produkterna är relativt homogena. Den ger en uppfattning om storleksfördelningen mellan företagen på en marknad.
7
Med beaktande av att DONG förvär-
7
En marknad med ett HHI under 1000 är en okoncentrerad marknad. Ett HHI mellan 1000
och 1800 innebär att marknaden är koncentrerad och ett HHI över 1800 innebär att marknaden är mycket koncentrerad. För en närmare beskrivning hänvisas till avsnitt 2.8.
Ägarstruktur på den svenska naturgasmarknaden
Naturgasföretag Ägare
Kommunala bolag Kommunala bolag
Ängelholms Energi Ängelholms Energi
Lunds Energi Lunds Energi
Göteborg Energi Göteborg Energi
Öresundskraft Öresundskraft
E.ON E.ON
Sydkraft Sydkraft
Ruhrgas Ruhrgas
Nova Naturgas Nova Naturgas
Statoil Statoil
DONG DONG
Fortum Fortum
Statkraft Statkraft
DONG DONG
Svensk Naturgas Svensk Naturgas
Varberg Energi Varberg Energi
Introduktion till naturgasmarknaden SOU 2004:129
384
vade Nova Supply under detta år kunde ett HHI på 7100 beräknas för den dansk-svenska grossistmarknaden. Marknaden måste därför ses som mycket koncentrerad. Värt att notera är att förvärvet innebar en indexförändring från 6200 till 7100 vilket indikerar att koncentrationen kan leda till negativa effekter för konkurrensen.
8
De investeringar som krävs för att bygga infrastruktur för naturgas är stora och irreversibla. Infrastrukturen har dessutom en mycket lång livslängd. Investeringarna är därför förenade med en betydande ekonomisk risk. Hur stor denna risk är beror bl.a. på kapacitetsutnyttjandet och nätanvändarnas betalningsförmåga under infrastrukturens livslängd.
Den traditionella metoden att minska nätägarnas ekonomiska risker har varit vertikal integration av överföring och handel. Kostnaderna för nätet har således subventionerats genom intäkter från handel med naturgas. När den svenska marknaden öppnades för konkurrens år 2000 innebar möjligheterna till sådan korssubventionering att vertikalt integrerade företag fick konkurrensfördelar.
8
Konkurrensverkets beslut 556/2004
385
13 Infrastruktur
Utvinning, produktion, överföring och försäljning av naturgas utgör en s.k. nätverksindustri. Kännetecknande för dessa är nätverk som binder samman produktionen av branschens basprodukter med de slutliga konsumenterna av dessa produkter. Detta innebär ett starkt beroende av infrastruktur. Förutsättningarna för konkurrens och marknadsbestämd prisbildning och kapacitetsutbyggnad skiljer sig från andra branscher. Det finns ofta betydande skalfördelar i utbyggnad och drift av nätverksindustriernas infrastruktur. Skalfördelarna innebär att kostnaden för att hålla en viss transportkapacitet är lägre i ett storskaligt överföringsnät än i två eller flera parallella överföringsnät som tillsammans har samma kapacitet.
13.1 Naturgassystemets uppbyggnad
13.1.1 Transmission och distribution
Överföringsverksamhet motsvaras av nätverksamhet på elmarknaden. Verksamheten karaktäriseras av lokala monopol. Överföringssystemet kan uppdelas i transmission, distribution och lager. Huvuddelen av systemet utgörs dock av rörledningar som kan delas in i transmissionsledningar och distributionsledningar.
Transmissionsledningar används för att överföra naturgas över längre sträckor med ett betydligt högre tryck än i distributionsledningarna. En enhetlig definition av vilka ledningar som ingår i ett transmissionssystem saknas, men delas här in i stamledning och grenledningar. De senare fördelar naturgasen in i de områden där den skall distribueras.
Distributionsledningarna överför naturgasen från grenledningarna till kunder. Distributionssystemet har olika trycknivåer för att anpassa leveransvolymerna mot olika kundgrupper. Därutöver finns direktledningar från stamledningen till de största kunderna.
Infrastruktur SOU 2004:129
386
Variationer i förbrukning uppstår naturligt under året som en följd av uppvärmningsbehov, säsongsvariationer i processindustrier samt i konkurrensen med andra energiråvaror. Mindre variationer går att reglera genom tryckändringar i gasledningen, dvs. genom s.k. linepack, medan större ändringar kräver tillgång till ett gaslager
1
eller genom lägre tillförsel till ledningen. Tillgång till linepack
beror på den aktuella driftsituationen. Det är oftast mycket kort tidsperspektiv för att kunna förutsäga storleken på tillgänglig linepack. Det finns olika principer att fördela linepack. Generellt kan sägas att en del av tillgänglig linepack bör systemansvarig förfoga över för att minska behovet av att köpa eller sälja obalansgas, och en del behövs för att kunna hantera drift och underhåll av systemet. När dessa behov är tillgodosedda kan kvarvarande linepack komma marknaden tillgodo.
13.1.2 Det svenska naturgassystemet
Naturgasen till den svenska marknaden importeras via Dragör utanför Köpenhamn till Klagshamn utanför Malmö. Från Klagshamn, som i dag har Sveriges enda mottagningsstation, distribueras gasen vidare ut via det svenska naturgassystemet. Figuren visar hur naturgassystemet är begränsat till sydvästra Sverige, från Trelleborg till Stenungsund. Från Halland sträcker sig en förgrening till Gnosjö i Småland.
1
I Sverige finns inga kända naturliga förutsättningar för naturgaslager. I Sverige är därför
linepack den enda form av lagring som funnits fram till år 2003 då Sydkraft Gas försöksanläggning Skallen i Halland invigdes. Lagret bygger på LRC-teknik (Line Rock Cavern) vilket innebär en svetsad gasbehållare placerad i ett bergrum med rundgjuten cement.
SOU 2004:129 Infrastruktur
387
Figur 13.1 Det svenska naturgassystemet
Källa: Nova Naturgas.
Det svenska naturgassystemet består av endast en stamledning med grenledningar till distributionsnäten. Den europeiska naturgasmarknadens transmissionsledningar är däremot sammankopplade nät och skiljer sig därför i det avseendet från det svenska systemet.
13.2 Marknaden expanderar
Vid tiden för naturgasens introduktion i Sverige bedömdes naturgasen som ett intressant alternativ i svensk energiförsörjning.
2
Mot
bakgrund av oljeberoendet och krisen under 1970-talet lyftes kraven på försörjningstrygghet och miljöhänsyn fram som argument för naturgasens introduktion. Naturgas började användas i Sverige 1985, då nätet byggdes ut i södra och västra Sverige. Stamledningen från Malmö till Göteborg stod klar år 1988. Sedan naturgasen introducerades i Sverige år 1985 expanderade naturgasen snabbt fram till år 1992 för att därefter växa i mer måttlig takt.
2
Infrastruktur SOU 2004:129
388
13.2.1 Utbyggnadsplaner
Den befintliga transmissionsledningen mellan Malmö och Göteborg har för närvarande en kapacitet på 2 miljarder normalkubikmeter (Nm
3
) gas per år, vilket motsvarar ca 22 TWh. Med kom-
pressorer kan kapaciteten utökas till ca 30 TWh. Siffrorna är ungefärliga och baseras på jämn belastning över året. Vid tidpunkter med hög lastfaktor begränsas den möjliga kapaciteten till ungefär 15 TWh utan kompressorer och drygt 20 TWh med kompressorer. I dag finns inga kompressorer i det svenska systemet. Även uttagspunkternas geografiska placering har betydelse vid beräkningar av den maximala transmissionskapaciteten. Med stor förbrukning tidigt i systemet är den totala transmissionskapaciteten högre än om motsvarande uttag sker längre norrut.
Historiskt har det största flödet mellan Danmark och Sverige varit cirka 5 miljoner m
3
per dygn. En grov uppskattning är att
detta kan ökas med cirka 3 miljoner m
3
per dygn utan förstärk-
ningar i Danmark.
Inför naturgasmarknadens konkurrensutsättning och avvecklingen av kärnkraften har utbyggnad av naturgassystemet återigen aktualiserats. För närvarande pågår det utbyggnad av det befintliga naturgassystemet på flera håll i landet. Följande planer för utbyggnad är aktuella:
• Sydkraft Gas har beviljats tillstånd för en ny tillförselledning mellan Tyskland och Sverige (via Danmark). Projektet går under namnet Baltic Gas Interconnector.
• Danska Gastra och norska Statnett undersöker möjligheterna för att tillsammans bygga ut transmissionsnätet för gas i Skandinavien. Ett sådant nät är tänkt att öka konkurrensen mellan energiföretagen och förbättra den samlade försörjningssäkerheten. Nova naturgas har tidigare deltagit i projektet men meddelat att företaget inte anser sig ha möjlighet att delta i den inledande undersökningen. Förtaget har därför tillsvidare avslutat samarbetet men ser dock positivt på projektet och kan komma att engagera sig igen.
• I Norge har regeringen föreslagit utökade forskningsinsatser för miljö- och klimatmässigt förvarbar användning av naturgas för elenergiproduktion och annan användning, bl.a. som
SOU 2004:129 Infrastruktur
389
motorbränsle.
3
Regeringen väntas fatta beslut under våren
2005. Ett prioriterat område är användning av naturgas som industriråvara och bränsle i norsk industri. Av särskilt intresse för den svenska marknadens försörjning med naturgas är planer på en rörledning från Norges exportsystem till industriregionen inom ”Greenland-regionen” i Sydnorge. Om detta projekt realiseras, öppnas möjligheter för en anslutningsledning till det svenska naturgassystemet på västkusten.
• Sydkraft Gas har projekterat en förlängning av befintlig ledning upp till Jönköping för att sedan fortsätta en utbyggnad mot Mellansverige. För tillfället pågår förprojektering av sträckningar från Jönköping via Boxholm och Norrköping mot Oxelösund respektive Örebro. En ungefärlig tidplan för utbyggnaderna är följande: Jönköping 2006 Boxholm 2007 Norrköping 2008 Örebro/Oxelösund 2009
Kartan visar schematiskt Sydkraft Gas planer för utbyggnad i Mellansverige. Figur 13.2. Utbyggnadsplaner i Mellansverige
Källa: Sydkraft Gas.
3
St.Meld. nr 47, 2003-2004.
Infrastruktur SOU 2004:129
390
Sydkraft Gas uppger att det finns en betydande potential i Mellansverige. I området norr om Jönköping finns 10–15 större potentiella kunder i form av kraftvärmeverk, massa- och pappersindustri och stålindustrier.
• Svensk Naturgas AB är ett helägt dotterbolag till Fortum och bildades år 1999 i syfte att undersöka förutsättningarna för utbyggnad av naturgassystemet i Stockholm, Mälardalen och Bergslagen. Vid ett positivt utbyggnadsbeslut har bolaget som målsättning att kunna börja leverera naturgas till kunder i området från år 2008.
Utöver utbyggnaden av naturgassystemet finns långt gångna planer på en utökad användning av det befintliga systemet.
Ett nytt kraftvärmeverk med naturgas som bränsle kommer att uppföras i Ryahamnen i Göteborg. Driftstarten är planerad till hösten 2006. Kraftvärmeverket kommer att bli en så kallad gaskombianläggning med en eleffekt på 260 MW och en värmeeffekt på 290 MW. Bränsleförbrukningen beräknas uppgå till cirka 300 miljoner normalkubikmeter naturgas per år, vilket motsvarar cirka 3 000 GWh. Naturgasen köps direkt från det danska företaget DONG och enligt avtal skall de leverera 370 miljoner kubikmeter naturgas per år för användning främst i Rya kraftvärmeverk.
Ett kraftvärmeverk planeras även i Malmö. Beslut om investering väntas under 2005. Sydkraft Gas har ansökt om att få använda 5 600 GWh naturgas per år i anläggningen. Anläggningen är planerad för värmeeffekten 250 MW och eleffekten 400 MW. Förutsatt att investeringsbeslut kan tas under våren 2005 skulle anläggningen enligt företaget kunna vara i kommersiell drift 2009.
Längs Stenungsundsledningen kommer naturgasen främst att användas som en råvara i industrin. En kortsiktig uppskattning för regionen är att marknaden ökar med 1,2–1,5 TWh.
4
Öresundsver-
ket och Ryaverket bedöms enligt företagen själva sammanlagt komma att använda naturgas motsvarande storleksordningen 8,5 TWh vid full drift. I ett kort perspektiv skattar Sydkraft Gas att marknaden upp till Jönköping har en tillkommande potential på cirka 1,5 TWh. I ett femtonårsperspektiv bedöms en marknadspotential på 12–14 TWh föreligga i området.
Även Fortums planer bör betraktas från en längre tidshorisont och överlappar delvis Sydkraft Gas marknadspotential för utbygg-
4
Källa: Nova naturgas.
SOU 2004:129 Infrastruktur
391
nadsplanerna till Mellansverige. Förprojektering har påbörjats och följande marknadsbild har presenterats för utredningen:
Tabell 13.1. Marknadspotential i Mellansverige
Gaspotential
TWh
Kraft- och fjärrvärme
11–17
Massa- och pappersindustri
3–5
Järn- och stålindustri
3–4
Övrig marknad
3–5
Totalt 20–30
Källa: Svensk Naturgas/Fortum.
Den redovisade marknadsbilden inkluderar delar av Södermanland och Östergötland.
13.2.2 Prognos för framtida användning
Energimyndigheten och Naturvårdsverket har gemensamt uppskattat den framtida användningen av naturgas i en rapport till regeringen juni 2004.
5
Myndigheterna har valt att begränsa sig till
att beskriva utvecklingen av energisystemet utifrån antaganden om den ekonomiska utvecklingen. I myndigheternas huvudalternativ antas tillförseln av bränslen öka, vilket bl.a. beror på ett ökat transportarbete och att en minskad elproduktion i kärnkraftverken medför en ökad förbränningsbaserad elproduktion. De största förändringarna som förväntas ske är bortfallet av kärnkraftproduktion samt en ökad användning av naturgas.
Naturgastillförseln väntas öka till 15 TWh/år den första perioden mellan basåret 2000 och år 2010. Den andra perioden mellan år 2010 och år 2020 förväntas naturgastillförseln öka till 50 TWh/år. Myndigheterna gör därför bedömningen att stamledningen för naturgas kan komma att behöva byggas ut. Det kan också bli aktuellt med import av LNG.
5
”Prognoser över utsläpp av växthusgaser”, Delrapport 1 i Energimyndighetens och Natur-
vårdsverkets underlag till Kontrollstation 2004.
Infrastruktur SOU 2004:129
392
13.3 Kapacitetsbokning i överliggande nät
För att säkerställa att tillträde till naturgassystemet sker på objektiva och icke- diskriminerande grunder har utredningen i sitt delbetänkande föreslagit att en juridisk person som bedriver överföringsverksamhet eller innehar naturgaslager inte får bedriva handel med naturgas.
6
För närvarande bedrivs dessa verksamheter i
integrerade bolag.
Enligt naturgaslagen skall transporttariffer utformas så att den avgift ett naturgasföretag eller en berättigad kund betalar för transporten till sin anslutningspunkt innefattar avgift för transporten i samtliga rörledningar, genom vilka transporten sker.
7
Uppdel-
ningen mellan handels- och transportverksamhet kommer att leda till att en naturgasförbrukare som köper naturgas samtidigt kommer att behöva teckna ett avtal om överföring av naturgasen. Gällande lagstiftning innebär att avtalet om överföring måste inkludera avgift för överföring i såväl distributionsnät som överliggande nät.
Under år 2004 har de aktiva naturgasföretagen i Sverige diskuterat om det överliggande nätet skulle utnyttjas effektivare om även andra aktörer än distributörerna tillåts teckna avtal om överföring i överliggande nät. I sådana fall skulle ovan nämnda paragraf i naturgaslagen behöva ändras. Utredningen har kontaktats av företagen som informerat om sina synpunkter i frågan. Avsnittet bygger på uppgifter från dessa kontakter.
Om en kund inte använder all kapacitet som han avtalat om kan den aktör som bokar kapaciteten sammanlagra överskottet. Att sammanlagra kapacitet innebär att den som bokar kapaciteten får inkomster trots att kapaciteten förblir outnyttjad. Eftersom den som bokar kapacitet sannolikt har flera kunder kan denne tillgodogöra sig stordriftsfördelar genom sammanlagring av kapacitet från samtliga kunder.
En andrahandsmarknad för transmission innebär att den kapacitet som är bokad och betald, men som av olika skäl inte används, bjuds ut på marknaden igen. En förutsättning för att en andrahandsmarknad skall uppkomma är att efterfrågan är större än utbudet av kapacitet. En andrahandsmarknad kan vara en väg till effektivare utnyttjande av transmissions- och lagersystem eftersom det flödar mer gas genom naturgasnätet än om den inte hade funnits.
6
7
SFS 2000:599, 3 kap 6 §.
SOU 2004:129 Infrastruktur
393
En andrahandsmarknad kan ge nätägaren marknadsbaserade signaler om kapacitetsinvesteringar. Detta sker genom att nätägaren kan identifiera vilka delar av systemet som återkommande drabbas av kapacitetsbrist (flaskhalsar) och som därför är i behov investeringar.
13.3.1 Kapacitetsbokning med nuvarande lagstiftning
Den nuvarande lagstiftningen bygger på att det är nätägaren till vilken kunden är ansluten, vanligtvis distributionsnätägaren, som bokar kapacitet i överliggande nät. Motsvarande princip tillämpas på elmarknaden.
Ett problem med rådande system som lyfts fram är att det inte finns några incitament för distributionsnätägaren att konkurrensutsätta överföringsverksamhet genom att tillåta en andrahandsmarknad för outnyttjad kapacitet. Kapaciteten är redan betald och säljaren har en garanterad intäkt. I dessa fall blockeras kapacitet i överliggande nät utan möjligheter att utnyttjas av kunder i närliggande områden.
Om nätverksamheten vore konkurrensutsatt torde ökade intäkter leda till sänkta transmissionstariffer. Eftersom nätverksamheten i stället är monopol står tariffsättningen under tillsyn av Energimyndigheten. Myndighetens uppgift är att säkerställa att tarifferna är skäliga. Det betyder att företaget riskerar att myndigheten inleder tillsyn om stordriftsfördelar av sammanlagringsvinsterna leder till en alltför hög intäktsnivå för nätägaren.
13.3.2 Alternativ modell för kapacitetsbokning i överliggande nät
För att uppnå ett effektivt utnyttjande av naturgasnätet, och i och med detta en bättre fungerande marknad, finns det aktörer på den svenska naturgasmarknaden som menar att överföringstariffer inte med nödvändighet skall innefatta avgift för överföringen i samtliga rörledningar, genom vilka överföring sker. Liksom med nuvarande lagstiftning tecknar slutkunden ett kapacitetsavtal om överföring genom distributionsnätet med den nätägare till vilken han är ansluten. Med en förändrad lagstiftning skulle dock även aktörer
Infrastruktur SOU 2004:129
394
som handlar med gas ha möjlighet att boka kapacitet för överföring genom överliggande nät.
En andrahandsmarknad för handel med kapacitet torde uppkomma naturligt om aktörerna som bokar kapacitet konkurrensutsattes. Eftersom gashandeln är konkurrensutsatt är det troligt att ökade intäkter, antingen på grund av sammanlagringsvinster eller återförsäljning av oanvänd kapacitet, skulle användas till att subventionera sänkning av gaspriserna. Handel med kapacitet skulle således bli ett konkurrensmedel genom korssubventionering.
13.3.3 Utredningens bedömning
En gashandlare med stora volymer i sin kundportfölj kan sammanlagra större kapaciteter än en gashandlare med mindre kundportfölj, vilket ger stordriftsfördelar. Med svenska förhållanden, där marknaden är koncentrerad till få aktörer, har de stora gashandlarna så stora konkurrensfördelar att mindre aktörer riskerar att slås ut från marknaden. Dessutom innebär korssubventioneringen mellan kapacitet och handel i det här fallet ett inträdeshinder på marknaden eftersom den kan omöjliggöra för nya aktörer att slå sig in på marknaden genom att erbjuda konkurrenskraftiga priser.
Nuvarande lagstiftning innebär att det inte uppkommer korssubventionering mellan överföringstarifferna i överliggande nät och gaspriset. Dessutom känner de flesta kunderna igen principerna från elmarknaden, vilket underlättar förståelsen för marknadens uppbyggnad. Detta är positivt för konkurrensen. En nackdel med den nuvarande lagstiftningen är att det inte finns några incitament för monopolföretagen att bjuda ut oanvänd kapacitet på en andrahandsmarknad. Konsekvenserna kan därför bli ett ineffektivt utnyttjande av naturgassystemet.
I kontakter med naturgasföretag kan konstateras att det råder delade meningar huruvida det med nuvarande lagstiftning är möjligt att hantera flera tillförselledningar till Sverige. Eftersom flera tillförselledningar planeras bör frågan utredas innan de nya ledningarna integreras med naturgassystemet. Utredningen har dock inte tillgång till underlag för att bedöma frågan.
Värt att notera är att andrahandsmarknader för kapacitet i överliggande nät tillåts i många andra länder. Bland annat tillåter numera det danska systemansvariga företaget Gastra sina kunder att inbördes handla kapacitet i överliggande nät. I de övriga euro-
SOU 2004:129 Infrastruktur
395
peiska länderna, undantaget Österrike, finns möjligheter även för andra aktörer än distributionsnätägarna att boka kapacitet i överföringsnätet.
För att skapa förutsättningar för den svenska naturgasmarknaden att ingå i EUs inre marknad bör en ändring av naturgaslagen utredas. Naturgasföretagen har för avsikt att internt analysera konsekvenserna av lagstiftningen med början i augusti 2005. Vidare kommer frågan att behandlas inom ramen för arbetet med ”Europaparlamentets och rådets förordning om villkor för tillträde till gasnäten” där Sverige deltar. Utredningen har därför valt att endast redogöra för frågeställningen i syfte att beskriva marknadens funktion och avstår således från att lämna förslag.
13.4 Koncession för distributionsledningar
13.4.1 Inledning
Enligt direktivet skall utredaren ta ställning till de bedömningar som Statens energimyndighet redovisat i rapporten ”Översyn av naturgaslagen”. Därvid skall särskilt beaktas behovet av koncession för distributionsledningar samt frågan om systemansvar.
I utredningens delbetänkande ”El- och naturgasmarknaderna - europeisk harmonisering” (SOU 2003:113) har samtliga frågor som tas upp i den nämnda rapporten behandlats utom behovet av koncession för distributionsledningar.
13.4.2 Den nuvarande lagstiftningen
Enligt 2 kap. 1 § naturgaslagen (2000:599) krävs koncession för att bygga och använda naturgasledningar och naturgaslager. Frågan om koncession prövas av regeringen.
Skälen för att införa koncessionsplikt framgår av prop. 1999/2000:72. Där sägs att framdragande av en naturgasledning och uppförande av ett naturgaslager kan komma i konflikt med andra intressen t.ex. natur- och miljövård. En naturgasledning och ett naturgaslager kan även ha betydelse på andra områden t.ex. för Försvarsmakten. Det är därför viktigt att uppnå en ur samhällssynpunkt ändamålsenlig infrastruktur. Det bör exempelvis inte vara tillåtet att dra fram en naturgasledning där det redan finns en sådan och denna har tillräcklig kapacitet. Inte heller bör naturgasled-
Infrastruktur SOU 2004:129
396
ningar få dras fram eller naturgaslager byggas på ett sådant sätt att tredje man tillfogas onödigt stor skada.
Innehav och drift av en naturgasledning medför förpliktelser av olika slag. Det är därför viktigt att ägaren har de resurser som krävs för att bl.a. kunna garantera en kontinuerlig drift.
Naturgaslagen innehåller dock undantag från koncessionsplikten. Dels ett för naturgasledning som är belägen efter mät- och reglerstation och dels ett för naturgasledning som uteslutande skall användas inom hamn- eller industriområde.
Regeringen får vidare föreskriva undantag från kravet på koncession när det gäller vissa slag av naturgasledningar eller vissa slag av åtgärder med naturgasledningar. Koncession krävs inte heller för naturgaslager anslutna till sådana ledningar.
Motiven till undantagen från koncessionsplikt anges i samma proposition vara att enligt lag (1978:160) om vissa rörledningar i sin dåvarande lydelse var naturgasledningar som huvudsakligen användes för att tillgodose enskilda hushålls behov inte koncessionspliktiga. Av prop. 1977/78:86 s. 86 framgår att undantaget inte uteslöt att ledningen även kunde förse t.ex. företag med naturgas. I praktiken innebar undantaget att naturgasledningar efter en mät- och reglerstation inte var koncessionspliktiga. Såvitt regeringen kände till fungerade detta system bra.
Ett annat skäl för att inte kräva koncession för denna typ av naturgasledningar anges vara att dessa dras fram och används efter hand som distributionsbolag träffar överenskommelse med enskilda fastighetsägare om att leverera naturgas till dessas respektive fastigheter. Regeringen ansåg därför att naturgasledningar som huvudsakligen skall användas för att tillgodose enskilda hushålls och företags behov tills vidare borde undantas från koncessionsplikt. Då naturgasledningar inom hamn- eller industriområde inte har någon påtaglig betydelse från allmän synpunkt, ansåg regeringen att även naturgasledningar inom sådana områden tills vidare skulle undantas från koncessionsplikt. I konsekvens med detta borde inte heller koncession krävas för naturgaslager anslutet till icke koncessionspliktig naturgasledning.
I propositionen konstateras vidare att den omständighet att koncession inte krävs för vissa naturgasledningar innebär att samhället inte kan vidta de sanktioner som gäller för koncessionspliktiga naturgasledningar. Man skulle därför kunna tänka sig någon annan form av koncession för dessa ledningar inom ett visst område. Mot bakgrund av att den nuvarande ordningen fungerade bra ansåg
SOU 2004:129 Infrastruktur
397
regeringen dock inte att det behövdes några regler motsvarande ellagens om koncession för område.
13.4.3 Energimyndighetens förslag
Energimyndigheten föreslår i rapporten ”Översyn av naturgaslagen” att en koncession för distributionsledning införs. Koncessionen skall avse ledningar och ledningsnät som ligger efter mät- och reglerstation, dvs. sådana ledningar som till ett lägre tryck än i transmissionsledningarna överför naturgas regionalt eller lokalt. Koncessionen skall avse ett visst geografiskt område och vara avgränsad i förhållande till en viss mät- och reglerstation. Nya distributionsledningar som byggs inom området skall omfattas av koncessionen.
Energimyndigheten anger flera skäl till sitt förslag. Den nuvarande regleringen innebär att förhållandevis långa naturgasledningar med relativt hög kapacitet kan byggas utan koncession. Det är därvid en brist att det saknas en central instans som kan avväga samhällsintresset av energiförsörjning mot samhällsintresset av natur- och miljövård eller mot enskildas rätt.
Med nuvarande regler finns inget som hindrar byggande av parallella ledningar och därmed uppkomsten av en från samhällssynpunkt icke ändamålsenlig infrastruktur. Samhället saknar också kontroll över vem som bedriver överföring av naturgas.
Det nuvarande undantaget från koncessionsplikten medför också att det företag som investerar i distributionsledningar och bedriver överföringsverksamhet löper risk att konkurrerande företag bygger egna ledningar till särskilt attraktiva kunder. Därigenom skulle distributionsföretagets möjligheter att investera i överföring till mindre attraktiva kunder hotas.
Slutligen skulle en koncessionsplikt för distributionsledningar göra det möjligt att fastställa tydliga villkor för anslutningsplikt och utbyggnad av gasnätet inom området.
Infrastruktur SOU 2004:129
398
13.4.4 Överväganden avseende koncession för distributionsledningar
Utredningens förslag: Undantaget från koncessionsplikt för naturgasledningar belägna efter en mät- och reglerstation avskaffas och en områdeskoncession för naturgasnät införs. Områdeskoncessionen bör medföra en rätt för innehavaren att inom ett lämpligt geografiskt område anlägga och driva naturgasledningar inom området. Områdeskoncessionen bör gälla i 25 år.
Den föreslagna koncessionen är i flera avseenden välmotiverad. Skälen till att ha en koncessionsprövning för naturgasledningar är i stort sett desamma vid byggande av transmissionsledningar som vid anläggande av längre distributionsledningar. Detta gäller också behovet av kontroll över lämpligheten hos den som bedriver distributionsverksamhet. Den föreslagna områdeskoncessionen möjliggör för företagen att planera en utbyggnad av naturgasnäten på ett rationellt sätt. Samtidigt kan den koncessionsgivande myndigheten genom att vid beviljande av koncession dels ställa villkor och dels bestämma vad som är ett lämpligt område för distribution av naturgas säkerställa att också det allmännas och konsumenternas intressen beaktas i tillräcklig utsträckning vid en utbyggnad.
Att distribution av naturgas inom ett visst område skall bedrivas som legalt monopol framstår dock inte som odiskutabelt. Det svenska naturgasnätet är endast i begränsad utsträckning utbyggt och att utestänga konkurrens om en eventuell utbyggnad av nätet kan medföra nackdelar. Konkurrens i denna sektor torde, liksom i andra sektorer, såväl kunna stimulera till som effektivisera en utbyggnad av naturgasnätet. Samtidigt är dock de ekonomiska villkoren för att investera i distributionsnätdistributionsledningar som går parallellt med befintliga nät med reglerat tredjepartstillträde och reglerade tariffer sådana att risken för en samhällsekonomiskt olämplig uppbyggnad avmöjligheten att konkurrera får anses vara distributionsnät får anses vara liten.
Den nuvarande regleringen av distributionsnät tycks inte i praktiken ha givit upphov till några allvarliga problem annat än i enstaka fall. De problem som identifierats kan också lösas på andra sätt än genom en ändrad koncessionsplikt.
Mot denna bakgrund förefaller behovet av att nu införa områdeskoncession för distributionsledningar inte vara stort. Däremot
SOU 2004:129 Infrastruktur
399
finns det anledning att införa krav på en sammanhållen prövning av de frågor som anläggandet av distributionsledningar med en viss längd medför. Att ha en gräns för vilka ledningar som är koncessionspliktiga är inte utan problem men samtidigt är det inte rimligt att pröva varje distributionsledning som anläggs oavsett deras betydelse. Som gräns för koncessionsplikten är det naturligt att använda samma gräns som gäller för andra gasledningar enligt 1 § rörledningslagen, dvs. 20 kilometer.
Vidare bör det övervägas om tillstånd skall krävas för att bedriva verksamhet bestående av distribution av naturgas. Genom ett sådant krav på tillstånd för verksamheten, och inte ledningarna, kan samhället utöva kontroll över att de som bedriver distribution av naturgas är lämpliga och också ställa de krav på verksamhetens utövande som anses nödvändiga. Dessutom får myndigheterna genom ett sådant tillståndsförfarande kunskap om vilka som faktiskt distribuerar naturgas samt var detta sker utan att förfarandet medför ett geografiskt begränsat monopol på verksamheten.
Förslag
Mot ovanstående bakgrund bör undantaget från koncessionsplikt för naturgasledningar belägna efter en mät- och reglerstation avskaffas och en områdeskoncession för naturgasnät införas. Områdeskoncessionen bör medföra en rätt för innehavaren att inom ett lämpligt geografiskt område anlägga och driva naturgasledningar och en skyldighet att på skäliga villkor ansluta naturgasanläggningar belägna inom området. Områdeskoncessionen bör gälla i 25 år.
Den koncessionsgivande myndigheten bör kunna förena områdeskoncessionen med villkor, exempelvis om att en i koncessionsansökan angiven utbyggnad av nätet genomförs inom viss tid. Myndigheten bör också kunna återkalla områdeskoncessionen om koncessionshavaren bryter mot naturgaslagen eller föreskrifter eller villkor utfärdade med stöd av lagen.
Förslaget medför att i princip alla naturgasledningar, med undantag för ledningar som uteslutande skall användas inom hamn- eller industriområde, blir koncessionspliktiga. Antingen skall koncession för naturgasledning eller koncession för område ha meddelats för att en ledning skall kunna anläggas och drivas. Regeringen bör dock även fortsatt ha möjlighet att föreskriva om undantag från koncessionsplikten.
Infrastruktur SOU 2004:129
400
Koncession för område skall inte kunna beviljas om området helt eller delvis avser ett annat koncessionsområde. Koncession för naturgasledning bör endast om det finns särskilda skäl kunna meddelas för sträckor inom koncessionsområden. Sådana särskilda skäl kan vara att innehavaren av områdeskoncession medger att en större kund ansluter sig till en närliggande transmissionsledning, att ledningen skall försörja en berättigad kund som på grund av kapacitetsbrist nekats anslutning till det naturgasnät som omfattas av områdeskoncessionen eller att ledningen har en sträckning som överskrider gränsen för en områdeskoncession. I situationer där det för den enskilde kunden kan vara ekonomiskt motiverat att direkt ansluta sig till ett överliggande nät men där detta skulle medföra att inkomstunderlaget för områdeskoncessionären undergrävdes på ett från samhällsynpunkt olämpligt sätt bör inte koncession för naturgasledning meddelas inom ett område.
Då det svenska naturgasnätet i dag inte är utbyggt i större omfattning bör de områden för vilka koncession beviljas omfångsmässigt vara relativt begränsade. Vid beviljande av områdeskoncession för naturgasnät bör det geografiska området bestämmas bland annat med hänsyn till utsträckningen av det befintliga naturgasnätet och planerad utbyggnad av detsamma samt potentiella kunder inom området. Gränserna för området bör under vissa omständigheter kunna ändras. Sådana omständigheter kan exempelvis vara tillkommande nya kunder strax utanför området.
De befintliga reglerna om koncession för naturgasledning har utformats med ellagens bestämmelser om nätkoncession som förebild. Det förefaller lämpligt att också de nya bestämmelser som behöver införas i naturgaslagen med anledning av att detta förslag i huvudsak utformas i enlighet med motsvarande reglering i ellagstiftningen. I motsats till vad som gäller elnätsverksamhet bör dock tariffsättning och redovisning avseende överföringsverksamhet i enlighet med naturgaslagen även fortsatt sakna formell knytning till koncessionerna. I likhet med vad som gäller enligt ellagen bör regeringen kunna bemyndiga tillsynsmyndigheten att pröva frågor om koncession för naturgasledning som inte utgör en förbindelse till utlandet och koncession för område.
Särskilda övergångsbestämmelser för de befintliga naturgasledningar som i dag inte är koncessionspliktiga behöver också införas. För dessa befintliga ledningar bör det vid en ansökan om koncession kunna antas att den som i dag bedriver överföringsverksamheten är lämplig att också fortsättningsvis göra detta.
401
14 Marknadsstruktur
14.1 Handel
14.1.1 Tillförsel
För att få tillgång till naturgas i Sverige måste den importeras från annat land. I dagsläget produceras nästan all gas till den svenska marknaden i Danmark, men det förkommer även i viss import från Tyskland. Oavsett ursprungsland måste naturgasen överföras genom det danska naturgassystemet. Överföring av naturgas från Tyskland till Danmark medför stora transportkostnader på grund av separata transportavgifter i varje nät där gasen transporteras (s.k. pancaking).
Ett alternativ till att transportera gasen hela vägen från produktionsstället kan vara att byta till sig naturgas genom s.k. swap. En swap är ett finansiellt avtal som innebär att två aktörer på olika platser kan byta gas med varandra för att slippa transportera den. Detta kräver ofta att det är fråga om volymer av viss storlek och är förenat med ekonomiska risker. Swapavtal är än så länge relativt ovanliga i Sverige.
Naturgasens introduktion i Sverige var en direkt följd av en politisk vilja att minska oljeberoendet. I februari 1980 undertecknades ett ramavtal mellan regeringarna i Sverige och Danmark i syfte att introducera en svensk naturgasmarknad. Detta ramavtal ligger till grund för importavtalen som funnits mellan DONG och Nova naturgas.
1
Avtalen reglerar dels import av naturgas från Danmark
genom ett leveransavtal, dels import av naturgas från annat land genom det danska naturgassystemet enligt ett överföringsavtal.
Överföringsavtalet gäller rättigheten för Nova naturgas att transitera 2 miljarder kubikmeter naturgas per år genom Danmark,
1
Det statliga bolaget Swedegas AB tecknade avtalet. Bolaget ändrade senare ägarstruktur och
namn till Vattenfall Naturgas AB. År 2001 sålde staten av sitt ägande helt. Numera heter bolaget Nova naturgas och har fyra utländska ägare (se ovan i avsnitt 12.2.2).
Marknadsstruktur SOU 2004:129
402
dock högst 6 miljoner kubikmeter naturgas per dygn. I början av 1980-talet investerade Nova naturgas 220 miljoner DK i en kapacitetsökning av det danska naturgassystemet. Investeringen har till övervägande del fått betraktas som i förväg betalad avgift för framtida överföring av naturgas. Överföringsvillkoren har inneburit att Nova naturgas haft en rörlig kostnad för transitering genom Danmark som är lägre än den tariff som erbjuds andra naturgasföretag i Sverige.
Nova naturgas menar i ett yttrande till Energimyndigheten år 2001 att investeringen motsvarar mellanskillnaden mellan nätavgiften som erbjuds Nova naturgas i förhållande till andra naturgasleverantörer.
2
Huruvida Nova naturgas har konkurrensfördelar i
förhållande till andra företag på den svenska marknaden som önskar transitera naturgas genom det danska naturgassystemet är därför svårt att avgöra, menar Nova naturgas.
Leveransavtalet innebar att Nova naturgas importerade 200 miljoner kubikmeter naturgas om året från den 1 oktober 1990 till den 1 oktober 2003. Avtalet innehöll en första förhandlingsrätt avseende naturgas från Danmark och innebar att DONG förpliktade sig att inte teckna kontrakt om försäljning av naturgas till annan part innan förhandlingar med Nova naturgas avslutats utan resultat. Enligt Nova naturgas upphörde denna förpliktelse år 1997. Ingen annan aktör i Sverige har således kunnat köpa naturgas från Danmark innan dess. Svenska naturgasföretag har uppgett att Nova naturgas fördelaktiga överföringstariffer genom Danmark, även efter år 1997, har förhindrat import till konkurrenskraftiga villkor.
I takt med att marknadsöppningen får genomslag på marknaden, kan en ökad handel mellan medlemsländerna och eventuellt även tredje land bli aktuell. Från och med år 2005 kommer t.ex. Ruhrgas att leverera naturgas till sitt svenska systerbolag Sydkraft. Ruhrgas ingår i en helintegrerad naturgaskoncern som äger överföringsnät i Tyskland och del av överföringsförbindelsen mellan Tyskland och Danmark. Det finns även andra exempel på utländska leverantörer som har lämnat anbud till svenska kunder. Andra europeiska leverantörer anser dock att det visserligen är praktiskt möjligt att exportera till Sverige men att det inte inom en femårsperiod kommer att vara lönsamt. På grund av att det är komplicerat och dyrt att transportera gas från Tyskland till Sverige krävs mycket förmånliga
2
Energimyndighetens Dnr 780-01-4223.
SOU 2004:129 Marknadsstruktur
403
inköpspriser på naturgasen för att tysk gas skall vara lönsam för en svensk köpare.
3
14.1.2 Leveransvillkor för handel med naturgas
Leveransavtalen på naturgasmarknaden skiljer sig från leveransavtal på andra energimarknader. Avtalsvillkoren innehåller delvis vertikala begränsningar. Trots att avtalens utformning och längd varierar finns det gemensamma nämnare för de flesta. I följande avsnitt redovisas egenskaper som är säregna för avtal om naturgasleveranser på den svenska marknaden.
Informationen om kontraktsvillkoren på den svenska naturgasmarknaden är ofullständig eftersom villkoren utgör företagsinterna affärshandlingar, och innehållet normalt inte är offentligt. Utredningens information är därför begränsad till vad som finns att tillgängligt på företagens webbplatser och de till offentliga beslut gällande avtal som inkommit till Konkurrensverket i samband med ansökningar om icke-ingripandebesked och undantag.
Långa avtalstider
Eftersom byggnation av infrastruktur för naturgas är kapitalintensiv har västeuropeisk naturgasförsörjning varit baserad på långsiktiga kontrakt för att garantera avkastning på de stora investeringarna i produktionen. Långa kontrakt har också tryggat utnyttjandet av de nationella gasföretagens och de lokala naturgasdistributörernas transportnät och deras möjligheter att garantera försörjningen. Långa kontrakt har varit ett önskemål från både producenter och grossister. Kontrakten för handel mellan länder löper i allmänhet på 20 år, men det är inte ovanligt med kontrakt som sträcker sig både 25 och 30 år fram i tiden. Importavtalen mellan det danska företaget DONG och Nova naturgas har avtalsperioder om både 10 och 20 år.
På slutkundmarknaden i Sverige förekommer både långa och korta avtalstider. I kontakt mellan naturgasföretag och slutkunder har utredningen t.ex. konstaterat att industrikunder inledningsvis kan teckna femåriga avtal för att sedan kunna förlänga dessa med
3
Konkurrensverket, beslut 556/2004.
Marknadsstruktur SOU 2004:129
404
ett år i taget. För kraftvärmekunder har det inte varit ovanligt med avtal upp till 20 år.
Många leveransavtal på den svenska marknaden har precis löpt ut eller är på väg att löpa ut, och därför är nya avtal på väg att tecknas. Enligt pressmeddelanden från företagens hemsidor har t.ex. Göteborg Energi tecknat två avtal med det danska företaget DONG om leveranser dels fram till 2005, dels åren 2006–2011. Även Öresundskraft har tecknat avtal med DONG som sträcker sig mellan åren 2005 och 2008.
I naturgasmarknadsdirektivets ingress konstaterar Europeiska kommissionen att medlemsstaterna också i fortsättningen kommer att behöva långsiktiga avtal för sin gasförsörjning.
4
Vidare menar
man att gashandlarna bör kunna fortsätta att använda sådana avtal så länge de inte strider mot målen för direktivet och så länge de är förenliga med fördraget och dess konkurrensregler. Naturgasföretag måste därför ta hänsyn till sådana avtal vid planering av leverans- och överföringskapacitet.
Mottagningsplikt
I många former av avtal förbinder sig köpare att köpa sin vara från en leverantör under en viss period. Under denna period kan han inte teckna avtal med annan leverantör för att tillgodose samma behov. Det är inte heller ovanligt att köparen förbinder sig att köpa en bestämd kvantitet under avtalsperioden. Finns volymsåtaganden i avtalen kan inte köpare fritt välja att avstå från leveransen eller i vilket fall inte avstå från att betala den.
De långvariga leveransavtalen på naturgasmarknaden är i allmänhet uppbyggda som s.k. take or pay-avtal. Benämningen är en sammandragning av ”take and pay or pay”. Take or pay är en mottagningsplikt som innebär att köparen måste betala för en avtalad volym naturgas oavsett om denne kan ta emot volymen eller inte. Säljaren förbinder sig att sälja upp till en viss volym.
Bakgrunden till take or pay-klauserna är krav som kommer från naturgasproducenterna runt om i världen. De stora investeringar som krävs på naturgasfälten förutsätter en viss garanterad efterfrågan på naturgasen som produceras. Importavtalet mellan
4
Europaparlamentets och rådets direktiv 2003/55/EG av den 26 juni 2003 om gemensamma
regler för den inre marknaden för naturgas och om upphävande av direktiv 98/30/EG, skäl nr 25 till antagandet av direktivet.
SOU 2004:129 Marknadsstruktur
405
DONG och Nova naturgas har en take or pay-klausul, liksom avtalen mellan Nova naturgas och leverantörerna. Avtalen med slutkunder har dock sällan en klausul om take or pay. Trenden är att take or pay-nivåerna i avtalen har blivit lägre än tidigare. Mot att tidigare ofta ha legat på nivån 90 procent blir nivåer på omkring 80 procent vanligare. Att mottagningsplikten sänks påverkar oftast andra villkor i avtalen mellan parterna.
I avtalen är take or pay-villkoren utformade så att den naturgas som inte förbrukas av köpare inte går helt förlorad. Håller sig köparen inom de kapacitetsgränser som finns avtalade, kan han normalt ta ut naturgasen vid andra tillfällen. Här finns dock oftast en tidsbegränsning på möjligheten att ta ut denna volym och dessutom måste man först ta ut innevarande års avtalade volym. Efter kontakter med naturgasleverantörer kan utredningen dock konstatera att det förekommer problem med att hantera befintliga take or pay-avtal. Om en slutkund byter leverantör måste den ursprungliga leverantören ändå betala för inköpt gas trots att den inte används. I takt med att de befintliga avtalen löper ut kan det vara stora problem med att kunna ta ut ej utnyttjade volymer.
I länder där infrastrukturen är uppbyggd går utvecklingen mot kortare avtal och marknadsplatser där naturgas kan köpas och säljas på andra villkor. Marknadsplatserna underlättar för den som av olika skäl inte kan leva upp till sin mottagningsplikt. Risken minskar att någon aktör måste betala för naturgas som inte kan användas eller säljas vidare. Även om naturgasen måste säljas till sämre villkor än vid inköpstillfället så finns en möjlighet att avyttra den. Detta minskar den eventuella ekonomiska skadan.
Marknadsdelning genom ensamrätt
En form av marknadsinflytande är möjligheten att påverka priserna över eller under marginalkostnaderna på kort sikt, och på lång sikt de genomsnittliga totala kostnaderna. Om priserna höjs över marginalkostnaderna betyder det att företaget med marknadsinflytande kan få högre vinster. Om priserna i stället sänks kan konkurrerande företag i extremfallet tvingas att lämna marknaden. Ett sätt att få marknadsinflytande är att ingå vertikalt begränsande avtal.
De negativa effekter som vertikala avtal kan ha för marknadens utveckling är utestängning av andra leverantörer eller andra köpare, försämring av priser och andra villkor för kunderna samt samver-
Marknadsstruktur SOU 2004:129
406
kan mellan leverantörer och köpare som underlättas av vertikala begränsningar.
Som exempel på avtal med vertikala begränsningar kan nämnas avtal där tillverkaren endast får sälja till en eller ett begränsat antal köpare och begränsningar av det område där köparna får vara verksamma. Ytterligare exempel på avtal med vertikala begränsningar gäller begränsningar av köparens möjligheter att välja var han köper in eller säljer en viss vara och begränsningar av geografiskt säljområde. De vertikala begränsningarna kan leda till dels att andra köpare utestängs, dels en uppdelning av marknaden. Stora exklusiva områden eller exklusiv tilldelning av kunder kan leda till att konkurrensen på marknaden helt sätts ur spel.
De eventuella negativa effekterna av vertikala begränsningar förstärks av att de inte används av endast en leverantör och dess köpare, utan att även andra leverantörer och deras köpare organiserar sin verksamhet på ett liknande sätt.
I kontakter med naturgasföretag kan utredningen konstatera att återförsäljare enligt gällande avtal har ett avgränsat område för vidareförsäljning. Ytterligare en tolkning är att de svenska företagen i praktiken har ensamrätt att leverera naturgas inom sitt verksamhetsområde.
Ett motiv till att införa en sådan klausul i avtalen har varit att minska de risker som leverantörerna möter i och med take or payåtaganden mot tidigare försäljningsled. Utan klausulen kan en situation uppstå att en leverantör går in på underleverantörens marknad och säljer direkt till slutkund. Om underleverantören redan förbundit sig att köpa naturgas av leverantören för att möta slutkundens förväntade efterfrågan innebär detta att leverantören tar betalt för slutkundens naturgas två gånger.
14.2 Slutkunder
Vid introduktionen 1985 användes naturgas främst inom industrin, där den ersatte olja och till viss del kol. Sedan dess har kraft- och värmeverk ökat sin användning, vilket visas i figur 14.1. Även inom sektorn övrigt har användningen av naturgas ökat markant. Flerbostadshus och småindustrier står för merparten av den sektorns användning. Naturgasens användning som fordonsbränsle ökar, men volymmässigt och i relation till övrig användning är den liten.
SOU 2004:129 Marknadsstruktur
407
Figur 14.1 Utvecklingstrenden för användningen av naturgas i Sverige 1985 till 2003, fördelat på användarsektorer, TWh
Källa: Nova naturgas, Energimyndigheten och SCB.
I de områden i Sverige där naturgas distribueras i dag är marknadsandelen cirka 20 %, vilket är samma nivå som i övriga Europa. Kategorier av naturgasanvändare fördelas enligt följande:
• Industriella processer~ 40 %
• Kraft- och värmeverk~ 40 %
• Bostäder, service mm~ 20 %
• Transporter~ 1 %
Totalt är cirka 55 000 slutkunder anslutna till det svenska naturgassystemet. Naturgas distribueras i 32 kommuner och fördelningen på olika kundkategorier är följande. Hushållskunderna dominerar till antalet och är totalt drygt 50 000 stycken. Cirka 16 000 av hushållskunderna använder gas enbart för matlagning, så kallade spiskunder. Naturgasen används för uppvärmning i cirka 30 000 småhus och cirka 4 000 flerbostadshus. Därutöver finns det cirka 3 500 företagskunder. Företagskunderna står för ungefär 95 procent av den totala konsumtionen.
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
1985 1990 1993 1997 2002
Övrigt
Kraft- och värmeverk Industri
TWh
Marknadsstruktur SOU 2004:129
408
14.3 Marknadskoncentration under 2004
Konkurrenslagen innehåller regler om kontroll av företagskoncentrationer. Koncentrationer skall i vissa fall anmälas till Konkurrensverket. Verket kan ingripa mot en koncentration som antas leda till påtagligt skadliga effekter på konkurrensen. Stockholms tingsrätt kan förbjuda en koncentration efter att Konkurrensverket väckt talan.
Det är ovanligt att Konkurrensverket ingriper mot företagskoncentrationer. Ett ingripande får bara ske mot företagskoncentrationer som leder till väsentligt minskat konkurrenstryck. Koncentrationens eventuella negativa effekter på konkurrensen bedöms genom ett så kallat konkurrenstest. Det är en sammanvägd bedömning av hur koncentrationen påverkar konkurrensen på marknaden. Faktorer som prövas är exempelvis de berörda företagens marknadsställning och ekonomiska styrka, potentiell konkurrens samt om andra företag hindras att komma in på marknaden. Även mindre ingripande åtgärder kan bli aktuella, till exempel att endast vissa delar av koncentrationen får genomföras. I samband med Konkurrensverkets prövning av kan företag göra frivilliga åtaganden. På talan av Konkurrensverket vid Stockholms tingsrätt kan dessa åtaganden förenas med ett vite som kan dömas ut om företaget inte fullföljer dem.
5
DONG Naturgas A/S förvärvade under 2004 aktierna i Nova Supply AB från Nova Naturgas AB. Konkurrensverket har granskat ärendet. Följande avsnitt bygger på utdrag ur beslutet.
6
Enligt Konkurrensverkets sammanfattande bedömning leder förvärvet till en ökad koncentration, att en konkurrent försvinner och till en ökad vertikal integration, vilket i betydande omfattning hämmar konkurrensen på marknaderna. Dessutom präglas naturgasmarknaden av långa avtalstider vilket medför att förvärvet bevarar rådande marknadsstruktur och minskar möjligheten för potentiella konkurrenter att etablera sig i Sverige. Härmed minskar avsevärt de förutsättningar för konkurrens på marknaderna som regelreformeringen är tänkt att skapa. Detta hämmar enligt Konkurrensverket utvecklingen av en effektiv konkurrens.
Under handläggningen av ärendet åtog sig DONG frivilligt att erbjuda samtliga av Nova Supplys kunder en möjlighet att säga upp sina avtal i förtid.
7
5
Se vidare på www.kkv.se.
6
Beslut 556/2004, konkurrensverket.
SOU 2004:129 Marknadsstruktur
409
Enlig Konkurrensverkets bedömning leder åtagandena till att en betydande del av den svenska naturgasförbrukningen konkurrensutsätts i samband med att regelreformeringen träder i kraft. För att en potentiell konkurrent i praktiken skall träda in på marknaderna krävs att denne får tillgång till stora volymer. Åtagandena medför att det vid ett och samma tillfälle finns tillgång till stora naturgasvolymer som är utsatta för konkurrens. Detta ökar betydligt förutsättningarna för potentiella konkurrenter att träda in på marknaderna.
Konkurrensverket har varit i kontakt med företrädare för naturgaskunderna i Sverige som har ställt sig positiva till åtagandena. I och med de frivilliga åtagandena menar Konkurrensverket att koncentrationen inte längre kan anses skapa eller förstärka en dominerande ställning som väsentligen hämmar utvecklingen eller förekomsten av en effektiv konkurrens på de relevanta marknaderna.
Konkurrensverket beslutade i oktober 2004 att inte väcka talan i frågan.
7
Avtalen kan sägas upp antingen den 31 december 2006 eller den 31 december 2009.
411
15 Prisbildning
15.1 Inledning
Liksom på elmarknaden kan den som vill handla naturgas köpa den antingen via marknadsplatser eller genom bilaterala avtal. Det finns sju mer eller mindre utvecklade marknadsplatser för gas i norra Europa, vilket visas i figuren.
1
Figur 15.1. Befintliga marknadsplatser för naturgas i Europa och den planerade i Danmark
Källa: ÅF; ”Naturgasmarknad i förändring”, Rapport 6a.
1
NBP (National Balancing Point) i Storbritannien, Zeebrûgge i Belgien, TTF vid den
holländska kusten samt Emden-Bunde-Oude vid den tysk-holländska gränsen och Baumgarten där Österrike möter Slovakien.
Prisbildning SOU 2004:129
412
Storbritannien har den mest utvecklade marknaden för naturgas i Europa. I Storbritannien finns det sedan 1994 inhemska spotprismarknader. På en spotprismarknad köps och säljs en vara för omgående leverans. Spotmarknaden påverkar även prisbildningen i bilaterala avtal. Mellan 15 och 30 procent av den brittiska handeln med naturgas sker på spotmarknaden. På bilaterala marknaden sker prissättningen inte mot alternativ-kostnaden utan i stället mot andra leverantörers gaspris. På så sätt speglas utbud och efterfrågan av naturgas bättre i prissättningen. I Storbritannien har detta även slagit igenom på marknaden för privatkunder.
Genom att ledningen mellan England och Belgien, The Interconnector, togs i drift 1998, har även marknadsplatsen i Zeebrugge utvecklats. I Zeebrügge möts gas från England, Norge och även LNG från till exempel Algeriet. Genom ”The Interconnector” sker en prisföljning mellan NBP i Storbritannien och Zeebrügge. På de övriga marknaderna sätts gaspriset fortfarande i huvudsak mot olja.
Den svenska och delvis även den danska marknaden ligger lite vid sidan om de etablerade marknadsplatserna och påverkas ännu inte speciellt mycket av prisutvecklingen på dessa. Nya förbindelser mellan Danmark och kontinenten planeras, och om de byggs påverkar de utvecklingen av gemensamma marknadsplatser. Nord Pool och Gastra har utrett förutsättningarna för att skapa en marknadsplats och i förlängningen en spotmarknad för naturgas i Danmark. För närvarande bedöms inte villkoren vara uppfyllda för att en sådan skall kunna fungera.
Utbud och efterfrågan på de marknader som ligger nära Sverige har betydelse för den generella prisnivån och prisutvecklingen. En förutsättning för prispåverkan mellan olika marknader är att det finns en infrastruktur som möjliggör utbyte av varor mellan marknaderna. För Sveriges del är det främst Danmark som är den alternativa marknaden för naturgas, men till viss del även Tyskland genom den förbindelse som finns via Danmark. Den dansk– svenska naturgasmarknaden är till följd av bl.a. de höga transportkostnaderna isolerad och prispåverkan från europeiska handelsplatser är mycket begränsad. I Sverige sker handel med naturgas genom bilaterala avtal.
Priset på naturgas mellan leverantörer och underleverantörer samt mot stora slutkunder förhandlas enskilt och består förutom av ett fast utgångspris även av en rörlig andel som följer prisutvecklingen på annat bränsle. Det fasta priset utgår från slutkundens kostnader för att använda alternativa bränsleslag, dvs kundens alternativkost-
SOU 2004:129 Prisbildning
413
nad. Det slutliga priset är ett resultat av en förhandling och behöver inte spegla faktiska kostnader.
För slutkunder som förbrukar mindre mängder naturgas, t.ex. hushåll, förhandlas inte priserna enskilt. Istället använder återförsäljarna fastställda priser för samtliga kunder inom samma kundgrupp. Dessa priser ändras en till två gånger om året och ligger en bit under alternativa uppvärmningsformer, normalt oljeuppvärmning.
Även gasleverantörens inköpspris i Sverige utgår från slutkundens alternativkostad. Leverantören gör emellertid avdrag för sina egna kostnader innan priset fastställs. Principen att utgå från alternativkostnaden och dra av för de egna kostnaderna tillämpas i samtliga led från lokal distributör till gasutvinning och kallas net-back-principen. Detta är en vanlig metod i Europa.
15.2 Prisutvecklingen
I följande avsnitt presenteras statistik över prisutvecklingen. De naturgaspriser för slutkunder i Sverige som redovisas utgår från Statistiska centralbyråns (SCB) prisstatistik. Den baseras på Eurostats anvisningar för insamling av prisstatistik i EU:s medlemsländer. Enligt dessa anvisningar samlar SCB in hypotetiska priser från ett urval av försäljare av naturgas i Sverige. Företagen tillfrågas om vilket pris de skulle sätta för en kund med en viss förbrukning. Statistiken ger således inte information om de faktiska priserna. Fram till januari 2004 fanns inga andra statistiskt säkerställda uppgifter att tillgå och statistiken bedöms vara relevant för att visa prisutvecklingen under de senaste åren. Dock bör de redovisade prisnivåerna tolkas med försiktighet. Priserna redovisas i nominella termer exklusive skatt och moms.
Eftersom överföringsverksamhet hittills varit integrerad med handelsverksamhet finns inga säkra fakta om kostnadsfördelningen mellan försäljning av naturgas och överföringstarifferna, bara uppskattningar utifrån företagens egna uppgifter. De totala priserna på naturgas inkluderar överföringstariffer. Enligt Nova naturgas och Sydkraft Gas utgör dock transmissionstariffen i dag ungefär 15 % av slutkundernas totala gaspris, exklusive skatt och avgift.
2
Kostna-
den för överföringen genom företagens distributionssystem är lika
2
Nova naturgas: ”En effektiv gasmarknad i Sverige
”, Stockholm 2004-04-15.
Prisbildning SOU 2004:129
414
stor eller något högre, vilket innebär att kundernas totala kostnad för överföring är ungefär 30 % av det totala priset för naturgas.
Utvecklingen av naturgaspriserna för hushållskunder redovisas i figur 15.2.
Figur 15.2. Beräknade naturgaspriser för hushållskunder i Sverige 1997–januari 2004, exklusive skatt, öre per kWh
Anm: Liten Hushållskund motsvarar en årlig konsumtion av 2 326 kWh, mellanstor hushållskund 23 260 kWh och stor hushållskund 290 750 kWh
3
.
Källa: Statistiska centralbyrån.
Naturgaspriserna för samtliga hushåll steg kraftigt 2001 och följde därmed utvecklingen av importpriserna. Därefter har priserna fortsatt att stiga och ligger i dag på cirka 42 öre per kWh exklusive skatt för kunder med liten förbrukning (till gasspis) och cirka 36 öre per kWh för kunder med större förbrukning (uppvärmning flerbostadshus).
Efter den kraftiga prisökningen för hushållskunder 2001 har prisnivån varit fortsatt hög i förhållande till industrikunder i Sverige. I januari 2003 hade Sverige ett naturgaspris för stora hushållskunder som var nästan 20 procent högre än Danmark, vilket var det medlemsland i EU som hade näst högst naturgaspris.
3
Stora hushåll enligt definitionen ovan finns inte i Sverige utan är en hypotetisk kategori.
0,0 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0
jan
-97
jul
-97
jan
-98
jul
-98
jan
-99
jul
-99
jan
-00
jul
-00
jan
-01
jul
-01
jan
-02
jul
-02
jan
-03
jul
-03
jan
-04
Liten Hushållskund Mellanstor hushållskund Stor hushållskund KPI
öre/kWh
SOU 2004:129 Prisbildning
415
Fem stora industrikunder i Syd- och Västsverige har gått samman i Swedish Industrial Gas Consortium, SIGC.
4
Företagen har i
kontakter med utredningen presenterat statistik över hur mycket de betalat för sin inköpta naturgas. Priserna är jämförbara med de priser som SCB redovisar för kategorin stora industrier från och med januari 2002. För industrikunder redovisar SCB prisstatistik från 2001 och framåt.
Figur 15.3. Naturgaspriser för industrikunder 2001–januari 2004, exklusive skatt, öre/kWh
Anm: Liten industri motsvarar en årliga konsumtion av 0,1163 GWh, mellanstor industri 11,63 GWh och stor industri 116,3 GWh.
Källa: Statistiska centralbyrån.
Figur 15.3 visar att prisnivåerna för industrikunderna är lägre än för hushållskunderna, mellan 18 och 29 öre per kWh. Sedan 2001 har priserna sjunkit något för samtliga kundkategorier, för att åter börja stiga i januari 2004.
Den svenska prisnivån (SE) för olika kundgrupper i förhållande till prisnivån i övriga EU-länder visas i figur 15.4.
4
SIGC-gruppen består av slutkunderna Kemira, Pilkington, StoraEnso, Trelleborg och
Öresundskraft.
0,0 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 30,0 35,0
jan-01 jul-01 jan-02 jul-02 jan-03 jul-03 jan-04
Liten industri Mellanstor industri Stor industri KPI
öre/kWh
Prisbildning SOU 2004:129
416
Figur 15.4. Prisnivåer för naturgas i olika EU-länder
Källa: “Third benchmarking report on the implementation of the internal electricity and gas market”, Brussels, 01.03.2004.
Internationellt sett har priserna för stora industrier sjunkit i nästan alla länder sedan år 2000. Detta beror dels på sjunkande råoljepriser under de inledande åren, därefter på ökad konkurrens mellan leverantörer, dvs. prissättning gas-till-gas istället för mot olja. Danmark och Storbritannien har fortsatt låga prisnivåer för hushåll.
Förväntad utveckling
Importpriserna till EU påverkar den svenska marknaden i begränsad omfattning, eftersom huvuddelen av den gas som används är producerad i Danmark. En ny ledning från danska naturgasfälten till Nederländerna som är under uppbyggnad ökar möjligheten för producenterna i danska delen av Nordsjön att avsätta naturgas på andra marknader. Detta kommer sannolikt att påverka prisbilden i Danmark, och i sådana fall troligen även i Sverige.
I Energimyndighetens och Naturvårdsverkets underlag till Kontrollstation 2004
5
presenteras IEA:s prognoser av världens framtida
energianvändning. I de europeiska OECD-länderna bedöms natur-
5
”Prognoser över utsläpp av växthusgaser”
, Delrapport 1 i Energimyndighetens och
Naturvårdsverkets underlag till Kontrollstation 2004.
SOU 2004:129 Prisbildning
417
gasanvändningen att fortsätta öka. Detta innebär en ökad import bl.a. från områden där den långsiktiga marginalkostnaden för att utvinna gas överstiger dagens naturgaspris på marginalen. Trots detta förväntas de europeiska importpriserna av naturgas minska något fram till 2010 jämfört med den gällande prisnivån år 2000. Detta beror på att naturgasen i större omfattning än hittills kommer att konkurrera med andra naturgasmarknader i stället för mot olja. Detta blir framförallt aktuellt när en spothandel för naturgas utvecklas i Europa. Ökad konkurrens på den europeiska naturgasmarknaden reducerar marginalerna nedströms. Denna tendens förstärks ytterligare av att de nationella tillsynsmyndigheternas arbete med att övervaka avgifterna på naturgasnäten ökar med ny lagstiftning.
Under perioden 2010 till 2020 väntas importpriserna för naturgas stiga på grund av att den ökande europeiska efterfrågan måste mötas av import från nya gasfält. Kostnaden att utveckla dessa fält, primärt i Ryssland och Mellanöstern, överstiger kostnaden för dagens naturgasimport.
Det är i detta sammanhang värt att påpeka att det finns omfattande naturgasreserver i Sveriges geografiska närhet. Över en tredjedel av samtliga naturgasreserver återfinns i de f.d. Sovjetrepublikerna. Stora, men jämförelsevis mer begränsade reserver finns i Norge. Danmark, Tyskland och Holland har små återstående reserver jämfört med gällande exportåtaganden och egen användning av naturgas. EU-kommissionen lägger därför stor vikt vid att öka importmöjligheterna.
6
För att öka försörjningstryggheten inom EU
undersöks möjligheter för ytterligare förbindelser mellan EU och Ryssland samt Norge.
I England kan inhemsk gasproduktion inte längre möta efterfrågan. Omställningen till snabbt ökande importbehov väntas inträffa redan 2006–2007. Behovet av snabbt ökande import har lett till ett bilateralt avtal med Norge. Avtalet reglerar villkor vid ökande gasimport från Norsksockel och har följts av beslut om utbyggnad av både ett stort nytt gasfynd för produktionen (Ormen Langeprojektet) och av delvis nya exportledningar till England.
7
Dess-
utom planeras LNG-terminaler i samma syfte. Även i USA planeras nya LNG-terminaler för att säkra gastillförseln till marknaden. I figur 15.5 redovisas den genomsnittliga prisutvecklingen för importpriserna till EU-området. Importpriserna nådde sin hittills högsta nivå under början av år 2001 som en följd av höjda oljepriser
6
Enligt uppgifter från svenskt näringsliv.
7
Hemsidor för Gassco, Norsk Hydro och Statoil.
Prisbildning SOU 2004:129
418
under slutet av år 2000. Under år 2003 har importpriserna varit relativt oförändrade.
Figur 15.5. Genomsnittliga importpriser till EU-området
Källa: Energy Prices and Taxes, IEA, 1:st quarter 2004 , IEA 2004.
Enligt IEA:s prognoser antas naturgaspriset internationellt sett utvecklas i enlighet med tabellen.
Tabell 15.1. Importpriser på råolja och naturgas samt växelkurser
2000 2010 2020 Råolja, USD/fat 28 21 25 Naturgas, USD/Mbtu 3,0 2,8 3,3 Rel.pris Naturgas/Råolja 0,6 0,7 0,7 Växelkurs 9,17 8,2 8,2
Källa: Energimyndighetens bearbetning av ”World Energy Outlook 2002”, International Energy Agency (IEA).
Det är värt att påpekas att alla bränsleprisprognoser är förenade med stor osäkerhet. Detta visas inte minst av den senaste tidens prisutveckling för råolja och kol vilken avviker från IEA:s bränsleprisprognos.
0,00 2,00 4,00 6,00 8,00 10,00 12,00 14,00 16,00
jan-00 jul-00 jan-01 jul-01 jan-02 jul-02 jan-03
Import av LNG Import via pipelines
öre/kWh
SOU 2004:129 Prisbildning
419
15.3 Prispåverkande faktorer
Avgörande för prisutvecklingen både i Sverige och internationellt är de faktorer som påverkar prisbildningen. Priset på naturgas på den svenska marknaden regleras i leveransavtalen mellan leverantör och kund. Avtalen har egenskaper som är specifika för naturgasmarknaden. När naturgaspriset fastställts är alternativkostnaden för kunden styrande. Naturgas utgör en av flera energikällor som kan ingå i kundens val av energiform. Naturgasen konkurrerar således med andra bränslen och gaspriset följer i stort priserna på dessa alternativ. Principen har varit att naturgasen skall vara billigare än kundens alternativ. Det pris som kunden betalar har således inte speglat produktions- eller distributionskostnaderna utan kostnaderna för alternativet till naturgas.
Avtalen på marknaden utgör företagsinterna affärshandlingar och är därmed inte tillgängliga för andra än avtalsparterna. Beskrivningen av innehållet i dem bör följaktligen tolkas med viss försiktighet. Underlaget till detta avsnitt bygger på kontakter med återförsäljare av naturgas, slutkunder, en konsultrapport som Ångpanneföreningen (ÅF) genomfört på uppdrag av utredningen
8
samt
Energimyndighetens och Naturvårdsverkets prognoser för den framtida användningen av naturgas.
9
Historiskt sett har naturgasföretagen i Sverige bedrivit handels- och överföringsverksamheterna inom samma bolag. Priserna till kunderna för respektive verksamhet har följaktligen inte redovisats var för sig.
I kundens ställningstagande vid val av bränsleslag ingår en uppskattning av totalkostnaden för att använda naturgas, vilket innebär att kostnaderna för överföring medräknas. Om kunden erbjuds höga överföringsavgifter för sin leverans kan en säljare av naturgas som inte har överföringsverksamhet endast påverka sin egen konkurrenssituation i förhållande till andra bränsleslag genom att anpassa naturgaspriset. Förhållandet mellan kundernas kostnader för naturgasen respektive överföring är som framgått oklart men påverkas dock av varandra. Oavsett inbördes relation finns faktorer som påverkar prisbildningen dels på överföringstarifferna, dels på naturgaspriset. I följande avsnitt presenteras dessa faktorer.
8
Se rapporterna 6a och 6b.
9
”Prognoser över utsläpp av växthusgaser
”, Delrapport 1 i Energimyndighetens och Natur-
vårdsverkets underlag till kontrollstation 2004.
Prisbildning SOU 2004:129
420
15.3.1 Överföringstariffer
Överföringstariffer omfattar tariffer för både transmission och distribution. Följande faktorer kan antas ha betydelse för överföringstarifferna:
• Effektuttag
• Uttagsprofil
• Effektivt utnyttjande av nätet
• Tariffstrukturen
I det här avsnittet redogörs mer ingående för dessa faktorer.
Effektuttag
Effekten räknas normalt som maxuttag på timme eller dygn och är en viktig faktor. För att underlätta för företag som har sin maxeffekt under sommaren har vissa distributörer gjort skillnad i sin tariff på vinter och sommareffekt.
Uttagsprofil
Nätägare eftersträvar en jämn nivå på leveranserna över året för ett optimalt utnyttjande av produktionsanläggningarna och överföringsnäten. Tarifferna för det svenska stamnätet har en hög kapacitetsandel, vilket innebär att den effekt som kunden behöver vid höglast får stor påverkan på överföringstariffen, även om denna kapacitet behövs under mycket kort tid. Ett stort inslag av temperaturberoende användning leder till högre kostnader för lastutjämning och ger även sämre kapacitetsutnyttjande. En marknad med ökade industrilaster kan höja den totala marknadslastfaktorn för leveranser till Sverige samtidigt som en ökande andel kraftvärme kan resultera i en lägre total marknadslastfaktor.
I figuren visas schematiskt vad som är mest fördelaktigt för kapacitetsutnyttjandet i nätet och de temperaturberoende behov som är typiska på en marknad som den svenska.
SOU 2004:129 Prisbildning
421
Figur 15.6. Schematisk bild över skillnaden i önskad leveransprofil och marknadens behov
Källa: ÅF: ”Naturgasmarknad i förändring”, Rapport 6a.
Överföringskostnaden för en kund som utnyttjar maximikapacitet under en kort tid av året får nästan lika stora överföringskostnader som den som tar ut samma effekt under hela året. Relationen mellan fasta och rörliga avgifter för överföringen beror på vilket mönster man har i sitt uttag. I Sverige kan, med nuvarande utformning av tarifferna, den fasta delen i vissa fall utgöra 85–90 procent av den totala överföringsavgiften.
I Danmark har man observerat detta problem. Med tidigare tariffutformning kunde den fasta kostnaden för kapacitetsutnyttjandet utgöra 95 procent av den totala överföringskostnaden. Tarifferna har numera omarbetats och bland annat har månadstariffer införts. Det betyder att den kund som utnyttjar hög kapacitet under månader då det normalt finns gott om kapacitet betalar en lägre avgift för kapacitetsutnyttjandet än den som behöver kapacitet under tider med hög belastning på nätet. I Danmark bedömer man att kapacitetsdelen kan sänkas till 50 procent med den nya tariffutformningen med månadstariffer. Med för hög kapacitetsavgift kan initialkostnaderna bli så höga att kunder med kortvarigt behov av hög kapacitet väljer att avstå från naturgas.
Naturgasföretagen har valt att inte fördela kostnaderna för överföringarna jämnt till varje kundkategori. Vissa större slutkunder har således bekostat överföringarna även för andra slutkunder.
0 2 4 6 8 10 12
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Januari till december
Mängd gas
Önskad leveransprofil
Marknadens behov
Prisbildning SOU 2004:129
422
Effektivt utnyttjande av nätet
Kostnaden för överföring i överföringssystemet reduceras i takt med att marknaden utvecklas och mer gas överförs genom systemet. Jämfört med flertalet av länderna i Europa är de svenska överföringspriserna ofta dubbelt så höga. En jämförelse med de tätbefolkade länderna i Europa som har en utbyggd infrastruktur visar att överföringskostnaderna i dessa länder är mindre än en fjärdedel av de svenska. Det är enbart Irland som har överföringspriser i nivå med de svenska. Det finns förklaringar till skillnaderna som att avstånden är långa, energitätheten lägre och att kapacitetsutnyttjandet är lågt i det svenska naturgassystemet vilket leder till höga specifika kostnader per överförd energienhet.
En fördubbling av gasförbrukningen torde enligt Nova naturgas halvera transmissionstariffen, eftersom kostnaderna i transmissionssystemet i huvudsak är fasta. Överföringspriset till slutkunder påverkas således av marknadens utbredning. Byggs naturgassystemet ut i ett tätbefolkat område med stor naturgasanvändning, blir överföringskostnaderna lägre per överförd energienhet än i områden med mindre naturgasanvändning.
Tariffstrukturen
Nova naturgas nuvarande transmissionstariff är en s.k. frimärkstariff, vilken är helt oberoende av avståndet som gasen överförs. Denna tariffutformning har både för- och nackdelar. De kunder som ligger nära leveranspunkten till Sverige kan med rätta hävda att de betalar delar av överföringen för kunder längre bort i systemet.
Sydkraft Gas använder en kombination av avståndsberoende tariff och frimärkstariff. Den avståndsberoende tariffen är enligt Sydkraft Gas införd för att tariffen skall upplevas mer skälig för de kunder som ligger nära stamledningen och motverka byggnation av parallella ledningar.
Sydkraft Gas anger att en avståndsberoende avgift införts för de största kunderna för att spegla investeringskostnader korrelerade till avståndet från stamledningen. Ledningar till dessa kunder går ofta i stort sett direkt från stamledningen till deras anläggning. De mindre kunderna är belägna efter ett förgrenat nät och betalar därför inte för avståndet till stamledningen. För dessa kunder tilllämpas frimärkstariffer. Systemet med att distributören har av-
SOU 2004:129 Prisbildning
423
ståndsberoende tariffer och inkluderar kostnaderna i överliggande nät i sina tariffer har av slutkunder kritiserats för att inte vara transparent.
Transmissionsledningarna i Sverige finns på västkusten och ägs av Nova naturgas i norr men av både Nova naturgas och Sydkraft Gas i söder. För att få tillgång till gas i södra Sverige måste den överföras genom båda nätägarnas system. Dagens tariffstruktur med separata transmissionstariffer i Novas och Sydkrafts nät gör att dessa kunder betalar tariff på tariff. Dagens tariffstruktur påverkar därför överföringstariffen negativt för kunder med flera grossistled då dessa drabbas av högre tariffer.
15.3.2 Prisbildning på naturgas
I huvudsak påverkar följande faktorer naturgaspriset och kan antas göra det även i framtiden:
• Alternativens prisutveckling
• Kapitalkostnader
• Tillgång
• Konkurrenssituationen
• Överföringskostnaden i andra länder
• Skatter
I följande avsnitt redovisas en genomgång av de prispåverkande faktorerna för handel med naturgas.
Alternativens prisutveckling
I de allra flesta fall har naturgaskundernas alternativa bränsle varit olja, men även gasol. Priset på naturgas har därför i majoriteten av alla avtal utgått från oljepriset, såväl i Sverige som internationellt. När oljepriset förändrats över tiden har det funnits ett behov att ändra naturgaspriserna i samma takt för att bibehålla konkurrenskraften. Den del av priset som är rörligt regleras därför mot ett oljeprisindex. Det är vanligt förekommande att avtalen innehåller prisföljning till 90–95 procent mot olja. Detta gäller såväl i Sverige som internationellt. I figur 15.7 går att se att naturgasens prisförändring har en viss tidsfördröjning mot oljepriset.
Prisbildning SOU 2004:129
424
Figur 15.7. Naturgasprisets utveckling i Storbritannien i förhållande till oljepris och importpriser för LNG till Europa
Källa: ÅF: ”Naturgasmarknad i förändring”, Rapport 6a.
Den starka kopplingen mellan priserna på naturgas och olja har fått till följd att faktorer som påverkar oljepriset även får återverkningar på naturgaspriset. Eftersom olja handlas i US-dollar blir den internationella prisutvecklingen för naturgasen t.ex. direkt kopplad till dollarkursens utveckling. Oljepriset och dollarkursens utveckling är de faktorer som har störst påverkan på naturgasprisets utveckling. Ett annat exempel är att många av avtalen på den svenska marknaden korrigerar priset på naturgas till följd av ändrad skattedifferens mellan olja och naturgas. Höjda skatter på olja leder därför till högre naturgaspriser.
I Sverige har naturgaspriset indexerats mot råoljepriset mot bl.a. oljebörsen i Rotterdam. Prisutvecklingen i Sverige följer därför delvis utvecklingen av de internationella importpriserna för naturgas till EU.
Den strukturförändring som pågår i Sverige har fått till följd att villkoren i gaskontrakten ändrat karaktär. För att förvärva nya kunder är gasleverantörerna villiga att skräddarsy olika lösningar för sina kunder. Ett exempel är DONG:s leveransuppgörelse med Göteborg Energi. Enligt avtalet sker en prisföljning mot el för den del av gasen som används för elproduktion och resterande del för värmeproduktion enligt en mer traditionell modell. Indexreglering mot el har förekommit i Sverige tidigare men inte i samma omfattning som i nämnda avtal.
USD per miljoner Btu
0,00 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00
198
4
198
6
198
8
199
0
199
2
199
4
199
6
199
8
200
0
200
2
Råoljepriser LNG till EU Naturgas UK
SOU 2004:129 Prisbildning
425
Kapitalkostnader
För de flesta lokala energibolag och industrier är det förenat med stora kostnader att byta bränsle. En industri med årlig förbrukning om 30–40 miljoner m
3
anger till exempel engångskostnaden att
byta till oljeeldning till 10 miljoner kronor och två års omställningstid. En del lokala energibolag som har både olje- och gasbrännare kan dock byta till att elda med olja med endast mindre omställning. Investeringarna som görs i samband med byte av bränsleslag ingår i kundens alternativkostnad.
För att spegla detta indexeras en del av gaspriset mot ett kostnadsutvecklingsindex, som till exempel konsumentprisindex (KPI) eller nettoprisindex (NPI). I storleksordningen 5–10 procent av naturgaspriset justeras mot denna typ av index.
Tillgång
En marknads prisutveckling styrs av tillgång till varan och kundernas efterfrågan. Tillgången till naturgas upplevs av naturgasföretagen generellt sett inte som ett problem för den svenska marknaden. Däremot kan det bli ett problem om man inte från början tecknat avtal på tillräckligt stora volymer, speciellt under vintern. Då kan det både vara ett rent tillgångsproblem vad gäller naturgasen men framförallt ett kapacitetsproblem vad gäller transmissionen. Hela rörets kapacitet kan vara fullbokat och då kan kunderna inte få tillgång till mer naturgas.
Konkurrenssituation
Flera naturgasföretag som utredningen varit i kontakt med vittnar om att en viktig faktor för priserna på naturgas är förhandlingsmöjligheterna. Företagen anser inte att det råder konkurrens på marknaden och att det således inte finns alternativa leverantörer av naturgas. Bl.a. hänvisas till leveransavtalens utformning med grossisterna som innehåller ensamrätter genom marknadsdelning som beskrivits tidigare.
Prisbildning SOU 2004:129
426
Överföringskostnader i andra länder
Eftersom naturgastillförseln till Sverige är rörbunden är importpriset för gasen beroende av överföringskostnaden i andra länder. Inköpspriserna för grossisterna i Sverige inkluderar överföringen av naturgasen från den plats som den utvinns. Merparten av all naturgas som används i Sverige utvinns i Danmark. De svenska naturgaskunderna erbjuds därför högre naturgaspriser än t.ex. de danska till följd av att naturgasen måste överföras längre sträcka än om gasen förbrukas i Danmark. Om gasen köps från platser ännu längre bort exempelvis Tyskland höjs priset ytterligare då även transportkostnaden i Tyskland tillkommer. Transportkostnaderna i Tyskland är avsevärt högre än i andra medlemsstater. Transportkostnaderna från tyskland till Danmark uppskattas allmänt till 20–25 procent av slutpriset. De höga överföringsavgifterna i Danmark och Tyskland bidrar till en högre prisbild på den svenska marknaden.
När en svensk grossist köper naturgas utomlands inkluderar priset på naturgasen överföringsavgiften i det landet. I överföringspriset ingår lastutjämning. Kostnader för lastutjämning påverkar därmed importpriset. Om kunden behöver leveranser med stor variation över året, blir lastutjämningskostnaden hög och även överföringskostnaden till Sverige till följd av att överföringstarifferna i regel har en hög kapacitetsandel. Enligt Nova naturgas gäller detta dock inte för kunder med hög förbrukning på sommaren.
En stor industrikund som utnyttjar kapacitet under lång tid, som exempelvis köper naturgasen för 15–17 öre/kWh, får betala i storleksordningen 1 öre per kWh för lastutjämning och 1 öre per kWh för överföring i Danmark. För en kund med en större temperaturberoende användning som utnyttjar kapacitet under kortare tid utgör kostnaderna för överföring och lastutjämning en större andel och kan uppgå till i storleksordningen 5–7 öre/kWh.
Skatter
Den totala energibeskattningen för naturgas är cirka 3,8 öre/kWh för tillverkande industri, växthusnäringen och för kraftvärmeproduktion.
10
Naturgasen har en skattefördel gentemot olja med cirka
1,7 öre/kWh.
11
För övriga användare är skattefördelen för använd-
10
Energiskatt + koldioxidskatt, för Eo 1, värmevärde 11, 1 kWh/Nm
3
.
11
Dessa kundgrupper har reducerad energibeskattning totalt sett.
SOU 2004:129 Prisbildning
427
ning av naturgas cirka 12,8 öre/kWh. Skattedifferensen mellan olja och naturgas ökar betalförmågan för naturgas till leverantören. För slutkunden är energibeskattningen avgörande för kostnaderna.
429
16 Marknadsövervakning
De finns två myndigheter som övervakar naturgasmarknadens funktion, Konkurrensverket och Energimyndigheten. I följande avsnitt redovisas myndigheternas verksamheter och förslag till åtgärder för att förbättra tillsynen.
16.1 Konkurrensverket
16.1.1 Konkurrenslagen
Konkurrensverket skall verka för en effektiv konkurrens i privat och offentlig verksamhet till nytta för konsumenterna. Konkurrensverkets övervakar efterlevnaden av konkurrenslagen (1996:20), KL. Lagen innehåller förbud mot konkurrensbegränsande samarbete och missbruk av dominerande ställning samt regler om prövning av större företagskoncentrationer.
För Konkurrensverket är det angeläget att få reda på om företag samarbetar om priser och delar upp marknader eller om företag missbrukar sin marknadsmakt. Verket är därför intresserat av att hushållskunder, företag och myndigheter kontaktar verket vid misstankar om sådant beteende. Om konkurrerande företag uppträder enligt vissa mönster kan det tyda på att de samarbetar på ett otillåtet sätt. Konkurrensverket har av denna anledning bl.a. tagit fram en checklista över omständigheter som kan tyda på att företag samarbetar vid en upphandling. Checklistan är tänkt som ett hjälpmedel. Självfallet kan även andra omständigheter tala både för och emot otillåtna samarbeten.
En förutsättning för att avtal omfattas av förbudet mot konkurrensbegränsande samarbete är att det begränsar konkurrensen på ett märkbart sätt. Begränsningar av konkurrensen på ett märkbart sätt kan ha kvalitativ eller kvantitativ betydelse. I uttrycket märkbart finns både ett kvantitativt krav och ett kvalitativt krav. Det
Marknadsövervakning SOU 2004:129
430
kvantitativa kravet innebär att de samarbetande företagens storlek och marknadsandelar är av betydelse för bedömningen. Det kvalitativa kravet innebär konkurrensbegränsningar som är objektivt nödvändiga för avtalets genomförande eller som krävs för att t.ex. leverantörer skall våga ta den stora kommersiella risk som ett marknadsinträde kräver.
16.1.2 Konkurrensverkets verksamhet
Naturgasmarknaden har uppmärksammats särskilt vid tre tillfällen sedan Konkurrensverket bildades, dels 1993 och 1997 i samband med ett tiotal ansökningar om icke-ingripandebesked, dels 2004 då verket prövade ett koncentrationsärende, genomförde en s.k. gryningsräd på grund av misstanke om konkurrensbegränsande samarbete samt inledde en förnyad granskning av gällande leveransavtal.
Under 1993 och 1997 prövade Konkurrensverket ett tiotal leveransavtal som tecknats av Nova naturgas eller Sydkraft i deras egenskap som återförsäljare. Samtliga leveransavtal som prövades innehåller klausuler som innebär att köparen endast får sälja naturgas vidare inom sitt verksamhetsområde.
Ett av de prövade avtalen är ett ramavtal om samarbete mellan Sydkraft och Nova naturgas.
1
Avtalet innehåller villkor avseende
marknad, teknik, underhåll av anläggningar för naturgasverksamhet, information samt agerande i förhållande till myndigheter och centrala organisationer. Av avtalet framgår att Sydkraft har ensamrätt i förhållande till Nova naturgas att sälja naturgas till återdistributörer och slutförbrukare inom sitt verksamhetsområde, dvs. ungefär söder om linjen Falkenberg–Västervik. Klausulen har dessutom tolkats som att Sydkraft inte tillåts sälja naturgas utanför sitt verksamhetsområde. Enligt Nova naturgas har denna klausul sagts upp och företagen har sedan dess agerat på den totala marknaden.
Av de ärenden som prövats av Konkurrensverket har samtliga leveransavtal som anmälts till verket meddelats icke-ingripandebesked. Verket konstaterade att det finns delar av avtalen som under vissa betingelser kunde strida mot bestämmelser i KL. Som exempel anges avtal som innebär att företag under lång tid åtar sig att köpa en kvantitet naturgas som uppgår till hela eller huvuddelen av sina behov.
1
Konkurrensverkets dnr 1815/93 och 1821/93.
SOU 2004:129 Marknadsövervakning
431
I verkets beslut angående samarbetsavtalet mellan Nova naturgas och Sydkraft konstaterades att statsmakternas inflytande över introduktionen av naturgas i Sverige varit betydande samt att det aktuella avtalet innehåller inköpsåtaganden, ensamrätter och områdesbegränsningar som kan vara konkurrensbegränsande i konkurrenslagens mening. Verket noterade vidare att det då, 1997, inte fanns någon annan än Nova Naturgas som kunde leverera naturgas till den svenska marknaden, samt att vissa begränsningar kunde anses objektivt nödvändiga för att avtalen och därmed naturgasintroduktionen i Sverige skulle kunna genomföras. Sammantaget ansågs avtalen därför inte begränsa konkurrensen på ett märkbart sätt. Avtalen beviljades s.k. icke-ingripandebesked.
Av Konkurrensverkets beslut framgår att det inte kan uteslutas att en marknadsöppning i enlighet med gasmarknadsdirektivet kan utgöra grund för Konkurrensverket att initiera en omprövning av aktuella avtals förenlighet med konkurrenslagen.
Den 1 maj 2004 reformerades tillämpningen av EU:s konkurrensregler. Detta innebär bland annat att förhandsbeskeden, de så kallade icke-ingripandebeskeden och möjligheten att få individuella undantagen har försvunnit. Med anledning av de förändrade reglerna inom EU har den svenska konkurrenslagen setts över för att anpassas till de regler som gäller inom EU. Förändringarna i den svenska konkurrenslagen trädde i kraft den 1 juli 2004. I och med att förändringarna trädde i kraft i svensk lagstiftning måste företagen själva bedöma om deras avtal strider mot konkurrensreglerna.
2
Konkurrensverket kan fortfarande på eget initiativ pröva avtal och samarbeten. Under 2004 har verket beslutat att inleda granskning av leveransavtal på naturgasmarknaden. Avtalen granskas med avseende på om de strider mot förbudet i KL om konkurrensbegränsande samarbete.
Under 2004 har verket granskat DONG:s förvärv av Nova naturgas handelsverksamhet. Beslutet har beskrivits närmare i kapitel 14.3.
2
För att göra detta kan de ta hjälp av EU:s gruppundantagsförordningar samt
kommissionens riktlinjer om hur artikel 81:3 skall tillämpas. Företagen kan hänvisa till denna artikel inför en nationell domstol eller myndighet. På Europeiska unionens webbplats finns bland annat information om regler för företag. Avtalet, beslutet eller beteendet är lagligt om företaget kan visa att det uppfyller de villkor som fastställs i artikel 81:3.
Marknadsövervakning SOU 2004:129
432
16.1.3 Utredningens överväganden
Konkurrensverket har i ett tiotal beslut 1993 och 1997 kommit fram till att avtalen vid sammantagna bedömningar inte strider mot bestämmelserna i KL. Bedömningarna gjordes mot bakgrund av att marknaden inte öppnats för konkurrens för slutkunder och att det i huvudsak är riksdag och regering som bestämt att naturgas skall introduceras i landet och lagt fast den huvudsakliga organisationsstrukturen på den svenska naturgasmarknaden.
När naturgasen introducerades 1985 ökade användningen i snabb takt fram till 1992 för att därefter öka i mer måttlig takt. Naturgasen distribueras för närvarande i ungefär 30 kommuner. I dessa kommuner står naturgasen för omkring 20 procent av energianvändningen. Detta motsvarar nivåerna för energiförsörjningen i andra länder med naturgas. Naturgasen måste därmed anses vara introducerad i Sverige. När marknaden nu dessutom har öppnats för konkurrens synes de omständigheter som legat till grund för verkets beslut ha förändrats väsentligt. Utredningen instämmer i Konkurrensverkets bedömning av att det finns delar i leveransvillkoren mellan naturgasmarknadens aktörer som är konkurrensbegränsande. Utredningen ser därför positivt på att Konkurrensverket beslutat att granska gällande avtal.
Utredningen utgår från att företagen känner till de nya reglerna i Konkurrenslagstiftningen och att de konkurrensbegränsande delarna i avtalen omförhandlas. Eftersom nya leveransavtal har tecknats och kommer att tecknas inom kort förutsätts att Konkurrensverket följer denna utveckling.
16.2 Energimyndigheten
16.2.1 Naturgaslagen och dess förarbeten
Tillsyn över efterlevnaden av naturgaslagen (SFS 2000:599) och av föreskrifter eller villkor som meddelats med stöd av lagen utövas av Energimyndigheten. Lagen trädde i kraft den 1 augusti 2000. I lagens 6 kapitel om tillsyn m.m. anges att tillsynen gäller efterlevnaden av naturgaslagen och av föreskrifter eller villkor som meddelats med stöd av lagen. Här anges också att tillsynsmyndigheten har rätt att på begäran få de upplysningar och ta del av de handlingar som behövs och att myndigheten kan meddela de föreläg-
SOU 2004:129 Marknadsövervakning
433
ganden som behövs för att trygga efterlevnaden enligt ovan. Begäran och förelägganden får förenas med vite.
Av naturgaslagens förarbeten framgår samlat vad som avses med tillsyn.
3
Den myndighet som regeringen bestämmer skall utöva till-
syn enligt följande:
• efterlevnad av vad som föreskrivs om framdragande och användande av naturgasledningar samt regler om återställning.
• kontroll av skäligheten av villkoren för överföring av naturgas för annans räkning
• kontroll av villkoren för anslutning till naturgasledningar.
• granskning av överförings-, distributions- och lagringsföretagens årsrapporter och revisorsintyg.
I myndighetens övriga uppgifter ingår, enligt förarbetena, att utfärda föreskrifter och ge ut allmänna råd samt att bereda koncessionsärenden. Dessutom skall tillsynsmyndigheten lämna råd och information till kunder, naturgasföretag, organisationer och andra myndigheter. Utöver detta skall myndigheten mer övergripande bevaka naturgasmarknadens utveckling. I detta ingår att utifrån ett konsumentperspektiv bevaka naturgasföretagens beteende och villkor gentemot den enskilda konsumenten, vilket innebär att även icke-berättigade kunders intressen skall bevakas. Myndigheten kan vidta åtgärder med anledning av enskilds anmälan eller på eget initiativ ( ex officio).
4
Den verksamhet som tillsynsmyndigheten bedriver finansieras via en allmän avgift. Avgiften tas ut av de aktörer som myndigheten utövar tillsyn över, dvs. sådana naturgasföretag som bedriver överföringsverksamhet och lagringsverksamhet. Avgiften avses att finansiera beredning av koncessionsärenden, granskning av naturgasföretagens särredovisning av överföringsverksamhet och lagringsverksamhet samt tillsyn när det gäller naturgasföretagens skyldigheter.
5
3
4
Prop. 1999/200:72, s. 161.
5
Marknadsövervakning SOU 2004:129
434
16.2.2 Energimyndighetens regleringsbrev
Enligt myndighetens regleringsbrev skall verksamhetsgrenen ”Tillsyn enligt naturgaslagen” återrapporteras enligt följande indelning; föreskriftarbete, tillsyn, koncessionsärenden och klagomål/förfrågningar. Energimyndigheten skall förutom att bedriva tillsyn även följa utvecklingen på naturgasmarknaden vilket ingår under ett annat verksamhetsområde.
16.2.3 Energimyndighetens verksamhet
I Energimyndighetens årsredovisning för 2003 står att myndighetens arbete med tillsyn enligt naturgaslagen förutom tillsyn även omfattar föreskriftsarbete, koncessionsärenden samt klagomål och förfrågningar.
6
Energimyndigheten har således redovisat sin
tillsynsverksamhet enligt indelningen i regleringsbrevet.
I tabellen redovisas en sammanställning av antalet inkomna och avslutade ärenden.
Tabell 16.1. Ärendebalans och genomsnittlig handläggningstid
Ärendekate-
gorier
Inkomna
2001
Avslutade
2001
Inkomna
2002
Avslutade
2002
Inkomna
2003
Avslutade
2003
Tid [dagar]
2003
Föreskriftsarbete
- 1 - 0 - 0
Tillsyn
1 3 1 2 1 1 240
Koncessionsärenden
4 0 2 1 7 2 266
Klagomål/ Förfrågningar
13 9 12 12 10 9 2,5
Totalt
18 13 15 15 18 12
Källa: Energimyndighetens årsredovisning för verksamhetsåret 2003.
Avsaknaden av praxis har enligt myndigheten lett till långa handläggningstider. Inga förelägganden har utfärdats. Samtliga tillsynsärenden har avskrivits utan åtgärd. Enligt Energimyndigheten beror detta på antingen att företaget i fråga rättat sig efter myndighetens
6
Årsredovisningen 2003, Energimyndigheten, s. 38.
SOU 2004:129 Marknadsövervakning
435
bedömning innan beslut fattats eller att inga lagliga medel för ingripanden funnits att tillgå.
Intäkter för att finansiera tillsynsverksamheten för 2003 uppgick till 2 844 000 kr. Kostnader för verksamheten uppgick till 3 160 000 kr, vilket motsvarar 1,1 procent av myndighetens totala kostnader för verksamheter.
7
Företrädare för de största naturgaskunderna i Sverige har i kontakter med utredningen framfört att man begärt granskning av tarifferna för överföring av naturgas vid flera tillfällen utan att myndigheten öppnat något tillsynsärende. Ett av företagen har sedan dess upphört att använda naturgas som huvudsakligt bränsle med hänvisning till bl.a. de höga överföringstarifferna i Sverige. Enligt Energimyndigheten har ett möte ägt rum i informationssyfte. Myndigheten har vidare hänvisat till svårigheter med tillsyn med hänsyn till den rättsliga oklarhet som rått vad gäller ”överföring för egen räkning”.
Myndighetens svårigheter med rättsliga oklarheter bekräftas i rapporten ”Översyn av naturgaslagen” från 2002. I rapporten skriver myndigheten att det är mycket svårt att bedriva en effektiv och rättvis tillsyn på grund av den oklarhet som råder till följd av reglerna om överföring och överföring för egen räkning. Energimyndigheten har vidare i sin årsredovisning för 2003 konstaterat att naturgaslagen visat sig alltför svår att tillämpa vid skälighetsprövning av tariffer.
I det reviderade EG-direktivet om den gemensamma marknaden för naturgas finns föreskrifter om oberoende nationella tillsynsorgan och deras uppgifter. Det framhålls att tillsynsmyndigheterna anses ha en avgörande betydelse för ett icke-diskriminerande tillträde till näten. Vissa uppgifter som skall tillkomma tillsynsorganen läggs fast, bl.a. att myndigheterna åtminstone skall fastställa eller godkänna beräkningsmetoderna för överförings- och distributionstariffer. Genomförandet av direktivet i Sverige har behandlats i utredningens delbetänkande. Som framgår där ingår bl.a. att årlig rapportering skall lämnas från tillsynsorganen till EG-kommissionen. Rapporteringen innefattar bl.a. frågor om tilldelning av sammanlänkningskapacitet, mekanismer för åtgärdande av överbelastning, offentlighet och transparensfrågor, särredovisning, villkor för lagring osv.
7
Motsvarande intäkter för tillsyn enligt ellagen var 23 029 000 kr för 2003. Kostnaderna
uppgick till 23 748 000 kr, vilket motsvarar 8,6 procent av myndighetens totala kostnader för verksamheter.
Marknadsövervakning SOU 2004:129
436
Enligt regeringens proposition för 2005 års statsbudget föreslås att Energimyndigheten tillförs ytterligare resurser för att effektivisera sin tillsynsverksamhet. Förberedande arbete har redan inletts. I kontakter med myndigheten kan utredningen bl.a. konstatera att arbete med att förstärka tillsynen påbörjats. Dessutom avser myndigheten att bedöma skäligheten i nu gällande tariffer. Utgångspunkten kommer att vara en analys av utvalda överföringsföretags årsrapporter för 2003.
8
Enligt Energimyndighetens regleringsbrev
för 2004 skall en metodik utvecklas för att kunna användas som ett instrument i tillsynen enligt naturgaslagen av tariffer för överförings- och lagringsverksamhet. Energimyndigheten avslutar under 2004 detta arbete som avses ligga till grund för det fortsatta tillsynsarbetet. I arbetet har myndigheten också inkluderat frågor gällande de framtida kraven på godkännande ex ante av beräkningsmetoder.
16.2.4 Utredningens överväganden
Utredningens bedömning: Regeringens återrapporteringskrav för verksamhetsområdet ”Tillsyn enligt naturgaslagen” bör återspegla lagstiftarens avsikter med tillsyn över naturgasmarknaden. Om annan verksamhet skall återrapporteras inom samma verksamhetsområde bör detta i sådana fall tydligt framgå. Målen för Energimyndighetens tillsyn bör utvecklas och konkretiseras av myndigheten, bl.a. vad som omfattas och hur tillsynen skall bedrivas av myndigheten. Metoderna för tillsynen bör utvärderas fortlöpande av tillsynsmyndigheten bl.a. genom analyser av vilka åtgärder som är mest effektiva.
Regler om tillsyn har som syfte att säkerställa en väl fungerande marknad. För att nå detta syfte är det avgörande att regelverket följs. Därför finns det regler om tillsyn. Ett stort antal svenska myndigheter bedriver tillsyn i olika omfattning på central, regional och lokal nivå. Det finns dock betydande skillnader i uppfattningen om vilka uppgifter som skall omfattas i begreppet tillsyn. Även inom svensk lagstiftning används en mångfald av begrepp för att beskriva tillsynsfunktionen. Begreppet har analyserats och kom-
8
Dnr N2004/6383/ESB.
SOU 2004:129 Marknadsövervakning
437
menterats i flera utredningar.
9
Ofta används tillsynsbegreppet som
övergripande beteckning för normering, utvärdering, rådgivning, föreskriftsarbete och inspektion. Som särskild myndighetsuppgift har tillsyn under senare år alltmer kommit att förknippas med kontroll av regelefterlevnad.
Begreppet ”tillsyn” är oklart inom många verksamhetsområden. Ofta får tillsynsmyndigheter själva identifiera gränserna för vad som är möjligt och ges stort handlingsutrymme att välja inriktningen för tillsynen. Oklarheterna kring innebörden av begreppet har skapat osäkerhet om hur tillsyn bör bedrivas och det har därmed i vissa fall varit svårt att omvandla lagstiftarens avsikter i praktisk tillämpning.
För tolkning av innebörden av tillsyn över efterlevnaden av naturgaslagen finns vägledning i lagens förarbeten. Skillnaderna mellan begreppet i naturgaslagens förarbeten och indelningen i regleringsbrevet skapar osäkerhet om vad som omfattas av myndighetens tillsyn. Vidare försvåras bedömningar av tillsynsverksamhetens effektivitet och som en följd av detta även behoven av resursförstärkning. En rimlig slutsats av detta är att tillsynen bör vara klart och tydligt avgränsad, t.ex. i regeringens styrdokument.
Tillsynsverksamheten bör ges utrymme för flexibilitet och möjligheter att anpassa insatserna till behoven. Energimyndigheten har fått frihet att inom ramen för sitt allmänna uppdrag och med beaktande av i regleringsbrev eller på annat sätt specifikt lagda uppdrag, att prioritera arbetsuppgifter och välja arbetsmetoder. Utredningen kan konstatera att Energimyndigheten inte öppnat tillsynsärenden på eget initiativ, dvs. ex officio. Denna prioritering kan antas leda till minskade risker för naturgasföretagen att bli upptäckta vid regelbrott. Riskerna att upptäckas vid regelbrott torde påverka företagens sätt att agera t.ex. att överprissätta överföringarna. Myndighetens åtagande att under 2005 analysera informationen i överföringsföretagens årsrapporter kan leda till tillsyn ex officio. Myndigheten har inom ramen för sitt uppdrag att följa naturgasmarknadens utveckling kunnat konstatera att överföringstarifferna i Sverige är avsevärt högre än i andra länder. Detta bör också kunna vara en utgångspunkt för myndigheten att öppna tillsyn ex officio.
9
För ytterligare analyser om tillsynsbegreppet hänvisas till rapporterna ”En till syn på tillsyn
– hur svenska tillsynsmyndigheter påverkas av EU” (Statskontoret 2001:14), ”Att se till eller titta på – om tillsynen inom miljöområdet” (Ds 1998:50) samt ”Statlig tillsyn – ett förvaltningspolitiskt styrmedel” (RRV 1996:10).
Marknadsövervakning SOU 2004:129
438
Kraven på tillsyn över efterlevnaden av naturgaslagen är i det närmaste lika omfattande som motsvarande krav enligt ellagen. Med hänsyn till naturgasmarknadens storlek i Sverige är det dock inte motiverat att bedriva lika omfattande tillsyn på som på elmarknaden. Naturgasmarknadens mindre omfattning avspeglas också i att avgifterna som finansierar tillsyn på naturgasmarknaden uppgår till ett avsevärt mindre belopp än motsvarande avgifter för tillsyn av elmarknaden. Energimyndigheten har således tvingats göra prioriteringar.
Naturgaslagens krav kommer genom införandet av EG-direktivet att skärpas. Det är tydligt att dessa uppgifter och denna nya rapportering kommer att sätta fokus på tillsynsfrågorna. Detta sammantaget med rapporteringen enligt ovan och det förhållandet att naturgasmarknaden expanderar gör det troligt att tillsynsfrågorna framledes kommer att vara i ett annat fokus än under de första åren av tillämpningen av 2000 års naturgaslag. Hittills har naturgasföretagen inte behövt särredovisa kostnader för transporter för egen räkning och övrig överföring. Detta problem försvinner när direktivet införs i svensk lagstiftning. När handelsverksamhet skiljs från överföringsverksamhet kommer överföringstarifferna att bli mer transparenta. Svårigheterna att tillämpa naturgaslagen vid skälighetsprövning av tariffer torde därmed försvinna.
Det är utredningens bedömning att Energimyndigheten kommer att utöka sin tillsynsverksamhet under kommande år och att det därför är betydelsefullt för den fortsatta utvecklingen att metoderna för tillsynen utvärderas fortlöpande av tillsynsmyndigheten bl.a. genom analyser av vilka åtgärder som är mest effektiva. För att öka transparensen och möjligheterna att följa upp verksamheten bör mål utvecklas och konkretiseras av myndigheten avseende tillsynsverksamheten, bl.a. vad som omfattas och hur tillsynen skall bedrivas av myndigheten. Målen bör följas upp av regeringen.
439
17 Marknadsanalys
I följande kapitel presenteras en analys av naturgasmarknadens funktion. I syfte att redogöra för utredningens samlade bedömning förekommer vissa upprepningar av vad som nämnts i tidigare avsnitt.
17.1 Inledning
EU har som mål att skapa en integrerad europeisk naturgasmarknad med konkurrens och fri prisbildning. De samhällsekonomiska fördelarna med en sådan marknad är bland annat ett effektivare resursutnyttjande. Enligt Europaparlamentets och rådets direktiv 2003/55/EG skall samtliga marknader vara helt konkurrensutsatta senast år 2007. De olika medlemsländerna har valt olika takt och tillvägagångssätt för att konkurrensutsätta den egna inhemska marknaden.
För att s.k. perfekt konkurrens skall uppkomma på en ideal marknad måste antalet köpare och säljare vara så stort att ingen av dem kan påverka priset på egen hand. Inga säljare och köpare får samverka med varandra. Dessutom skall konsumenterna ha fullständig information om vad som äger rum på marknaden, t.ex. skall det lägsta priset finnas tillgängligt utan förbehåll. Förutom detta skall det finnas möjligheter att omedelbart överge säljare som tar ut orimliga priser. På den ideala marknaden får marknadskrafterna inte sättas ur spel av regleringar. Företagen skall kunna ta sig in på marknaden utan att möta hinder. Dessutom skall information om befintlig teknik finnas tillgänglig för tillverkarna så att alla kan välja den för dem bästa lösningen. Det är svårt, om inte omöjligt, att uppfylla samtliga dessa kriterier. Här är den perfekta marknaden utgångspunkten för analyser av marknadens funktion, som ett riktmärke snarare än slutmålet.
Marknadsanalys SOU 2004:129
440
Naturgasmarknaden har hittills haft karaktären av naturligt monopol på grund av de stordrifts- och samproduktionsfördelar som funnits i verksamheten inom ett visst geografiskt område. Under tiden då naturgasmarknaden byggdes upp fanns det tekniska och ekonomiska förhållandena som motiverade vertikalt integrerade företag. Integrerad utbyggnad och drift av överföringsanläggningar kunde t.ex. medföra betydande samordningsvinster. I takt med den tekniska utvecklingen och den växande marknaden har de ekonomiska förutsättningarna för organisationen av naturgasföretag förändrats. Företagens monopolställning inom sitt geografiska område är inte längre lika naturlig och den vertikala integrationen kommer inte att vara lika fördelaktig. När det gäller överföringsverksamheten, är dock stordriftsfördelarna fortfarande sådana att dessa led alltjämt har karaktären av naturligt monopol.
Naturgasmarknadsreformen år 2000 har bl.a. inneburit att ett tiotal stora naturgasförbrukare fått möjlighet att välja naturgasleverantör.
Marknaden har nyligen övergått från en situation med lokala monopol till en delvis konkurrensutsättning. De stora företagen har haft en tradition av att diktera villkoren på marknaden, vilket i viss mån lever kvar. Inte sällan har utredningen mötts av att de mindre leverantörerna att inte vill uttala sig av oro för relationen till det företag som säljer naturgas till dem. Konkurrenssituationen på naturgasmarknaden kan därför beskrivas som outvecklad. Det finns ett antal bidragande förklaringar till detta. I följande avsnitt redovisas utredningens utvärdering och analys av naturgasmarknadens funktionssätt.
17.2 Den fortsatta utvecklingen av naturgasmarknaden
Tillgång
För att kunna konkurrera om slutkunderna är det av betydelse att naturgasföretagen kan köpa naturgas på lika villkor. Om något företag gynnas framför andra finns det risk för att andra företag konkurreras ut eller att nya företag förhindras att etablerar sig på marknaden. En viktig beståndsdel för priskonkurrens är därför import utan konkurrensbegränsningar.
SOU 2004:129 Marknadsanalys
441
Det tyska företaget E.ON Ruhrgas har för avsikt att under år 2005 markant öka sin närvaro i Sverige genom att börja sälja naturgas direkt till Sydkraft som ingår i E.ON-koncernen. Detta innebär att Sydkraft kommer att importera ungefär 50 procent av den gas som förbrukas i Sverige från E.ON-koncernen. Detta kommer dock inte att ändra Sydkrafts marknadsandelar på grossistmarknaden eftersom Sydkrafts inköp av naturgas inte påverkar dess grossistförsäljning. Det bör dock påpekas att Sydkrafts grossistverksamhet minskas avsevärt från hösten 2005 eftersom Lunds Energi och Öresundskraft försvinner som kunder.
En utbyggd infrastruktur
Den svenska stamledningen har för närvarande en överkapacitet. Under flera års tid har utbyggnadsplaner av naturgassystemet funnits. Mot bakgrund av ovan beskrivna utbyggnadsplaner samt en maximal överföringskapacitet runt 15 TWh är det en rimlig bedömning att naturgassystemet kommer att förstärkas med hjälp av kompressorer inom en snar framtid.
En förutsättning för att få en väl utvecklad konkurrenssituation är att den svenska infrastrukturen byggs ut. Ända sedan introduktionen i Sydsverige har nackdelarna med bara en tillförselväg och stora dominerande aktörer påtalats från användarna av naturgas. Detta bekräftas av att när den ökade efterfrågan läggs till den befintliga kapaciteten visar resultatet att Sverige inom kort är i behov av ytterligare tillförselledningar, alternativt stationer anpassade för att ta emot LNG. Med en mer utbyggd infrastruktur skulle dessa nackdelar kunna minskas eller helt elimineras.
Regeringen har beviljat tillstånd att bygga en tillförselledning från Tyskland till Sverige. Detta talar för en gynnsam utveckling av en fungerande naturgasmarknad. Sannolikt ökar konkurrensen på marknaden eftersom möjligheterna för att köpa in naturgas från flera håll kommer att kunna skapa prispress.
Inträdeshinder
När en marknad konkurrensutsätts har ofta de företag som redan finns på marknaden konkurrensfördelar framför nya företag. Det är därför viktigt att försöka förhindra att de redan etablerade företa-
Marknadsanalys SOU 2004:129
442
gen får omotiverade konkurrensfördelar. Det är svårt att uppskatta hur många aktörer det finns plats för på naturgasmarknaden, särskilt då marknaden karaktäriseras av höga etableringskostnader och begränsade förutsättningar att köpa naturgas.
I dag finns endast ett tiotal berättigade slutkunder på den svenska naturgasmarknaden. Detta innebär att en ny leverantör på marknaden har ett mycket begränsat antal kunder att konkurrera om, vilket är ett inträdeshinder.
Under år 2005 blir i stort sett alla näringsidkare berättigade kunder. Naturgasmarknaden karaktäriseras av långa leveransavtal, vilket medför att berättigade kunder är förhindrade att byta leverantör under relativt långa perioder. Avtalen upphör vid olika tidpunkter varför det dessutom normalt sett inte finns stora volymer utsatta för konkurrens vid ett och samma tillfälle. Trots att en del detaljhandlare och slutkunder har avtal som går ut under år 2005 sträcker sig många andra avtal fram till år 2008 och i en del fall ännu längre. Detta försvårar ytterligare för potentiella leverantörer att etablera sig och att snabbt ta marknadsandelar.
Då samtliga naturgasföretag på grossistmarknaden är vertikalt integrerade är det svårt för företag som inte är vertikalt integrerade att träda in på marknaden. För att vara konkurrenskraftig på marknaden måste företagen i praktiken vara verksamma på både grossist- och detaljistmarknaderna. Detta innebär ett inträdeshinder.
Värt att notera är att t.ex. elhandelsföretag i andra delar av Sverige, som i dag inte har någon naturgasverksamhet nu får möjlighet att sälja även naturgas till företag i västra Sverige trots att dessa elhandelsföretag inte ligger i närhet av någon naturgasledning.
Leverantörsbyten
Sedan år 2000 då den svenska marknaden avreglerades har hittills endast en slutförbrukare bytt leverantör. Anledningen till detta är flera. Exempelvis har de berättigade kunderna varit inlåsta i långa avtal som hindrat dem från att byta. Det har dessutom funnits en uppdelning av marknaden mellan naturgasföretagen som hindrat leverantörer att sälja utanför sitt verksamhetsområde.
De aktiva naturgasföretagen säger själva att det är först nu som marknaden konkurrensutsätts. Att 3 500 kunder kommer att få möjlighet att byta leverantör samtidigt som de långa leveransav-
SOU 2004:129 Marknadsanalys
443
talen löper ut medför att förutsättningarna för en fungerande marknad ökar väsentligt.
Avtalen för flertalet av de energibolag som köper naturgas av grossisterna i dag löper ut under år 2005. En handfull företag har ännu inte ingått avtal för tiden efter år 2005. När det gäller de avtal som nyligen har tecknats för naturgasförsäljning från år 2005 kan konstateras att Sydkraft förlorat kunderna Lunds Energi till Nova Supply (numera DONG) och Öresundskraft till DONG. På grund av att den svenska marknaden kännetecknas av långa kontrakt med take or pay-villkor, kommer öppnandet av de svenska naturgasnäten inte att leda till att kunder omgående överväger att byta leverantör. Öppnandet kommer därför inom den närmaste framtiden inte att leda till en nämnvärt ökad konkurrens om naturgaskunderna.
Kontraktsformerna begränsar konkurrensen
Det är utredningens bedömning är att de stora aktörerna kommer att kunna hantera den volymrisk de åtar sig och att den naturgas som säljs av en grossist till en detaljhandlare även fortsättningsvis kommer att ha mottagningsförpliktelser i form av take or pay i sina avtal. Det föreligger däremot alltid en risk att de små aktörerna kan drabbas om de tar på sig stora risker. Sannolikt kommer avtal med mottagningsplikt i form av take or pay att finnas på marknaden till dess att öppna och likvida marknadsplatser skapas. En utveckling av marknadsplatser har startat på mer mogna marknader än den svenska, dvs. med väl utbyggd infrastruktur och flera tillförselvägar. I vilken takt utvecklingen kan gå i Sverige styrs av just nämnda förutsättningar. I avvaktan på en sådan utveckling är det enligt utredningens uppfattning angeläget att en väl fungerande marknad med möjligheter till vidareförsäljning av naturgas skapas.
En konsekvens av att endast tillåtas sälja naturgas inom sitt eget verksamhetsområde är utebliven konkurrens från andra leverantörer som har motsvarande avtal. Om en aktör på marknaden inte tecknat ett motsvarande avtal har den aktören endast en konkurrent att möta på den lokala marknaden, dvs. den gamla leverantören. Om den gamla leverantören i det läget mister en slutkund finns inte möjligheten att sälja gasen till en ny slutförbrukare utanför verksamhetsområdet, enligt rådande princip. Detta ökar
Marknadsanalys SOU 2004:129
444
kostnaderna för den gamla leverantören och ger därmed konkurrensfördelar för den nya aktören.
På den öppna marknaden skyddas inte leverantörerna längre av lokala monopol, vilket bekräftas av att grossisten även själv säljer naturgas direkt till slutmarknaden. Ett exempel är att DONG levererar naturgas direkt till Göteborg Energi, samtidigt som företaget även levererar naturgas till Nova Naturgas, som i sin tur också säljer till Göteborg Energi. DONG har även tecknat avtal för framtida leveranser till slutkunder i Sverige.
De långa avtalstiderna motverkar rörligheten på marknaden eftersom kunderna är inlåsta i avtal utan möjligheter att byta leverantör. Detta får till följd att företagens drivkraft att konkurrera genom attraktiva avtalsvillkor, lägre priser, bra kundservice mm. fördröjs tills tiden för nytt avtalsskrivande närmar sig. Detta motverkar konkurrensen på naturgasmarknaden.
Take or pay-klausuler är ett frivilligt åtagande mellan två avtalsparter. Avtalen tecknades dock innan möjligheter till leverantörsbyten fanns och riskerna var mindre för leverantören att få betala för outnyttjad gas. Ett rimligt antagande är att slutkunderna får betala högre priser för att täcka leverantörernas merkostnader i de fall då den efterfrågade kvantiteten understiger minimigränsen för vad leverantören måste köpa in. För konsumenterna är detta inte en effektiv prissättning. För säljarna av naturgas innebär take or pay-klausulerna en möjlighet att sälja mer naturgas än vad som efterfrågas av slutkunderna. Ur detta perspektiv har situationen försämrats för köparna och förbättrats för säljarna av naturgas. Merkostnaderna för outnyttjad gas skulle dessutom kunna leda till att leverantören underprissätter gasen för att få åtminstone en del av sina fasta kostnader täckta. Detta skulle sannolikt påverka konkurrensförhållandena.
Prisbildningen
Med utgångspunkt i de figurer som presenterats om prisutvecklingen för hushåll och industrier i Sverige är det utredningens bedömning att oljeprisförändringar, inklusive dollarkursens utveckling, är den helt dominerande orsaken till de prisförändringar som har skett sedan marknadsöppningen.
1
1
ÅF: ”Naturgasmarknad i förändring – Komplettering”, Rapport 6b.
SOU 2004:129 Marknadsanalys
445
Prissättningen mot användarens alternativkostnad är nu inte lika stark som när naturgasen introducerades i Sverige 1985. Trots detta är det ett rimligt antagande att oljan kommer att ha fortsatt betydelse för prissättningen under den kommande tioårsperioden. Detta bekräftas bl.a. av att oljepriset är avgörande när naturgasen prissätts i samband med att nya avtal tecknas. Det utvecklas dock alternativa prissättningar. Som en följd av den pågående öppningen av den europeiska naturgasmarknaden och en utveckling av en spotmarknad för naturgas väntas kopplingen mellan naturgaspriset och oljepriset därför att minska. Istället torde priset på naturgas på längre sikt att i allt högre grad baseras på relationen mellan utbud och efterfrågan på naturgas.
En direkt effekt av att delar av marknaden för industrikunder har konkurrensutsatts är att det finns nya avtalsformer där naturgaspriset indexregleras mot elpriset. Avtalet mellan DONG och Göteborg är banbrytande i Sverige genom dess omfattning. Det faktum att marknaden öppnas för ytterligare 3 500 företagskunder innebär att detta avtal sannolikt kommer att få efterföljare.
Det finns en blandning av avtal på marknaden, dels avtal ingångna innan marknaden öppnades, dels nya avtal där priset för överföring och priset för naturgas har separerats. I takt med att avtal för överföring och energi delas upp kommer överföringspriset sannolikt i högre utsträckning påverka priset på naturgas. Detta ökar kraven på tillsynsmyndigheten att övervaka överföringstariffernas skälighet och att dessa är utformade på sakliga grunder.
Om det byggs en direktförbindelse mellan Sverige och Tyskland kommer detta sannolikt bl.a. att leda till en ökad prispåverkan mellan Sverige och övriga Europa. Likaså torde en anslutning till Norges exportsystem öppna för prispåverkan genom avtal om leveranser från olika deltagare i norsk naturgasproduktion. Internationellt sett relativt gynnsamma transportkostnader borde sannolikt uppnås genom den korta leveranssträckan från källorna på norsk kontinentalsockel.
På en öppen konkurrensutsatt marknad ökar förutsättningarna för att priserna i importavtalen kommer att ligga på samma nivå som för övrig naturgas som levereras från den danska delen av Nordsjön. Höga överföringskostnader till Sverige och lastutjämningskostnader kommer dock alltjämt att påverka priset på den svenska marknaden negativt.
De svenska slutkundspriserna riskerar att bli högre än på andra marknader till följd av relativt sett höga överföringskostnader i lan-
Marknadsanalys SOU 2004:129
446
det. En utveckling mot större efterfrågan och därmed högre kapacitetsutnyttjande samt förbättrade metoder för tillsyn av överföringstarifferna bör dock kunna leda till lägre överföringskostnader.
Sverige har haft återkommande ändringar av energi-beskattningen. Energi- och miljöbeskattningen har stor betydelse för viljan att investera i anläggningar för gasöverföring och gaskraftproduktion. Överföring av naturgas kräver omfattande investeringar i infrastruktur i form av rör, reglerstationer, lager m.m. Kapitaltunga investeringar medför stora kostnader innan företaget börjar få intäkter. Göteborg Energi anger att ett avgörande beslut för att investera i Ryaverket var den förändrade kraftvärmebeskattningen.
Om ökad konkurrens leder till att den nuvarande alternativkostnadsprissättningen försvinner så torde konsekvenserna av ändrade skatteregler för andra bränslen att minska i betydelse.
Prisutvecklingen
Naturgasmarknaden har särdrag som har betydelse för prisbildningen och utformningen av de spelregler och institutioner som krävs för att marknaden skall fungera.
Det finns drygt tio företag på naturgasmarknaden som anses vara berättigade kunder. Endast dessa kan utnyttja den ökade konkurrensen för att få lägre priser medan t.ex. hushållssektorn ställs utanför. Naturgasföretagen som lyckas få de berättigade kunderna, får avsevärda konkurrensfördelar på marknaden om de kan agera samtidigt på en konkurrensutsatt marknad och en skyddad marknad. För det enskilda företaget kan prispressen på den konkurrensutsatta marknaden kompenseras med ett överpris på den icke-konkurrensutsatta marknaden. På kort sikt kan företaget till och med sätta priset på naturgas under marginalkostnaden för att på så vis konkurrera ut andra företag från marknaden som inte har möjlighet att prisdifferentiera. På lång sikt minskar antalet företag och därmed konkurrensen.
Generellt sett betalar kunder med låg förbrukning, hushållskunder, högre priser på naturgas än kunder med hög förbrukning, industrikunder.
2
Ytterligare en möjlig förklaring till detta är att den
relativa kostnaden för hushållskunder att byta energislag är högre
2
Energimyndigheten: ”Tariffstruktur för transmission av naturgas”,
Naturgasmarknadsrapport 2003:1.
SOU 2004:129 Marknadsanalys
447
än för industrikunder. En annan tänkbar förklaring är att industrikunderna tidigare än hushållen kommer att kunna välja leverantör i takt med att marknaden öppnas för konkurrens. Hushållskunderna har ännu ingen möjlighet att välja leverantör och erbjuds högre priser.
När marknaderna för överföring och handel separeras kommer kunden att få ett pris på den energi som köps och ett på överföringen. Eftersom det skett en subventionering mellan verksamheterna kommer sannolikt vissa kundkategorier att få ökade kostnader för naturgasanvändning. Enligt samma princip kan andra kundkategorier förväntas få minskade kostnader, eftersom uppdelningen av naturgaspriset i en handelsdel och i en överföringsdel inte bör höja det totala prisuttaget för kunderna.
Marknadens ökade efterfrågan kommer att få effekter på priset som är svåra att överblicka. En knapphet på kapacitet kan komma att innebära att priserna på överföring internationellt sett förblir höga.
På grund av att naturgasföretagen inte haft en skyldighet redovisa överföringstariffer och naturgaspriser åtskiljt har det visat sig svårt att statistiskt redovisa prisutvecklingen. Den statistik som finns att tillgå är officiell statistik från SCB som bygger på insamlingsmetoder som EU:s statistikmyndighet Eurostat har fastställt. Metoderna har visat sig problematiska för den svenska marknaden, eftersom de förutsätter en väl utvecklad marknad med många aktörer. Detta problem torde försvinna när reglerna om juridisk åtskillnad träder i kraft och företagen måste bedriva och redovisa verksamheterna separat.
Marknadsövervakning
Det är nödvändigt att avgöra vilka verksamheter som med hänsyn till tekniska och ekonomiska faktorer bör höra till branschens monopoldelar respektive konkurrensutsatta delar. Blandningen av monopol och konkurrensutsatta verksamheter ställer tillsynsmyndigheterna inför många svårigheter. Det är också viktigt att monopolverksamhet hålls åtskild från den konkurrensutsatta verksamheten för att undvika korssubventionering och andra former av konkurrensbegränsningar. I frånvaro av konkurrens är monopolverksamheten reglerad för att undvika överpriser. Till detta kommer att vertikalt integrerade branschdominerande företag sällan har
Marknadsanalys SOU 2004:129
448
några incitament att ändra på branschstrukturen och öppna för den konkurrens som under de nya betingelserna skulle kunna medföra välfärdsvinster för samhället. En speciell typ av reglering avser branschens eller företagets prissättning och övriga kommersiella relationer till kunderna. Regleringen i fråga kan vara utformad på olika sätt. En annan aspekt på regleringen av de priser som sätts av ett företag med naturligt monopol rör tariffernas struktur och relation till underliggande kostnader.
Ett incitament för efterlevnad av regelverket är i många fall en tillsynsmyndighet som aktivt övervakar marknaden. Sedan marknadsöppningen har Energimyndighetens tillsyn varit av begränsad omfattning. En delförklaring är oklarheter kring vad som ingår i myndighetens uppdrag, en annan att myndigheten sett svårigheter att bedriva tillsyn på grund av utformningen i regelverket främst kring överföring för annan respektive för egen räkning. En annan förklaring är att resurserna fokuserats till koncessionsprövningar varför myndigheten hittills prioriterat ner tillsynsverksamheten.
Under 2004 har Energimyndigheten arbetat fram metoder för att godkänna naturgasföretagens transmissionstariffer. Vidare medför ny naturgaslagstiftning ytterligare uppgifter för tillsyns-myndigheten. I regeringens budgetproposition för 2005 tilldelas Energimyndigheten 25 miljoner för att utöka sin tillsynsverksamhet. Detta får antas leda till effektivare tillsyn som kan ha positiva inverkan på marknadens fortsatta utveckling.
Utredningen ser positivt på att Konkurrensverket inför ytterligare konkurrensutsättning mer aktivt prövar gällande avtal. Detta torde ha förebyggande effekt mot konkurrenshämmande beteende.
Under våren 2004 sålde Nova naturgas sin handelsverksamhet till det danska företaget DONG. Förvärvet godkändes av Konkurrensverket efter en fördjupad granskning i oktober samma år. Under handläggningen av ärendet åtog sig DONG frivilligt att erbjuda samtliga av Nova Supplys kunder en möjlighet att säga upp sina avtal i förtid. Åtagandet förenades med vite, vilket fastställdes av tingsrätten. Energimyndigheten har uttryckt en oro för effekterna av att marknaden koncentrerats ytterligare till följd av förvärvet. Utredningen instämmer i detta, och förutsätter att Konkurrensverket följer effekterna av marknadskoncentrationen.
SOU 2004:129 Marknadsanalys
449
DONG:s roll
Ett företag som i avsevärd utsträckning kan agera oberoende av sina konkurrenter och kunder anses ha en dominerande ställning på den marknad där företaget verkar. En viktig bedömningsgrund är företagets marknadsandel på den relevanta marknaden. Andra faktorer som har betydelse för bedömningen av om dominerande ställning föreligger är t.ex. finansiell styrka, inträdeshinder till marknaden, tillgång till insatsvaror, patent och andra immaterialrättigheter, teknologi och annan kunskapsmässig överlägsenhet.
3
Det finns dock inga absoluta kriterier för bedömningen av om ett företag har en dominerande ställning, utan varje fall måste bedömas för sig.
I takt med att marknaden öppnas kommer företagen att utsättas för nya risker. Det är viktigt med mångfald redan tidigt i naturgaskedjan, annars kommer det att finnas en aktör med betydande konkurrensfördelar. Det innebär en ny situation för svenska företag att DONG etablerar sig på den svenska marknaden.
Teoretiskt sett skulle DONG kunna ta ut ett pris av svenska naturgasföretag i egenskap av ensam importör och sedan konkurrera med samma naturgasföretag om de berättigade kunderna genom att erbjuda ett pris som ligger under konkurrentens. Företaget skulle kunna täcka de låga priserna i Sverige med överprissättning i det andra landet och på lång sikt konkurrera ut svenska företag. DONG som är dominerande på grossistmarknaden kan således avstå eller hota med att avstå från att sälja gas till en detaljist, till exempel ett lokalt energibolag, som önskar konkurrera med DONG om större industrikunder.
Det är med rådande regelverk mycket svårt att fastställa om överskott från monopolverksamhet används för att subventionera konkurrensutsatt verksamhet.
DONG:s höga marknadsandel tillsammans med ägandet av strategisk infrastruktur, tillgången till naturgas och den låga potentiella konkurrensen gör att DONG har en dominerande ställning på den dansk-svenska grossistmarknaden. Den dansk-svenska grossistmarknaden kännetecknas redan i dag av en hög grad av marknadskoncentration. Antalet aktörer på grossistmarknaden av vikt kommer i och med förvärvet att reduceras från tre till två. Detta minskar konkurrensen på marknaden. De faktorer som gör att DONG har en dominerande ställning kommer inte att föränd-
3
Konkurrensverkets beslut 556/2004.
Marknadsanalys SOU 2004:129
450
ras på medellång sikt. Sydkraft kommer dock efter förvärvet att behålla en stark ställning på detaljistmarknaden. Förvärvet leder därför inte till att det skapas eller förstärks en dominerande ställning för DONG på den svenska detaljistmarknaden för naturgas.
4
Koncentrationen leder även till att en konkurrent som önskar inträda på grossistmarknaden endast har möjlighet att konkurrera om ungefär 20 procent av volymerna på grossistmarknaden eftersom resterande 80 procent säljs vidare direkt från DONG och Sydkraft till deras slutkunder.
17.3 Sammanfattande bedömning
En väl fungerande konkurrensutsatt naturgasmarknad minskar möjligheter för företagen att ta ut alltför höga vinstmarginaler. Denna finns inte i dag och det finns flera faktorer som hindrar uppkomsten av en effektiv naturgasmarknad. Begränsningar i kapacitet, avtal som låser in kunder under lång tid och den vertikala integrationen med insyn i konkurrenternas prissättning är exempel på sådana faktorer. När ett nytt regelverk träder i kraft och marknaden öppnas ytterligare torde dock förutsättningarna öka för att Sverige skall få en fungerande konkurrensutsatt marknad. Detta bekräftas inte minst av naturgasföretagens gemensamma ansträngningar för kunna hantera t.ex. leverantörsbyten.
De avtal som tecknades för mer än 20 år sedan har förlängts utan några större förändringar med undantag för att avtalstiderna blivit kortare. Det har skett utifrån följande utgångspunkter för naturgasmarknaden:
1. en enda importör/leverantör av gas,
2. endast en tillförselväg,
3. endast en aktör i respektive region av landet,
4. god tillgång på naturgas från Danmark, fördelaktiga priser,
5. alternativprissättning till alla stora kunder,
6. få aktörer på marknaden och
7. pris för transport av gas och energi i samma leverans.
Nu tecknas nya avtal, med nya eller befintliga kunder. Den fortsatta utvecklingen den närmaste fem – tio åren kan väntas se ut enligt följande:
4
Konkurrensverkets beslut 556/2004.
SOU 2004:129 Marknadsanalys
451
1. Två importörer, Ruhrgas och DONG,
2. ytterligare tillförselledning/LNG,
3. försäljning i konkurrens utan regional indelning,
4. fortsatt god tillgång på naturgas
5. fortsatt alternativprissättning
6. fortfarande få aktörer på marknaden och
7. separata priser på energi och transport gör att kunderna får en
annan kostnadsbild beroende på kapacitetsutnyttjande och placering i nätet.
I kommande lagstiftning blir fler kunder berättigade att välja leverantör samtidigt som handel och överföring skiljs åt. Dessutom försvinner fördelarna med överföring för egen räkning. Energimyndigheten får ytterligare uppgifter och resurser för att förstärka sin tillsynsverksamhet. Den fortsatta utvecklingen på naturgasmarknaden ser därför bättre ut än vad den har varit.
Vad gäller prisbildningen har vi redan sett effekter av konkurrensutsättning när några återförsäljare har förhandlat nya leveransavtal med sin grossistleverantör. Något oroande för den framtida utvecklingen är dock att samtliga nya avtal tecknats med en och samma leverantör.
453
18 Ekonomiska och andra konsekvenser av utredningens förslag
Bedömning: Våra förslag medför ett behov av ökade resurser hos Energimyndigheten, Konkurrensverket och Finansinspektionen och i viss mån ökade kostnader för elhandels- och naturgasföretag.
Enligt 14 § kommittéförordningen (1998:1474) skall utredningen redovisa om förslagen påverkar kostnaderna eller intäkterna för staten, kommuner, landsting, företag eller andra enskilda samt en beräkning av dessa konsekvenser. Om förslagen innebär samhällsekonomiska konsekvenser i övrigt skall även dessa redovisas. Om förslagen medför en kostnadsökning och intäktsminskning för det allmänna skall förslag till finansiering lämnas.
Utredningen skall också enligt direktiven bedöma vilken miljöpåverkan som förslagen får om de genomförs. Vidare skall utredningen, när det gäller redovisning av förslagens konsekvenser för små företag, samråda med Näringslivets nämnd för regelgranskning. Dessutom skall utredaren bedöma konsekvenser för resursbehovet för tillsynen av el- och naturgasmarknaderna av de förslag som läggs fram.
Vårt förslag att lägga en ökad prioritet på utbyggnaden av överföringskapaciteten för el mellan de nordiska länderna innebär i första hand en tidigareläggning av kommande investeringar. Det är dock utredningens bedömning att de tidigarelagda kostnaderna, som finansieras över stamnätstarifferna, bör uppvägas av sänkta kostnader för att hantera prisosäkerheter.
Utredningens förslag att det skall krävas ett särskilt tillstånd för att vara verksam som elleverantör, samt de särskilda uppgifter som läggs på elleverantörerna för att få tillstånd, innebär i viss mån ökade kostnader för företagen. Vi bedömer dock att förslagen om ytterligare åtgärder är måttliga, och att de i stor utsträckning inbegriper åtgärder som företagen redan hanterar (t.ex. prisinforma-
Ekonomiska och andra konsekvenser av utredningens förslag SOU 2004:129
454
tion). Därför bedömer vi att kostnadsökningen är både rimlig och hanterbar för de berörda företagen.
Vi lämnar också förslag om ett antal åtgärder som syftar till att underlätta situationen för elkunder som önskar byta elleverantör eller som blivit anvisade en elleverantör. Förslagen är inriktade på en utökad informationsplikt för nätföretag och elleverantörer samt ett snabbare informationsutbyte mellan företagen vid leverantörsbyten. Vår bedömning är att dessa föreslagna åtgärder, tillsammans med förslaget om införande av ett centralt anläggningsregister (se nedan), kommer att innebära ökade kostnader för nätföretag och elleverantörer, och därmed för företagens kunder, men att dessa kostnader bör uppvägas av minskade kostnader för kunderna till följd av en smidigare och mindre resurskrävande leverantörsbytesprocess.
Det är i detta sammanhang framför allt förslaget om ett centralt anläggningsregister som medför kostnader. Som redovisats i avsnitt 7.5 uppskattas förslaget innebära en initial investering på 20–30 miljoner kronor, samt därefter årliga kostnader på 14–21 miljoner kronor. Detta innebär en initial kostnad om ca 6 kronor per elanvändare, och därefter ca 4 kronor per år. Besparingspotentialen, i form av en förbättrad leverantörsbytesprocess och därmed en större prispress, bör vara betydligt större.
Ett centralt anläggningsregister enligt föreslagen utformning innebär ett mer begränsat behov av investeringar hos marknadens aktörer. Utredningen har emellertid inte kunnat uppskatta företagens kostnader för att anpassa de egna systemen till anläggningsregistret. Vi har dock även i denna del gjort bedömningen att de potentiella besparingarna som kan uppnås genom registret med tillhörande förslag väger tyngre än kostnaderna för de berörda företagen.
Utredningens förslag om tillstånd för elleverantörer och om ett centralt anläggningsregister innebär nya uppgifter för Energimyndigheten. Åtminstone inledningsvis medför detta ett ökat behov av resurser för att tillse att genomförandefasen sker på ett sådant sätt att den framtida nyttan av tillstånden och det centrala anläggningsregistret säkerställs. Detta medför ett behov av resursförstärkning.
Utredningen föreslår att vissa bestämmelser i ellagen avskaffas som innebär avgiftsbefrielse för småskaliga elproduktionsanläggningar (4 kap. 10 § och 3 kap. 14 §). Som påpekats i samband med förlaget skulle kostnadsökningar om 4–10 öre/kWh direkt belasta de små produktionsanläggningarna. Enligt utredningens bedöm-
SOU 2004:129 Ekonomiska och andra konsekvenser av utredningens förslag
455
ning kommer dock dessa ökade kostnader att kunna hanteras inom systemet med elcertifikat. I tillägg innebär förslaget att de ekonomiska drivkrafterna att utnyttja tillgängliga skalfördelar stärks och därmed möjligheterna att sänka kostnaderna per levererad kWh el.
Utredningen har också haft i uppdrag att föreslå alternativ till att ta bort den ovan nämnda bestämmelsen i 4 kap. 10 § ellagen. Det är dock utredningens uppfattning att något sådant stöd inte behövs, eftersom systemet med elcertifikat måste anses som tillräckligt för att möjliggöra investeringar i nya anläggningar för förnybar elproduktion. Skulle någon form av kompletterande stöd ändå anses nödvändigt förordar utredningen ett övergångsstöd till småskaliga anläggningar med 3 öre/kWh som trappas ned under sex års tid. Stödet bör finansieras genom en särskild nätavgift för stöd till småskalig elproduktion som betalas av elanvändarna.
Utredningen föreslår att krav på en områdeskoncession införs för att anlägga och driva naturgasledningar. Enligt nuvarande lagstiftning är ledningar belägna efter en mät- och reglerstation undantagna koncessionsplikt. Förslaget kommer att innebära ökade kostnader för såväl myndighet som naturgasföretag, och det kan inte uteslutas att det kan komma att behövas ytterligare resurser. Mot bakgrund av naturgasmarknadens begränsade utbredning i Sverige, väntas dock behovet bli måttligt. Ett motiv för att föreslå krav på en områdeskoncession är att möjliggöra en rationell utbyggnadsplanering och att ge samhället möjlighet att motverka parallella investeringar. Detta innebär minskade kostnader. Vi har dock inte kunnat uppskatta den samlade långsiktiga kostnadseffekten.
Vi föreslår i flera sammanhang att ett närmare samarbete mellan de myndigheter som har till uppgift att följa elmarknadens utveckling och konkurrenssituationen på denna marknad, dvs. förutom Energimyndigheten främst Konkurrensverket och Finansinspektionen. Detta samarbete förutsätter förstärkta möjligheter att internt bygga upp och bevara marknadskunskaper inom framför allt de två senare myndigheterna. Detta medför i sin tur krav på resursförstärkning eller omprioriteringar av existerande resurser.
Sammantaget är vår bedömning att den utökade tillsynsverksamhet som våra förslag förutsätter, framför allt beträffande konkurrensövervakningen på elmarknaden och hanteringen av koncessionsärenden på naturgasmarknaden, kräver ökade resurser hos Energimyndigheten i form av cirka tre manår. Detta omfattar även myndighetens uppgifter vad gäller hantering av tillstånd för elleve-
Ekonomiska och andra konsekvenser av utredningens förslag SOU 2004:129
456
rantörer samt det centrala anläggningsregistret, som åtminstone inledningsvis kommer att medföra ett utökat resursbehov.
Det ökade resursbehov för Konkurrensverket och Finansinspektionen som bedöms uppkomma genom utredningens förslag, dvs. främst deltagande i samrådsgrupper och möjligheter att utveckla en kompetens som kan bevaras över tid beräknas uppgå till ett manår för respektive myndighet.
I vilken utsträckning våra förslag kommer att påverka de allmänna förvaltningsdomstolarna är svårt att förutsäga. Vissa av våra förslag om nya åtgärder kan komma att leda till överklaganden och processer i domstolarna. Vi bedömer det dock inte som troligt att processerna inom elmarknads- och naturgasmarknadsområdena i sig kommer att bli märkbart fler eller mer omfattande än idag.
Det är vår bedömning att förslagen inte kommer att ha någon påverkan på miljön.
Vi har gjort bedömningen att våra förslag i övrigt inte kommer att påverka små företags arbetsförutsättningar vare sig positivt eller negativt.
I enlighet med utredningens direktiv har vi samrått med Näringslivets Regelnämnd, som tagit del av utredningens utkast till betänkande. Nämnden har bl.a. efterlyst mer precisa uttryck rörande kostnadsbedömningar för berörda företag av utredningens förslag, samt en mer detaljerad kartläggning och beskrivning av olika kundgruppers incitament att byta elleverantör.
457
19 Finansiering
Förslag: Energimyndighetens verksamhet skall fortsatt finansieras genom årliga avgifter, som betalas av naturgasföretagen och elnätsföretagen. Detta bör även gälla det utökade resursbehovet för Finansinspektionen i relevanta delar. Medel för Konkurrensverkets utökade resursbehov anvisas över statsbudgeten.
Utredningen förslag om tillkommande åtgärder innebär som redovisats i föregående kapitel i flertalet fall en direkt avgiftsfinansiering. Det gäller förslagen om ökad prioritet på utbyggnaden av överföringsförbindelserna, ett centralt anläggningsregister samt en områdeskoncession för naturgas.
De direkta kostnadsökningar som skulle följa av utredningens förslag att avskaffa viss avgiftsbefrielse för småskaliga elproducenter bedöms, som påpekats tidigare, kompenseras genom bidrag över elcertifikatsystemet.
Skulle någon form av kompletterande stöd till småskaliga anläggningar anses nödvändigt förordar utredningen ett övergångsstöd med tre öre/kWh som trappas ned under sex års tid. Stödet bör finansieras genom en särskild nätavgift för stöd till småskalig elproduktion som betalas av elanvändarna.
Energimyndighetens tillsynsverksamhet enligt ellagen finansieras i dag genom allmänna avgifter vilka betalas av elnätsföretagen. Myndighetens verksamhet enligt naturgaslagen finansieras genom avgifter som betalas av naturgasföretagen. Den nuvarande ordningen för finansiering av Energimyndighetens verksamhet bör bibehållas. Det ökade resursbehov som beräknas följa av utredningens förslag bör därvid fördelas på el- och naturgassektorerna så att de ökade avgifterna speglar resursåtgången.
Finansiering SOU 2004:129
458
Finansinspektionen finansieras huvudsakligen genom anslag över statsbudgeten. För att täcka kostnaderna tar Finansinspektionen ut avgifter av företagen under tillsyn. Huvuddelen av avgifterna är årliga tillsynsavgifter. Finansinspektionen tar även ut ansökningsavgifter för tillståndsärenden och anmälningar. Fr.o.m. år 2004 disponerar Finansinspektionen intäkterna från avgiftspliktiga tillstånds- och anmälningsärenden.
Konkurrensverkets verksamhet finansieras via statsbudgeten.
459
20 Författningskommentarer
20.1 Förslag till lag om ändring i ellagen (1997:857)
1 kap. Inledande bestämmelser
4 § Med nätverksamhet avses att ställa elektriska starkströmsledningar till förfogande för överföring av el. Till nätverksamhet hör också projektering, byggande och underhåll av ledningar, ställverk och transformatorstationer, anslutning av elektriska anläggningar, mätning och beräkning av överförd effekt och energi samt annan verksamhet som behövs för att överföra el på det elektriska nätet.
Med anslutning av elektriska anläggningar avses också återinkoppling av en befintlig anläggning och höjning av avtalad effekt i inmatnings- eller uttagspunkt.
Lag (1999:770). Med balansansvar avses det ekonomiska ansvaret för att det nationella elsystemet tillförs lika mycket el som tas ut i uttagspunkt.
Med uttagspunkt avses därvid den punkt där elanvändare, enligt avtal med innehavaren av nätkoncession, tar ut el för förbrukning.
Paragrafen ändras så att definitionerna av balansansvar och uttagspunkt överförs från 8 kap. 4 § till nya tredje och fjärde stycken. Definitionerna har samma betydelse som tidigare.
5 kap. Anläggningsregister
1 § För att främja konkurrensen på elmarknaden skall samtliga aktörer och myndigheter på ett effektivt sätt ges tillgång till säkra och entydiga uppgifter om överföring och leverans av el. Ett centralt register över uttagspunkter (anläggningsregister) fört med automatisk databehandling skall därför finnas hos den myndighet regeringen bestämmer (registermyndigheten).
Innehavare av nätkoncession skall i anläggningsregistret föra in uppgifter enligt 3 § om samtliga uttagspunkter belägna i anslutning till koncessionshavarens ledningar.
Författningskommentarer SOU 2004:129
460
Kapitlet är nytt och innehåller bestämmelser om ett centralt register, anläggningsregister, innehållande vissa uppgifter om elmarknaden. Motiven till upprättandet av anläggningsregistret och dess utformning finns närmare beskrivet i kapitel 7.
I första paragrafen anges i första stycket att det grundläggande syftet med att inrätta ett centralt register, anläggningsregister, över uttagspunkter är att främja konkurrensen på elmarknaden genom att säkerställa att samtliga aktörer på lika villkor ges tillgång till korrekta uppgifter om förhållanden som skall anges vid påbörjande eller övertagande av elleverans. Registret har också till syfte att ge myndigheterna tillgång till dessa uppgifter för deras verksamhet enligt ellagen. Av stycket följer vidare att registret skall föras med hjälp av automatisk databehandling och att regeringen skall utse en myndighet, benämnd registermyndigheten, hos vilken registret skall finnas. Myndigheten skall således svara för att utveckla den databas som används för registret och för att driva och underhålla denna, ett ansvar som i huvudsak rör registrets teknik.
Av andra stycket följer att en innehavare av nätkoncession är skyldig att registrera de för det egna nätet relevanta uppgifterna. Koncessionshavarna har idag egna register med uppgifter om elleveranser i det egna elnätet. Genom registrering i anläggningsregistret samlas vissa av dessa uppgifter i en central databas tillgänglig för samtliga aktörer på elmarknaden.
Ändamål i fråga om personuppgifter
2 § Registret skall i fråga om personuppgifter ha till ändamål att tillhandahålla uppgifter för
1. verksamhet för vilken innehavare av nätkoncession, elleverantörer eller balansansvariga svarar enligt denna lag eller föreskrift utfärdad med stöd av lagen
2. verksamhet för vilken staten ansvarar enligt denna lag eller föreskrift utfärdad med stöd av lagen
a) som avser sådant förhållande som registrerats
b) som för att kunna utföras förutsätter tillgång till registrerade uppgifter, eller
c) som avser fullgörande av underrättelseskyldighet. Med personuppgift avses i denna lag detsamma som i personuppgiftslagen (1998:204).
SOU 2004:129 Författningskommentarer
461
I paragrafens första stycke anges de ändamål som registret skall ha i fråga om personuppgifter. Ändamålsbeskrivningarna får genom den reglering personuppgiftslagen innehåller betydelse för vilken behandling av personuppgifter i registret som är tillåten. I första punkten stadgas att uppgifterna i registret skall användas för att tillhandahålla uppgifter för innehavare av nätkoncession, elleverantörer och balansansvariga. Detta gäller inte bara företagens direkta verksamhet med övertaganden och påbörjande av elleverans och balansansvar. Uppgifterna får dock bara användas för den verksamhet som följer av ellagens reglering. Enligt andra punkten får anläggningsregistret användas för verksamhet som staten ansvarar för enligt ellagen. Detta gäller den verksamhet som nätmyndigheten, men även tillsynsmyndigheterna för elsäkerhet och driftsäkerheten hos det nationella elsystemet, ansvarar för. Dessutom omfattas den systemansvariga myndighetens verksamhet. I punkten begränsas syftet till att avse den del av myndigheternas verksamhet som avser förhållanden om vilka uppgift finns i registret och som för att kunna utföras förutsätter tillgång till de registrerade uppgifterna. Slutligen skall uppgifterna kunna tillhandahållas myndigheterna för att dessa skall kunna fullgöra underrättelseskyldighet, exempelvis enligt den bestämmelse om sekretess som föreslås.
I tredje stycket stadgas att med personuppgift avses i ellagen detsamma som i personuppgiftslagen.
Registerinnehåll
3 § Anläggningsregistret skall för varje uttagspunkt i landet innehålla uppgift om innehavare av nätkoncession, elleverantör, balansansvarig, anläggningsidentitet och elanvändarens person- eller organisationsnummer samt tidpunkt för uppgiftens registrering.
Med anläggningsidentitet avses därvid en för uttagspunkten unik beteckning utformad enligt ett av regeringen, eller den myndighet regeringen bestämmer, föreskrivet system.
Regeringen, eller den myndighet regeringen bestämmer, får meddela föreskrifter om undantag från första stycket samt närmare föreskrifter om uppgifter enligt första stycket.
Paragrafen reglerar vilka uppgifter som skall finnas i registret. I kapitel 7 har redogjorts för skälen till valet av uppgifter. I första stycket stadgas att registret skall innehålla uppgifter om samtliga uttagspunkter i det nationella elsystemet. För varje uttagspunkt
Författningskommentarer SOU 2004:129
462
skall uppgift finnas registrerad om i vilken nätkoncessionshavares elnät punkten finns, vem som levererar el i uttagspunkten, vem som är balansansvarig i punkten, uttagspunktens identitetsbeteckning och organisations- eller personnummer för den elanvändare som enligt avtal med nätkoncessionshavaren tar ut el i uttagspunkten. För varje registrerad uppgift skall uppgift finnas om vid vilken tidpunkt den infördes i registret.
I andra stycket regleras hur uttagspunktens identitetsbeteckning, anläggningsidentiteten, skall utformas. Beteckningen skall bestå av en för punkten unik beteckning utformad enligt ett för samtliga punkter enhetligt system. Vilket system som därvid skall användas föreskrivs av regeringen eller den myndighet regeringen bestämmer.
I tredje stycket ges regeringen, eller den myndighet regeringen bestämmer, möjlighet att meddela föreskrifter dels om undantag från kravet i första stycket på att samtliga uttagspunkter skall omfattas av anläggningsregistret och dels från kravet på angivande av de i andra stycket uppräknade uppgifterna. I första hand torde sådana undantag kunna bli aktuella för punkter där försvarsmakten är elanvändare och punkter där elanvändaren är en person med skyddad identitet eller som saknar person- eller organisationsnummer.
Registrering
4 § Innehavare av nätkoncession skall fortlöpande registrera uppgifter enligt 3 §.
Registermyndigheten får medge annan att registrera uppgifter för koncessionshavarens räkning.
Regeringen, eller den myndighet regeringen bestämmer, får meddela närmare föreskrifter om tid och sätt för registrering av uppgifter.
I förevarande paragraf ges bestämmelser om hur registrering skall ske. I första stycket stadgas att koncessionshavarna skall registrera uppgifter fortlöpande, dvs. kontinuerligt uppdatera registret med uppgifterna från den egna verksamheten.
I andra stycket ges registermyndigheten möjlighet att medge att annan än koncessionshavaren utför registrering för koncessionshavarens räkning. Detta möjliggör för koncessionshavare att anlita ett annat företag för registerföring. Den som anlitas kan exempelvis vara ett annat företag som bedriver nätverksamhet inom samma
SOU 2004:129 Författningskommentarer
463
koncern som koncessionshavaren, eller ett företag som specialiserat sig på området.
Det är inte lämpligt att i lag ange exakt hur och vid vilken tidpunkt olika registreringsåtgärder skall vidtas. I tredje stycket ges därför regeringen, eller den myndighet regeringen bestämmer, möjlighet att utfärda närmare föreskrifter för att komplettera de idag gällande föreskrifterna om rapportering.
5 § Den som registrerar uppgifter skall lämna registermyndigheten de upplysningar som behövs för att myndigheten skall kunna fullgöra sina uppgifter enligt denna lag och föreskrifter utfärdade med stöd av lagen.
För att registermyndigheten skall kunna upprätthålla en säker drift av anläggningsregistret kommer myndigheten att behöva upplysningar om såväl tekniska förhållanden som avtal om att registrera uppgifter från den som skall utföra registrering, dvs. den som faktiskt skall utföra den registrering som nätkoncessionshavarna är ansvariga för. I denna paragraf åläggs de berörda företagen att lämna de nödvändiga upplysningarna till myndigheten.
Tillgång till uppgifter
6 § Registermyndigheten skall bereda elleverantörer möjlighet att ta del av uppgift om anläggningsidentitet och innehavare av nätkoncession för de uttagspunkter som en särskild elanvändare finns registrerad för. För de uttagspunkter vilka elleverantören själv är registrerad för skall han beredas möjlighet att ta del av samtliga uppgifter med undantag av uppgift om övertagande elleverantör.
Registermyndigheten skall bereda balansansvariga möjlighet att ta del av samtliga uppgifter om de uttagspunkter som de är registrerade för med undantag för uppgift om elanvändare och anläggningsidentitet.
För att anläggningsregistret skall medföra den åsyftade förbättringen av elmarknadens funktionssätt måste aktörerna ges tillgång till de registrerade uppgifterna på ett effektivt sätt.
I förevarande paragraf stadgas därför att elleverantörer och balansansvariga på egen hand skall ges möjlighet att söka i registret och få svar på frågor. De skall dock inte ha möjlighet att själva bearbeta innehållet.
Författningskommentarer SOU 2004:129
464
I första stycket bestäms att elleverantörer skall kunna söka och få svar på frågor om anläggningsidentitet och nätkoncessionshavare för en viss elanvändares uttagspunkter. Elleverantören skall i fråga om de uttagspunkter där han levererar el kunna se samtliga uppgifter registrerade för punkten med undantag för uppgift om ny elleverantör.
Enligt andra stycket skall registermyndigheten också bereda balansansvariga möjligheter att kunna se de uppgifter om uttagspunkter i registret som de är registrerade för. För den balansansvarige begränsar sig denna möjlighet till uppgift om nätkoncessionshavare, elleverantör och balansansvarig.
En nätkoncessionshavare har i egenskap av registerförare tillgång till samtliga uppgifter för alla de uttagspunkter han registrerat.
Den elanvändare som vill ta del av uppgifter i registret om sin uttagspunkt kan göra detta med stöd av bestämmelserna i 2 kap. tryckfrihetsförordningen eftersom uppgifterna finns hos en myndighet. Elanvändaren kan också enligt 26 § personuppgiftslagen ansöka om att en gång per kalenderår gratis få skriftlig information om vilka uppgifter om elanvändaren som behandlas, varifrån dessa uppgifter har hämtats, ändamålen med behandlingen, och till vilka kategorier av mottagare som uppgifterna lämnas ut.
Rätten att ta del av uppgifter begränsas av bestämmelserna i sekretessslagen (1980:100).
Personuppgiftsansvarig
7 § Innehavare av nätkoncession är personuppgiftsanvarig enligt personuppgiftslagen (1998:204) för de personuppgifter denne registrerat.
Innehavarna av nätkoncession skall vara personuppgiftsansvariga för de personuppgifter de registrerar i anläggningsregistret. Skälen till detta redovisas i avsnitt 7.8.5.
Innebörden i detta ansvar slås fast i personuppgiftslagen. Förutom den i kommentaren till 6 § beskrivna informationsskyldigheten kan som exempel här nämnas att den personuppgiftsansvarige skall se till att behandlingen av uppgifter sker på ett korrekt sätt, information lämnas till den registrerade och att oriktiga uppgifter rättas samt att ersättning utges för skada och kränkning av den personliga integriteten som orsakats vid behandlingar som står i strid med lagen.
SOU 2004:129 Författningskommentarer
465
När det gäller skadestånd finns bestämmelser om detta i 9 §.
Skadestånd
8 § För skada till följd av tekniskt fel i anläggningsregistret svarar registermyndigheten. Skadeståndsansvar föreligger dock inte, om myndigheten visar att felaktigheten beror på en omständighet utanför dess kontroll vars följder myndigheten inte skäligen kunde ha undvikit eller övervunnit. Motsvarande gäller om felaktigheten beror på någon som har anlitats av myndigheten.
I förevarande paragraf regleras det ersättningsansvar som åvilar registermyndigheten gentemot tredje man till följd av tekniska fel i anläggningsregistret.
Enligt allmänna skadeståndsrättsliga regler då något avtal inte ingåtts kommer främst skadeståndslagens (1972:207) bestämmelser om utomobligatoriskt skadeståndsansvar att gälla. Skadeståndslagen innebär dock mycket begränsade möjligheter till ersättning för den typ av skada, ren förmögenhetsskada, som riskerar att inträffa vid tekniska fel i registret. Då hållandet av registret inte kan anses innefatta myndighetsutövning kommer 3 kap 2 § skadeståndslagen (1972:207) inte att kunna grunda ersättningsskyldighet. Däremot kan bestämmelserna om det allmännas ansvar för ren förmögenhetsskada enligt 3 kap. 3 § skadeståndslagen aktualiseras om registermyndigheten genom fel eller försummelse lämnar felaktiga upplysningar eller råd. Detta ansvar är dock begränsat av ytterligare villkor i bestämmelsen.
Mot denna bakgrund är skadeståndsansvaret i denna paragraf utformat. Ansvaret omfattar alla typer av skador och är ett s.k. kontrollansvar.
9 § Utöver vad som följer av 8 § gäller bestämmelserna i 48 § personuppgiftslagen (1998:204) om skadestånd vid behandling av personuppgifter enligt detta kapitel.
I paragrafen slås fast att personuppgiftslagens bestämmelse om skadestånd gäller även för behandling av personuppgifter enligt ellagens bestämmelser om anläggningsregistret.
Författningskommentarer SOU 2004:129
466
10 § Den som tar del av uppgifter om en uttagspunkt i registret och därvid finner en uppgift felaktig skall snarast anmäla detta till den innehavare av nätkoncession som är registrerad för uttagspunkten.
För att anläggningsregistret på ett effektivt sätt skall fylla sitt syfte krävs att också elleverantörer och balansansvariga gör regelbundna kontroller av de uppgifter som rör dem. Av denna paragraf följer att om en felaktig uppgift upptäcks vid en sådan kontroll skall en anmälan om felet snarast sändas till den nätkoncessionshavare i vars nät uttagspunkten är belägen. En anmälan skall således inte sändas till registermyndigheten eller den som eventuellt har registrerat uppgiften för koncessionshavarens räkning.
6 kap. Leverans av el m.m.
Tillstånd
1 § För att få leverera el i uttagspunkter krävs tillstånd av regeringen eller, efter regeringens bemyndigande, nätmyndigheten.
Kapitlet är nytt och innehåller bestämmelser om leverans av el.
I första paragrafen stadgas en grundläggande skyldighet för elleverantören. Den som skall leverera el i uttagspunkter får endast göra detta efter tillstånd från regeringen eller efter regeringens bemyndigande nätmyndigheten.
2 § Avtal om leverans av el i en viss uttagspunkt skall ingås med den elanvändare som enligt avtal med innehavaren av nätkoncession, tar ut el för förbrukning i punkten.
Bestämmelsen är ny och lagfäster den regel som hittills tillämpats genom de allmänna avtalsvillkor för leverans av el som framtagits av branschorganisationen Svensk Energi. För att kunna sluta avtal om leverans av el i en uttagspunkt krävs att elanvändaren har ett giltigt avtal med en innehavare av nätkoncession om rätt att ta ut el för förbrukning i punkten.
SOU 2004:129 Författningskommentarer
467
3 § Leverans av el får bara ske i uttagspunkter där någon åtagit sig balansansvar.
Bestämmelsen har överförts från 8 kap. 4 § och är oförändrad i sak.
4 § Tillstånd enligt 1 § får endast ges till den som
a) själv eller genom annan gjort ett åtagande om balansansvar för de uttagspunkter i vilka leverans av el kommer att ske,
b) har tillgång till de tekniska system som krävs för att kunna inhämta och lämna information i enlighet med vad som föreskrivs i denna lag eller i föreskrifter utfärdade med stöd av lagen,
c) är registrerad som producent eller leverantör av elektrisk kraft enligt skattebetalningslagen (1997:483) och
d) innehar F-skattsedel.
I paragrafen anges de krav som ställs på en elleverantör för att få tillstånd.
Han skall i första hand tillse att han själv eller någon annan kommer att vara balansansvarig för elleveranserna.
Han skall också själv eller genom avtal med annan ha tillgång till de tekniska system för användande av anläggningsregistret samt elektronisk kommunikation och behandling av de anmälningar och meddelanden som skall utbytas enligt ellagen och föreskrifter utfärdade med stöd av ellagen.
Vidare skall elleverantören vara registrerad för energiskatt och inneha F-skattsedel.
5 § En ansökan om tillstånd skall vara skriftlig och innehålla uppgifter om sökandens identitet och verksamhetens organisation samt uppgifter som styrker att kraven i 4 § uppfylls.
Närmare föreskrifter om ansökan meddelas av regeringen eller, efter regeringens bemyndigande, nätmyndigheten.
I paragrafens första stycke ges bestämmelser om formen för en ansökan om tillstånd och vad ansökan skall innehålla för att identifiera sökanden och de personer som ansvarar för verksamheten samt möjliggöra en prövning av om sökanden uppfyller kraven i 4 §.
Författningskommentarer SOU 2004:129
468
I paragrafens andra stycke ges regeringen eller efter regeringens bemyndigande nätmyndigheten rätt att meddela närmare föreskrifter om ansökans innehåll och utformning.
6 § Den som erhållit tillstånd enligt 1 § skall lämna uppgift om de priser han tillämpar för leverans av el till elanvändare. Om de förhållanden som tillståndshavaren lämnat uppgift om i en ansökan enligt 5 § förändras skall detta meddelas nätmyndigheten.
Närmare föreskrifter om lämnande av uppgifter enligt första stycket meddelas av regeringen eller den myndighet regeringen bestämmer.
Paragrafen innehåller en bestämmelse om informationsskyldighet för den som har tillstånd att leverera el i uttagspunkter.
I första stycket stadgas i denna paragraf en skyldighet för de elleverantörer som bedriver tillståndspliktig verksamhet att lämna uppgift om de priser elleverantörerna tillämpar. Han skall också lämna uppgifter om förändringar av de förhållanden han uppgivit vid sin ansökan om tillstånd.
I andra stycket ges regeringen eller den myndighet regeringen bestämmer bemyndigande att utfärda närmare föreskrifter om uppgiftslämnande enligt första stycket.
Leveransskyldighet
7 § En elleverantör som levererar el till en elanvändare i en viss uttagspunkt är skyldig att fortsätta leverera el tills leveransskyldigheten upphör enligt andra eller tredje stycket.
Leveransskyldigheten upphör om elanvändaren slutar att ta ut el i uttagspunkten, om någon annan elleverantör börjar leverera el till elanvändaren i uttagspunkten eller om överföringen av el enligt 11 kap. 3 eller 4 § eller enligt avtal får avbrytas på grund av att elanvändaren har försummat sina skyldigheter gentemot elleverantören.
Leverensskyldigheten upphör också när tillstånd enligt 1 § upphör att gälla. Den som är skyldig att leverera el enligt denna paragraf och har ett tidsbestämt avtal med elanvändaren om leverans av el skall med minst 30 dagars varsel meddela elanvändaren att avtalet löper ut.
Bestämmelserna i denna paragraf gäller inte de elleverantörer som avses i 9 §.
Bestämmelserna i paragrafen har överförts från 8 kap.5 §.
SOU 2004:129 Författningskommentarer
469
I tredje stycket har införts en ny bestämmelse med innebörden att leveransskyldigheten upphör också om tillståndet enligt 1 § upphört.
I det nya fjärde stycket stadgas att elleverantörer som har ingått avtal om leverans av el under viss bestämd tid är skyldiga att informera elanvändaren om att avtalet upphör. Påminnelse om detta bör med hänsyn till att de flesta avtal normalt löper ut vid månadsskiften och att anmälan om byte skall göras senast den 15:e i månaden innan ske minst 30 dagar innan så sker.
Paragrafen är i övrigt oförändrad i sak.
Anmälan om elleverans
8 § En elleverantör, som skall börja leverera el i en uttagspunkt skall omedelbart anmäla detta till berörd innehavare av nätkoncession. Anmälan skall även innehålla en uppgift om vem som har åtagit sig balansansvaret i uttagspunkten.
En elleverantör som övertar leveranserna till en elanvändare i dennes uttagspunkt får bara göra detta från och med den första dagen i en kalendermånad. Anmälan enligt första stycket skall därvid ske senast den femtonde dagen i kalendermånaden innan övertagandet skall ske.
En elleverantör som övertar leveranserna till en elanvändare i dennes uttagspunkt får dock göra detta också från och med den femtonde dagen i en kalendermånad om den elleverantör som är leveransskyldig i uttagspunkten enligt 7 §, första stycket anvisats enligt 10 § första stycket och övertagandet sker inom tre månader från dagen för anvisningen. Anmälan enligt första stycket skall därvid ske senast den första dagen i kalendermånaden då övertagandet skall ske.
Bestämmelserna i första, andra och tredje stycket gäller inte de elleverantörer som avses i 9 §.
En innehavare av nätkoncession som tar emot en anmälan enligt första stycket skall sända underrättelser i anledning därav enligt de närmare föreskrifter som meddelas av regeringen eller, efter regeringens bemyndigande, nätmyndigheten.
Regeringen eller, efter regeringens bemyndigande, nätmyndigheten får meddela närmare föreskrifter om elleverantörers skyldigheter enligt första stycket.
Paragrafen innehåller bestämmelser vilka överförts från 8 kap. 6 § och är oförändrade i sak. Detta gäller första, femte och sjätte stycket.
Författningskommentarer SOU 2004:129
470
I andra stycket har tiden för anmälan av övertagande av elleverans ändrats så att en sådan anmälan nu skall anmälas senast den femtonde dagen i kalendermånaden innan ett övertagande skall ske.
I tredje stycket införs en extra möjlighet för den elanvändare som anvisats en elleverantör att inom tre månader från anvisningen byta elleverantör även den femtonde dagen i en kalendermånad. Anmälan om ett sådant övertagande skall göras senast den första dagen i den kalendermånad övertagandet skall ske.
Fjärde stycket har ändrats till följd av införandet av ett tredje stycke.
9 § En elleverantör som avser att under en angiven tid leverera en fastställd mängd el till en elanvändare skall anmäla detta till den elleverantör som enligt 7 § första stycket är leveransskyldig i elanvändarens uttagspunkt och till den som åtagit sig balansansvaret i uttagspunkten
Bestämmelsen har överförts från 8 kap. 7 § och är oförändrad i sak.
Anvisningsskyldighet
10 § Elanvändare som saknar elleverantör med erforderligt tillstånd skall av berörd innehavare av nätkoncession anvisas en elleverantör, som gentemot nätkoncessionshavaren har åtagit sig att leverera el till sådana elanvändare.
Nätkoncessionshavaren skall omedelbart underrätta elanvändaren om anvisning enligt denna paragraf och om innebörden av bestämmelserna i 8 §, andra och tredje stycket.
Den anvisade elleverantören skall omedelbart underrätta elanvändaren om de villkor för leveransen han avser att tillämpa och om den dag då han avser att påbörja leveransen enligt avtalet.
För förbrukningen av den el som inte levererats enligt ett leveransavtal med en elleverantör som innehar erforderligt tillstånd skall elanvändaren betala till den anvisade elleverantören enligt de villkor som denne tillämpar.
Bestämmelsen har överförts från 8 kap. 8 §.
I första stycket har förtydligats att en anvisning enligt paragrafen skall ske om elanvändaren saknar en elleverantör med erforderligt tillstånd.
I andra stycket stadgas en skyldighet för den koncessionshavare som anvisar en elleverantör att lämna information till elanvändaren
SOU 2004:129 Författningskommentarer
471
om anvisningen och innehållet i bestämmelserna om leverantörsbyte i 8 §, andra och tredje stycket.
Tredje och fjärde stycket är oförändrade i sak.
11 § För förbrukningen av el som sker i uttagspunkter där ingen har åtagit sig balansansvar skall den elleverantör som är leveransskyldig i uttagspunkten enligt 7 §, första stycket betala till den systemansvariga myndigheten enligt de villkor som myndigheten tillämpar mot balansansvariga.
Bestämmelsen är ny. I paragrafen regleras ersättningsskyldigheten för den förbrukning av el som sker i uttagspunkter under den tid som balansansvarig saknas på ett sätt som motsvarar regleringen i 10 § fjärde stycket. Elleverantören skall ersätta den systemansvariga myndigheten för denna el enligt de villkor myndigheten tillämpar för balansansvariga.
Återkallande av tillstånd
12 § Ett tillstånd enligt 1 § skall återkallas om elleverantören i väsentlig mån inte längre uppfyller kraven i 4 §.
Ett tillstånd får också återkallas om tillståndshavaren begär det. Frågor om återkallelse av tillstånd prövas av nätmyndigheten.
Paragrafen stadgar under vilka förutsättningar ett tillstånd enligt 1 § skall återkallas.
I första stycket föreskrivs att återkallelse skall ske om elleverantören i väsentlig mån inte längre uppfyller de krav för tillståndet som uppställs i 4 §. Att sakna ett åtagande om balansansvar för de uttagspunkter i vilka leverans skall ske torde alltid vara att anse som att kraven i väsentlig mån inte är uppfyllda. Detta innebär dock inte att varje bristande uppfyllelse av kraven omedelbart skall föranleda ett beslut om återkallelse. En elleverantör kan utan egen förskyllan komma att sakna balansvarig om den senares avtal med den systemansvariga myndigheten upphört att gälla. Elleverantören måste i ett sådant fall ges rimlig tid att själv träffa avtal med myndigheten eller överenskomma med någon annan om balansansvar för elleveranserna. Det skulle inte heller vara rimligt om tillfälliga brister i elleverantörens tekniska system ledde till att hans tillstånd återkallades.
Att förutsäga alla de olika situationer där en bristande uppfyllelse av kraven är så allvarlig att ett tillstånd skall återkallas låter sig
Författningskommentarer SOU 2004:129
472
inte göras. Det får därför överlämnas till de rättstillämpande myndigheterna att avgöra när kraven inte uppfylls i väsentlig mån.
Enligt andra stycket får ett tillstånd återkallas om elleverantören begär det. Att ett tillstånd får återkallas på begäran innebär att en prövning skall göras av om detta är lämpligen skall göras. Skulle elleverantören i någon omfattning fortfarande vara leveransskyldig enligt 7 § torde så inte vara fallet.
I tredje stycket utpekas nätmyndigheten som den myndighet som skall pröva frågor om återkallelse.
13 § Ett ärende eller mål om återkallande av tillstånd skall handläggas skyndsamt.
I ett ärende eller mål om återkallande kommer normalt stora ekonomiska värden att riskeras. I denna paragraf föreskrivs därför att ärenden och mål om återkallande av tillstånd skall handläggas skyndsamt.
8 kap. Systemansvar och balansansvar
4 § Ett åtagande om balansansvar skall göras genom ett avtal med den systemansvariga myndigheten.
Paragrafen har ändrats till följd av att övriga bestämmelser i paragrafen överförts till 1 kap. 4 §, tredje och fjärde stycket samt 6 kap. 3 §.
4 a § När den systemansvariga myndigheten får kännedom om att ett avtal med myndigheten om balansansvar enligt 4 § skall upphöra att gälla skall myndigheten utan dröjsmål underrätta nätmyndigheten och de innehavare av nätkoncession på vars ledningsnät de uttagspunkter är belägna där balansansvaret sålunda kommer att upphöra att gälla. Innehavarna av nätkoncession skall utan dröjsmål underrätta berörda elleverantörer.
När någon, som i ett avtal med en elleverantör har åtagit sig balansansvaret i de uttagspunkter där elleverantören levererar el, får kännedom om att detta avtal skall upphöra att gälla skall den balansansvarige utan dröjsmål underrätta den systemansvariga myndigheten, nätmyndigheten och de innehavare av nätkoncession på vars ledningsnät de uttagspunkter är belägna där balansansvaret sålunda kommer att upphöra att gälla.
SOU 2004:129 Författningskommentarer
473
Paragrafen har ändrats så att den systemansvariga myndigheten skall meddela nätmyndigheten när ett avtal om balansansvar upphör och att en balansansvarig på motsvarande sätt skall meddela nätmyndigheten när dennes åtagande om balansansvar inte längre skall omfatta en viss elleverantör.
Bestämmelserna om anvisad balansansvarig upphävs.
9 § Den som övertar balansansvaret i en elanvändares uttagspunkt får bara göra det från och med den första eller femtonde dagen i en kalendermånad. Den elleverantör som enligt 6 kap. 7 §, första stycket är leveransskyldig i uttagspunkten skall enligt de närmare föreskrifter som regeringen eller, efter regeringens bemyndigande, nätmyndigheten meddelar underrätta berörd innehavare av nätkoncession om övertagandet senast den första dagen i kalendermånaden då övertagandet skall ske respektive den femtonde dagen i kalendermånaden innan det skall ske.
Den systemansvariga myndigheten får, om det finns särskilda skäl, i det enskilda fallet medge att balansansvaret i en uttagspunkt skall börja gälla tidigare än vad som följer av första stycket.
En innehavare av nätkoncession som tar emot en anmälan enligt första stycket skall sända underrättelser i anledning därav enligt de närmare föreskrifter som meddelas av regeringen eller, efter regeringens bemyndigande, nätmyndigheten. Lag (1999:770).
Paragrafen har ändrats i första stycket till följd av bestämmelsen 6 kap. 8 § tredje stycket om övertagande av elleverans från anvisad elleverantör.
9 kap. Skyddsåtgärder
2 § Om en elektrisk anläggning genom inverkan på en redan befintlig sådan anläggning kan vålla person- eller sakskada eller störning i driften, svarar innehavaren av den förstnämnda anläggningen för de åtgärder som behövs vid hans anläggning för att förebygga sådan skada eller störning.
Vad som sägs i första stycket gäller också då en elektrisk anläggning kan vålla sakskada genom inverkan på en redan befintlig naturgasledning, för vilken det krävs koncession för naturgasledning enligt naturgaslagen (2000:599). Lag (2000:602).
Paragrafens sista stycke ändras så att den nya benämningen i 2 kap. 1 a § naturgaslagen på den avsedda koncessionen införs.
Författningskommentarer SOU 2004:129
474
10 kap. Skadestånd
1 § Har någon tillfogats person- eller sakskada genom inverkan av el från en starkströmsanläggning, skall skadan, även om det inte följer av allmänna skadeståndsbestämmelser, ersättas av innehavaren av den starkströmsanläggning från vilken elen senast kommit.
Ansvar enligt första stycket gäller inte
1. den som innehar en starkströmsanläggning för produktion av el där generatorn har en märkeffekt om högst 50 kilovoltampere,
2. den som innehar en starkströmsanläggning som är avsedd för användning av el och som tillförs el med en spänning av högst 250 volt mellan en ledare och jord eller, vid icke direkt jordat system, mellan två ledare,
3. om skadan skett på en annan elektrisk anläggning eller en naturgasledning, för vilken det krävs koncession för naturgasledning enligt naturgaslagen (2000:599), eller
4. om den elektriska anläggningen utgörs av en inrättning för godsbefordran eller är avsedd för en sådan inrättnings behov och skada uppkommit på egendom som har blivit mottagen för sådan befordran. Lag (2000:602).
I paragrafen ändras andra styckets tredje punkt så att den nya benämningen i 2 kap. 1 a § naturgaslagen på den avsedda koncessionen införs.
12 kap. Tillsyn m.m.
1 § Tillsynen över efterlevnaden av denna lag och av föreskrifter eller villkor som har meddelats med stöd av lagen utövas, såvitt avser frågor om elsäkerhet och driftsäkerheten hos det nationella elsystemet, av den eller de myndigheter som regeringen bestämmer.
Tillsynen i övrigt över efterlevnaden av denna lag och av föreskrifter och villkor som har meddelats med stöd av lagen utövas av nätmyndigheten.
Tillsynen enligt andra stycket omfattar inte efterlevnaden av bestämmelserna i 7, 10 och 11 kap.
Paragrafen har ändrats så att tillsynen omfattar även elleverantörernas skyldigheter.
SOU 2004:129 Författningskommentarer
475
2 § En tillsynsmyndighet har rätt att på begäran få de upplysningar och ta del av de handlingar som behövs för tillsynen. En begäran får förenas med vite.
En begäran gäller omedelbart. Regeringen eller, efter regeringens bemyndigande, nätmyndigheten får meddela föreskrifter om insamling av de uppgifter som behövs för bedömning av nättariffers skälighet. Lag (2002:121).
Innehållet i det första stycket är oförändrat.
Enligt det nya andra stycket skall tillsynsmyndigheternas begäran om uppgift eller handling gälla omedelbart.
Det tidigare andra stycket utgör nu tredje stycket och är i sak oförändrat.
3 a § Om nätmyndigheten avser att utöva tillsyn över en nätkoncessionshavares nättariff skall koncessionshavaren underrättas om detta.
Nätmyndigheten får inte meddela ett föreläggande enligt 3 § som avser en nätkoncessionshavares nättariff för ett visst räkenskapsår om inte nätmyndigheten har underrättat nätkoncessionshavaren enligt första stycket senast ett år efter utgången av detta räkenskapsår. Lag (2002:121).
Ett sådant föreläggande får dock meddelas inom fem år från utgången av det aktuella räkenskapsåret om nätkoncessionshavaren lämnat felaktiga eller vilseledande uppgifter vilka varit av avgörande betydelse för nätmyndighetens beslut om att inte utöva tillsyn.
I paragrafens första stycke stadgas att nätmyndigheten måste underrätta en nätkoncessionshavare om att myndigheten avser att utöva tillsyn över koncessionshavarens tariff. I andra stycket begränsas myndighetens möjligheter att utfärda förelägganden med anledning av tillsyn över en koncessionshavares tariff. Förelägganden kan inte utfärdas om underrättelse enligt första stycket skedde mer än ett år efter utgången av det räkenskapsår nättariffen avsåg.
Ett nytt tredje stycke införs i vilket tidsfristen för förelägganden förlängs till fem år från utgången av det räkenskapsår nättariffen avsåg i de fall nätkoncessionshavaren lämnat felaktiga eller vilseledande uppgifter av avgörande betydelse för myndighetens beslut om att inte inleda tillsyn.
Nätmyndighetens beslut om tillsyn är i hög utsträckning grundat på uppgifter som innehavare av nätkoncession själva lämnar till myndigheten. En koncessionshavare skulle genom att lämna
Författningskommentarer SOU 2004:129
476
felaktiga eller vilseledande uppgifter om sin verksamhet kunna undgå förelägganden om det rätta förhållandet upptäcks först efter mer än ett år. Genom bestämmelsen i tredje stycket ges nätmyndigheten en rimlig tid att uppdaga det rätta förhållandet.
13 kap. Övriga bestämmelser
5 § Beslut av nätmyndigheten enligt 2 kap. 18–20 §§, 3 kap. 3 §, 6–8 §§, 11, 14 och 15 §§, 4 kap. 6 och 7 §§, 6 kap. 1 och 12 §§ samt 12 kap. 8 och 11 §§, beslut av en tillsynsmyndighet enligt 12 kap. 2–4 §§ samt beslut av den systemansvariga myndigheten om ersättning till den som enligt 8 kap. 2 § beordrats öka eller minska produktionen av el får överklagas hos allmän förvaltningsdomstol. Prövningstillstånd krävs vid överklagande till kammarrätten.
Regeringen får meddela föreskrifter om överklagande av andra beslut enligt denna lag eller enligt föreskrifter som meddelats med stöd av lagen.
I första stycket har införts en rätt att överklaga nätmyndighetens beslut om tillstånd enligt 6 kap. 1 § och beslut om återkallande av tillstånd enligt 6 kap. 12 §. Stycket har också ändrats till följd av förslaget om att 4 kap. 10 § upphävs.
Ikraftträdande- och övergångsbestämmelser
1. Denna lag träder i kraft den 1 juli 2006. Bestämmelserna i 5 kap. 6 § och 6 kap. 1 § gäller dock först från och med den 1 januari 2007.
Bestämmelsen stadgar att lagen träder i kraft den 1 juli 2006. I fråga bestämmelserna om insyn i anläggningsregistret och krav på tillstånd för att få leverera el enligt 6 kap. 1 § skall dessa dock inte gälla förrän den 1 januari 2007.
2. Har en ansökan om tillstånd enligt 6 kap. 1 § ingetts senast den 31 december 2006 får verksamheten, utan hinder av vad som sägs i 6 kap. 1 §, fortsätta att bedrivas, Detta gäller dock längst till dess att lagakraftvunnet avslagsbeslut föreligger.
Bestämmelsen reglerar vad som gäller om en i Sverige redan verksam elleverantör gett in en ansökan om tillstånd enligt 6 kap. 1 § men slutligt beslut om ansökan inte hunnit träffas före den
SOU 2004:129 Författningskommentarer
477
1 januari. Verksamheten får då fortsätta längst till dess att lagakraftvunnet avslagsbeslut föreligger.
20.2 Förslag till lag om ändring i naturgaslagen (2000:599)
Författningsförslagen kompletterar de förslag till ändringar i naturgaslagen som utredningen lämnat i delbetänkandet ”El- och naturgasmarknaderna – europeisk harmonisering” (SOU 2003:113).
2 kap. Koncession
1 § En naturgasledning får inte byggas eller användas utan tillstånd (koncession) av regeringen. Åtgärder för att bereda plats för en naturgasledning, såsom sprängning, schaktning, skogsavverkning, markberedning eller liknande åtgärder, får inte vidtas innan koncession meddelats.
Koncession krävs inte för en naturgasledning som uteslutande skall användas inom hamn- eller industriområde.
Regeringen får föreskriva undantag från kravet på koncession enligt första stycket i fråga om vissa slag av naturgasledningar eller vissa slag av åtgärder med naturgasledningar. En sådan föreskrift får dock inte avse utlandsförbindelser.
Regeringen får bemyndiga tillsynsmyndigheten att pröva frågor om nätkoncession som inte avser en utlandsförbindelse.
Regeringen eller, efter regeringens bemyndigande, tillsynsmyndigheten får i det enskilda fallet meddela ett bindande besked om huruvida en eller flera naturgasledningar omfattas av föreskrifter om undantag från kravet på koncession.
Andra stycket har ändrats så att koncession krävs för samtliga naturgasledningar som inte uteslutande skall användas inom hamn- eller industriområde. Ändringen får till följd att koncession krävs för naturgasledningar oavsett om dessa är belägna före eller efter en mät- och reglerstation.
I tredje stycket införs en bestämmelse som begränsar undantagsmöjligheten till naturgasledningar inom landet.
I fjärde stycket införs en möjlighet för regeringen att bemyndiga tillsynsmyndigheten att pröva frågor om koncession som inte avser utlandsförbindelser.
Femte stycket innebär att den som innehar en naturgasledning kan få bindande besked från regeringen, eller efter regeringens
Författningskommentarer SOU 2004:129
478
bemyndigande tillsynsmyndigheten, om koncession krävs för ledningen.
1 a § En koncession skall avse en naturgasledning med i huvudsak bestämd sträckning (koncession för naturgasledning) eller ett nät av naturgasledningar inom ett visst område (koncession för område).
I paragrafen stadgas att det skall finnas två sorters koncession för naturgasledningar.
Den första motsvarar den koncession för ledningar med bestämd sträckning som finns i den nu gällande naturgaslagen och benämns koncession för naturgasledning. Huruvida en ledning skall omfattas av koncession för naturgasledning bestäms inte av om ledningen används för transmission eller distribution. Även enskilda naturgasledningar som används för distribution kan byggas och användas med stöd av denna sorts koncession.
Den andra sortens koncession, som är ny och benämns koncession för område, skall avse ett nät av ledningar inom ett visst geografiskt område. Att koncessionen omfattar ett ledningsnät inom ett visst område innebär att den i huvudsak kommer att gälla distributionsnät dvs. sammanlänkade naturgasledningar, med en eller flera anslutningar till en mät- och reglerstation, vilka används för distribution av naturgas till naturgasanvändare anslutna till ledningsnätet.
Bakgrunden till bestämmelsen redovisas i avsnitt 13.4.
1 b § En koncession för naturgasledning får endast om det finns särskilda skäl meddelas inom ett område som omfattas av koncession för område.
I paragrafen föreskrivs att den som innehar koncession för område i princip har monopol på att bygga och använda naturgasledningar inom det geografiska område som koncessionen gäller. Endast om särskilda skäl föreligger har därför koncessionsmyndigheten möjlighet att inom detta område bevilja en koncession för naturgasledning. En situation när särskilda skäl kan anses föreligga är när kostnaderna för att ansluta en ny stor naturgasanvändare till distributionsnätet är avsevärt större än kostnaderna för en anslutning direkt till transmissionsnätet. En annan situation när särskilda skäl kan anses föreligga är när en koncession för en
SOU 2004:129 Författningskommentarer
479
ledning för vilken det idag finns koncession för naturgasledning behöver förnyas. Ytterligare en situation kan vara att koncessionshavaren går med på att en naturgasanvändare inom hans område ansluts direkt till transmissionsnätet.
2 a § En anläggning för kondenserad naturgas får inte byggas eller användas utan tillstånd (koncession) av regeringen.
Koncession krävs inte för en anläggning för kondenserad naturgas som inte ansluts till en naturgasledning eller som ansluts till en naturgasledning för vilken det inte krävs koncession för naturgasledning.
Paragrafen är ändrad så att undantaget i andra stycket fortsatt skall gälla anläggningar anslutna till distributionsnät.
4 a § Koncession för område får meddelas endast om området utgör en med hänsyn till överföringsverksamheten lämplig enhet. Koncession får inte meddelas för område som helt eller delvis sammanfaller med ett annat koncessionsområde.
Paragrafens första stycke innehåller bestämmelser om att koncessionsmyndigheten har att bedöma om en sökt koncession för område avser en lämplig geografisk enhet.
En faktor som bör vara vägledande för koncessionsmyndighetens ställningstagande härvidlag är att en koncession för område bör täcka ett geografiskt område med både kunder som medför höga kostnader och kunder som medför låga kostnader. En annan faktor bör vara att området inte är större än vad som är motiverat med hänsyn till det befintliga nätet eller planerade nätet.
För att upprätthålla ordning vad gäller ansvarsfördelningen mellan områden som gränsar till varandra införs ett förbud mot att låta områden sammanfalla helt eller delvis.
5 § Koncession för naturgasledning, naturgaslager eller anläggning för kondenserad naturgas får inte strida mot en detaljplan eller mot områdesbestämmelser. Om syftet med planen eller bestämmelserna inte motverkas, får dock mindre avvikelser göras.
Ändringen i paragrafen är föranledd av att det i 1 a § införts två sorters koncession avseende naturgasledningar.
Författningskommentarer SOU 2004:129
480
6 § Vid prövning av frågor om meddelande av koncession för naturgasledning, naturgaslager eller anläggning för kondenserad naturgas skall bestämmelserna i 2–4 kap., 5 kap. 3 § och 16 kap. 5 §miljöbalken tilllämpas.
En miljökonsekvensbeskrivning skall ingå i en ansökan om koncession för naturgasledning, naturgaslager eller anläggning för kondenserad naturgas. När det gäller förfarandet, kraven på miljökonsekvensbeskrivningen samt planer och planeringsunderlag gäller 6 kap. miljöbalken. Vad som där sägs om tillståndsmyndighet skall gälla regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer.
Ändringen i paragrafen är föranledd av att det i 1 a § införts två sorters koncession avseende naturgasledningar.
7 § En koncession får beviljas endast den som från allmän synpunkt är lämplig att utöva den verksamhet som avses med koncessionen. Härvid skall särskilt beaktas om sökanden kan antas ha vilja och förmåga att dels utöva den verksamhet som avses med koncessionen, dels utöva verksamheten enligt de föreskrifter och villkor som kommer att gälla för verksamheten. Koncession för område får beviljas endast den som dessutom är lämplig att bedriva överföring av naturgas i det begärda området.
I paragrafen föreskrivs att endast den får beviljas koncession som bedöms lämplig från allmän synpunkt att bedriva nätverksamhet. Detta krav gäller både för koncession för naturgasledning koncession för område. För ansökan om koncession för område införs dessutom en bestämmelse om att sökanden skall vara lämplig att bedriva överföring av naturgas i just det begärda området. Eftersom områdena har olika omfattning och struktur måste sökandens organisation vara avpassad för just det enskilda området.
8 § En koncession skall förenas med de villkor som behövs för att skydda allmänna intressen och enskild rätt. Den skall också förenas med de villkor för anläggningens utförande och nyttjande som behövs av säkerhetsskäl eller som behövs för att i övrigt skydda människors hälsa och miljön mot skador och olägenheter och främja en långsiktigt god hushållning med mark och vatten och andra resurser eller som av annat skäl behövs från allmän synpunkt.
Det får anges som villkor för en koncession att naturgasledningen, naturgaslagret eller anläggningen för kondenserad naturgas skall vara färdigställd inom en viss tid. Om det finns särskilda skäl kan den angivna
SOU 2004:129 Författningskommentarer
481
tiden förlängas. Ansökan om förlängning skall göras före utgången av den angivna tiden.
Koncession för område får villkoras av att en utbyggnad av naturgasnätet i området utförs inom viss tid.
Innehållet i paragrafens tidigare första stycke har flyttats till 1 a §.
Ett nytt tredje stycke införs för de fall det geografiska området för en koncession för område bestämts med hänsyn till en planerad byggnad av nät. Koncessionsmyndigheten skall då ha möjlighet att villkora koncessionen av att utbyggnaden utförs inom en angiven rimlig tid.
9 a § Gränserna för en koncession för område får ändras av tillsynsmyndigheten, om det behövs för ändamålsenlig överföring av naturgas och det kan ske utan synnerlig olägenhet för koncessionshavaren.
Paragrafen är ny och kan användas för gränsändringar under löpande koncessionstid.
Syftet med en gränsändring skall vara att åstadkomma en mer ändamålsenlig överföringsverksamhet. I detta begrepp ingår både en lämplig geografisk omfattning och en för prissättning av verksamheten lämplig fördelning av olika kundkategorier och ledningstyper.
10 § En koncession för naturgasledning, naturgaslager och anläggning för kondenserad naturgas skall meddelas för fyrtio år. En koncession för område skall meddelas för tjugofem år. Om det finns särskilda skäl eller om sökanden begär det, får dock kortare tid bestämmas.
Paragrafen anger koncessioners giltighetstid till 40 år. I paragrafen införs en särskild kortare tid för giltigheten av en koncession för område. Med hänsyn till det svenska naturgasnätets utveckling kan det antas att skäl kommer att föreligga att ompröva koncessioner för område betydligt oftare än koncessioner för naturgasledning. En tid om 25 år bedöms kunna vara en rimlig avvägning mellan koncessionshavarens behov av säkerhet och behovet av omprövning.
Författningskommentarer SOU 2004:129
482
11 § Koncessionens giltighetstid får på ansökan av koncessionshavaren förlängas med fyrtio år i taget eller med tjugofem år i taget om koncessionen avser område. Om det finns särskilda skäl eller om sökanden begär det, får dock kortare tid bestämmas.
I ett ärende om förlängning av giltighetstiden skall 4–8 §§ tillämpas. Ansökan om förlängning av giltighetstiden bör göras senast två år före koncessionstidens utgång. Koncessionen gäller till dess att ansökningen har prövats slutligt.
Ändringen i paragrafen är föranledd av den i 10 § införda kortare giltighetstiden för koncession för område.
3 kap. Skyldigheter för den som innehar en naturgasledning
Skyldighet att ansluta ledning
4 a § Vill någon ansluta en naturgasledning som innehas av en berättigad kund till en naturgasledning som omfattas av en koncession för naturgasledning istället för till ett ledningsnät som omfattas av en koncession för område, får den som har koncession för naturgasledning göra anslutningen endast efter medgivande från den som har koncession för området.
Om sådant medgivande inte lämnas får tillsynsmyndigheten, om det finns särskilda skäl, meddela tillstånd till anslutningen.
Paragrafen är ny. Ibland vill någon göra en anslutning till en ledning som omfattas av koncession för naturgasledning i stället för till det ledningsnät som omfattas av koncession för område. Utgångsläget är att båda koncessionshavarna är anslutningsskyldiga. Huvudregeln är då att anslutningen skall ske till området och inte till ledningen. Huvudregeln i denna paragraf syftar alltså inte bara till att befria innehavaren av koncessionen för naturgasledning från anslutningsskyldigheten utan också till att förbjuda honom att göra anslutningen. Om innehavaren av koncessionen för området medger det får dock anslutning ske till ledningen. Om sådant medgivande inte lämnas kan innehavaren av koncessionen för ledningen ansöka hos tillsynsmyndigheten om tillstånd att få göra anslutningen. Vid bedömningen av denna fråga bör samma kriterier tillämpas som angivits ovan under 1 b § vid prövning av frågan huruvida koncession för naturgasledning skall meddelas trots att anslutning kan ske på det lokala nätet. Samhällsekonomiska bedömningar bör läggas till grund för prövningen.
SOU 2004:129 Författningskommentarer
483
Anskaffande av energi för drift av naturgasledningar
8 § Den som innehar koncession för naturgasledning skall på ett öppet, ickediskriminerande och marknadsorienterat sätt anskaffa den energi som behövs för att bedriva överföring av naturgas.
Paragrafen ändras så att distributionsnät även fortsatt undantas från bestämmelsen.
11 kap. Övriga bestämmelser
4 § Beslut av en myndighet enligt 2 kap. 14 och 15 §§, 3 kap. 4 a § samt 10 kap. 3,6 och 9 §§ får överklagas hos allmän förvaltningsdomstol. Prövningstillstånd krävs vid överklagande till kammarrätten.
Regeringen får meddela föreskrifter om överklagande av andra beslut enligt denna lag eller enligt föreskrifter som meddelats med stöd av lagen.
Paragrafen ändras så att även beslut enligt 3 kap. 4 a § om att tillåta anslutning till ledning som omfattas av koncession för naturgasledning istället för till ledning som omfattas av koncession för område kan överklagas.
Ikraftträdande- och övergångbestämmelser
1. Denna lag träder i kraft den 1 juli 2006.
I paragrafen bestäms lagens ikraftträdande till den 1 juli 2006.
2. Innehavare av naturgasledning byggd innan den 1 juli 2006, för vilken koncession krävs enligt denna lag, och som vid ikraftträdandet saknar koncession, skall inge ansökan om koncession senast sex månader efter lagens ikraftträdande. Regeringen eller den myndighet regeringen bemyndigar får för sådan ansökan om koncession meddela undantag från bestämmelser om vad som skall ingå i en koncessionsansökan. Har ansökan om koncession ingivits i föreskriven tid får naturgasledningen, utan hinder av vad som sägs i 2 kap. 1 §, få fortsätta att användas. Detta gäller dock längst till dess att lagakraftvunnet avslagsbeslut föreligger.
Bestämmelserna i punkten 2 anger dels i första stycket att innehavare av redan befintliga naturgasledningar som uppförts utan
Författningskommentarer SOU 2004:129
484
koncession men som blir koncessionspliktiga den 1 juli 2006 har en tid om sex månader på sig att förbereda och inge en ansökan om koncession. Regeringen, eller efter regeringens bemyndigande annan myndighet, kan meddela särskilda bestämmelser för vad som skall ingå i en sådan ansökan.
I andra stycket stadgas att om en ansökan om koncession enligt första stycket inkommit i föreskriven tid skall naturgasledningen fortsatt få användas även efter sexmånadersperiodens utgång. Dock längst till dess att lagakraftvunnet avslagsbeslut föreligger.
20.2 Förslag till lag om ändring i Miljöbalk (1998:808)
11 kap. Vattenverksamhet
23 § Tillstånd skall lämnas till följande vattenverksamhet, om inte något annat följer av 2 kap. 9 §:
1. vattenverksamhet som vid prövning av annan verksamhet enligt 17 kap. 1 eller 3 § har angetts som ett villkor för verksamhetens utövande,
2. anläggande av broar och annan vattenverksamhet för väg, järnväg, tunnelbana eller spårväg vars anläggande har prövats i särskild ordning,
3. anläggande av rörledningar i vatten som koncession har meddelats för enligt lagen (1978:160) om vissa rörledningar,
4. verksamhet som bearbetningskoncession har meddelats för enligt lagen (1985:620) om vissa torvfyndigheter,
5. anläggande av naturgasledningar i vatten som koncession för naturgasledning har meddelats för enligt naturgaslagen (2000:599). Lag (2000:600).
Paragrafen ändras i femte punkten så att den nya benämningen i 1 a § naturgaslagen på den avsedda sortens koncession införs.
20.3 Förslag till lag om ändring i sekretesslagen (1980:100)
8 kap. Sekretess med hänsyn främst till enskilds ekonomiska förhållanden
30 § Sekretess gäller i myndighets verksamhet som avser hållande av anläggningsregister enligt ellagen (1997:857) för uppgift om registrerad, om det inte står klart att uppgiften kan röjas utan att den som uppgiften rör lider skada.
SOU 2004:129 Författningskommentarer
485
Trots sekretessen får uppgift lämnas till den som ingått avtal om elleverans, balansansvar eller överföring av el med den som uppgiften berör. Uppgift om anläggningsidentitet och innehavare av nätkoncession får dessutom utlämnas till den som innehar tillstånd enligt 6 kap. 1 § ellagen. Den registerhållande myndigheten skall lämna ut uppgift i anläggningsregistret till nätmyndigheten.
Bestämmelsen är ny och har kommenterats i avsnitt 7.8.4.
487
Särskilda yttranden
Särskilda yttranden har inkommit från sakkunniga Karima Björk, Bertil Persson, Christer Söderberg och Charlotte Zackari, samt från experterna Stig-Arne Ankner, Sylvia Lindell och Johan Öhnell i förening.
Särskilt yttrande av sakkunniga Karima Björk
I detta särskilda yttrande behandlas förslagen om snabbare leverantörsbyten, centralt anläggningsregister och återkallande av tillstånd för elleverantörer. Vidare kommenteras avsnitten om anslutningsavgifter, elproduktion och råkraftsmarknaden, effekterna för konsumenterna samt förslaget om åtskillnad av nätverksamhet och konkurrensutsatt verksamhet.
Jag anser inledningsvis att utredaren haft alltför kort tid till sitt förfogande, vilket lett till förändringar av förslagen in i det sista och medfört att dessa i alla delar inte är tillräckligt analyserade och genomarbetade. En orsak till detta, vilken också påtalats, har varit utredningens omfattning och de många tillägg som gjorts beträffande uppdraget.
Snabbare leverantörsbyten
Aktiva kunder är grundläggande för en väl fungerande konkurrensmarknad för el. Jag delar utredarens uppfattning att ju större andel av kunderna som är aktiva desto bättre för marknadens funktion. På detta följer att elmarknaden skall vara utformad på ett sådant sätt att ett leverantörsbyte skall kunna genomföras snabbt, enkelt och säkert. Elkundens möjligheter att vara aktiv och fritt välja elleverantör är en viktig bedömningsgrund för om elmarknadsreformen kan betraktas som en framgång eller inte.
Särskilda yttranden SOU 2004:129
488
Utredaren kritiserar att det kan ta upp till två månader från det att anmälan om övertagande av elleverans inkommit tills leverantörsbytet genomförs. Dessutom kan elleverantören ställa krav på kunden att avtalet ska slutas mer än två månader före bytesdagen, vilket förlänger kundens väntan på bytet ännu mer. Det finns två aspekter av detta problem. Beträffande den tid (nedan kallad bytesfrist) som gäller nätföretagets hantering så är denna reglerad i ellagen genom kravet på elleverantören att sända in anmälan senast en månad innan bytet ska ske samt att byte endast får ske den första dagen i en kalendermånad. Detta innebär att om en korrekt anmälan sänds in strax innan månadsskiftet så tar bytet inte längre tid än en dryg månad. Nätföretagen har ansetts behöva denna tid för att kontrollera och bekräfta/avvisa anmälan samt ta fram preliminära andelstal.
Den andra aspekten, nämligen vilken handläggningstid som elleverantören vill ha för att kunna administrera bytet, är oreglerad eftersom det är en fri marknad. Detta innebär att det är ett konkurrensmedel för elleverantörerna att kunna erbjuda kunden att få ett leverantörsbyte så snabbt som möjligt.
Utredaren föreslår att bytesfristen generellt förkortas från en månad till två veckor genom att flytta fram senaste anmälningsdatum till den 15:e i månaden före bytet. Vidare föreslår utredaren att de elanvändare som blivit anvisade en elleverantör ska ges rätt att byta leverantör både den 1:a och den 15:e i månaden under en tremånadersperiod.
Utredarens förslag om förkortad bytesfrist är en förändring som leder till kraftigt ökad administration för nätföretagen. Det innebär att speciella rutiner för elanvändare med anvisad elleverantör måste utarbetas. Sådana rutiner finns inte idag. Förslaget leder vidare till en sämre kvalitet på de preliminära andelstalen. Detta kommer i sin tur att leda till större skillnader mellan de preliminära och slutliga andelstalen, vilket kommer att öka såväl kostnaderna som riskerna för elleverantörer, balansansvariga och nätföretagen (nätförluster).
Jag föreslår istället att bytesfristen en månad minskas till tjugo dagar. Dvs. att bytesfristen kortas ned genom att sista datum för anmälan om leverantörsbyte flyttas fram till den 10:e i månaden före leverantörsbytet. Däremot kvarstår kravet att ett leverantörsbyte endast får ske den 1:a i månaden. För att kunna bibehålla kvaliteten på de preliminära andelstalen måste datum för rapportering av dessa senareläggas från den 15:e till den 20:e. Den förkortade
SOU 2004:129 Särskilda yttranden
489
bytesfristen innebär att den totala tiden för ett leverantörsbyte kan minskas till kortare tid än en månad för elanvändaren.
Jämfört med dagens regelverk innebär detta förslag:
•
Kortare framförhållning för ett leverantörsbyte.
•
Anvisade kunder kan ofta använda detta då inflyttning i många fall sker i månadsskiften och det då är möjligt att hinna få in en anmälan före den 10:e och därmed en ny elleverantör fr o m månaden därpå.
Flera fördelar finns med detta förslag i förhållande till utredarens:
•
Enklare administration med en leverantörsbytesrutin för alla elanvändare istället för att ha speciella rutiner för elanvändare med anvisad elleverantör.
•
Kvaliteten på andelstalen kan bibehållas.
•
Kortare men ändå rimlig tid för planering av avläsningar.
Centralt anläggningsregister
Att informationsutbytet mellan aktörerna kan ske på ett effektivt sätt är väsentligt såväl för att leverantörsbyten ska kunna genomföras i tid som för elmarknadens funktion i stort. Det är emellertid av vikt att en sådan lösning inte antar en alltför byråkratisk form.
Enligt utredaren är den vanligaste orsaken vid felaktigheter i leverantörsbytesprocessen inkorrekta uppgifter beträffande anläggningsidentitet och kundidentitet. Dessa leder till utredning som behöver utföras manuellt och kan försena byten.
Svensk Energi har till utredaren lämnat konkreta förslag om förändringar i ellagen som leder till att leverantörsbyten ska kunna genomföras säkrare och snabbare enligt följande:
1. Endast en elanvändare med nätavtal ska kunna sluta elavtal.
2. Identifiering av kund vid leverantörsbyte ska ske med hjälp av personnummer/organisationsnummer.
3. Anläggningsidentitet ska bestå av unika EAN-koder och appliceras på såväl uttags- som inmatnings- och gränspunkt.
Svensk Energi har som ett led i arbetet med att förbättra för elkunden under hösten studerat hur informationsflödet mellan aktörerna kan utvecklas. Resultatet från detta arbete visar på vikten av att kontroll av informationen kan göras innan den skickas till annan
Särskilda yttranden SOU 2004:129
490
aktör. Svensk Energis arbete utgår från behovet av informationsutbyte mellan marknadens aktörer. Denna omfattar informationsutbytet vid alla tillfällen, inte enbart vid leverantörsbyten utan även exempelvis när en kund flyttar.
Det finns fler olika tekniska lösningar på hur ett effektivare informationsutbyte ska kunna åstadkommas. Det föreslagna centrala anläggningsregistret är bara en möjlig lösning. Innan beslut tas om utformningen är det viktigt att olika tekniska lösningar analyseras. Hänsyn måste också tas till kravet på månadsavläsning och hur det därmed större informationsutbytet ska kunna hanteras på ett effektivt sätt.
Utredaren har inte tillräckligt tydligt definierat det centrala anläggningsregistrets ändamål och omfattning. Utredarens förslag saknar vidare underlag vad avser analys i väsentliga delar såsom t.ex. nyttan med registret genom en beskrivning av hur ett effektivt informationsutbyte skall se ut, sekretessfrågor samt en noggrann studie av kostnader för införande och drift av systemet samt anpassning för aktörerna.
Mot denna bakgrund föreslås att unik anläggningsidentitet, personnummer/organisationsnummer som kundidentitet och krav på att endast en elanvändare med nätavtal ska kunna sluta elavtal införs som ett första steg för förbättrat informationsflöde. Dessa uppgifter är också en förutsättning för vidare utveckling av informationsflödet mellan aktörerna.
Krav på tillstånd för elleverantörer samt återkallelse av tillstånd
Konsekvenserna av en återkallelse av tillstånd innebär ett allvarligt ingrepp gentemot den som bedriver elhandelsverksamhet och kan jämföras med näringsförbud.
Utredaren föreslår att den som ”i väsentlig mån” inte uppfyller kraven på tillstånd skall kunna få detta återkallat. Detta är inte tillräckligt precist för att kunna utgöra grund för återkallelse. Det bör uttryckligen formuleras vilka kriterier som kan utgöra grund för återkallelse. I lagen om näringsförbud (Lag [1986:436] om näringsförbud) uppställs tydligt vilka omständigheter som kan leda till att näringsverksamhet inte får bedrivas.
Återkallelse av tillstånd hänger samman med kriterierna för tillstånd. Elleverantörens bristande efterlevnad av kraven som uppställts vid tillståndsgivningen utgör ramen för bedömningen vid en
SOU 2004:129 Särskilda yttranden
491
återkallelse. Detta visar vikten av utformningen av kraven för tillstånd, men också behovet av att särskilt ange vilka omständigheter som skall kunna leda till att tillståndet återkallas. Av angivna kriterier bör endast avsaknad av balansansvarig kunna leda till återkallelse. Att inte kunna leva upp till övriga krav enligt utredningens förslag bör inte leda längre än ett förläggande om vite i ett första steg.
Det har av utredaren inte närmare beskrivits hur processen kring återkallelseförfarandet ser ut och jag förutsätter att denna process medger elleverantören möjlighet att vidta rättelse innan tillståndet återkallas.
Svensk Energi har tillsammans med Svenska Kraftnät till utredaren lämnat ett förslag, som förordas alltjämt, kring förfarandet om återkallelse av tillstånd vilket endast tar sikte på när balansansvarig saknas.
Anslutningsavgifter
Såvitt är känt avser regeringen inte i nuläget att ge myndigheten en föreskriftsrätt avseende anslutningsavgifter. Eftersom det beträffande anslutningsavgifter rör sig om ärenden vars förutsättningar till stor del är individuella och därför sinsemellan kan skilja sig mycket åt, anser jag att det dessutom är olämpligt att på ett generellt sätt i förväg detaljreglera ytterligare hur en anslutningsavgift ska vara utformad. Den möjlighet som ellagen medför för den enskilde kunden att få anslutningsavgiften prövad som ett enskilt ärende, och inte inom ramen för en tillsyn, är viktig för såväl kunden som nätföretaget. Det medger en prövning av dels anslutningsavgiftens storlek, dels uppdelning mellan vad den enskilde kunden ska betala (kundspecifikt) och vad kundkollektivet ska stå för (till nytta för övriga kunder) i de fall det sker nyanslutningar.
Elproduktion och råkraftsmarknaden
När det gäller konkurrenssituationen på elmarknaden är de fakta som presenteras korrekta, men tyvärr är slutsatserna otydliga. För produktionsmarknaden redovisas av utredaren tydligt dels att såväl köpare som säljare alltid måste relatera till priset på den nordiska elbörsen, dels att Sverige i praktiken ytterst sällan är ett separat
Särskilda yttranden SOU 2004:129
492
prisområde. Trots detta är den underförstådda slutsatsen att det finns en svensk marknad under en icke ringa del av tiden.
Utredarens definition av en nordisk marknad verkar endast utgå från den tid som det finns ett gemensamt nordiskt pris. Dock bortser man då från verkligheten där t ex utformningen av kraftsystemet i västra Danmark och den bristande överföringskapaciteten medför att sannolikheten för ett gemensamt nordisk pris i praktiken är tämligen liten.
Utredaren kan genom sina formuleringar underförstått låta läsaren få uppfattningen att branschen utövar marknadsmakt. Den teoretiska definitionen på oligopol redovisas, men däremot påpekas inte tillräckligt tydligt att detta inte per automatik innebär en begränsning av marknadens funktion. Att vissa förutsättningar föreligger innebär inte att aktörerna agerar på ett visst sätt. Inte heller kan man peka på några indikationer att någon form av kollektiv dominans förekommer.
Effekter för konsumenterna
Vad gäller detta avsnitt vill jag särskilt kommentera kapitlet om prisutvecklingen. Perioden från hösten 2002 till hösten 2004 har ur ett hydrologiskt perspektiv varit det värsta på mer än 50 år, till vilket dessutom ska läggas en tredubbling av kolpriserna, vilket har återspeglats i prisbildningen på Nord Pool. Den prisutveckling som redovisas i kapitlet är visserligen sann men ger en begränsad bild av utvecklingen, särskilt med tanke på den omfattande skatteväxling som skett. Energiskatten på el har stigit med 150 % sedan 1996. Härutöver tillkommer moms och elcertifikatavgifter. Det kan därför anses motiverat att redovisa hur priserna och skatterna utvecklats under ett längre perspektiv, särskilt som statistik från år 1970 finns tillgänglig.
Beroende på den unika hydrologiska situationen är det också olyckligt att jämföra med priserna den 1 januari 2004. Sedan årsskiftet har den hydrologiska balansen återställts samt priserna sjunkit tillbaka och denna statistik finns tillgänglig.
En aspekt som inte heller lyfts fram är ett av syftena med liberaliseringen, nämligen valfrihet för konsumenterna. Sedan 1999 har kunderna numera möjlighet att välja inte bara mellan olika leverantörer utan också mellan olika avtalsformer. Det är därför inte fel att vid en prisjämförelse utgår ifrån det avtal som vore bäst för
SOU 2004:129 Särskilda yttranden
493
kunden vid varje givet tillfälle. En konkurrensutsatt marknad måste sätta kunden i centrum, men innebär också att kunden själv kan välja att utnyttja eller avstå de möjligheter som står till buds.
Åtskillnad mellan nätverksamhet och konkurrensutsatt verksamhet.
Jag har inget att erinra mot den komplettering i förordningen (1995:1145) om redovisning av nätverksamhet som utredaren föreslår. Avseende denna fråga vill jag emellertid återigen understryka att de argument för ett undantag som Svensk Energi framfört tidigare alltjämt är relevanta för att motivera varför Sverige, i likhet med andra europeiska länder, ska införa ett undantag för företag som har färre än 100 000 kunder från det nu aktuella förbudet.
Svensk Energi har låtit KPMG göra en särskilda analys angående utredningens konsultrapport från Öhrlings Pricewaterhouse-Coopers ”Ersättning till styrelse och vd som indikation på korssubventionering mellan nätföretag och elhandelsföretag”. Resultatet av denna analys stödjer inte farhågorna om korssubventionering som utredaren motiverar det föreslagna förbudet med. På intet sätt och inte i något sammanhang har det därför, enligt Svensk Energis uppfattning, kunnat påvisas misstanken om att korssubventionering förekommer mellan företag i elbranschen. Detta har också framförts till Näringsdepartementet i brev av den 7 september 2004 jämte en redovisning av KPMGs rapport.
Härutöver hänvisas till särskilt yttrande avgivet av sakkunnig Hans Sylvén i Delbetänkande av El- och gasmarknadsutredningen SOU 2003:113 och Svensk Energis remissvar över samma delbetänkande.
Karima Björk
Särskilda yttranden SOU 2004:129
494
Särskilt yttrande av sakkunnige Bertil Persson
Förslaget till centralt anläggningsregister
Jag delar inte utredningens tro på att inrättandet av ett s.k. centralt anläggningsregister skulle lösa eller förbättra elmarknadens funktionalitet på det sätt utredningen gör gällande. Så kan t.ex. ett sådant register knappast lösa dagens huvudproblem med sena eller uteblivna mätaravläsningar. Likaså är det svårt att förstå varför uppgifterna i ett centralt anläggningsregister skulle bli mer korrekta än i de enskilda nätföretagens egna register, från vilka uppgifterna med största sannolikhet hämtas. För att uppnå en bättre fungerande leverantörsbytesprocess torde det i nuläget vara tillräckligt att införa ett enhetligt system för benämning av anläggningsidentiteter. Detta kan lämpligen ske genom användande av EAN-koder. Ett sådant system med EAN-koder har ju också införts i bl.a. våra grannländer Danmark och Norge samt synes också på frivillig väg vara på väg att införas i Sverige. För att få till stånd en bättre identifiering av elkunderna är det troligen tillfyllest att tillåta att dessa får identifieras med hjälp av person- och organisationsnummer.
För det fall ett centralt register ändock skulle bedömas medföra vissa fördelar är de risker som är förknippade med inrättandet av ett riksomfattande centraliserat register av sådan art att dessa risker i sig är skäl nog att inte genomföra utredningens förslag i denna del. Här kan nämnas de ofrånkomliga betydande risker som föreligger med avseende på frågor som t.ex. datasäkerhet, sekretess och integritet. Detta gäller särskilt som förslaget innebär att ett stort antal företag/myndigheter avses ha mer eller mindre obegränsad tillgång till registret. Det måste tyvärr konstateras att utredningen har i stort negligerat dessa minst sagt allvarliga risker i sin redovisning av förslaget till register. Till detta kommer kostnadsaspekten. De kostnader som detta stora centrala anläggningsregister för med sig, vägs inte upp av den eventuella nytta den kan ge. Detta speciellt med beaktande av det nya regelverk om månadsvis avläsning som införs 2006. De kostnads- och nyttoberäkningar härvidlag som redovisas av utredningen bär inte sannolikhetens prägel.
Om det nu i alla fall skulle övervägas att införa ett register av sådant slag som utredningen föreslår, uppkommer den principiella frågan om detta register skall hanteras av staten. Enligt min mening kan det naturligtvis inte vara ett statligt åtagande att föra ett regis-
SOU 2004:129 Särskilda yttranden
495
ter som i realiteten huvudsakligen är ett privat kundregister. Det måste självfallet som beträffande all annan kommersiell verksamhet vara en uppgift för aktörerna på marknaden. Om dessa skulle finna det nödvändigt att införa ett centralt register kan en möjlighet vara att välja en lösning motsvarande den som valts inom teleområdet; en lösning som synes ha fungerat väl.
Återkallelse av tillstånd
Ellagen innehåller i 8 kap. 4 § ett absolut krav på att en elleverantör endast får leverera el i uttagspunkter där någon åtagit sig balansansvaret. Samma krav skall enligt utredningens förslag till ändrad ellag (6 kap. 3 § ellagen) gälla också framdeles. Avsaknad av balansansvarig bör därför alltid leda till återkallelse av meddelat tillstånd; ett förhållande som enligt min mening skall framgå direkt av lagtexten.
Förslaget till författningstext
Vad angår utredningens förslag till författningstext har vissa delar av detta, bl.a. vad avser det föreslagna anläggningsregistret, erhållits i ett sådant sent skede av utredningsarbetet att det inte varit möjligt att göra en seriös analys av det. Det kan dock konstateras att författningstexten måste ses över och i vissa delar få en mer stringent utformning än vad nu är fallet. Det måste bl.a. av lagtexten klart och tydligt framgå vad ändamålet med det föreslagna s.k. anläggningsregistret är.
Bertil Persson
Särskilda yttranden SOU 2004:129
496
Särskilt yttrande av sakkunnige Christer Söderberg
Yttrandet avser kapitel 10 i utredarens betänkande.
Uppdraget
En utredare har tillkallats för att bland annat kartlägga konsekvenserna av att bestämmelsen om att de småskaliga elproducenterna endast skall betala för den del av nättariffen som motsvarar årlig kostnad för mätning och rapportering tas bort.
Utredaren ska även föreslå ett alternativ till att ta bort bestämmelsen.
Sammanfattning
Utredaren har gått ett steg längre än uppdraget och föreslagit att bestämmelsen tas bort. Utredaren har även framtagit ett alternativ till borttagande av bestämmelsen men föreslår inte dess införande.
Utredaren föreslår även borttagande av undantagsbestämmelsen för småskalig elproduktion avseende kostnaden för mätutrustningen och dess installation i mätningspunkten (3 kap. 14 § ellagen), något som inte ingick i uppdraget och där dessutom innebörden av detta avsnitt i ellagen har missförståtts.
Utredaren ger stort utrymme till beskrivningen av tidigare stöd och av elcertifikatsystemet, men har inte uppmärksammat det överskott av certifikat som finns i detta system, vilket för närvarande pressar priserna och sannolikt kommer att gör så i flera år eftersom överskottet beräknas bestå under ca fyra år.
Utredaren ger likaså ett stort utrymme att beskriva den småskalig elproduktionens inverkan på elnäten men tar då enbart med den negativa delen, ej den positiva. Beskrivningen är således inte neutral.
Utredaren finner att ersättningsnivån kommer att ligga på 50–56 öre/kWh för småskalig elproduktion, jag finner att den kommer att ligga på 47–50 öre/kWh baserat på forwardpriser på Nordpool de närmaste tre åren och realistiska priser på elcertifikat (miljöbonus är inte medtaget eftersom det är under avtrappning och upphör efter 2008).
SOU 2004:129 Särskilda yttranden
497
Vad gäller produktionskostnaderna utgår utredaren från en av Elforsk år 2003 lämnad rapport, där av olika skäl samtliga kostnadselement ej medtagits och där spannet mellan låg och hög produktionskostnad är stort. Utredaren konstaterar att ”en försvarlig del av spannet täcks av intäkterna” och drar därav slutsatsen att den småskaliga elproduktionen tål en nätavgift. Något försök till en mer noggrann bestämning av produktionskostnaderna görs inte, ej heller beaktas den av SERO för vind- och småskalig vattenkraft framtagna beräkningen av produktionskostnaderna avseende år 2004 (bilaga 1 och 2), vilka visar kostnader som oftast ligger över intäkterna utan att marginal för risk och vinst inräknats.
Några övriga konsekvenser för producenterna eller för situationen på elmarknaden redovisar inte utredaren.
Det av Svensk Energi framarbetade förslaget till nätavgift ger småskalig elproduktion en kostnadsökning på 4–10 öre/kWh. För storskalig elproduktion redovisade Elcertifikatutredningen en nätavgift på 1–5 öre/kWh.
Svensk Energis och utredarens förslag är svåröverskådligt och innehåller kostnadskomponenter som är av diskriminerande karaktär och torde strida mot EU:s Direktiv 2001/77/EG, både vad gäller hinder för utveckling av förnybar elproduktion som reglerna om icke diskriminering.
De senaste åren har konflikterna mellan småskaliga producenter och nätbolag ökat och en olycklig polarisering har uppstått. Med utredarens förslag kommer konflikterna att ytterligare öka med ökad belastning av prövningsinstanserna som följd.
Förslaget medför även en ökad administration för nätbolagen eftersom monopolreglerna enbart tillåter en maximerad vinst och när intäkterna från producenterna ökar måste tarifferna till elkunderna minska i motsvarande grad. Det är därför förvånansvärt att förslaget till nätavgifter ursprungligen kommer från nätbolagen.
För att minska konflikterna och den ojämna kostnadsbelastningen på både producenter och nätbolag bör ett utjämningssystem införas. För detta ändamål bör en fond skapas, vilken bör administreras av en särskild partssammansatt nämnd i likhet med Prisregleringsnämnden för elektrisk ström, vilken fanns i det tidigare monopolsystemet på elmarknaden. En sådan nämnd skulle medföra många fördelar som att avlasta Energimyndigheten och rättsystemet, fördela medel ur utjämningsfonden samt utgöra ett forum för lösningar av konflikter där båda parter är representerade liksom Energimyndigheten. Det skulle minska den frustration många pro-
Särskilda yttranden SOU 2004:129
498
ducenter känner eftersom de befinner sig i ett underläge mot nätbolagen, både kunskapsmässigt och vad gäller möjligheter att få ta del av underlag till anslutningskostnader liksom att de tvingas acceptera kostnader för att överhuvudtaget kunna genomförs sina projekt inom givna tidsramar.
För att uppfylla Sveriges åtaganden enligt Direktiv 2001/77/EG föreslår jag att gränsen för undantagsbestämmelse för nätavgift flyttas från 1,5 MW till 10 MW, vilket är den gräns som EU Kommissionen satt för småskalig vattenkraft. Vidare föreslår jag att en fond skapas finansierad med schablonavgifter från småskalig elproduktion upp till 10 MW samt kvotpliktsavgifter från elcertifikatsystemet, en regleringsnämnd tillskapas samt att en utredning tillsättes för att utreda principer för tariffsättning på elnätet.
Allmänt
Jag tolkar direktivet till utredaren som att konsekvenserna av ett borttagande av undantagsbestämmelsen i 4 kap. 10 § ellagen skall belysas samt att ett alternativ till ett borttagande ska föreslås.
Utredaren har enligt min uppfattning gått ett steg för långt, själv föreslagit ett borttagande av bestämmelsen samt redovisat ett alternativ, vilket dock utredaren inte vill föreslå. En mening med att redovisa konsekvenserna är rimligen att uppdragsgivaren mot bakgrund av konsekvenserna ska kunna ta ställning till ett borttagande eller ej alternativt ersätta med annan föreslagen lösning.
Utredaren har givit en omfattande beskrivning av de tidigare stödsystemen för småskalig elproduktion, elcertifikatsystemet samt den småskaliga elproduktionens inverkan på elnäten där enbart de negativa delarna lyfts fram. Det vore rimligt för jämvikten om även de positiva delarna behandlades, det har jag istället gjort i ett senare avsnitt. Jag anser att utredaren brustit i objektivitet på denna punkt.
Själva konsekvensbedömningen, den som uppdragsgivaren ville ha redovisad, har enbart kortfattat behandlats.
Den som ska ta ställning till huruvida den bestämmelse som avses i detta fall kan tas bort eller ej behöver tillgång till korrekt underlag avseende den småskaliga elproduktionens intäkter och produktionskostnader samt övriga faktorer som påverkas av en sådan förändring.
SOU 2004:129 Särskilda yttranden
499
Nedan följer min bedömning av de konsekvenser ett borttagande av bestämmelsen kommer att få för producenterna, nätbolagen samt övriga delar av energisektorn som påverkas av denna ändring.
Vad är småskalig elproduktion?
Efter oljechockerna på 1970-talet ansåg staten det viktigt att stödja inhemsk energiproduktion och man bedömde att om småskalig sådan skulle kunna utvecklas behövdes ett stöd eftersom denna produktion är behäftad med skalnackdelar. Utan närmare utredning valdes 1 500 kW som gräns för stöd och vid den tiden, i slutet av 1970-talet, var det närmast vattenkraften som avsågs. Senare har denna gräns kommit att avse all förnybar elproduktion i Sverige, medan EU-kommissionen har definierat småskalig vattenkraft som anläggningar med högst 10 MW effekt. Sverige valde således gräns tidigt och med nuvarande utveckling av förnybar elproduktion finns anledning att se över denna låga gränssättning.
Varför småskalig elproduktion?
I ett strängt marknadsekonomiskt energisystem borde inte finnas utrymme för småskalig elproduktion eftersom den p.g.a. skalnackdelar har högre produktionskostnader än den storskaliga.
Men så gott som alla EU-länder har stödsystem för småskaliga produktionsformer eftersom de har samhällsfördelar som väl väger upp, en del av dessa anges nedan.
Distribuerad elproduktion
Mindre anläggningar belägna ute i elnäten hjälper till att hålla uppe spänningsnivån, minskar sårbarheten vid störningar och kan i vissa fall hålla en mindre del av ett lokalnät med elförsörjning vid bortfall av huvudinmatningen.
Särskilda yttranden SOU 2004:129
500
Teknikutveckling
Innovations- och utvecklingssteg inom elproduktion brukar först provas och få mogna i mindre anläggningar för att kvalificeras där innan de anses färdiga för storskaliga anläggningar.
Rekryteringsbas för energisektorn
Många energiengagerade är verksamma inom småskalig produktion och kvalificerar sig därmed som rekryteringsbas för större energibolag.
Spridning av energiinformation
De småskaliga energiproducenterna arbetar nära ”gräsrotsnivån” och har därigenom de bästa förutsättningarna att sprida kunskap och information om energi.
Minskade nätförluster
Eftersom småskalig produktion och konsumtion i allmänhet ligger nära varandra minskas således behovet av distansproducerad elkraft. Energibesparingen kan vara upp till 10 procent baserad på produktionen hos en individuell distribuerad produktionsanläggning.
Miljöfördelar
Den förbränningsfria småskaliga elproduktionen ersätter vanligen importerad fossilproducerad elkraft och med denna förknippade skadliga utsläpp, inte enbart koldioxid utan även svaveldioxid, kväveoxider m.m. Samma gäller när vi exporterar förnybar el, då motsvarande fossila produktion inte behövs.
SOU 2004:129 Särskilda yttranden
501
Regionalpolitik och sysselsättning
Småskalig elproduktion sker vanligtvis i glesbygdsområden och skapar där sysselsättning och inkomster. Det blir allt viktigare att ha möjligheter till alternativa verksamheter som energiproduktion när traditionella näringsgrenar som jordbruk, skogsbruk, boskapsskötsel fiske m.m. sviktar allt mer. Småskalig elproduktion skapar fler arbetstillfällen än storskalig eftersom den är mer personalintensiv per producerad energienhet. Det är en anledning till att produktionskostnaden är högre men det är samtidigt en fördel ur samhällets synpunkt.
Stimulans av småföretagande
Småskalig elproduktion sker vanligen i mindre företag eller enskilda företag. Både EU och staten önskar att småföretagandet ökar och verksamheten med småskalig elproduktion är ett utmärkt område för kreativa och entreprenörsinriktade personer.
Industri och exportmöjligheter
Världsmarknaden för utrustningar och teknik avseende förnybar elproduktion ökar kontinuerligt. De länder som stimulerar inhemsk småskalig elproduktion har som ett resultat fått en industriell utveckling, vilken givit exportframgångar och ökad sysselsättning.
Villkoren för småskalig elproduktion i Sverige
Eftersom den småskaliga elproduktionen har samhällets acceptans att få ingå i mångfalden av produktionsslag har den för närvarande följande stödsystem.
• Miljöbonus, gäller enbart vindkraft under en övergångsperiod,
9 öre/kWh under 2005 därefter avtrappande till 0 vid ingången av 2009.
• Elcertifikat, tilldelas all förnybar elproduktion med undantag av befintlig vattenkraft över 1 500 kW. Nybyggnad och produktionshöjningar i sådana kraftverk berättigar emellertid till certifikattilldelning.
Särskilda yttranden SOU 2004:129
502
• Undantag från nätavgift, frånsett avgiften för mätning och rapportering.
Ersättningar till småskalig elproduktion
Den totala intäkten för småskalig elproduktion består av tre delar, och under 2005 är intäkterna beräknade till
Ersättning för såld elkraft 25 öre/kWh Ersättning för sålda certifikat 22 öre/kWh Ersättning för nätnytta 1,5 öre/kWh 48,5 öre/kWh
För vindkraft tillkommer den tillfälliga miljöbonusen som för 2005 är 9 öre/kWh.
Forwardpriserna på Nordpool ligger de närmaste tre åren på ca 25 öre/kWh och enligt Energimyndighetens bedömning kommer de att stiga till 29 öre/kWh år 2020.
Priset på elcertifikat har under 2004 varit ca 24 öre/kWh men bedöms sjunka till 22 öre under 2005 eftersom det stora överskottet av certifikat, över 30 procent, pressar priset på certifikaten. Detta överskott kommer att ligga kvar till 2009 även om ingen ny certifikatproduktion tillkommer. Om ändå detta sker riskerar priset att ytterligare sänkas.
Ersättningen för s.k. nätnytta, lokalnätägarens minskade kostnader för nätförluster m.m. på grund av lokal inmatning, ligger i allmänhet på 1–3 öre/kWh.
Produktionskostnader
Utredaren har angivit för låga produktionskostnader. Utgångspunkten har varit den av Elforsk 2003 utgivna rapporten El från nya anläggningar, nr 03:14, vilken av olika anledningar ej tar med samtliga kostnadselement.
Denna rapport visar emellertid ett kostnadsspann på ca 36 öre/kWh för produktionskostnaderna för vind- och vattenkraft, varvid utredaren valt den nedre delen av spannet och kommit till för låga kostnader, vilket resulterat i att med de samlade intäkterna för den småskaliga elproduktionen, 50–56 öre/kWh, ”täcks en för-
SOU 2004:129 Särskilda yttranden
503
svarlig del av staplarnas högkostnadsdelar” (spannet). Att dra en slutsats så summariskt när dessa kostnader har en avgörande betydelse för de konsekvenser som senare dras är inte försvarbart.
Bakom slutsatsen ligger även ett val av ett elpris (högt) från prognoser för 2020 medan produktionskostnaderna är beräknade i 2003 års nivå. Realistisk prisnivå för 2005 och de närmaste åren skall vara intäkter på 47–50 öre/kWh. Därutöver har vindkraften under en kortare övergångsperiod miljöbonus, 9 öre/kWh under 2005 vilket trappas ned till 0 vid ingången av 2009.
Jag har framlagt produktionskostnader som framtagits genom SERO (bilaga 1 och 2) på mellan 47 och 74 öre/kWh men utredaren har inte tagit hänsyn till dem, heller ej kommenterat dem.
Att enbart få produktionskostnaderna täckta stimulerar inte till investeringar då risker och behov av en viss vinst kräver en marginal utöver produktionskostnaderna. I den första utgåvan av förslaget till kapitel 10 pekar utredaren på detta behov av marginal, men det har försvunnit i senare versioner av förslag till kapitel 10.
Affärsrisken för småskalig elproduktion, i första hand vind- och vattenkraftverk, är riskerna för ett dåligt vindår resp. ett torrår, kraftiga räntevariationer, förändringar i de energipolitiska förutsättningarna samt ändringar i regelverket. Dessa riskfaktorer bruka påpekas av finansieringsinstitut som ger de politiska stödsystemen lågt värde i sina kalkyler och i motsvarande grad kräver högre egeninsats och högre räntor.
Speciellt vattenkraft är utsatt för detta då regelverket har ändrats så att en dammägare numera är strikt ansvarig för dammolyckor samt att en kraftverksägare måste tåla en omprövning av vattendomen (miljötillståndet) så att upp till fem procent av bruttointäkten kan gå förlorad utan kompensation. En vattenkraftägare har i tillståndet vanligen angivet vilka vattennivåer som ska vidmakthållas i dammen varför en ev nedläggning av kraftstationen ger fortsatt skyldighet att underhålla dammen och vattenståndet alternativt ansöka om tillstånd att riva ut dammen, vilket bruka medföra lika mycket motstånd och kostnader som att uppföra en ny dammanläggning.
En marginal för risker och vinst bör sättas till 2 procent av investeringen och blir då ca 10 öre/kWh. För vattenkraften bör den sättas något högre, 2,5 procent kan vara rimligt, och marginalen blir då ca 13 öre/kWh.
Täckningsbehovet inklusive vinst/riskmarginal blir då för vindkraft 58–84 öre/kWh och för vattenkraft 60–79 öre/kWh.
Särskilda yttranden SOU 2004:129
504
Utredarens analys
Baserat på en produktionskostnad av ca 36–78 öre/kWh och en intäkt på 50–56 öre/kWh bedömer utredaren att en ”försvarlig del” av produktionskostnaderna täcks in och att det därför finns ekonomiskt utrymme för att småskalig elproduktion ska kunna erlägga en nätavgift 4–10 öre/kWh.
Min analys
Produktionskostnaderna enligt uppgifter inhämtade av SERO ger också ett avsevärt spann beroende på anläggningens storlek, vindförhållanden och fallhöjder. Spannet är ca 30 öre/kWh mellan låg resp hög produktionskostnad. För de små vattenkraftverken varierar produktionskostnaderna huvudsakligen med storlek och utnyttjad fallhöjd. Små anläggningar och låga fallhöjder ger högre produktionskostnader, och dessa varierar mellan 47 och 66 öre/kWh, exklusive marginal för risk/vinst. För vindkraften ligger produktionskostnaderna på 48 till 74 öre/kWh huvudsakligen beroende på vindförhållanden och avskrivningstid.
En marginal för risk och vinst måste finnas för att en verklig utbyggnad resp. ett vidmakthållande av äldre verk ska komma till stånd.
Dessa kostnader måste täckas av realistiska intäkter och långsiktigt tror jag att 49–50 öre/kWh är realistiskt. Man kan då konstatera att det enbart i vissa fall som det blir kostnadstäckning och att det inte blir något över till en marginal. Många kraftverksägare löser detta problem idag genom att inte ta ut ersättning för eget arbete samt att inte kräva avkastning på eget insatt kapital, men detta är inte en realistisk väg för att få till stånd en varaktig utbyggnad av förnybar elproduktion.
Att i en sådan situation lägga på en nätavgift skulle få mycket negativa konsekvenser och ytterligare öka finansiärernas misstro till stabiliteten i denna sektor.
SOU 2004:129 Särskilda yttranden
505
Utredarens förslag till nätavgift
Utredaren har uppdragit åt Svensk Energi att utarbeta en tariffmodell för småskalig elproduktion. Svensk Energi har i sin tur låtit uppgiften huvudsakligen utföras av nätbolagen hos Vattenfall, Sydkraft och Fortum. Inga små nätbolag har deltagit i detta arbete.
Förslaget utmynnar i att småskalig elproduktion ska delta i kostnaden för transporten av el på nätet. Detta föder frågan om vem som ska stå för kostnaderna för transport av el på näten.
En grundprincip för transport av varor är att det är kunden som betalar den (fritt leverantören). I vissa fall inkluderas transporten i varans pris (fritt kunden) men i utredarens förslag skall både producent och kund på något sätt dela på transportkostnaden vilket närmast kan beskrivas som ”fritt någonstans på elnätet”. En sådan leveranspunkt är mycket otydlig och kommer att leda till många konflikter.
En utgångspunkt för förslaget är att en producent ska erlägga avgift för den del av elnätet som ianspråktages av inmatningen på det lokala nätet. För att exemplifiera detta har ett ”medelnät” konstruerats och man visar i diagramform (kap. 10, sidan 7, figur 1) hur stor andel av lokalnätet som tas i anspråk av olika storlekar av kraftverk. Här kan man dra den slutsatsen att tre lokala kraftverk på ca 600 kW ianspråktar hela ”medelnätet”, något som förefaller högst osannolikt. Modellen visar också att de producenter som matar in el på lokalnätet från överliggande nät inte erlägger någon nätavgift på lokalnäten, trots att de ianspråktar detta för sin leverans av el till slutkund. Dessa producenter betalar enbart på det nät de ianspråktager i sin anslutning, och där är nätavgiften lägre. Man kan också notera att den föreslagna modellen låter elproducenter som matar in på de lokala näten betala högre avgifter eftersom dessa nät ”importerar” kostnader från överliggande nät vilka adderas till de effekt- och energikostnader som uppstår i lokalnäten. Detta innebär att lokala producenter får betala för nät som de överhuvudtaget inte ianspråktar. Dessa två fall torde utgöra klara fall av diskriminerande regler och visar att det bör göras en översyn av nättariffernas konstruktion. Den föreslagna nätavgiften kommer att förorsaka många konflikter och prövningsärenden.
Svensk Energi och utredaren har förslagit en nätavgift för småskalig elproduktion som överhuvudtaget är svår att förstå och som synes leda till högre avgifter än motsvarande avgifter för större kraftverk, där Elcertifikatutredningen redovisade en
Särskilda yttranden SOU 2004:129
506
kostnad på 1–5 öre/kWh mot 4–10 öre/kWh i det nu lagda förslaget från utredaren.
Utöver konflikter mellan producenter och nätbolag kommer ett införande av förslaget att leda till ökad administration för nätbolagen eftersom dessa ständigt måste justera sina tariffer till slutkund när lokal elproduktion tillkommer (eller försvinner) eftersom deras vinst som monopolföretag enligt ellagen är maximerad. Det är därför obegripligt att detta förslag ursprungligen har väckts av nätbolagen och aktivt drivs av dessa, i första hand de stora nätbolagen.
EU:s direktiv om främjande av förnybar elproduktion
Enligt EU:s direktiv 2001/77/EG ska medlemsländerna stimulera tillkomsten av förnybar elproduktion så att vissa mål uppnås år 2010. Av direktivet framgår att lämpliga stödåtgärder ska vidtas för att nå målet, att administrativa hinder och andra hinder för utveckling ska minskas samt att regelverket skall vara klart, tydligt och icke-diskriminerande.
De föreslagna nätavgifterna motverkar direktivet genom att de minskar verkan av nuvarande stödsystem, utgör ett hinder för ökningen av elproduktionen från förnybara energikällor samt inför diskriminerande regler. Utredaren hävdar att borttagandet av gränsen 1 500 kW skulle påskynda utvecklingen eftersom idag vissa kraftverk som tillverkats med effekter över 1 500 kW ”skruvas ned” till 1 500 kW för att slippa nätavgifter. Jag hävdar att detta beror på en felräkning från utredaren. Ta exemplet ett vindkraftverk på 2 000 kW som ”skruvas ned” till 1 500 kW, där den producerar ca 3 GWh per år. De återstående 500 kW kan utnyttjas ca 400 timmar och ger ytterligare 200 000 kWh. I det första fallet, ersättning 49 öre/kWh, är intäkten 1 470 000 kr. I det andra fallet, ersättning 49-7=42 öre/kWh, med en produktion på 3,2 GWh blir intäkten 1 344 000 kr, en minskning av årsintäkten med 126 000 kr, vilket minskar intresset för investeringar även i större anläggningar.
SOU 2004:129 Särskilda yttranden
507
Konflikter mellan nätbolag och producenter
Konflikter mellan nätbolag och producenter har ökat på senare år och lett till en olycklig polarisering.
Det är inte ovanligt att konflikter uppstår i gränszonen mellan en fri marknad och en monopolmarknad, och i fallet elproducenter och nätbolag har konflikterna stärkts av att regelverket är oklart och många gånger svårtolkat samtidigt som Energimyndigheten och rättssystemet i övrigt ej har tillräckliga resurser att kunna hantera alla prövningsärenden. Det finns exempel på ärenden som ligger under prövning sedan åtta år och ännu inte är avgjorda.
De små elproducenterna känner sig maktlösa mot många nätbolag eftersom de har ett kunskapsunderläge och nätbolagen kan utnyttja sin monopolsituation för att bestämma pris och villkor för en anslutning. Det finns exempel där nätbolag vägrat anslutning innan projektören godkänt villkoren, ärendet har överlämnats till Energimyndigheten för prövning, men innan beslut där har tagits har offerten från tillverkaren för länge sedan slutat gälla och det vindkraftverk som ansöktes bidrag för tillverkas inte längre, varför hela ansökan har fått göras om med ytterligare förseningar och problem.
Andra fall där producenten anser sig missgynnad är beräkningar av nätförstärkning p.g.a. den nya inmatningen, kostnader för mätning och rapportering samt storleken på ersättningen för nätnytta, vilken var betydligt högre före det elhandel och nätverksamhet skildes. Producenterna irriteras också av att nätbolagen tar fullt betalt för en nätanslutning och kan därefter använda den som avskrivningsunderlag.
Nätbolagen å sin sida klagar över att den småskaliga produktionen i vissa fall kan åstadkomma störningar i nätet samt att vissa stora etableringar medför nätförstärkningar som ej kan tas ut av producenten utan måste tas ut av elkunderna. Exempel på detta är områden med goda naturliga förutsättningar för viss elproduktion t.ex. vindkraft, men där det finns ett glest nät som behöver förstärkas för att kunna överföra den producerade elen. Sådana fall kan komma att öka i framtiden och ett system för utjämning av kostnader bör införas. Ett sådant system kan dels finansieras av producenterna genom schablonavgifter dels genom kvotpliktsavgifter från elcertifikatsystemet. Dessa medel bör tillföras en fond som administreras av en nämnd, vilken även skall behandla tvister av teknisk och ekonomisk karaktär. Förebild är den nämnd, Pris-
Särskilda yttranden SOU 2004:129
508
regleringsnämnden för elektrisk ström, som fanns på den tidigare monopolmarknaden.
Nämnden bör vara partssammansatt men även Energimyndigheten bör vara representerad. Uppgiften skall vara att snabbt hantera en tvist, som någon av parterna anmäler, fördela medel ur fonden samt avlasta Energimyndigheten och rättssystemet ett stort antal prövningsärenden.
Internationella jämförelser
Debiteras små elproducenter överföringsavgifter för eltransport i andra länder? En stickprovsundersökning visar att detta är ovanligt. Länder med betydande småskalig elproduktion som Tyskland, Frankrike och Österrike har enbart avgifter för anslutning och mätning av elproduktion, inga avgifter för överföring av el.
Skillnader mellan Sverige och övriga länder i detta avseende kommer att leda till snedvriden konkurrens när en avreglerad kommer att tillåta konkurrens mellan små elproducenter inom EU.
Kostnaden för mätutrustningen och dess installation
Utredaren förslår ”ett borttagande av bestämmelsen i ellagens 3 kap. 14 § som anger att kostnaden för mätning i inmatningspunkten hos en småskalig producent inte ska debiteras denne”. Det ingick inte i direktivet att föreslå en sådan åtgärd. Dessutom har utredaren missförstått innebörden av denna punkt i ellagen. Småskalig elproduktion betalar redan idag kostnader för mätning. Den bestämmelse som 2003 tillkom i 3 kap 14 § i ellagen hade en anknytning till införandet av elcertifiaktsystemet och Svenska Kraftnäts krav på mätvärden för att kunna behandla dem likformigt i sitt system. Svenska Kraftnät krävde entimmesmätning medan elcertifikatsystemet enbart krävde månadsmätning.
För att de små producenterna ej skulle drabbas av det ökade kravet från Svenska Kraftnät tillkom undantagsbestämmelsen, vilken anger att kostnaden för mätutrustning, insamlingsutrustning och dess installation i mätpunkten ej skall debiteras producenten. Det var skälet till att bestämmelsen infördes och skälet är lika starkt idag.
SOU 2004:129 Särskilda yttranden
509
Slutsatser
Konsekvenserna av ett införande av nätavgifter på småskalig elproduktion blir omfattande då de utgör 8–20 procent av bruttointäkten. Det kommer att medföra att investeringarna minskar vilket strider mot riksdagens beslut om omställningen av energisystemet samt EU:s direktiv om främjande av förnybar elproduktion och de mål som där uppsatts för Sverige.
Införandet av utredarens förslag kommer att leda till många överklaganden vilka kommer att belasta både nätbolag och producenter liksom Energimyndigheten och rättsystemet.
Eftersom nätbolagen är monopol är deras vinst maximerad vilket innebär att om de får nya intäktskällor måsta tarifferna sänkas för andra kundgrupper, något som kommer att leda till ökad administration för nätbolagen och ännu mer oklara och svårbegripliga nättariffer.
Ett införande av överföringsavgifter på småskalig elproduktion strider mot praxis i flertalet andra EU-länder och snedvrider konkurrensen bland EU:s små elproducenter, när elmarknaden kommer att öppnas för sådan konkurrens.
Utredarens förslag strider mot EU:s diskrimineringsregler i Direktiv 2001/77/EG, eftersom enbart vissa producenter förslås få en nätavgift på lokalnäten.
Det finns en ojämn belastning av småskalig elproduktion i vissa lokalnät, men detta bör inte lösas genom en generell nätavgift som inte är anpassad till rådande förhållanden utan genom ett utjämningssystem som är anpassat efter behoven.
Det förslag till nätavgift för små elproducenter som utredaren presenterar innehåller kostnadskomponenter från nät där småskalig elproduktion inte förekommer och det är allmänt krångligt och svårbegripligt.
Små elproducenter anser att de har ett ojämlikt förhållande till nätbolagen. Nätbolagen har ett kunskapsöverläge, möjlighet genom sin monopolstatus ta ensidiga beslut samt, genom att i vissa fall lämna uppenbart höga offerter för anslutning, tvinga fram en prövning och en tidsförskjutning som kan leda till förseningar, kostnadsökningar och i visa fall leda till att hela projektet går i graven.
Särskilda yttranden SOU 2004:129
510
Förslag
A. Eftersom utredarens förslag leder till minskad elproduktion
från förnybara energikällor förslår jag att gränsen 1,5 MW i 4 kap. 10 § ellagen höjs till 10 MW och att den ska gälla för förnybar energi oberoende av på vilket nät inmatningen sker. 10 MW är den gräns EU Kommissionen har satt för småskalig vattenkraft. På detta sätt skapas bättre förutsättningar för omställningen av det svenska energisystemet samt ökad möjlighet att uppfylla de krav som ställs på Sverige i direktiv 2001/77/EG.
B. Skapa ett utjämningssystem för nätutbyggnad så att goda
naturliga förutsättningar för elproduktion kan utnyttjas utan att lokala nät belastas orimligt ekonomiskt. Om ett projekts genomförande kräver omfattande nätförstärkningar blir det kanske aldrig genomfört. Läggs finansiering helt på producenten blir projektkostnaden för hög och projektet genomförs inte, läggs den på nätbolaget kan detta vägra anslutning med hänvisning till kostnaden för nätförstärkning och projektet stoppas av den anledningen. C. Genomför en utredning om nätavgifter och tariffsättning på de
svenska elnäten. Av vad ovan framförts i detta yttrande är nätbolagens avgifter och tariffer svårgenomskådliga och har diskriminerande inslag, tveksam saklighet vad gäller anslutningsvillkor, avgifter för mätning och rapportering samt ersättning för nätnytta. Elproducenterna har förklarat sig villiga att betala sakliga avgifter för anslutning, mätning och rapportering samt för den del av en nätförstärkning som en ny inmatning medför. Finansieringen av en nätförstärkning kan ske genom en schablonavgift på produktionen som tillförs en fond, vilken förvaltas av en särskild nämnd (se nedan). Schablonavgiftens användning ska redovisas öppet. Ett nätbolag, GEAB på Gotland, tar redan ut en schablonavgift för nätförstärkning på 1 200 kr per kW vid nyanslutning. Det kan ifrågasättas om denna avgift är saklig och i överensstämmelse med ellagen. Någon redovisning till producenterna av schablonavgiftens nyttjande har inte skett. D. Skapa ett forum för hantering av konflikter mellan nätbolag
och producenter. Detta forum kan bestå av en partssammansatt nämnd där även Energimyndigheten är representerad. Förebil-
SOU 2004:129 Särskilda yttranden
511
den är den tidigare Prisregleringsnämnden för elektrisk ström, vilken fungerade väl. Nämnden bör vara sammansatt av ledamöter med ekonomisk och teknisk kunskap om elproduktion och elnät. Nämnden ska ta beslut i inlämnade ärenden som rör anslutningar, behov av nätförstärkning, kostnader för mätning och rapportering samt ersättning för nätnytta. Nämnden skall även ta beslut om medel ur den fond som skapas för kostnadsutjämning mellan olika nät.
Christer Söderberg
Särskilda yttranden SOU 2004:129
512
Bilaga 1
Småskalig vattenkraft – produktionskostnader 2004
Kostnader för produktion av elkraft utgör grunden för många energipolitiska bedömningar. Få grundliga och realistiska beräkningar har gjorts betr. småskalig elproduktion i allmänhet och småskalig vattenkraft i synnerhet.
Baserat på erfarenhetsmässiga värden görs nedan en beräkning av investerings- och produktionskostnader för små vattenkraftverk mellan 250 kW och 1 500 kW effekt (den svenska definitionen av småskalig vattenkraft är anläggningar med max effekt 1 500 kW).
Det är känt att den specifika produktionskostnaden stiger med lägre installerad effekt i ett vattenkraftprojekt. Det är även känt att den specifika anläggningskostnaden sjunker med högre utbyggd fallhöjd, men de riktigt höga fallhöjderna medförande låga utbyggnadskostnader är sällsynta i Sverige medan de är vanliga i t.ex. Norge.
I här redovisade beräkningar är samtliga i projektet ingående kostnader redovisade, även anskaffning av mark och fallrätter samt nätanslutning.
Drift-, tillsyns- och underhållskostnader för vattenkraft är relativt sett höga eftersom det finns en damm med uppdämt vatten, där nivåer måste hållas med automatiskt eller manuellt opererade luckor. Staten har även genom vattendomen ålagt dammägaren uppgiften att vidmakthålla uppdämning och vattennivåer även efter det anläggningen är tagen ur drift alternativt begära miljötillstånd för utrivning. Intäkterna under driftperioden måste täcka även sådana kostnader.
Förutsättningar
För drift, tillsyn och normalt underhåll har antagits att detta handhas av ett externt företag med kompetens och resurser för detta (t.ex. ett nätbolag med egen vattenkraft).
Följande beräkning av kostnader för drift och tillsyn har antagits.
SOU 2004:129 Särskilda yttranden
513
Månadskostnad Årskostnad
Timdebitering för servicepersonal: 450 kr/tim
Debitering servicebil:
4 kr/km
Avstånd bas–kraftstation:
50 km
Rondning, 1 gång/vecka, 1x3 tim:
5 800 70 000
Utryckningar, genomsnitt 2 gånger/månad
1 600 19 000
Beredskap, delas med andra objekt
850 10 000
Bilkostnad, 100 km/vecka
1 700 21 000
Summa drift och tillsyn
9 950 120 000
Tidsåtgång för rondning m.m. är större än 3 timmar för de större verken.
Varje 7–9 år behöver ett fördjupat underhåll av turbin/generator, kontrollutrustning, vattenvägar och utskov göras. Denna kostnad slås ut som en avsättning i den årliga produktionskostnadskalkylen.
Varje 14–16 år måste en förnyelse av anläggningsdelar göras för att uppnå projekterad livslängd. Även denna kostnad avsätts som en årlig kostnad i kalkylen för produktionskostnader.
Sammanfattning
Produktionskostnaderna för små vattenkraftverk mellan 250 och 1 500 kW varierar från 66 till 47 öre/kWh. Därutöver bör en investerare ha vinstmarginal på 2,5 % av investeringen, vilken även fungerar som buffert vid dåliga produktionsår (torrår).
Av produktionskostnaderna utgör ca 70 % kapitalkostnader. Anläggningskostnaderna har under de senaste åren kunnat pressas genom teknikutveckling, men denna kostnadssänkning har motverkats av ökande kostnader för anskaffning av fallrätter, tillståndsprocessen, projektering och nätanslutning. Tillståndsgivningen (miljötillstånd) har inte enbart blivit mer arbetskrävande och dyrare, även utgången av ansökningen har blivit osäkrare. Detta är en hämmande faktor för utvecklingen av förnybar elproduktion.
Ur ren marknadssynpunkt borde inte små vattenkraftverk byggas eftersom de har högre produktionskostnader än större anläggningar, men samhället har under de senaste 25 åren stött denna typ
Särskilda yttranden SOU 2004:129
514
av anläggningar p g a andra positiva samhällseffekter som distribuerad elproduktion, regionalpolitiska effekter, ökade arbetstillfällen, minskade överföringsförluster, utveckling av småföretagande, teknikutveckling m.m.
Investerings- och produktionskostnader
Anm. Anläggningskostnaden kan variera +- 15 % beroende på fallhöjd m.m.
Anläggningseffekt 250 kW 750 kW 1 500 kW
INVESTERINGSKOSTN
Årsproduktion,GWh 1,0 3,0 6,0 Kostnader i Tkr
Förvärv av mark o fallrätt
300 750 1 300
Förprojektering
75 100 125
Tillståndsprocessen
400 450 500
Slutprojektering
100 125 150
Anläggning och utrustning m m
4 500 12 750 24 000
Nätanslutning
400 700 1 100
Summa Tkr
5 775 14 875 27 175
Summa kr/årskWh
5,8 4,96 4.53
PRODUKTIONSKOSTNADER, Öre/kWh
Drift och tillsyn
10,7
5
3
Normalt underhåll och rep
3
3
3
Avsättning till fördjupat underhåll/rep
1,5 1,5 1,5
Avsättning till framtida förnyelse
2,5
2
2
Fastighetsskatt, försäkring, administration
4 3,5
3
Oförutsett
1
1
1
Summa öre/kWh
22,7 16 13,5
Räntekostnad
5%
28,9 24,8 22,6
Avskrivning
2,50%
14,4 12,4 11,3
Summa öre/kWh
43,3 37,2 33,9
Sammanlgd produktionskostnad, öre/kWh
66 53,2 47,4
Skälig vinst, 2,5 % av investering, öre/kWh
14 12 11
Behov av bruttointäkt, öre/kWh
80 65 58
SOU 2004:129 Särskilda yttranden
515
Bilaga 2
Produktionskostnader för vindenergi på land 2004
Sammanfattning
Svensk Vindkraftförening, SVIF, har gjort en uppdaterad beräkning av produktionskostnader för vindenergi på land. Beräkningen är gjord för tre vindlägen – Mycket bra kustläge, bra kustläge och bra inlandsläge Vidare är beräkningar gjorda för en ekonomisk avskrivningstid på 12, 15 och 20 år.
Inför EU-kommissionens notifiering av vindkraftens miljöbonus har Svensk Vindkraftförening i januari 2004 gjort en noggrannare beräkning. Den totala genomsnittliga investeringskostnaden, beräknad enligt STEM:s anvisningar för investeringsstöd, är 9 100 kr/kW eller 3,79 kr/årskWh. I denna kostnad är inte inräknat vissa projekteringskostnader och heller inte det 15 %-iga investeringsstödet. Detta är en medelkostnad för alla vindkraftverk, som STEM har givit 15 % investeringsstöd under perioden 1 juli 1997– 19 april 2002. Beräkningen baseras på 340 vindkraftverk med den totala effekten 260 MW och en beräknad produktion å 626,3 GWh/år och det totala investeringsstödet 356 miljoner kronor. Det beräknade genomsnittliga antalet fullasttimmar blir 2 409 timmar/år.
Vi har även gjort en beräkning av antalet fullasttimmar på ett mycket bra kustläge. Denna be räkning är gjord för ett 600 kW Vestas vindkraftverk på Lövstaviken i Falkenberg. Vindkraftverket har varit i drift från 1 juni 1996 och den årliga produktionen har beräknats till 1 500 MWh/år. Den verkliga produktionen är under 6 år beräknad till i genomsnitt 1 474 MWh/år eller 2 457 fulltimmar/år. De årliga produktionsvärdena åren 2002–1997 är 1 310+1 347+1 645+1 555+1 674+1 313 MWh. Det är 1,7 % mindre än kalkylerat.
Med hjälp av ovanstående och den månatliga driftstatistiken för vindkraftverk gör vi följande bedömning: Mycket bra kustläge 2 450 fullasttimmar Bra kustläge 2 000 fullasttimmar Bra inlandsläge 1 800 fullasttimmar
Särskilda yttranden SOU 2004:129
516
Vår beräkning visar att ovan angivna genomsnittliga antalet fullasttimmar 2 409 tim/år under perioden 1 juli 1997–19 april 2002 inte kan vara korrekt.
Enligt EU-direktivet 2001/77/EG 27 september 2001 om främjande av el från förnybara energikällor skall hänsyn tas till särdragen hos olika förnybara energikällor samt till olika tekniker och olika geografiska förhållanden. Regler för nätfrågor skall grunda sig på objektiva, klara och tydliga samt icke diskriminerande kriterier, se Artikel 4, Stödsystem och Artikel 7, Nätfrågor i direktivet.
Eftersom det med nuvarande elcertifikatsystem inte är möjligt att före ett investeringsbeslut kalkylera projektets lönsamhet på lång sikt, bör stödsystemet baseras på en ekonomisk avskrivningstid på högst 12–15 år. Skulle det bli möjligt att bedöma lönsamheten på 20 år blir produktionskostnaden lägre.
Beräkningen visar att den genomsnittliga investeringskostnaden är 9 400 kr och driftkostnaden är 9–12 öre /kWh under verkets ekonomiska avskrivningstid beroende på vindläget. Med de förutsättningar som redovisas i bifogat beräkningsunderlag har vi beräknat nedanstående produktionskostnaden med avskrivningstiden.
12 år 15 år
Mycket bra kustläge 55 48 öre/kWh Bra kustläge 67 59 öre/kWh Bra inlandsläge 74 66 öre/kWh
Någon tillkommande nätkostnad är inte inräknad i dessa kostnader.
Beräkningsunderlag
Svensk Vindkraftförening, SVIF, har till Elcertifikatutredningen 2001 gjort en beräkning av produktionskostnader för vindenergi på land.
Därefter har Elforsk gjort en jämförelse mellan olika tekniker för elgenerering med avseende på kostnader och utvecklingstendenser. Detta redovisas i Elforsks rapport ”El från nya anläggningar – 2003” nr 03:14, juni 2003. I denna kostnadsjämförelse är inte alla kostnadselement medräknade.
SOU 2004:129 Särskilda yttranden
517
Därför har SVIF gjort en ny uppdaterad beräkning av produktionskostnader för vindkraft på land. Denna beräkning baseras på verkliga kostnader för flera olika vindkraftprojekt.
Allmänna beräkningsförutsättningar
Inför EU-kommissionens notifiering av vindkraftens miljöbonus har Svensk Vindkraftförening i januari 2004 gjort en noggrannare beräkning. Den totala genomsnittliga investeringskostnaden, beräknad enligt STEM:s anvisningar för investeringsstöd, är 9 100 kr/kW eller 3,79 kr/årskWh. I denna kostnad är inte inräknat vissa projekteringskostnader och heller inte det 15 %-iga investeringsstödet.
Detta är en medelkostnad för alla vindkraftverk, som STEM har givit 15 % investeringsstöd under perioden 1 juli 1997–19 april 2002. Beräkningen baseras på 340 vindkraftverk med den totala effekten 260 MW och en beräknad produktion på 626,3 GWh/år och det totala investringsstödet 356 miljoner kronor. Det beräknade genomsnittliga antalet fullasttimmar blir 2 409 timmar/år.
Här nedan redovisar SVIF en ny beräkning av både investeringskostnad och produktionskostnad. Nedanstående beräkning visar en genomsnittlig kostnad baserad på uppgifter från flera nya verk med effekten mellan 0,85 och 3 MW.
A. Investeringskostnad 9400 kr/kW, varav
Vindkraftverk inkl. montage
74,0%
Elanslutning A.
12,5%
Väganslutning B.
3,0%
Fundament B.
5,5%
Projektering och tillståndsprövning
5,0%
A. Kostnad för elanslutning är i Sverige normalt i storleksordning 1200 kr/kW.
På Gotland tillkommer en kostnad för själva nätanslutningen. Denna kostnad är inte inräknad i de ovan angivna 12,5 %. B. Genomsnittlig kostnad för ett 850 kW vindkraftverk.
Särskilda yttranden SOU 2004:129
518
B. Driftskostnad
1. Kostnad i normalläge – 2000 fullasttimmar
Som underlag för den följande beräkningen av den totala produktionskostnaden redovisas här nedan en genomsnittlig drift- och underhållskostnad för ett 850 kW Vestas vindkraftverk.
Totalt
Fast del Rörlig del beroende av vindläget
kr/år % kr/år kr/år Arrendeavgift
1)
37500 50 18750 18750
Löpande drifttillsyn
8000 100 8000
0
Planerat underhåll 2 ggr/år
2)
35000 75 26250
8750
Försäkring 35000 75 26250 8750 Reparationsfond 12000 75 9000 3000 Miljötillsynsavg/ Miljöskadeavg. 5000 100 5000 0 Avl. Elmätare 5000 100 5000 0 Administration
3)
28000 100 28000 0
Fastighetsskatt
4)
20000 100 20000 0
Summa 185500 146250 39250
1)
Arrendeavgift 4 % av bruttointäkten, beräknad till i genomsnitt 55 öre/kWh under verkets livslängd.
2)
Under garantitiden är detta underhåll lägre. Detta har liten påverkan på den genomsnittliga produktionskostnaden under projektets ekonomiska livslängd.
3)
Administration 3 % av bruttointäkten, beräknad till i genomsnitt 55 öre/kWh under verkets livslängd.
4)
Fastighetsskatten är 1 % på nettotaxeringsvärdet 6 400 kr/kW * 0,735*0,5.
2. Kostnad i olika vindlägen
Fullasttimmar/ år Fast del kr/år Rörlig del kr/år Totalt kr/år
Mycket bra kustläge
2450
146250
39250
185500
Bra kustläge
2000
146250
39250
185500
Bra inlandsläge
1800
146250
39250
185500
Fullasttimmar/ år Fast del öre/kWh Rörlig del öre/kWh Totalt öre/kWh
Mycket bra kustläge
2450
7,0
1,9
8,9
Bra kustläge
2000
8,6
2,3
10,9
Bra inlandsläge
1800
9,6
2,6
12,1
C. Produktionskostnad
Av Europaparlamentets och rådets direktiv 2001/77/EG av den 27 september 2001 om främjande av el från förnybara energikällor på den inre marknaden för el framgår i – Artikel 4.2 Stödsystem. Varje förslag till ramverk skall ta hänsyn till särdragen hos olika förnybara energikällor, samt till olika tekniker och olika geografiska förhållanden. – Artikel 7.2 Nätfrågor. Regler skall grunda sig på objektiva, klara och tydliga samt icke-diskriminerande kriterier som skall ta särskild hänsyn till alla kostnader och fördelar, som sammanhänger med anslutningen av dessa producenter till nätet. Reglerna kan medge olika typer av anslutning. Alt. 1 12 års ekonomisk avskrivningstid 6 % ränta Annuitetsfaktor = 0,11928 Alt. 2 15 års ekonomisk avskrivningstid 6 % ränta Annuitetsfaktor = 0,10296 Alt. 3 20 års ekonomisk avskrivningstid 6 % ränta Annuitetsfaktor = 0,08718 Med nuvarande elcertifikatsystem är sannolikt kravet att produktionskostnaden beräknas för en ekonomisk avskrivningstid på högst 12–15 år för att projektet skall beviljas banklån.
SOU 2004:129 Särskilda yttranden
519
Fullast- Kapitalkostnad Driftkostnad Totalt
timmar/år Kr/årskWh öre/kWh öre/kWh öre/kWh
Alt. 1 Ekonom. avskrivn. tid 12 år
Mycket bra kustläge
2450 3,84
45,8 8,9
54,7
Bra kustläge
2000 4,70
56,1 10,9 67,0
Bra inlandsläge
1800 5,22
62,3 12,1 74,4
Alt. 2 Ekonom. avskrivn. tid 15 år
Mycket bra kustläge
2450 3,84
39,5 8,9
48,4
Bra kustläge
2000 4,70
48,4 10,9 59,3
Bra inlandsläge
1800 5,22
53,8 12,1 65,9
Alt. 3 Ekonom. avskrivn. tid 20 år
Mycket bra kustläge
2450 3,84
33,5 8,9
42,4
Bra kustläge
2000 4,70
41,0 10,9 51,9
Bra inlandsläge
1800 5,22
45,5 12,1 57,7
Särskilda yttranden SOU 2004:129
520
Särskilt yttrande av sakkunniga Charlotte Zackari
Tillstånd för elleverantörer samt balansansvar (avsnitt 4)
Jag anser att inte att det finns tillräckliga skäl idag för att inrätta ett förfarande med tillståndskrav för elleverantörer. Det måste principiellt sett ifrågasättas varför denna grupp av näringsidkare på en fullt ut avreglerad marknad där varken liv, hälsa eller stora ekonomiska värden står på spel för konsumenterna och där få fall av oseriös verksamhet konstaterats, skall underställas tillståndsplikt. Även om utredningen anger att ett beviljat tillstånd inte skall tolkas som någon kvalitetscertifiering hade det, enligt min mening, också varit motiverat att belysa om ett tillstånd riskerar att ge konsumenten ett intryck av legitimitet, även i fall där det kan vara oberättigat. Kraven för tillståndet är få och relaterar t.ex. inte till eventuell förekomst av olämpliga eller oskäliga marknadsförings- eller faktureringsmetoder. Huruvida den offentliga förteckningen har någon rättslig relevans borde också ha belysts. Frågan är t.ex. om kunder kan betala med befriande verkan till en leverantör som några dagar dessförinnan avförts från förteckningen.
Frågorna i anslutning till återkallande av tillstånd framstår vidare som komplicerade ur ett regleringsperspektiv och tillika delikata eftersom effekten blir yrkesförbud. En viktig funktion är enligt utredningen att tydligt kunna hantera en situation där leverantören inte längre själv har, eller har någon annan som åtagit sig, det ekonomiska ansvaret för att balans finns mellan el som tillförs nätet och el som tas ut i de aktuella uttagspunkterna. Här möts de nu föreslagna offentligrättsliga ellagsreglerna om att återkallande av tillstånd om balansansvar saknas (6 kap. 12 §) samt om direkt ersättningsskyldighet för elleverantören visavi den systemansvariga myndigheten motsvarande det ekonomiska balansansvaret (6 kap. 11 §) och det förhållandet att regleringen av balansansvaret i Sverige vilar på kontraktsrättslig grund. Svenska kraftnät ingår kontrakt med balansansvariga leverantörer vilka å sin sida åtar sig det ekonomiska balansansvaret även för andra leverantörers uttagspunkter.
Jag ifrågasätter inte behovet av en förbättrad reglering vad gäller situationer där balansansvarsfrågan är oklar. Enligt min mening finns det dock genom den föreslagna regleringen risk att incitamenten för effektiv kontraktsrättslig reglering och tydliga kontraktsrättsliga ansvarsförhållanden störs eller i alla fall påverkas. Jag
SOU 2004:129 Särskilda yttranden
521
menar att dessa aspekter borde belysts. Regleringens komplexitet ökar också med hänsyn till ellagens grundläggande leveransplikt och det nu lagda förslaget i 6 kap. 11 § samtidigt som tillsynsmyndighetens återkallelsebeslut varken är omedelbart giltigt eller exigibelt och det således kan ta avsevärd tid av hantering i domstolar innan en anvisad elleverantör kan utses.
Centralt anläggningsregister (avsnitt 7)
Jag motsätter mig inte utredningens förslag om inrättande av ett centralt anläggningsregister. En djupare analys borde emellertid ha gjorts av rapporteringsproblem, med felkällor och diskriminerande beteenden, och den inverkan de har för konsumenterna och marknadens funktion och hur de mest effektivt kan åtgärdas. Förslaget som det nu är utformat, dvs. som en passiv referensdatabas som inrättas parallellt med existerande rapporteringsrutiner, väcker frågor om lösningen ger tillräckliga incitament för nätföretagen och andra aktörer att över tiden kontinuerligt se till att korrekta uppdateringar sker och också om vilken reell möjlighet till förbättrad tillsyn som registret kommer att ge. Vidare finns frågan om nyttan med det föreslagna registret i beaktande av de faktiska och rättsliga hanteringsfrågor och problem som kan uppkomma. Detta gäller frågor om sekretess, meddelarfriheten som omfattar leverantörsuppgifter, driftsäkerhet, ansvar och tillsyn. Det senare särskilt då detta är en referensdatabas och då registerhållande myndigheten är en annan än tillsynsorganet. I utredningen finns dock inte tillräckligt underlag för att på ett bra sätt kunna överväga om det är rimligt att istället gå direkt till en lösning med någon form av kommunikationscentral.
Omedelbar giltighet för beslut (avsnitt 3.10)
Förslaget om omedelbar giltighet omfattar nu endast begäran att få upplysningar eller ta del av handlingar enligt 12 kap. 2 § ellagen. Jag anser att förslaget också bort omfatta förlägganden under handläggning som avser vidtagande av åtgärder enligt 12 kap. 3 § ellagen. Skillnaden dem emellan är ofta liten. Det finns enligt min mening inga avgörande skäl till varför det skall vara möjligt, exempelvis vad gäller ett företag som ger en kund dålig leveranskvalitet och som
Särskilda yttranden SOU 2004:129
522
har mätvärden dokumenterade, att begära dessa uppgifter enligt 12 kap. 2 § och beslutet har omedelbar giltighet medan det inte är möjligt att förelägga ett företag, som uppgivit att de inte har några uppgifter, att mäta.
Charlotte Zackari
SOU 2004:129 Särskilda yttranden
523
Särskilt yttrande av experterna Stig-Arne Ankner, Sylvia Lindell och Johan Öhnell i förening
Centralt anläggningsregister som kommunikationscentral
Utredningen föreslår att ett centralt anläggningsregister införs på elmarknaden. Vi som kommer från Konsumentverket, Konkurrensverket och Oberoende Elhandlare stöder detta förslag men anser att anläggningsregistret även ska utgöra en kommunikationscentral mellan nätföretag och elleverantörer och att den information som hanteras även ska innefatta rapportering av mätarställningar. Att införa ett centralt anläggningsregister som även utgör kommunikationscentral medför förbättringar för alla aktörer på elmarknaden (se avsnitt 7.2.3). För elkunderna innebär det snabbare och säkrare leverantörsbyten och korrekta elräkningar. Det ger i sin tur ett förbättrat förtroende för marknadens funktion. Det skapar även incitament för nätföretagen att rapportera in efterfrågade uppgifter i rätt tid då all rapportering ska ske via registret, även den till elhandelsföretag i samma koncern. På det sättet uppnås en konkurrensneutralitet mellan de olika aktörerna på elmarknaden.
Utredningens förslag är ett anläggningsregister som nätföretag lämnar vissa uppgifter till och som elleverantören och elkunden har tillgång till för att se vilka uppgifter som finns registrerade om kundens anläggning. De uppgifter som föreslås ingå är kund- och anläggningsidentiteter, nätföretag, elleverantör och balansansvarig. Om utredningens förslag kompletteras med att även uppgifter om kundens senast avlästa mätarställning ska finnas i registret så ger det en kraftigt förbättrad ställning för elkunden. Det gör att elkunden själv alltid kan inhämta den avläsning som är grund för elleverantörens och nätföretagets faktura. Det gör även att elleverantören enklare kan inhämta de avläsningar som saknas i den bilaterala rapporteringen mellan nätföretag och elleverantör. Denna komplettering till utredningens förslag skulle därför bidra till att förbättra kvalitén i kundernas fakturering som i dag är hushållens vanligaste problem enligt Elrådgivningsbyrån.
När månadsvis avläsning införs så kommer kraven på att rapporteringen sker i rätt tid att öka avsevärt för att kunderna ska kunna faktureras sin faktiska förbrukning. Det är därför av största vikt att registret utökas till att hantera mätarställningar i god tid
Särskilda yttranden SOU 2004:129
524
före 2009 när månadsvis avläsning ska vara införd för alla kunder i Sverige.
Sammanfattning av våra förslag:
Vi vill i första hand utöka anläggningsregistret till att även utgöra en kommunikationscentral mellan marknadens aktörer. Om detta inte bedöms möjligt att genomföra föreslår vi i andra hand att anläggningsregistret enligt utredningens förslag kompletteras med att uppgifter om senast avlästa mätarställning även ska registreras av nätföretagen. Det senare innebär endast en mindre förändring av utredningens förslag men skulle stärka kundens ställning på marknaden och ändrar ingenting av den rapportering som för närvarande sker mellan nätföretag och elleverantörer.
Sylvia Lindell Johan Öhnell Stig-Arne Ankner
Bilaga 1
525
Kommittédirektiv
Fortsatt utveckling av el- och naturgasmarknaderna
Dir. 2003:22
Beslut vid regeringssammanträde den 13 februari 2003.
Sammanfattning av uppdraget
En särskild utredare tillkallas med uppdrag att
− följa det pågående arbetet inom EU med att utforma gemensamma regler för den inre marknaden för el och naturgas och lämna förslag till lagstiftning och regelverk i övrigt som krävs för att genomföra Europeiska gemenskapens reviderade el- och gasmarknadsdirektiv samt överväga och i förekommande fall lämna förslag till ändringar som föranleds av förordningen om gränsöverskridande handel med el,
− föreslå hur de rapporteringar som krävs i direktiven skall genomföras,
− analysera om det finns tänkbara förbättringar att göra på elmarknaden och naturgasmarknaden och om så är fallet föreslå åtgärder för detta,
− utvärdera hur strukturförändringarna har påverkat konkurrensen på elmarknaden och belysa konkurrensen på elmarknaden ur ett nordiskt och europeiskt perspektiv,
− analysera hur specifika krav på elleverantören lämpligen bör utformas,
− utreda behovet av sanktionssystem mot nätföretag som inte följer ellagens föreskrifter om leverantörsbyten,
− analysera möjligheter till effektivare tillsyn av anslutningsavgifter,
− göra en kompletterande analys av frågan om skärpning av kravet på åtskillnad mellan elnätsverksamhet och konkurrensutsatt verksamhet,
Bilaga 1 SOU 2004:129
526
− utreda behovet av offentlig upphandling av anvisad elleverantör,
− kartlägga konsekvenserna av att bestämmelsen om att de småskaliga elproducenterna endast skall betala för den del av nättariffen som motsvarar årlig kostnad för mätning och rapportering tas bort,
− bedöma konsekvenserna för resursbehovet för tillsynen av el- och naturgasmarknaderna av de förslag som läggs fram.
Uppdraget skall delredovisas senast den 31 oktober 2003 och slutredovisas senast den 14 september 2004.
Bakgrund
Förutsättningarna på el- och naturgasmarknaderna skiljer sig åt i flera väsentliga avseenden. Detta gäller framför allt tillgången till infrastrukturen och antalet aktörer på marknaden.
Avregleringen på el- och naturgasmarknaderna i Sverige har kommit olika långt. Elmarknaden avreglerades 1996 och alla elkunder kan i dag fritt välja elleverantör. Avregleringen av naturgasmarknaden påbörjades år 2000 då alla naturgaskunder med en förbrukning över 25 miljoner normalkubikmeter per år fick möjlighet att välja naturgasleverantör.
Elmarknaden
Den 1 januari 1996 trädde ett nytt regelverk i kraft på den svenska elmarknaden (prop. 1994/95:222, bet. 1995/96:NU1, rskr. 1995/96:2). Fri konkurrens infördes i princip för all elproduktion och handel med el. Även i våra nordiska grannländer har elmarknaderna avreglerats. Handeln med el över Sveriges gränser har ökat i betydelse och i dag har vi en till stora delar integrerad avreglerad nordisk elmarknad.
Den 1 november 1999 utvecklades reformen genom att schablonberäkning infördes (prop. 1998/99:137, bet. 1999/2000:NU4, rskr. 1999/2000:1). I korthet innebär det nya regelverket att en övervägande del av alla elkunder enkelt och kostnadsfritt kan byta elleverantör, vilket har ökat bl.a. hushållskundernas valfrihet och rörlighet på marknaden.
Bilaga 1
527
Elnätsverksamheten bedrivs fortfarande som monopol. Monopolverksamheten är reglerad och övervakas av nätmyndigheten. I ellagstiftningen ställs krav på att nätverksamheten skall bedrivas skild från elhandel och elproduktion i olika juridiska personer, samt att nätverksamheten skall redovisas skild från all annan verksamhet.
Syftet med reformeringen av elmarknaden var att öka effektiviteten i produktions- och försäljningsledet genom att skapa valfrihet för elanvändarna. Konkurrensen i handeln med el skulle skapa förutsättningar för en ökad pris- och kostnadspress inom elförsörjningen.
Konkurrenssituationen på elmarknaden
Den ökade konkurrensen och den nya regleringen på elmarknaden har inneburit stora strukturförändringar både bland elnätsföretagen och elhandelsföretagen. Den svenska elmarknaden integreras allt mer med övriga nordiska länders elmarknader och arbetet inom EU lägger också grunden för en ökad integration med elmarknaderna på kontinenten.
En ökad marknadskoncentration, ökat korsvist ägande och ökat utländskt ägande har karaktäriserat marknadsutvecklingen. År 1996, det första året med avreglerad elmarknad, stod sju företag för drygt 90 procent av den svenska elproduktionen. Genom fusioner har dessa företag därefter reducerats till fem stycken.
I dag finns ca 130 elhandlare varav de tre största står för ca 70 procent av slutkundsmarknaden i Sverige.
I september 2001 tillsatte regeringen en utredning som fick i uppgift att studera konkurrensen och prisbildningen på elmarknaden och lämna förslag på åtgärder för att tillförsäkra att en väl fungerande konkurrens upprätthålls (dir. 2001:69). I slutbetänkandet Konkurrensen på elmarknaden (SOU 2002:7) redovisade utredaren ett antal övergripande slutsatser och lämnade förslag till konkreta åtgärder. Utredaren bekräftar att antalet elproducenter och elhandelsföretag blir allt färre men menar att de än så länge är tillräckligt många för att konkurrensen skall kunna upprätthållas. Det är dock enligt utredaren viktigt att bevaka utvecklingen.
Bilaga 1 SOU 2004:129
528
Elmarknadens funktion och kundernas rörlighet
Utifrån utredarens förslag till åtgärder för att öka kundernas rörlighet på marknaden lämnade regeringen sin bedömning i propositionen Samverkan för en trygg, effektiv och miljövänlig energiförsörjning (prop. 2001/02:143). Regeringen uttalade där att marknadens aktörer, framförallt konsumenterna, av olika anledningar ännu inte har tillräcklig kunskap om energimarknaderna och att ökade insatser för att underlätta för konsumenterna på marknaden därför är nödvändiga. Regeringen gjorde bedömningen att vissa frågor bör utredas vidare. Denna bedömning rör bl. a. frågor såsom utformningen av specifika krav på elleverantören och av eventuella sanktionssystem mot nätföretag som inte följer ellagens föreskrifter om leverantörsbyten.
I samma proposition berörde regeringen även frågan om behovet av offentlig upphandling av anvisad elleverantör. Det finns ingen skyldighet för nätkoncessionshavaren att teckna kontrakt med de elleverantörer som erbjuder kunderna lägsta möjliga pris eller andra speciella villkor. Om nätkoncessionshavaren har en närstående elleverantör går i praktiken tjänsten som anvisad elleverantör ofta till denne. Ett sätt att stärka konsumentens ställning i denna situation är att kräva att tjänsten som anvisad elleverantör upphandlas i konkurrens. Regeringen pekade dock på att ett flertal frågor behöver lösas för att ett system med krav på konkurrensupphandling av anvisad elleverantör skall fungera.
I nämnda proposition presenterade regeringen också sin bedömning att gällande bestämmelse om att de småskaliga elproducenterna endast skall betala för den del av nättariffen som motsvarar årlig kostnad för mätning och rapportering får vissa effekter som inte är önskvärda och att den därför bör tas bort eller ändras. Det saknades dock ett tillräckligt väl underbyggt underlag för att bedöma vilka konsekvenser det kan få för den småskaliga elproduktionen. Det har också påtalats från flera remissinstanser att man i detta sammanhang måste beakta och se över övriga bestämmelser för dessa elproducenter.
Elnätsföretagen har en viktig roll på elmarknaden. Som följd av elnätsföretagets centrala roll och monopolsituation är en fungerande tillsyn viktig för att marknaden skall fungera som det är tänkt. Nätmyndighetens tillsyn över nätavgifterna har förenklats genom den ändring av ellagen som trädde i kraft den 1 juli 2002. Anslutningsavgifter prövas dock fortfarande av myndigheten efter
Bilaga 1
529
ansökan. Detta har resulterat i att nätföretagen ändrar sina avgifter efter beslut i de enskilda fallen och inte efter de principer nätmyndigheten tar fram.
I propositionen Energimarknader i utveckling - bättre regler och tillsyn (prop. 2001/02:56) föreslog regeringen bl.a. en skärpning av kravet på åtskillnad mellan elnätsverksamhet och konkurrensutsatt verksamhet genom att ställa upp förbud mot gemensam VD och gemensam styrelsemajoritet i nätföretag och elhandels- eller elproduktionsföretag. Syftet med förslaget var att göra det svårare att vältra över kostnader mellan monopolverksamhet och konkurrensutsatt verksamhet. Riksdagen avslog dock regeringens förslag i denna del (bet. 2001/02:NU9, rskr. 2001/02:180). Riksdagen anmodade regeringen att göra en förnyad prövning av frågan och återkomma till riksdagen med ett nytt förslag.
Naturgas
Den svenska naturgasmarknaden är liten med en årlig total förbrukning på ca 10 TWh naturgas, som uteslutande importeras från Danmark. Naturgasen används i kraft- och värmeproduktion (ca 40 procent), som energikälla för industrin och direkt i industriella processer (ca 40 procent). Resterande 20 procent används i huvudsak för hushållsändamål med en mindre andel som fordonsbränsle.
Det svenska naturgasnätet sträcker sig längs västkusten från Trelleborg upp till Göteborg med förgreningar in i landet. Nätet berör ett 30-tal kommuner där naturgasen svarar för ca 20 procent av energianvändningen. Utslaget på nationell nivå motsvarar användningen av naturgas ca 2 procent av den totala energianvändningen, med totalt ca 55 000 naturgasanvändare. Marknadsaktörerna uppgår till ett tiotal. I huvudsak är det fråga om traditionella energiföretag som också bedriver annan energirelaterad verksamhet.
På naturgasmarknaden har rörligheten, på grund av den begränsade marknadsöppningen, varit mycket liten. Bland strukturförändringar kan nämnas att Vattenfall den 1 juli 2001 sålde sin majoritetsandel av stamnätsföretaget, nuvarande Nova Naturgas AB, till de övriga delägarna Ruhrgas, Statoil, Fortum och DONG. Företaget bedriver renodlad verksamhet med handel och överföring av naturgas.
Bilaga 1 SOU 2004:129
530
Den 1 augusti 2000 trädde en ny naturgaslag i kraft. Lagen utgör en anpassning till rådets direktiv 98/30/EG av den 22 juni 1998 (EGT L 204) om gemensamma regler för den inre marknaden för naturgas.
Enligt direktivet skall slutkundsmarknaden öppnas gradvis för konkurrens och naturgaslagen medger från den 1 augusti 2003 att naturgasföretag, kraftproducenter samt kunder med en årlig förbrukning på mer än 15 miljoner normalkubikmeter naturgas fritt får välja leverantör (se prop. 2001/02:143).
Naturgaslagens innehåll och struktur har i mycket hämtats från ellagstiftningen. Den innehåller motsvarande bestämmelser om tillstånd att bygga och använda naturgasledningar, särredovisning och ledningsägarens skyldigheter i övrigt samt tillsyn, men det finns också vissa viktiga skillnader.
Naturgassystemet skiljer sig från elsystemet genom att det inte finns samma behov av att upprätthålla momentan balans mellan inmatning och uttag. Naturgasen kan lagras och även rörledningssystemen på högtrycksnivå, s.k. line-pack, kan utnyttjas för att balansera systemet. Det har inte inrättats något systemansvarigt organ som svarar för den tekniska balanseringen av systemet och inte heller någon balanstjänst. Dessa funktioner utövas för närvarande av innehavaren av stamledningen och av aktörerna själva på avtalsrättslig grund. En arbetsgrupp i Svenska gasföreningens regi har tagit fram förslag till gemensam avtalsreglering av balans- och systemansvarsfunktionen.
Som framgått ovan är naturgasnätet i Sverige utbyggt endast i begränsad omfattning. På distributionsnivå byggs nätet ut efter hand som naturgasföretagen träffar överenskommelse om naturgasleveranser. Koncession krävs endast för högtrycksledningar. Det saknas således motsvarighet till den områdeskoncession som tillämpas på elmarknaden. Den tillsyn som bedrivs omfattar inte all överföring utan är begränsad till sådan överföring som sker för annans räkning, vilket i naturgaslagen definieras som transport.
Konkurrenssituationen
Enligt Statens energimyndighets rapport Utvecklingen på naturgasmarknaden (dnr N/2001/10979/ESB) finns det för närvarande sju slutförbrukare som är berättigade kunder. Tillsammans med kraftvärmeproducenterna svarar de för ca 50 procent av förbrukningen.
Bilaga 1
531
I rapporten framhålls att det endast finns en tillförselledning till Sverige samt att innehavaren av stamledningen de facto har ett importmonopol. Enligt vad regeringen har inhämtat har marknadsöppningen hittills föranlett att en slutkund har bytt leverantör.
Även naturgasföretag kan enligt regelverket fritt välja leverantör, men här hindras rörligheten av befintliga avtal. Flertalet av dessa avtal löper ut under åren 2005 och 2009.
Statens energimyndighet har genomfört en översyn av den nuvarande naturgaslagen för att i syfte att föreslå förbättringar av förutsättningarna för en fungerande marknad. Myndigheten redovisade resultatet av översynen tillsammans med vissa förslag i december 2002 i rapporten Översyn av naturgaslagen (dnr N2002/12473/ESB).
Inre marknadspaketet
Den 13 mars 2001 presenterade Europeiska gemenskapernas kommission sitt förslag till Europaparlamentets och rådets direktiv om ändring av direktiv EG/96/92 av den 19 december 1996 (EGT L 027) om gemensamma regler för den inre marknaden för el och direktiv EG/98/30 av den 22 juni 1998 (EGT L 204) om gemensamma regler för den inre marknaden för naturgas samt förslag till Europaparlamentets och rådets förordning om villkoren för tillträde till näten för gränsöverskridande utbyte på elområdet (förordningen).
Förslagen syftar till att skapa likvärdiga konkurrens- och marknadsvillkor inom el- och naturgassektorn och härigenom stärka konkurrenskraften för näringslivet som helhet.
Förslagen till ändringar i el- och naturgasmarknadsdirektiven innehåller dels "kvantitativa ändringar", som en ökad marknadsöppning och för gas ett utvidgat tillämpningsområde, dels "kvalitativa ändringar" om rättslig åtskillnad för systemoperatörer för transmission och distribution, krav på särredovisning, regler för nättillträde samt inrättande av en självständig tillsynsmyndighet som i förväg godkänner åtminstone metoderna för tariffsättning. Därutöver innehåller direktiven också vissa nyheter som gäller allmännyttiga tjänster, märkning av el, försörjningstrygghet, upphandling av ny kapacitet och av el för att täcka nätförluster, rapportering samt handel med tredje land.
Förslaget till förordning om gränsöverskridande handel med el innehåller övergripande bestämmelser om kompensation för tran-
Bilaga 1 SOU 2004:129
532
sitflöden, harmonisering av nationella nättariffer, flaskhalshantering och sanktionssystem. Dessa övergripande bestämmelser kompletteras med riktlinjer.
Direktiven och förordningen innehåller, förutom de här angivna
huvudpunkterna, ett omfattande och detaljerat regelverk.
Beredningsläget
Vid rådsmötet (transport, telekommunikation och energi) den 25 november 2002 träffades en politisk överenskommelse om hela inre marknadspaketet. Den fulla marknadsöppning då även hushållskunder får välja leverantör fastställdes till den 1 juli 2007. Distributionsföretag medges möjlighet att avvakta med att genomföra rättslig åtskillnad, likaså till den 1 juli 2007. Företagskunder kommer att kunna välja leverantör redan från den 1 juli 2004.
Innan direktiven kan träda i kraft skall de antas genom en gemensam ståndpunkt och godkännas av Europaparlamentet i en andra behandling. Ikraftträdandet beräknas till våren 2003.
Genomförande
Direktiven skall genomföras inom tolv månader efter att de har trätt i kraft, vilket sker 20 dagar efter att de har offentliggjorts i Europeiska gemenskapens officiella tidning.
Medlemsstaterna skall omedelbart efter direktivens genomförande informera kommissionen om vilka åtgärder som vidtagits för att tillhandahålla allmännyttiga tjänster och därefter vartannat år underrätta kommissionen om eventuella ändringar av dessa åtgärder. Kommissionen skall årligen rapportera till Europaparlamentet om hur direktiven tillämpas.
Uppdraget
Elmarknaden
En särskild utredare skall se över behovet av ytterligare förändringar av lagstiftningen på el- och naturgasmarknaderna. Uppdraget består av två delar. Den första delen innehåller förslag till lagstift-
Bilaga 1
533
ning och regelverk i övrigt som krävs för att genomföra Europeiska gemenskapens reviderade el- och gasmarknadsdirektiv. Dessutom skall utredaren överväga och i förekommande fall lämna förslag till ändringar som föranleds av förordningen om gränsöverskridande handel med el. I den första delen ingår även frågan om skärpning av kravet på åtskillnad mellan elnätsverksamhet och konkurrensutsatt verksamhet. Den andra delen innehåller en analys av eventuella förbättringar av de svenska el- och naturgasmarknaderna samt vissa frågor om elmarknadens funktion.
Ellagstiftningen har förändrats efter avregleringen. Övergångssystemet med leveranskoncession har avskaffats, kravet på timvis mätning för byte av elleverantör har tagits bort och ersatts av ett system som baseras på att elförbrukningen fördelas över tiden enligt en schablonkurva som baseras på förbrukningen i ett nätområde, den s.k. schablonberäkningsreformen (prop. 1998/99:137 Införande av schablonberäkning på elmarknaden m.m.).
Sedan avregleringen har även omfattande strukturförändringar skett på elmarknaden. Antalet elleverantörer har minskat och flera av de aktörer som vid avregleringen gav sig in på marknaden har lämnat den igen. Utredaren skall utvärdera elmarknadens funktionssätt med huvudinriktning på hur strukturförändringarna har påverkat konkurrensen på elmarknaden och även belysa konkurrensen på elmarknaden ur ett nordiskt och europeiskt perspektiv. Utredaren skall även föreslå metoder för hur konkurrensen på elmarknaden skall följas upp. I uppdraget ingår också att kartlägga hur konkurrensen på elmarknaden övervakas i andra länder.
Det finns även ett behov av uppföljning av den konkurrensutsatta delen av elmarknaden i syfte att förbättra elmarknadens funktionssätt och underlätta för konsumenterna på marknaden. Utredaren skall analysera om ytterligare krav bör ställas på elleverantörerna och om detta anses nödvändigt föreslå hur sådana krav bör utformas. Exempel kan vara krav på speciella IT-system för informationsutbyte eller krav på att elleverantörer skall offentliggöra vissa elprisuppgifter. Utredaren skall i detta sammanhang beakta vad som föreslås i betänkandet Konkurrensen på elmarknaden (SOU 2002:7).
Utredaren skall vidare utreda behovet av ett sanktionssystem riktat mot nätföretag som inte följer ellagens regler om leverantörsbyten. Om utredaren finner att det behövs skall utredaren föreslå formerna för ett sådant system. Utredaren skall även beakta möjligheten att på frivillig väg eller på annat sätt se till att kunden
Bilaga 1 SOU 2004:129
534
får en skälig ersättning för den olägenhet som det uteblivna leverantörsbytet orsakat. Utredaren skall härvid beakta vad som framkommit i betänkandet Konkurrensen på elmarknaden. Utredaren skall i detta sammanhang även se över behovet av sanktioner riktat mot nätägare som inte följer ellagens regler om avläsning av elmätare. Om utredaren finner att behov finns skall utredaren föreslå formerna för ett sådant system.
Som följd av elnätsföretagets centrala roll och monopolsituation är en fungerande tillsyn viktig för att marknaden skall fungera som det är tänkt. Idag prövas anslutningsavgifter och andra anslutningsvillkor efter ansökan, och avgifterna justeras endast i de enskilda fallen efter nätmyndighetens beslut. Utredaren skall utreda om nuvarande regler för tillsynen av villkor för anslutning är ändamålsenliga och eventuellt föreslå åtgärder för att effektivisera tillsynen inom detta område.
Som redovisats ovan avslog riksdagen regeringens förslag om en skärpning av kravet på åtskillnad mellan elnätsverksamhet och konkurrensutsatt verksamhet (bet. 2001/02:NU9, rskr. 2001/02:180). Riksdagen anmodade regeringen att göra en förnyad prövning av frågan och återkomma till riksdagen med ett nytt förslag. Mot denna bakgrund skall utredaren närmare analysera förslaget till en skärpning av kravet på åtskillnad mellan elnätsverksamhet och konkurrensutsatt verksamhet genom att uppställa förbud mot gemensam VD och gemensam styrelsemajoritet i nätföretag och elhandels- eller elproduktionsföretag. Även andra skärpningar i kravet på åtskillnad kan övervägas. Särskilt skall konsekvenserna av förslaget för de mindre företagen med både elnätsverksamhet och konkurrensutsatt verksamhet beaktas. Utredaren skall här beakta vad som anges i elmarknadsdirektivet.
Enligt ellagen skall en elanvändare som saknar elleverantör av berörd innehavare av nätkoncession anvisas en elleverantör, som gentemot nätkoncessionshavaren har åtagit sig att leverera el till sådana användare. Det finns dock ingen skyldighet för koncessionshavaren att teckna kontrakt med den elleverantör som erbjuder kunderna det mest fördelaktiga priset eller andra villkor. Utredaren skall bedöma behovet av offentlig upphandling av anvisad elleverantör och om det behövs föreslå utformningen av ett system där tjänsten som anvisad elleverantör upphandlas i konkurrens. I detta sammanhang bör även utredaren analysera behovet av regler för skyldigheter som anvisad elleverantör samt flexiblare möjligheter att byta elleverantör vid annan tid än
Bilaga 1
535
månadsskifte. Utredaren bör även beakta de erfarenheter som finns från tillfällen då systemet med anvisad elleverantör har använts.
I propositionen Samverkan för en trygg, effektiv och miljövänlig energiförsörjning (prop. 2001/02:143) presenterade regeringen sin bedömning att gällande bestämmelse om att de småskaliga elproducenterna endast skall betala för den del av nättariffen som motsvarar årlig kostnad för mätning och rapportering får vissa effekter som inte är önskvärda och att den därför bör tas bort eller ändras. Det saknades dock ett tillräckligt väl underbyggt underlag för att bedöma vilka konsekvenser det kan få för den småskaliga elproduktionen. Utredaren skall kartlägga konsekvenserna av att ta bort gällande bestämmelse. Utredaren skall även föreslå alternativ till att ta bort bestämmelsen.
Naturgas
Utredaren skall utvärdera naturgasmarknadens funktionssätt och analysera om det finns tänkbara förbättringar att göra och om så är fallet föreslå åtgärder för detta. Utredaren skall i detta sammanhang ta ställning till de bedömningar Statens energimyndighet redovisat i rapporten Översyn av naturgaslagen (dnr N2002/12473/ESB). Utredaren skall särskilt beakta behovet av koncession för distributionsledningar samt frågan om systemansvar.
Inre marknadspaketet
Utredaren skall följa det pågående arbetet inom EU med att utforma gemensamma regler för den inre marknaden för el och naturgas och lämna förslag till lagstiftning och regelverk i övrigt som kan behövas för att genomföra de nya direktiven. Dessutom skall utredaren överväga och i förekommande fall lämna förslag till ändringar som föranleds av förordningen om gränsöverskridande handel med el.
Utöver detta skall utredaren föreslå hur de rapporteringar som krävs i direktiven skall genomföras.
Bilaga 1 SOU 2004:129
536
Konsekvensbeskrivning
Om utredaren föreslår åtgärder som kräver finansiering skall förslag till sådan lämnas. Utredaren skall även bedöma vilken miljöpåverkan som förslagen får om de genomförs. Utredaren skall, när det gäller redovisning av förslagens konsekvenser för små företag, samråda med Näringslivets nämnd för regelgranskning. Dessutom skall utredaren bedöma konsekvenser för resursbehovet för tillsynen av el- och naturgasmarknaderna av de förslag som läggs fram.
Arbetets genomförande, tidsplan m.m.
I fråga om resursbehov skall utredaren samråda med Statskontoret som har regeringens uppdrag att göra en översyn av verksamhetsinriktning m.m. för Statens energimyndighet (dnr N2002/8516/ESB). Utredaren skall i fråga om skärpning av kraven på åtskillnad mellan nätverksamhet och konkurrensutsatt verksamhet samråda med utredningen Fjärrvärme på värmemarknaden (dir. 2002:160). Utredaren skall också ta ställning till de bedömningar Statens energimyndighet redovisat i rapporten Översyn av naturgaslagen (dnr N2002/12473/ESB). Utredaren skall även beakta vad som framkommit i utredningen Konkurrensen på elmarknaden (SOU2002:7). Utredaren skall även beakta hur frågorna i uppdraget behandlas i övriga nordiska länder.
Uppdraget skall, i den del som avser genomförandet av el- och gasmarknadsdirektiven och frågan om skärpning av kravet på åtskillnad mellan elnätsverksamhet och konkurrensutsatt verksamhet, redovisas senast den 31 oktober 2003.
Övriga frågor skall redovisas senast den 14 september 2004.
(Näringsdepartementet)
Bilaga 2
537
Kommittédirektiv
Tilläggsdirektiv till utredningen (N2003:04) om en fortsatt utveckling av el- och naturgasmarknaderna
Dir. 2003:140
Beslut vid regeringssammanträde den 30 oktober 2003.
Förlängd tid för delredovisning av uppdraget
Regeringen beslutar om förlängd tid för att delredovisa uppdraget. Uppdraget skall delredovisas senast den 1 december 2003.
Bakgrund
Med stöd av regeringens bemyndigande den 13 februari 2003 har chefen för Näringsdepartementet tillkallat en särskild utredare med uppdrag att bl.a.
− följa det pågående arbetet inom EU med att utforma gemensamma regler för den inre marknaden för el och naturgas och lämna förslag till lagstiftning och regelverk i övrigt som krävs för att genomföra Europeiska gemenskapens reviderade el- och gasmarknadsdirektiv samt överväga och i förekommande fall lämna förslag till ändringar som föranleds av förordningen om gränsöverskridande handel med el,
− föreslå hur de rapporteringar som krävs i direktiven skall genomföras,
− göra en kompletterande analys av frågan om skärpning av kravet på åtskillnad mellan elnätsverksamhet och konkurrensutsatt verksamhet,
− bedöma konsekvenserna för resursbehovet för tillsynen av el- och naturgasmarknaderna av de förslag som läggs fram.
Utredningen skall enligt direktiven delredovisa uppdraget i denna del senast den 31 oktober 2003.
Bilaga 2 SOU 2004:129
538
I en skrivelse den 14 oktober 2003 anhåller den särskilde utredaren om förlängd tid för redovisning av uppdragets första del till den 1 december 2003.
Europaparlamentet och rådet antog el- och naturgasmarknadsdirektiven den 26 juni 2003. Europeiska kommissionen har kallat medlemsstaterna till möten om tolkningen av el- och naturgasmarknadsdirektiven den 21 oktober respektive den 13 november 2003. Det är angeläget att utredningen ges möjlighet att beakta vad som framkommer i samband med dessa möten. Uppdraget, i den del som avser genomförandet av el- och naturgasmarknadsdirektiven och frågan om skärpning av kravet på åtskillnad mellan elnätsverksamhet och konkurrensutsatt verksamhet, bör därför redovisas senast den 1 december 2003.
(Näringsdepartementet)
Innehåll
5
Innehåll
1 Utredning av råkraftmarknaden av ÅF-Energi & Miljö AB ......................................................... 7
2 Förändringarna i ägarstrukturerna på den svenska elmarknaden Av Öhrlings PricewaterhouseCoopers................................. 161
3 Uppföljning av leverantörsbytesprocessen Av Econ Analys AB............................................................... 269
4 Ersättning till styrelse och vd som indikation på korssubventionering mellan nätföretag och elhandelsföretag Av Öhrlings PricewaterhouseCoopers................................. 289
5 Kortfattad beskrivning av förslag till reformering av elmarknaden Av Gunnar Fabricius, Svenska Kraftbörsen AB .................. 337
6.a Naturgasmarknad i förändring
Av ÅF-Energi & Miljö AB.................................................... 355
6.b Naturgasmarknad i förändring – komplettering
Av ÅF-Energi & Miljö AB.................................................... 409
Rapport 1
Utredning av råkraftmarknaden
Slutrapport 2004-06-30
Av ÅF-Energi & Miljö AB
Rapport 1
9
Innehåll
1 Sammanfattning ................................................. 15
1.1 Överföringsförbindelsernas betydelse.................................... 16
1.2 Bilateral elhandel ...................................................................... 17
1.3 Omsättningen på den fysiska marknaden .............................. 18
1.4 Betydelsen av Nord Pools finansiella marknader .................. 18
1.5 Orsaker till prisutvecklingen 2002/2003 ................................ 20
1.6 Förekommer prismanipulation? ............................................. 21
1.7 Alternativ handelsteknik ......................................................... 22 1.7.1 Marginal- eller medelprissättning? .............................. 22 1.7.2 Ägande av elbörsen....................................................... 22 1.7.3 Alternativ elhandel........................................................ 23 1.7.4 Behov av att styra mer produktion mot börsen? ........ 23 1.7.5 Behov av att öppna budgivningen?.............................. 23 1.7.6 Europeisk utblick.......................................................... 24
2 Beskrivning av uppdraget ..................................... 24
3 Metodik.............................................................. 25
4 Beskrivning av elmarknaden ................................. 26
4.1 Aktörerna på elmarknaden ...................................................... 26 4.1.1 Elanvändare ................................................................... 26 4.1.2 Elproducenter ............................................................... 27 4.1.3 Nätägare och systemansvarig....................................... 28 4.1.4 Elhandlare...................................................................... 29
4.2 Elproduktion och elanvändning.............................................. 29
4.3 Effektbalansen.......................................................................... 33
4.4 Kraftutbyte och överföringsförbindelser ............................... 34 4.4.1 Överföringsförbindelser............................................... 35
Rapport 1 SOU 2004:129
10
5 Elbörsen Nord Pool och balansmarknaden..............37
5.1 Fysisk marknad.........................................................................39 5.1.1 Elspot.............................................................................39 5.1.2 Buden på spotmarknaden .............................................42 5.1.3 Elbas...............................................................................43 5.1.4 Nya produkter...............................................................43
5.2 Balansmarknad..........................................................................44
5.3 Finansiell marknad ...................................................................46 5.3.1 Eltermin .........................................................................46 5.3.2 Eloption .........................................................................49
5.4 Clearing.....................................................................................50
5.5 Regler och avgifter för handel på Nord Pool .........................50 5.5.1 Informationsplikt..........................................................51 5.5.2 Insiderinformation........................................................51 5.5.3 Manipulation av marknaden .........................................51 5.5.4 Säkerhetskrav.................................................................51 5.5.5 Avgifter..........................................................................53
6 Prisbildning på råkraftsmarknaden ........................54
6.1 Tillgången på vattenkraft .........................................................56 6.1.1 Värdering av vattenkraften ...........................................58
6.2 Påverkan av utomhustemperaturen.........................................59
6.3 Bränslepriser .............................................................................59
6.4 Valutan ......................................................................................61 6.4.1 Hantering av valutarisk.................................................62
6.5 Handel med el...........................................................................63
6.6 Energi- och effektbalans ..........................................................64
6.7 Volatiliteten på elmarknaden...................................................65
7 Överföringsförbindelsernas betydelse .....................66
7.1 Hantering av flaskhalsar...........................................................67
Rapport 1
11
7.1.1 För- och nackdelar med mothandel respektive prisområden .................................................................. 69
7.2 Hur ofta uppstår flaskhalsar.................................................... 70
7.3 Påverkan på priset .................................................................... 72
7.4 Förbindelsen Finland
− Ryssland............................................ 74
7.5 Förbindelsen mellan Sverige och Polen.................................. 75
7.6 Inlåsning av kraft julafton 2002 .............................................. 76
7.7 Andra effekter av uppdelningen i prisområden...................... 77
7.8 Möjligheter att minska effekten av prisområdesuppdelning ........................................................... 79 7.8.1 Utbyggnad av överföringskapaciteten i Norden ........ 79 7.8.2 Optimering av nyttjandet av överföringskapaciteten ................................................. 82 7.8.3 Utbyggnad av produktionskapaciteten i underskottsområden..................................................... 84 7.8.4 Sammanfattande kommentarer.................................... 85
8 Elhandeln utanför Nord Pool ................................ 86
8.1 Bilateral elhandel i Sverige ....................................................... 88
8.2 Bilateral elhandel i Finland ...................................................... 89
8.3 Bilateral elhandel i Norge ........................................................ 91
8.4 Bilateral elhandel i Danmark ................................................... 92
9 Handel på de finansiella marknaderna................... 93
9.1 Syftet med finansiell handel .................................................... 93
9.2 Finansiell handel i praktiken ................................................... 94 9.2.1 Nord Pool ..................................................................... 94 9.2.2 Bilateralt/OTC ............................................................. 95
9.3 Påverkas priset av den finansiella handeln? ............................ 96
10 Är likviditeten på marknaden tillräcklig? ................ 97
Rapport 1 SOU 2004:129
12
10.1 Omsättning på den fysiska marknaden...................................97
10.2 Likviditeten på den finansiella marknaden .............................99
10.3 Likviditeten i olika produkter................................................104
10.4 Behov av åtgärder på den finansiella marknaden? ................107
11 Förekomst av prismanipulation............................109
11.1 Lagar och regler ......................................................................109
11.2 Konkurrensverket ..................................................................110
11.3 Nord Pool ...............................................................................111
11.4 Finansinspektionen och Kredittillsynet................................114
11.5 Sammanfattande slutsatser.....................................................114
12 Utvecklingen på elspotmarknaden 2002 och 2003................................................................115
12.1 Hydrologisk balans under 2002.............................................116
12.2 Uppdelning i fler prisområden i Norge ................................117
12.3 Anmärkningsvärd prisökning under vecka 48 till 50 ...........118
12.4 Avgörande vändning under vecka 3 2003 .............................124
12.5 Efterfrågeanpassningar...........................................................126
12.6 Säkerhetskraven på Nord Pool årsskiftet 2002/2003...........127
13 Europeisk utblick − nordiska elhandeln ur ett europeiskt perspektiv .........................................128
13.1 Frankrike.................................................................................131
13.2 Tyskland..................................................................................131
13.3 Holland ...................................................................................136
13.4 Något om övriga börser .........................................................137
13.5 Samspel mellan kontinenten och Nord Pool........................138
Rapport 1
13
14 Alternativ handelsteknik..................................... 140
14.1 Marginal- eller medelprissättning?........................................ 140
14.2 Annan ägare av Nord Pool .................................................... 142
14.3 Alternativ elhandel................................................................. 142 14.3.1 Sollentunas effekttariff ............................................ 143
14.4 Behov av ökad ”genomlysning” .............................. 143 14.4.1 Behov av att styra mer produktion mot börsen? ... 143 14.4.2 Behov av att öppna budgivningen? ......................... 144
15 Slutsatser......................................................... 145
15.1 Nord Pools fysiska marknad och konkurrensen på elmarknaden ........................................................................... 145
15.2 Finansiella marknaden ........................................................... 147
15.3 Överföringsförbindelsernas betydelse.................................. 147
15.4 Prisutvecklingen på spotmarknaden 2002 och 2003............ 148
15.5 Förekommer prismanipulation? ........................................... 149
15.6 Alternativ handelsteknik ....................................................... 150 15.6.1 Marginal- eller medelprissättning?.......................... 150 15.6.2 Ägande av elbörsen .................................................. 150 15.6.3 Behov av att öppna budgivningen? ......................... 151
15.7 Nordiska elhandeln ur ett europeiskt perspektiv................. 151
16 Referenser........................................................ 151
Bilaga 1 ............................................................................................. 156
Sollentuna Energis effekttariff ....................................................... 156
Bilaga 2 ............................................................................................. 158
Fabricius elmarknadsmodell ........................................................... 158
Rapport 1
15
1 Sammanfattning
Den 1 januari 1996 infördes konkurrens i handel med och produktion av el i Sverige. Reformerna har inneburit att vi idag har en gemensam nordisk elmarknad med en gemensam handelsplats för el, elbörsen Nord Pool.
Övervägande delen av svensk elproduktion är koncentrerad till de fem största kraftproducenterna, som år 2003 stod för knappt 90 procent av landets elproduktion. Vattenfall och Sydkraft står tillsammans för 65 procent av produktionen i Sverige. Vattenfall dominerar även ur ett nordiskt perspektiv och svarar då för 17 procent av elproduktionen. Fortum är näst störst i Norden och svarade 2003 för 14 procent. Elanvändningen i Norden, exkl. Island, uppgick till 380 TWh 2003.
Nord Pool ASA är en gemensam marknadsplats för handel med el i Norge, Sverige, Finland och Danmark. På Nord Pool finns en spotmarknad för fysisk handel med el och en derivatmarknad. Börsen, dess dotterbolag och underavdelningar, ägs av de nordiska systemoperatörerna. Idag har Nord Pool 366 medlemmar
1
, varav
ett tjugotal utanför de nordiska länderna.
Den fysiska marknaden består av Elspot och Elbas. Elspot är en marknadsplats för handel med kraftkontrakt för leverans under kommande dygn. Elbas är en fysisk justeringsmarknad för handel med timkontrakt i Sverige och Finland under innevarande dygn. På spotmarknaden sätts systempriset oberoende av eventuella flaskhalsar i systemet, vilket gör att utbud och efterfrågan inte alltid kan mötas. Då beräknas i stället priset för två eller flera prisområden. Spotmarknaden kan därför ses som en kombinerad energi- och kapacitetsmarknad. På derivatmarknaden handlas det med standardiserade kontrakt upp till fyra år framåt i tiden. Handeln på Nord Pool ökade stadigt från 1996 och till och med 2002, men föll sedan tillbaka under 2003. Orsakerna till det diskuteras i denna rapport.
De viktigaste faktorerna som påverkar elpriset på spotmarknaden är tillgången till vattenkraft, bränslepriser och utomhustemperaturen. På lång sikt påverkas elpriset på Nord Pool av energi- och effektbalanserna i Norden.
1
www.nordpool.com
Rapport 1 SOU 2004:129
16
1.1 Överföringsförbindelsernas betydelse
Både utbud och efterfrågan varierar kraftigt under och mellan åren vilket ställer stora krav på överföringsnäten. Under våtår transporteras stora mängder el från Sverige och Norge till kontinenten, medan handeln går i motsatt riktning under torrår. Beroende på hur flödena går uppstår flaskhalsar i systemet. Flaskhalsar hanteras med en kombination av uppdelning i prisområden, mothandel och begränsning av import och export
Begränsningar i överföringskapaciteten leder till en uppdelning av marknaden i prisområden, vilket generellt sett leder till mindre konkurrens, genom att antalet aktörer minskar och de kvarvarande får större marknadsandelar. Samtliga aktörer som intervjuats har lyft fram betydelsen av en gemensam nordisk elmarknad, där förutsättningar så långt möjligt är harmoniserade. Det kommer dock aldrig att vara möjligt, än mindre ekonomiskt försvarbart, att bygga ut nätet för att klara överföringsbehovet i alla situationer och därmed undvika flaskhalsar.
De prisområdesdifferenser som uppstår på grund av begränsningar i överföringsförbindelserna påverkar också den finansiella marknadens likviditet negativt. Det är därför en prioriterad fråga att försöka överbrygga dessa begränsningar.
Det går inte att peka ut en enskild åtgärd för att minska effekten av prisområden, utan det behövs flera samverkande insatser såsom;
• utbyggnad av överföringskapaciteten för att minska de strukturella flaskhalsarna i systemet, i första hand de snitt som pekats ut som prioriterade av de systemansvariga i Norden,
• optimering av utnyttjandet av befintlig överföringskapaciteten för att minska onödig uppdelning i prisområden, till exempel genom utökad handel på Elbas genom att västra Danmark ansluter sig till Elbas,
• utökad mothandel i Norden. En hantering som dock innebär stora kostnader för systemoperatörerna, vilka kommer att föras över till marknaden i form av ökade avgifter för utnyttjandet av stamnätet. Det är därför inte lämpligt att enbart genom utökad mothandel eliminera effekterna av uppdelning i prisområden i Norden,
• en utbyggnad av produktionskapaciteten i underskottsområden. För detta krävs dock stabila förutsättningar på elmarknaden och en mer långsiktig energipolitik än den som förs idag.
Rapport 1
17
1.2 Bilateral elhandel
Bilateral elhandel definieras som den handel som sker mellan kraftproducenter och elhandelsföretag respektive elintensiv industri. Dessa aktörer skulle i teorin kunna handla all sin el via spotmarknaden, varför deras bilaterala krafthandel är ett alternativ till elbörsen.
Den tyngre elintensiva industrin samt mindre elhandelsföretag handlar i huvudsak från de större kraftproducenterna. De stora elhandelsföretagen är direktaktörer på elspotmarknaden och handlar all eller en stor del av den fysiska handeln via Nord Pool. Andelen fasta kontrakt har minskat sedan avregleringen. I de bilaterala avtal som sluts följer priserna i stor utsträckning spotmarknadspriserna. Det finns undantag i speciella kontrakt i Norge, PVO:s kraftkontrakt i Finland samt den så kallade prioriterade kraften i Danmark. Avtalen kombineras med olika typer av prissäkringsprodukter.
Det finns en rad andra faktorer som bidrar till många aktörer väljer att handla bilateralt. Att handla på börsen kräver kompetens samt en organisation som är anpassad vad gäller administrativa och personella resurser. Det är en internkostnad som får ställas mot mäklararvoden eller vad det kostar att handla bilateralt med de större kraftbolagen. Genom handel via mäklare fås även en service och en kunskap om marknadsläget som många tycker är värdefull. Det går även att handla större volymer mer strategiskt, utan att det får ett negativt prisgenomslag på marknaden.
Generellt sett kan sägas att även de bilaterala avtalen har blivit mer sofistikerade sedan elmarknaden avreglerades. En bidragande orsak är att kompetensen har ökat successivt både hos energiföretag och industrin. Även de bilaterala avtalen bygger i stor utsträckning på Nord Pools standardprodukter, men kompletteras i vissa fall med längre avtalsperioder eller indexering mot någon för industrin viktig marknad eller produkt. Handeln över Nord Pool har ökat kraftigt mellan 2003 och 2004 och bedöms fortsätta. Med en ökad andel av handeln som prissätts på spotmarknaden ökar också transparensen på marknaden. Att tvinga in all handel på börsen är inte en lämplig åtgärd. Det skulle innebära en inskränkning på en avreglerad marknad.
Rapport 1 SOU 2004:129
18
1.3 Omsättningen på den fysiska marknaden
Den fysiska handeln på spotmarknaden har utvecklats positivt under hela perioden 1996 till och med 2003. Den mindre nedgång som skedde i volym räknat under 2003 har vänt uppåt under 2004, då omsättningen under årets förts fem månader ligger på över 40 procent av den totala elanvändningen, jämfört med drygt 30 procent för helåret 2003.
En tillräcklig omsättning eller likviditet på den fysiska marknaden är en viktig fråga för prisbildningen och förtroendet för elbörsen. Eftersom priset bestäms av köp- och säljintresset på marginalen, är det viktigt att det är med och bildar marknadspriset. Om sedan en stor del av elförbrukningen inte prissätts på börsen, är det mindre viktigt så länge betalningsviljan på marginalen finns representerat i budgivningen. Det är därmed möjligt att ha en fullt korrekt prissättning på börsen trots att en stor andel av kraften inte handlas över börsen. Den allmänna uppfattningen bland marknadens aktörer är att prisbildningen på Nord Pools spotmarknad fungerar bra.
Jämfört med andra el- och råvarumarknader är omsättningen på Nord Pools fysiska marknad mycket hög. På flera liknande marknader i Europa och USA är omsättningen betydligt lägre, mätt som andelen av den totala konsumtionen som handlas över börsen.
Prisbildningen på Nord Pool skulle dock effektiviseras ytterligare om fler aktörer var direktaktörer på Nord Pool. De som handlar spotel gör det för annans räkning och har ett leveranskrav oberoende av vilken prisnivå säljbuden hamnar på. Om större elkonsumenter, till exempel elintensiv industri, går in och lägger mer elastiska efterfrågebud, skulle det leda till en ökad priselasticitet och en bättre fungerande prisbildning.
1.4 Betydelsen av Nord Pools finansiella marknader
Generellt sett är likviditeten god på de finansiella marknaderna. Den tillbakagång som har skett sedan 2002 beror främst på att elpriserna ligger på en betydligt högre nivå. I storleksordningen en tredjedel av de finansiella kontrakten handlas via börsen, medan resten handlas bilateralt. Av hela den finansiella handeln clearas i storleksordningen 80
−90 procent via Nord Pool. Bedömningen är behäftad med stor osäkerhet eftersom det finns ett mörkertal. De
Rapport 1
19
aktörer som intervjuats för detta arbete ger dock en samstämmig bild av att det ligger i den storleksordningen.
Finansiell handel sker av två skäl, prissäkring och spekulation. Ju större andel av elhandeln som sker via spotmarknaden, eller via bilaterala avtal som följer spotmarknadspriserna, i desto större utsträckning ökar behovet av finansiell prissäkring. Den spekulativa handeln är viktig för att öka likviditeten i kontrakten och hitta eventuella felprissättningar. Det ekonomiska utfallet på de finansiella kontrakten bestäms av priserna på den fysiska marknaden. Det finns inget som talar för att priserna på de finansiella kontrakten påverkar elpriset på längre sikt.
Under åren 1996 till 2002 ökade omsättningen på Nord Pools finansiella marknader för att sedan falla tillbaka 2003 efter den kraftiga prisuppgång som skedde på den fysiska marknaden. Tillbakagången tolkas som att det har skett en kraftig försämring av likviditeten på de finansiella marknaderna och att det är till nackdel för prisbildningen.
Att det har skett en nedgång i volym på de finansiella marknaderna är naturligt då elpriserna stiger kraftigt. De som handlar med derivat har ett visst riskmandat att hålla sig inom vilket gör att handeln i finansiella kontrakt går ned då priserna stiger kraftigt. Den omsättningsökning i finansiella kontrakt som skedde under årsskiftet 2002
−2003 berodde på den kraftiga osäkerhet som rådde på marknaden och att många aktörer valde att gå ur sina positioner för att minska sin riskexponering. En motsatt reaktion hade varit onaturlig. Den nedgång som skedde i omsatt volym direkt efter årsskiftet 2002/2003 stabiliserades redan under våren 2003.
Det riskkapital (mätt som ställda säkerheter på Nord Pool) som nu tillförs marknaden är dock lika stort, eller större än, det riskkapital som tillfördes marknaden tredje kvartalet 2002. Riskbenägenheten att handla finansiella kontrakt på Nord Pool är därför inte mindre idag än för tre år sedan. Antalet direktaktörer på de finansiella marknaderna är cirka 70
−80 per vecka, vilket ligger på samma nivå som 2001. Det totala antalet medlemmar på Nord Pool har fortsatt att öka.
Det finns inget som talar för att likviditeten skulle förbättras av att några, mindre likvida produkter tas bort. Det förändrar inte efterfrågan i de säsongs- och årskontrakt som det handlas mest i idag. Istället skulle Nord Pool kunna knyta till sig Market Makers som garanterar likviditeten i produkterna. En sådan lösning är dock kostsam, och nyttan måste noggrant vägas mot kostnaden. En
Rapport 1 SOU 2004:129
20
annan åtgärd som skulle kunna öka handeln i finansiella kontrakt över börsen är att Nord Pool erbjuder CfD:s över längre tidsperioder.
Clearingavgifter och hanteringen av säkerheter på Nord Pool är viktiga faktorer som begränsar volymerna på Nordpool. Trots att Nord Pool har genomfört förändringar i säkerhetskraven är konstruktionen av dessa fortfarande ett problem för många mindre aktörer. Det påverkar också nyetableringen på elmarknaden negativt. En åtgärd skulle vara att se över möjligheterna att samordna säkerhetskraven mellan den fysiska och finansiella marknaden, trots att de handlas i olika bolag. Nord Pool skulle även kunna var mindre restriktiva med att godkänna olika former av säkerheter.
1.5 Orsaker till prisutvecklingen 2002/2003
Analyserna av prisutvecklingen på Nord Pool under 2002 och 2003 visar att det finns naturliga förklaringar till den prisutvecklingen som varit. Låg tillrinning till vattenmagasinen och liten vattenkraftsproduktion är de viktigaste förklaringarna till de höga prisnivåerna under slutet av år 2002 och år 2003. I stort bedöms prisbildningen ha fungerat väl under perioden.
Analyserna visar dock att en anmärkningsvärd prisökning skedde under veckorna 48 till 50 som inte kan förklaras med fundamentala prispåverkande faktorer, utan snarare av ett psykologiskt omslag hos elproducenterna. Utvecklingen av den hydrologiska balansen ledde till insikten om ett betydande underskott av vattenkraft i det nordiska systemet, vilket i sin tur medförde en uppvärdering av vattenkraften. Det som hände under vecka 49 var att producenterna började värdera vattnet utifrån förväntningar om att dyrare produktionsslag skulle komma in i systemet nästkommande vecka. Det ledde till att priset steg från 400 NOK till över 600 under vecka 49. Priserna på terminsmarknaden följde samma utveckling och steg från 486 till 856 NOK per MWh från måndag till fredag vecka 49.
Utvecklingen under vintern 2002/2003 visar också att betydande efterfrågeanpassningar kan komma till stånd vid höga prisnivåer. Det gäller framförallt Norge, där fler kunder har avtal med rörligt elpris än i Sverige och Finland. I Norge tillämpas också ett system med tätare avläsningar av elförbrukningen och debitering efter faktisk förbrukning för elkunder med en årlig förbrukning över
Rapport 1
21
8 000 kWh, vilket innebär att elkunder snabbare känner av höjningar av elpriset och kan agera därefter. En ytterligare bidragande faktor till den minskade elanvändningen var att risken för energibrist var mest påtaglig i Norge. När tätare avläsningar och debitering efter faktisk förbrukning införs i Sverige är det troligt att efterfrågeanpassningar i större utsträckning kan komma till stånd.
De höga prisnivåerna på spotmarknaden medförde att Nord Pools säkerhetskrav höjdes drastiskt, vilket upplevdes som ett problem för både köpare och säljare. Köparna tvingades ha sju gånger så stora säkerheter i januari 2003 jämfört med juni 2003.
1.6 Förekommer prismanipulation?
En av de viktigaste reglerna för de som handlar på Nord Pool är informationsplikten vilken säger att alla aktörer som handlar på börsen skall ha samma marknadsinformation. Förändrade förutsättningar annonseras kontinuerligt på Nord Pool hemsida. Alla avvikande marknadsrörelser granskas av Nord Pools marknadsövervakning.
Något fall av prismanipulation som bryter mot regler eller gällande lagstiftning har inte påvisats sedan den svenska elmarknaden avreglerades 1996. Vid intervjuer som genomförts med marknadens aktörer vill heller ingen göra gällande att medveten prismanipulation skulle förekomma. Dock framförs farhågor om att den marknadskoncentration som skett sedan avregleringen skapar förutsättningar för möjligt missbruk av dominerande ställning samt kunskapsöverföring mellan konkurrerande företag genom gemensamt ägda kraftverk. Förtroendet för Nord Pool som börs är dock stort hos alla aktörer. Det sker en effektiv prisbildning på spotmarknaden och marknadsövervakningen anses fungera tillfredställande. Merparten av aktörerna anser att Nord Pool är också en öppen och lättillgänglig börs sett ur ett internationellt perspektiv.
För att behålla förtroendet för elbörsen är det viktigt att misstänkta fall av marknadsmanipulation verkligen utreds. I de flesta fall har så skett, men i ett aktuellt fall som lämnades till ekobrottsmyndigheten i Norge utreddes dock inte fallet, enligt uppgift på grund av bristande resurser och kompetens. Att berörda
Rapport 1 SOU 2004:129
22
myndigheter, åklagare och polis har för dålig kännedom om elmarknaden skulle kunna vara ett problem.
1.7 Alternativ handelsteknik
1.7.1 Marginal- eller medelprissättning?
Spotpriset är ett jämviktspris som sätts genom budgivning och motsvarar marginalkostnaden för den dyraste produktionsanläggning som måste tas i drift. Priset som bildas gäller för samtliga producenter och konsumenter på marknaden.
Enligt nationalekonomisk teori är det marginalkostnadsprissättning som ger störst effektivitet på en marknad. Invändningarna mot metoden är att den kan leda till övervinster för de producenter som har en stor andel elproduktion från kraftslag med låg rörlig marginalkostnad. Vissa kritiker hävdar att en återgång till en medelprissättning, som rådde innan avregleringen, skulle vara mer rättvis för konsumenterna. Vid en medelprissättning skulle producenternas genomsnittliga produktionskostnad, plus ett påslag för att täcka nödvändiga investeringar, bestämma priset till kunderna. För att klara effekttoppar måste producenterna hålla med en överkapacitet för att klara lasten i systemet en kall vinterdag, en överkapacitet som konsumenterna i slutändan som får betala.
Varken konsumenterna eller producenterna ges incitament att ändra sitt beteende vid medelprissättning. Även om systemet kan ge höga prisnivåer under enskilda tidsperioder, är det den metod som ger störst effektivitet och konkurrens och därmed lägst kostnader på lång sikt. Andra metoder, som medelprissättning, har flera nackdelar och är heller inte förenlig med en fri marknad, oavsett om handeln sker via en börs eller bilateralt.
1.7.2 Ägande av elbörsen
Nord Pool ägs idag av systemoperatörerna i de olika nordiska länderna. Dessa representerar ett statligt ägande. Det finns aktörer på elmarknaden som rent principiellt vill lyfta fram att en marknadsplats bör ägas av marknadens aktörer. Det ger tydliga incitament för att skapa bättre förutsättningar för marknadens aktörer och en effektiv handel. Dagens ägare är emellertid stabila vilket har varit av betydelse för förtroendet vid uppbyggandet av börsen.
Rapport 1
23
1.7.3 Alternativ elhandel
Det finns kritiker som hävdar att elmarknaden fungerar ineffektivt, och därmed fördyrar konsumenternas elinköp. Gunnar Fabricius har lanserat en elmarknadsmodell som bygger på att ledet med elförsäljningsbolag avskaffas, och kunderna istället köper el direkt av nätägaren till spotpris. Fabricius elmarknadsmodell leder inte till någon utveckling av marknaden. Kunderna skulle åter bli fast i ett monopol hos sin nätägare och valfriheten kring leverantör skulle försvinna. Det skulle dessutom bli mycket svårare för kunderna att prissäkra sina elinköp.
1.7.4 Behov av att styra mer produktion mot börsen?
”Genomlysning” innebär bland annat att elmarknadens aktörer ska ha tillgång till bästa möjliga bud på marknaden. Det innebär att ju större andel av handeln som sker via börsen, desto säkrare kan de som handlar på börsen vara att de bud som läggs är riktiga. Från och med januari 2004 har Nord Pool ändrat avgifterna för omsättning av kraft via börsen, vilket bidrar till att öka omsättningen på spotmarknaden. Det finns idag inga skäl att genom särskilda åtgärder styra ytterligare kraft mot spotmarknaden. Den ökar kontinuerligt samtidigt som den bilaterala handeln i mycket stor utsträckning sker med Nord Pool som referens.
1.7.5 Behov av att öppna budgivningen?
Informationsplikten är den viktigaste faktorn för transparensen på elbörsen. För att öka transparensen ytterligare skulle ett alternativ kunna vara att hålla den dagliga budgivningen på spotmarknaden öppen. Det finns dock nackdelar med ett sådant förfarande. En öppen budgivning skulle kunna leda till mer spekulativa bud utifrån de prisindikationer som ges och att risken för prismanipulation ökar. Slutsatsen är att dagens system med en anonym och sluten budgivning bäst gagnar en effektiv prisbildning.
Rapport 1 SOU 2004:129
24
1.7.6 Europeisk utblick
På den kontinentala marknaden har temperatur och vind samma betydelse som den hydrologiska balansen har i Norden. Prisbildningen på de tyska/holländska/franska marknaderna är också beroende av revisionsavställningar på kärnkraft och kablar mellan olika länder.
Det nordiska systemet med en stor andel vattenkraft är en billig och snabb insatsmekanism för den mer termiskt orienterade marknaden på kontinenten. Om det råder brist på el i Tyskland hämtas gärna kraft från Norden, i den mån kablarna räcker till.
Den tyska marknadens prispåverkande effekt på Nordpoolmarknaden är dock starkt begränsad av kapaciteten på kablarna. Det är svårt att se något klart mönster på dygnsmedelnivå. Nord Pool har i normala fall en prisstruktur, med lägre priser under sommaren än under vintern. Det tydliga mönstret finns inte i Tyskland där avställningar och flaskhalsar kan ha en mer oregelbunden inverkan på prisbilden. Generellt har det varit en låg korrelation mellan tyska priser och priserna på Nord Pool. Korrelationsfaktorn varierar även beroende på om det är våtår eller torrår.
Norden importerar även kraft från Polen och Ryssland. Prisnivåerna i dessa länder har ingen korrelation med prisutvecklingen i Norden.
På Nord Pool finns strikta regler om informationsplikt medan det inte finns motsvarande krav på kontinenten. Marknadsinformation och meddelanden om avställningar, efterfrågan, flaskhalsar samt andra typer av incidenter fördröjs ofta. Det gör att börserna på kontinenten inte uppvisar samma transparens och effektiva prisbildning som Nord Pool.
2 Beskrivning av uppdraget
ÅF-Energi & Miljö AB, och med TelgeKraft AB som underkonsult, har på uppdrag av El- och gasmarknadsutredningen utrett förutsättningarna på råkraftmarknaden. I uppdraget ingick att:
• uppdatera Elkonkurrensutredningens marknadsbeskrivning,
• analysera de prisvariationer som förekommit under vintern
2002/2003,
Rapport 1
25
• analysera elbörsens funktion och inflytande på prisutvecklingen,
• kartlägga antalet tillfällen då Nord Pool eller annan aktör har utrett misstänkt prismanipulation och dra slutsatser av detta vad gäller börsens fortsatta funktion och förtroende,
• belysa faktorer som påverkar spotmarknadens effektivitet, inklusive överföringskapacitetens betydelse, en alternativ handelsteknik, möjligheter till förbättrad genomlysning samt åtgärder för att styra produktion mot börsen,
• analysera Nord Pools finansiella marknader. Betydelsen av en tillräcklig likviditet på börsens finansiella marknader samt spotmarknaden skall belysas och möjligheterna att förbättra prissättningen skall utvärderas,
• redogöra för hur handeln med el fördelas mellan bilaterala avtal och Nord Pool och ge en beskrivning av hur den bilaterala handeln fungerar idag ur ett svenskt och ett nordiskt perspektiv,
• beskriva kortfattat ovanstående frågor ur ett europeiskt perspektiv.
Uppdraget redovisas i föreliggande rapport. Projektet har genomförts av Karin Byman, projektledare och Maria Stenkvist, ÅF-Energi & Miljö samt Stefan Goldkuhl, Frans Lundquist och Mikael Lahtinen, TelgeKraft AB. Sylvia Persson och Anna Nordling, ÅF har hjälpt till med figurer, textgranskning och redigering.
3 Metodik
För att få en aktuell bild, som är väl förankrad i marknaden, har en rad olika aktörer på elmarknaden intervjuats. De representerar kraftbolag, elhandlare, finansiell handel, tillverkande industri, kraftbolag och myndigheter samt elbörsen. Totalt har ett fyrtiotal intervjuer genomförts. Förutom intervjuer har underlag inhämtats via aktuella rapporter och artiklar kring elmarknadens funktion. (Se referenser.)
För att göra fundamentala analyser av prisutvecklingen har stora mängder data bearbetats. Underlagen är hämtade från Nord Pool, SMHI, Svenska Kraftnät, Svensk Energi med flera. Prisanalyserna
Rapport 1 SOU 2004:129
26
är till stor del baserade på timvärdesdata för att ge en så detaljerad bild av utvecklingen som möjligt.
Analyser och slutsatser har genomförts i samarbete mellan ÅF-Energi & Miljö AB och TelgeKraft AB.
4 Beskrivning av elmarknaden
Den 1 januari 1996 infördes konkurrens i handel med och produktion av el i Sverige. Nätverksamheten är dock alltjämt en reglerad monopolverksamhet. Huvudsyftet med avregleringen har varit att öka effektiviteten i produktions- och fösäljningsledet genom att öka valfriheten för konsumenter och ge bättre förutsättningar för ett bättre resursutnyttjande i produktionsledet. Liknande reformer har genomförts i alla nordiska länder. Reformerna har inneburit att vi idag har en gemensam nordisk elmarknad med en gemensam handelsplats för el, elbörsen Nord Pool.
4.1 Aktörerna på elmarknaden
På elmarknaden finns i huvudsak följande aktörer:
• Elanvändare
• Elproducenter
• Nätägare
• Systemansvariga
• Elhandelsföretag
4.1.1 Elanvändare
Elanvändare har ett avtal med ett elhandelsföretag om köp av el och ett kund- eller avtalsförhållande med nätägaren för transporten av energi. För transporten av energi betalar elanvändaren en nätavgift, vilken ger elanvändaren rätt att fritt välja elleverantör på den nordiska elmarknaden.
Rapport 1
27
4.1.2 Elproducenter
En elproducent producerar el och matar in den i inmatningspunkter på nätet. Elproducenten äger produktionsanläggningen och säljer elenergi till elhandelsföretag, elbörsen eller direkt till slutkunder.
Den övervägande delen av svensk elproduktion är koncentrerad till de fem största kraftproducenterna, som år 2003 stod för knappt 90 procent av landets elproduktion. Vattenfall och Sydkraft står tillsammans för 65 procent av produktionen i Sverige. Graninge blev i slutet av år 2003 uppköpt av Sydkraft/Eon. Totalt sett har antalet större elproducenter i Sverige minskat från sju företag 1996 till fyra 2004.
Tabell 1. De största elproducenterna i Sverige, produktion i Sverige 2003, TWh
Elproduktion i Sverige 2003, TWh
Andel i Sverige, %
Vattenfall 61,5 46 Fortum 24,7 19 Sydkraft 27,1 20 Skellefteå Kraft 2,4 2 Graninge 2,4 2
Summa 118,1 90
Övriga producenter
14,4
11
Total elproduktion i Sverige
132,5
100
Anmärkning: Graninge köptes under slutet av år 2003 upp av Sydkraft/Eon. Källa: Elåret 2003, Svensk Energi.
I Norge finns ett hundratal elproducenter, men ett tiotal företag står för cirka 70 procent av produktionen. Statkraft, som är Norges största kraftproducent, står för 30 procent av den totala produktionskapaciteten (och 40 procent av totala magasinkapaciteten)
2
. I Finland finns cirka 120 företag och 400 kraftverk som producerar el. Fortum och Pohjolan Voima är de två viktigaste finska elproducenterna. Vattenfall är en tredje betydande aktör på den finska marknaden. I Danmark har antalet elproducenter
2
NVE 2004.
Rapport 1 SOU 2004:129
28
minskat från ett tiotal till tre. Elsam är Danmarks största producent av el och värme och har sin verksamhet på Jylland och Fyn. E2 äger flertalet stora produktionsanläggningar på Själland. I Tabell 2 visas att Vattenfall och Fortum är de största elproducenterna på den nordiska elmarknaden med marknadsandelar på 17 respektive 14 procent 2003.
Tabell 2. Nordens största elproducenter och deras elproduktion i Norden 2003, TWh och procent
Elproduktion i Norden 2003, TWh
Andel i Norden, %
Vattenfall 61,8 17 Fortum 49,9 14 Statkraft SF 32,5 9 Sydkraft 27,1 7 Elsam 18,3 5 Pohjolan Voima OY 18,0 5 E2 14,1 4
Summa 221,7 61
Övriga elproducenter
141,6
39
Total elproduktion i Norden
1)
363,3 100
1) exklusive Island. Källa: Svensk Energi, Årsredovisningar, Nordel.
4.1.3 Nätägare och systemansvarig
Nätägarna ansvarar för att elenergin transporteras från produktionsanläggningarna till elanvändarna. En nätägare måste ha tillstånd att bygga och driva starkströmsledningar, en så kallad nätkoncession från Energimyndigheten. En nätägare är ansvarig för att beräkna och rapportera kundernas elförbrukning till berörda aktörer på marknaden.
Det svenska elnätet är indelat i tre nivåer, stamnät, regionnät och lokalnät. Stamnätet, som även inkluderar huvuddelen av förbindelserna med grannländerna, ägs av Svenska Kraftnät. De regionala näten transporterar el från stamnätet till lokalnäten och ibland till elanvändare med hög förbrukning. Regionnäten ägs till stor del av tre företag i Sverige, Vattenfall, Sydkraft och Fortum. Från de
Rapport 1
29
lokala näten transformeras kraften till den normala hushållsspänningen.
Eftersom det vid varje tidpunkt måste vara balans mellan förbrukning och produktion av el finns i varje nordiskt land en systemansvarig som har till uppgift att upprätthålla denna balans. I Sverige är Affärsverket Svenska Kraftnät systemansvarig. Svenska Kraftnät ansvarar också för att koordinera elhandeln med den fysiska transporten av el, att sköta den nationella balansavräkningen samt att se till att de balansansvariga uppfyller de ekonomiska villkoren. Varje nätägare rapporterar uppmätt produktion och förbrukning i sitt nät till Svenska Kraftnät. I Norge är Statnett systemoperatör, i Finland Fingrid och i Danmark finns två systemoperatörer, Elkraft och Eltra.
För varje uttagspunkt på nätet måste det finnas en balansansvarig. Att ha balansansvar innebär ett ekonomiskt ansvar för att produktion och förbrukning av el alltid är i balans inom företagets åtagande. För närvarande finns cirka 30 balansansvariga företag i Sverige, drygt 20 i Finland, 140 i Norge, 40 på Jylland/Fyn och 20 på Själland.
4.1.4 Elhandlare
Elhandelsföretag köper el från en producent eller på börsen Nord Pool och säljer el till elanvändare. Ett elhandelsföretag kan antingen själv ha balansansvar eller köpa tjänsten från ett annat företag. Det finns också många företag som själva producerar stora volymer av den el som säljs vidare och är då verksamma både som elproducent och elhandlare.
Elen säljs fritt på elmarknaden. Det finns ingen prisreglering vid elhandel utan det förutsätts att elanvändaren kan vända sig till en annan elleverantör om denne erbjuder bättre villkor. Elpriset sätts efter överenskommelse mellan köpare och säljare och är inte offentligt, om inte parterna väljer att publicera det.
4.2 Elproduktion och elanvändning
Kännetecknande för den nordiska elmarknaden är att både produktion och användning av el varierar under och mellan år. Eftersom hälften av elproduktionen i Norden kommer från vatten-
Rapport 1 SOU 2004:129
30
kraft, påverkar nederbörden och tillrinningen hur stor elproduktionen blir. Vattenkraftproduktionen kan variera med i storleksordningen 80 TWh mellan våtår och torrår, vilket motsvarar en femtedel av den totala elproduktionen i Norden.
Andelen vattenkraft av total elproduktion varierar emellertid mellan länderna, från 99 procent i Norge till 0 procent i Danmark. I Sverige står normalt vatten- och kärnkraft tillsammans för mer än 90 procent av elproduktionen. Resterande kommer från kraftvärmeverk, kondenskraftverk och vindkraftverk. I Finland produceras ungefär en tredjedel i kärnkraftverk, en tredjedel i vattenkraftverk, medan kondens- och vattenkraft står vardera för 20 procent av elproduktionen. I Danmark står kondenskraftverk för merparten av elproduktionen. Danmark har också Nordens största vindkraftproduktion, som år 2003 producerade 6 TWh. Vindkraftens andel av den totala elproduktionen i Norden är ännu liten, knappt 2 procent 2003.
Elproduktionen i Sverige och de övriga nordiska länderna redovisas i Tabell 3 och Tabell 4 nedan.
Tabell 3. Elproduktion i Sverige 1996, 2000
−2003, TWh
1990 2000 2001 2002
1)
2003
1)
Total produktion 141,7 142,0 157,7 143,2 132,3 Vattenkraft 71,4 77,8 78,4 65,8 52,8 Vindkraft 0 0,5 0,5 0,6 0,6 Kärnkraft 65,2 54,8 69,2 65,6 65,5 Konv värmekraft 5,1 8,9 9,6 11,3 13,5 Kraftvärme i fjärrvärmenäten 2,4 4,7 5,6 6,3 7,6 Kraftvärme i industrin 2,6 4,2 3,8 4,6 5,2 Kondenskraft 0 0,1 0) 0,4 0,6 Gasturbiner 0 0 0 0 0,1 Import-Export -1,8 4,7 -7,3 5,4 12,8 Användning 139,9 146,6 150,4 148,6 145,1
1) Preliminär statistik. Källa: Energiläget 2003, Energimarknaderna 2004, Energimyndigheten.
Rapport 1
31
Tabell 4. Elproduktion i Finland, Danmark och Norge 1996, 2000 och 2003, TWh
Finland Danmark Norge
1990 2000 2003 1990 2000 2003 1990 2000 2003
Total produktion 52 67 80 24 34 44 120 143 107 Vattenkraft 11 14 9 … … … 120 142 106 Vindkraft … … … 1 4 6 0 … … Kärnkraft 18 22 22 0 0 0 0 0 0 Konv värmekraft 23 31 49 24 30 38 1 1 1
Kraftvärme i fjärrvärmenäten 9 13 16 8 28
1)
36
1)
Kraftvärme i industrin
8 12 13 0 2 2
Kondens
7 7 20 15
Gasturbiner … … … 0 0 … Import-export 11 12 5 7 1 -8 -16 -19 24 Användning 62 79 85 31 35 35 105 124 115
1) inklusive kondensproduktion Källa: Elmarknaden 2003, Energimyndigheten, Nordels årsstatistik.
Elanvändningen i Norden varierar med utetemperaturen. Det beror på att elvärme står för en stor del av elanvändningen i främst Sverige och Norge. På vintern kan elanvändningen per vecka vara dubbelt så hög som under juli månad.
Elanvändningen i de nordiska länderna har i genomsnitt ökat med 1,7 procent per år mellan 1992 och 2002. Ökningstakten har dock varit olika stor i de olika länderna. Störst har ökningen varit i Finland (2,9 procent per år) och minst i Danmark (0,8 procent per år). Mellan 2002 och 2003 minskade den totala elanvändningen med 8 TWh, varav 5 TWh i Norge. Det kan förklaras av flera faktorer. Under vintern 2002/2003, som var torr och kall med liten vattenkraftproduktion och ett underskott i vattenkraftmagasinen, steg elpriserna till mycket höga nivåer. Situationen var så allvarlig att myndigheterna i Norge gick ut med varningar för energibrist och uppmaningar om att dra ned på elförbrukningen så mycket möjligt. Tillrinningen till vattenmagasinen förbättrades från och med mars 2003, men elpriserna var höga under hela 2003, vilket dämpade elanvändningen. En annan förklaring är att 2003 var varmare än 2002, vilket medförde att behovet av elvärme i Norge och Sverige minskade.
Rapport 1 SOU 2004:129
32
Fördelningen mellan olika användarsektorer varierar mellan länderna. I Danmark finns ingen elintensiv industri, vilket gör att den danska industrin står för en lägre andel av den totala elanvändningen jämfört med industrin i Sverige, Norge och Finland. Elanvändningens fördelning mellan olika sektorer i de nordiska länderna visas i tabellerna nedan.
Tabell 5. Elanvändning i Sverige 1990, 2000
−2003, TWh
1990 2000 2001 2002
1)
2003
1)
Industri 53,0 56,9 56,2 55,7 54,9 Bostäder och service 65,0 69,0 73,1 72,5 72,3 Transporter 2,5 3,2 2,9 2,9 2,8 Fjärrvärme, raffinaderier 10,3 6,5 6,7 5,7 4,2 Distributionsförluster 9,1 11,1 11,9 11,8 10,9 Total användning 139,9 146,6 150,4 148,6 145,1 Total användning netto temperaturkorrigerad 143,1 149,5 151,3 149,7 145,6
1) Preliminär statistik. Källa: Energimarknaderna 2004, Energimyndigheten.
Tabell 6. Elanvändning i Finland, Danmark och Norge åren 1990, 2000 och 2003, TWh
Finland Danmark Norge
1990 2000 2003 1990 2000 2003 1990 2000 2003
Industri (inkl. energisektorn) 33 45 44 9 11 10 47 53 46 Bostäder och service 26 31 37 20 22 23 51 61 59 Transporter 0,4
1) 1)
0,2
1) 1)
0,6
1) 1)
Förluster 3 3 3 2 2 2 7 10 11 Total användning 62 79 85 31 35 35 105 124 115
1) ingår i bostäder och service. Källa: Nordel.
Produktionen och förbrukningen av el i de nordiska länderna har under de senaste åren utvecklats i olika takt. Energiförbrukningen har ökat med 17 procent mellan år 1992 och 2002, medan produktionskapaciteten endast ökat med 2 procent. Det har lett till att
Rapport 1
33
energibalansen blivit alltmer ansträngd och att de nordiska länderna blivit alltmer beroende av import av el från omgivande länder.
De nordiska systemoperatörerna har i ”Nordisk systemutvecklingsplan 2002” tagit fram en gemensam prognos för utvecklingen av det nordiska elsystemet. I planen bedöms Norden vara i behov av import under ett normalår 2010. Norge väntas ha störst importbehov, medan Sverige bedöms vara i balans under ett normalår, förutsatt att alla värmekraftanläggningar körs. Totalt väntas importbehovet (det vill säga skillnaden mellan produktion och konsumtion) i Norden vara runt 10 TWh ett normalår, medan det ett torrår ökar till cirka 25 TWh. Det är osäkert om det är möjligt att importera den mängd el som behövs under ett torrår och om omgivande marknader har möjlighet att föra över så stora mängder till de nordiska länderna.
4.3 Effektbalansen
En effektbalans beskriver elsystemets momentana förmåga att balansera tillförsel och efterfrågan på el. Effektbalansen har betydelse för prisbildningen på råkraftmarknaden, varför den beskrivs kortfattat här.
Effektbalansen i Sverige och Norden som helhet har blivit allt mer ansträngd under senare år. Det är en följd av att produktionskapaciteten har minskat efter avregleringen av elmarknaden, samtidigt som efterfrågan på el har ökat. Utvecklingen i Sverige visas i Figur 1 nedan. Begreppet tioårsvinter används som ett mått på en lastsituation som rimligen bör kunna klaras med tillräckliga marginaler. Med det menas en vinter som statistiskt sett inträffar vart tionde år. Om uttaget vid något tillfälle är större än produktionskapaciteten, uppstår en bristsituation. Största risken för effektbrist är det vanligen en kall vinterdag. Ännu har inte effektbrist inträffat i Sverige, men effektbalansen har varit ansträngd vid ett antal tillfällen under de senaste årens vintrar. Vid dessa tillfällen har elpriset på Nord Pool stigit till mycket höga nivåer.
Rapport 1 SOU 2004:129
34
Figur 1. Utveckling av maximal förbrukning och tillförsel av el i Sverige, MW
Källa: Svenska Kraftnät.
Enligt de nordiska systemoperatörernas prognos väntas effektbalansen i Norden förbättras något till år 2010, vilket kan förklaras med att nya elproduktionsanläggningar förväntas komma till stånd i Finland (kärnkraft) och Norge (gaskraft).
4.4 Kraftutbyte och överföringsförbindelser
Utbytet av kraft i Norden styrs i hög grad av tillrinningen till de nordiska vattenmagasinen. Eftersom vattenkraften har lägst rörliga produktionskostnader (förutom vindkraft) i det nordiska produktionssystemet, exporterar Sverige och Norge normalt sett el till Danmark och Finland under år med god tillgång på vattenkraft. Sverige är under våtår transitland för export av el från Norge till Danmark och Finland. Vid torrår vänder handelsströmmarna och Norge och Sverige importerar el som har producerats i danska, finska, tyska och polska kondenskraftverk. Finland är oberoende av våtår eller torrår beroende av importerad el från Ryssland.
26300
25000 24600
25800 26000
27000
25800
26400
26900
20000 22000 24000 26000 28000 30000 32000 34000 36000
95/96 96/97 97/98 98/99 99/00 00/01 01/02 02/03 03/04 04/05 05/06 06/07
Uppmätt maxförbrukning Prognos normalår Prognos 10-årsvinter Tillförsel
Rapport 1
35
4.4.1 Överföringsförbindelser
Kraftutbyte möjliggörs av överföringsförbindelserna mellan länderna. Inom det nordiska elbörsområdet finns ett stort antal överföringsförbindelser. Det finns också förbindelser till Ryssland, Tyskland och Polen. Sveriges handelskapacitet har ökat med 2 000 MW sedan 1995 och uppgår idag till 9 000 MW, vilket motsvarar en tredjedel av landets maximala effektbehov.
I Tabell 7 redovisas både den maximalt tillåtna överföringen och handelskapaciteten. Handelskapacitet är den kapacitet som är tillgänglig för marknadens aktörer. Den kan ibland vara lägre än den totala överföringskapaciteten på grund av begränsningar i angränsande nät, driftstopp, aktuell förbrukning och produktion samt reserverad kraft för systemoperatörerna.
Rapport 1 SOU 2004:129
36
Tabell 7. Överföringsförbindelser i Nordeuropa per den 2003-12-31, MW
Handelskapacitet (MW)
Överföringskapacitet (MW)
Till Sverige Från Norra Finland
1 100
1 200
Södra Finland (Fennoskan)
550
550
Norge norr om snitt II (N61º)
1 300
2 550
Norge söder om snitt II (N61º)
2 150
2 300
Östra Danmark
1 700
1 750
Västra Danmark (1)
490
490
Tyskland
396
396
Polen
600
600
Till Norge Från Finland
100
120
Sverige norr omr. snitt II (N61º)
1 100
2 570
Sverige söder om snitt II (N61º)
2 150
2 300
Västra Danmark
1 000
1 040
Ryssland
25
25
Till Finland Från Ryssland, i söder
1 300
1 300
Ryssland, i norr
60
60
Nordnorge
80
120
Norra Sverige
1 500
1 600
Södra Sverige (Fennoskan)
550
550
Till Västra Danmark Från Sverige (2)
460
460
Norge
1 000
1 040
Tyskland
800
800
Till Östra Danmark Från Sverige
1 300
1 350
Tyskland
550
600
Till Tyskland Från Västra Danmark
1 200
1 200
Östra Danmark
550
600
Sverige
456
456
Till Polen Från Sverige
600
600
(1) (2) Kapaciteten reducerad med 120 MW på grund av transformatorhaveri. Handelskapacitet: från Nordels balansgrupp.
Rapport 1
37
Samtliga förbindelser, förutom förbindelserna mellan Sverige och Polen (SwePolLink) och Sverige och Tyskland (Baltickabeln), ägs av de systemansvariga företagen i Norden. Sydkraft ägde tidigare en del av 400 kV-förbindelsen mellan Sverige och Själland, men den andelen har sålts till Svenska Kraftnät. Sydkraft äger fortfarande 130 kV-förbindelsen. Hela förbindelsens överföringskapacitet är tillgänglig för handel på Nord Pool.
Swepollink ägs till 48 procent av Vattenfall, 51 procent av Svenska Kraftnät och 1 procent av Polish Power Grid Company. Baltic Cable ägs till en tredjedel av Sydkraft/Eon och till två tredjedelar av Statnett. Ingen förändring av ägarförhållanden för de två sistnämnda kablarna är kända idag.
Samtliga förbindelser inom börsområdet utnyttjas fullt ut för handel på spotmarknaden. Handeln på förbindelserna till länderna utanför börsområdet, det vill säga gränsförbindelserna till Polen, Ryssland och Tyskland sker via bilaterala avtal och/eller ett auktionsförfarande av handelskapacitet. Den tillgängliga kapaciteten på SwePollink på den svenska sidan disponeras av Vattenfall genom ett långsiktigt avtal. 50 MW är dock tillgängligt för andra aktörer på årsbasis. Kapaciteten på Baltic Cable disponeras av ägarna, men kapacitet som inte utnyttjas bjuds ut på dygns- och timbasis till andra aktörer. Handel på förbindelser mellan Danmark och Tyskland sker via bilaterala avtal och genom auktion av handelskapacitet.
5 Elbörsen Nord Pool och balansmarknaden
Nord Pool ASA är en gemensam marknadsplats för handel med el i Norge, Sverige, Finland och Danmark. På Nord Pool finns en spotmarknad för fysisk handel med el och en derivatmarknad. Nord Pool ”clearar” också kontrakt som gäller både på och utanför den egna marknadsplatsen, det vill säga ansvarar för betalningarna mellan marknadsaktörerna. Idag har Nord Pool 366 medlemmar
3
,
varav ett tjugotal utanför de nordiska länderna.
Nord Pool ASA ägs till 50 procent av Svenska Kraftnät och 50 procent av norska Statnett, vilka är systemoperatörer i Sverige respektive Norge. Nord Pool ASA består av Nord Pool Financial
3
www.nordpool.com
Rapport 1 SOU 2004:129
38
Market, som är en avdelning inom Nord Pool ASA samt Nord Pool Clearing och Nord Pool Consulting, som är helägda dotterbolag. Nord Pool ASA har också en minoritetsandel på 20 procent i Nord Pool Spot ASA. Övriga ägare i Nord Pool Spot ASA är Svenska Kraftnät, Statnett och Fingrid med 20 procent vardera samt de danska systemoperatörerna Elkraft och Eltra, som vardera äger 10 procent. Nord Pool Consulting kommenteras inte inom denna utredning.
Nord Pool Spot AS är en marknadsplats för handel med el för fysisk leverans det kommande dygnet av el. Nord Pool Financial Market ASA är en börs för finansiell handel för aktörer på den nordiska elmarknaden. Nord Pool Clearing ASA är motpart i alla finansiella kontrakt som omsätts på börsen samt alla bilaterala finansiella kontrakt. (Se kapitel 5.4.)
Nord Pool ASA och Nord Pool Spot AS har båda tillstånd som fullvärdiga börs enligt norska börsregler.
I Figur 2 nedan visas Nord Pools organisation.
Figur 2. Nord Pools organisation
Källa: Nord Pool ASA, Annual Report 2003.
Den norska elmarknaden avreglerades 1991 då en ny energilag trädde i kraft. Föregångaren till Nord Pool, Statnett Marked AS, bildades 1993 i Oslo. 1996 skapades en gemensam norsk-svensk börs genom att Svenska Kraftnät gick in som delägare tillsammans med Statnett. Samtidigt bytte elbörsen namn till Nord Pool.
Nord Pool ASA
Nord Pool Clearing
Nord Pool Financial Market
Nord Pool Spot
Nord Pool Consulting
Helägt
dotterbolag till Nord Pool ASA
Avdelning inom Nord Pool ASA
Ägare:
• Nord Pool ASA 20 %
• SvK 20%
• Fingrid 20%
• Statnett 20%
• Eltra 10%
• Elkraft 10%
Helägt
dotterbolag till Nord Pool ASA
Nord Pool ASA
Nord Pool Clearing
Nord Pool Financial Market
Nord Pool Spot
Nord Pool Consulting
Helägt
dotterbolag till Nord Pool ASA
Avdelning inom Nord Pool ASA
Ägare:
• Nord Pool ASA 20 %
• SvK 20%
• Fingrid 20%
• Statnett 20%
• Eltra 10%
• Elkraft 10%
Helägt
dotterbolag till Nord Pool ASA
Rapport 1
39
Finland anslöt sig till den gemensamma elbörsen 1998. Västra Danmark (Jylland) anslöts 1999 och östra (Själland) år 2000.
I diagrammet nedan visas omsättningen på Nord Pools olika marknader i volym räknat från 1996-2003. Handeln ökade stadigt mellan åren 1996 till 2002 men föll sedan tillbaka kraftigt under 2003. Orsakerna till detta diskuteras i kapitel 10.
Figur 3. Marknadsutveckling Nord Pool ASA 1996
−2003, TWh
Källa: Nord Pool ASA Annual Report 2003.
5.1 Fysisk marknad
Den fysiska marknaden består av Elspot och Elbas. Elspot är en marknadsplats för handel med kraftkontrakt för leverans under kommande dygn. Elbas är en fysisk justeringsmarknad för handel med timkontrakt i Sverige och Finland under innevarande dygn.
5.1.1 Elspot
På spotmarknaden fastställs det så kallade systempriset (jämviktspris för utbud och efterfrågan) genom auktion. Deltagarna lämnar bud om hur stor mängd kraft de önskar sälja respektive köpa vid olika prisnivåer under varje timme nästföljande dygn. Senast
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 TWh
Bilateral Clearing
Finansiell handel
Fysisk handel
Rapport 1 SOU 2004:129
40
klockan 12.00 dagen innan måste alla bud vara lämnade och systempriset beräknas baserat på de lämnade buden. Leverans sker därför mellan 12 och 36 timmar efter det att buden har lämnats, det vill säga mellan klockan 00.00 och 24.00 nästföljande dygn.
Det går även att lämna blockbud för en bestämd volym för ett antal på varandra följande timmar. Blockbuden träder i kraft då det genomsnittliga priset under blockperioden ligger över angivet blockbudpris. För köpblocken gäller det motsatta, det vill säga dessa leder till köp om snittpriset ligger under blockbudpris.
Säljare kan även lämna flexibla timbud. Det innebär att de lämnar bud för en icke specificerad timme med ett minimipris och volym. Budet accepteras i den timme som har högst pris i det givna området förutsatt att priset ligger över angiven budprisnivå.
Jämviktspriset kallas för marknadskryss på Nord Pool.
Figur 4. Illustration av jämviktspris på Spotmarknaden
De kontrakt som handlas innebär en skyldighet att leverera till eller att ta ut fysisk kraft från stamnätet. Kontraktens varaktighet är en timme. Omsättningen mäts i MWh per timme och minsta kontraktstorlek är 0,1 MWh per timme. Handel sker 365 dagar om året. Systempriset fungerar som referenspris för den övriga elmarknaden. Det genomsnittliga spotpriset per månad, i löpande och 1996-års penningvärde visas i diagrammet nedan. De faktorer som påverkar prisutvecklingen på elmarknaden beskrivs i kapitel 6.
Efterfrågan
Utbud
”Marknadskryss”
Volym MWh
Pris NOK/MWh
Spotpris
Efterfrågan
Utbud
”Marknadskryss”
Volym MWh
Pris NOK/MWh
Spotpris
Rapport 1
41
Figur 5. Systemprisets utveckling 1996
−april 2004, månadsmedelvärde i 1996-års samt i löpande penningvärde
Källa: Nord Pool, Statistiska centralbyrån.
Beräkningen av systempris sker utan att hänsyn tas till eventuella överföringsbegränsningar i distributionsnäten. Eftersom det finns flaskhalsar i näten både inom och mellan länderna, kan inte utbud och efterfrågan alltid mötas. Vid budgivningen måste därför aktörerna ange inom vilket område, anmälningsområde, de avser mata in eller ta ut kraft. Om kraftflödet mellan anmälningsområdena överskrider överföringskapaciteten beräknas två eller flera prisområden. Spotmarknaden kan därför ses som en kombinerad energi- och kapacitetsmarknad. Begränsningar uppstår även i näten inom Sverige men regleras genom så kallade motköp. Sverige och Finland utgör var sitt anmälningsområde och Danmark två anmälningsområden. I Norge finns det flera anmälningsområden, eftersom flaskhalsar hanteras med prisområden. Prisområden, flaskhalsar och motköp beskrivs i kapitel 7.
Nedan illustreras en budgivning. Deltagarna lämnar bud på vad de önskar köpa, eller eventuellt sälja, beroende på vad det aktuella områdespriset blir respektive timme. Bud lämnas för dygnets alla 24 timmar. I exemplet nedan är budgivaren intresserad av att köpa kraft om priset ligger under 150 kronor per MWh, medan det vid
-
100 200 300 400 500 600 700 800
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
SEK / MWh
1996 års penningvärde
Löpande penningvärde
Rapport 1 SOU 2004:129
42
prisnivåer över 175 kronor per MWh lönar sig att själv producera och sälja el. Köp har positiva värden, sälj negativa. Nord Pool interpolerar alla bud som sedan utmynnar i den utbuds- och efterfrågekurva som formar systempriset och områdespriserna som den faktiska handelsvolymen och den ekonomiska avräkningen baseras på. Systempriset beräknas i norska kronor men räknas sedan om till aktuell valuta i respektive prisområde. Omräkningen sker till officiell växelkurs den aktuella dagen. Budgivaren i exemplet nedan har angivit Sverige som prisområde och svenska kronor, SEK, som valuta.
Figur 6. Illustration av prisberoende budgivning på Elspot, MWh per timme
Källa: Nord Pool.
5.1.2 Buden på spotmarknaden
Då handel på spotmarknaden sker 365 dagar om året, innebär det att aktörerna måste lämna in sina bud varje dag eller lägga bud som löper över flera dagar.
Alla aktörer har inte en organisation där det finns personal på plats 365 dagar om året. Det finns därför aktörer som lämnar en spotbeställning på fredagen som gäller för hela helgen och ibland även måndagen. Det är en kostnadsfråga för aktörerna huruvida merkostnaden för eventuella fel i de långa buden över helger är lägre än personalkostnaden för att göra spotbeställningen varje dag.
Aktör: Elbolaget AB Budet gäller: Vecka: 14-2004 Mån Tis Ons Tor Fre Lör Sön Veckan Område: SE x Valuta: SEK
Pris
0 100 101 150 151 175 176 200 201 770 771 1900
Timme
1 2 3 4
65 65 11 11 0 0 -12 -20 -40 -40 -50 -75
5 6 7 8 o.s.v
Rapport 1
43
Generellt sett utgör inte förfarandet något problem eftersom säljarna oftast vet hur produktionen kommer att se ut, och köparna i stort sett vet sin förbrukning. Sker det emellertid stora förändringar i förbrukningsprognoserna, till exempel temperaturväxlingar eller att processer går ned, måste köpare lägga om sina bud för att minimera risken att få höga balanskraftskostnader. För säljare är det framför allt om någon produktionsenhet får driftstörningar som är det stora problemet. Snabba förändringar i vattenstånd och prognosavvikelser vad gäller vind och temperatur påverkar också en säljares utbud.
När allt är ”normalt”, det vill säga när det är små avvikelser mellan balanspris och spotpris och spotpriset inte varierar alltför mycket över dygnet, är det inget problem att lägga bud på spotmarknaden som löper över flera dygn. När det råder mindre normala förhållanden kan det bli kostsamt att ligga fel i sina spotbeställningar. Historisk sett har den högsta skillnaden mellan spotpris och reglerpris varit runt 4 000 SEK per MWh. Under sådana förhållanden innebär mycket små korrigeringar i spotbeställningen stora kostnadsminskningar.
Reglerpriserna är inte kända på förhand men en indikation om åt vilket håll de kommer att röra sig under dagen kan man få genom att följa handeln på Elbas.
5.1.3 Elbas
På Elbas handlas kraftkontrakt per timme, dygnet runt. Handel sker till och med en timme före leverans. Elbas utgör ett viktigt komplement till Elspot, eftersom marknaden ger aktörerna möjlighet att justera sin balans med fysiska kontrakt närmare drifttimmen. För närvarande är handel på Elbas begränsad till Sverige och Finland. Från och med augusti 2004 kommer Elbas även att kunna handlas av aktörer aktiva i Själland. Elbaskontrakten handlas i Euro.
5.1.4 Nya produkter
Nord Pool utvecklar ständigt nya produkter. Under hösten 2004 beräknas en ny höglastprodukt, så kallad peakprodukt, att lanseras på Jylland. Dagens prissäkring är baslastkontrakt som inte tar hän-
Rapport 1 SOU 2004:129
44
syn till höglastsituationer i förbrukningsmönstren. Med den nya peakprodukten kan en prissäkring ske på kort sikt, för höglastperioder över ett dygn. Genom att komplettera baslastkontrakten med en peakprodukt kan dessa tillsammans bättre anpassas till olika förbrukningsprofiler.
På den fysiska marknaden planeras så kallade kopplade blockbud. Genom dessa kan bud läggas på spotmarknaden som är betingade av att andra bud träder i kraft. Från och med våren 2004 finns möjlighet att handla elcertifikat via Nord Pool.
Vidare diskuteras prissäkringsprodukter för handel med gröna certifikat och handel med utsläppsrätter. När de införs är oklart.
5.2 Balansmarknad
De balansansvariga företagen ansvarar för sin egen balans fram till leveranstimmen. Fram till dess kan de handla sig i balans genom handel på elspotmarknaden och därefter genom handel på Elbas (gäller idag endast svenska och finska aktörer). När leveranstimmen startar tar balanstjänstens balansreglering över balanshanteringen. I Sverige sköts balansregleringen av Svenska Kraftnät, i Norge av Statnett, i Finland av Fingrid, i Östdanmark av Elkraft System och på Jylland och Fyn av Eltra.
Genom balansmarknaden hålls kontinuerligt balansen mellan produktion och förbrukning. Denna balansreglering utförs löpande dygnet runt av systemoperatörens driftsorganisation.
Balanstjänsten tar löpande emot anbud, uttryckt i effektvolym (MW) och pris (kr/MWh), från balansansvariga som är villiga att inom tio minuter öka eller minska sin produktion eller förbrukning. Anbuden för balansregleringen arrangeras i prisordning för varje timme (se Figur 7). När det krävs centrala åtgärder för att justera elbalansen aktiverar balanstjänsten det fördelaktigaste anbudet genom avrop.
Rapport 1
45
Figur 7. Priskurva för kraft som används för balansreglering
Källa: Svenska Kraftnät.
Balanstjänsten gör också en automatisk frekvensstyrd reglering av generatorerna i vissa kraftstationer. Den automatiska regleringen upphandlas periodvis från producenter som har lämpliga resurser.
Efter varje timme bestäms regleringspriset efter den dyraste åtgärden vid uppreglering (när balanstjänsten köper el) eller den billigaste åtgärden vid nedreglering (när balanstjänsten säljer el) som har använts under timmen. Det priset gäller för alla anbud som har avropats för att reglera balansen upp eller ned.
Balansregleringen har under flera år kontinuerligt harmoniserats mellan de nordiska länderna. Numera fungerar den som en gemensam nordisk balansreglering. Priset för upp- och nedreglering blir detsamma i de olika länderna, såvida inte flaskhalsar omöjliggör överföring av reglerkraft över gränserna.
Balansavräkningen, då man fördelar kostnaderna för balansregleringen mellan de balansvariga på basis av deras eventuella obalanser, görs dock på olika sätt i de nordiska länderna.
I Norge tillämpas enprisavräknng. Vid enprisavräkning avräknas all balanskraft till regleringspriset. Det betyder att aktörer som reglerar aktivt, när balanstjänsten avropar balansreglering, och de som ”reglerar” passivt genom att ha obalans åt rätt håll för systemet får samma pris. En orsak till att Norge tillämpar metoden är att de har en homogen produktionsapparat och att det finns gott om reglerkraft.
Marknadspris
(t ex spotpris)
Nedregleringspriset
• om nedreglering avropats
• samma för alla som avropats
Uppregleringspriset
• om uppreglering avropats
• samma för alla som avropats
Pris (kr / MWh)
Volym (+ MW)
(- MW)
Marknadspris
(t ex spotpris)
Nedregleringspriset
• om nedreglering avropats
• samma för alla som avropats
Uppregleringspriset
• om uppreglering avropats
• samma för alla som avropats
Pris (kr / MWh)
Volym (+ MW)
(- MW)
Rapport 1 SOU 2004:129
46
Tvåprisavräkning tillämpas i Sverige, Finland och Danmark. I denna modell får balansansvariga som reglerar aktivt ett pris (upp- eller nedregleringspriset), medan de som ”reglerar passivt” genom att ha obalans åt rätt håll inte får någon extra ersättning utöver spotmarknadspriset.
5.3 Finansiell marknad
Nord Pool tillhandahåller en finansiell marknad där aktörerna kan handla i standardiserade finansiella kontrakt upp till fyra år framåt i tiden. Värdet på derivaten
4
bestäms av förväntad prisutveckling på
spotmarknaden. När derivaten går in i leverans sker en daglig avräkning mellan ingånget terminspris och gällande spotpris. Aktörerna handlar på den finansiella marknaden av två skäl, riskhantering och spekulation.
Genom terminshandeln kan priset på framtida fysiska kraftkontrakten säkras och därmed minskar aktörerna sin riskexponering, så kallad hedging. Derivaten blir då en del i kraftportföljen. En större del av den finansiella handeln sker dock utan att det finns ett fysiskt behov av kraft i botten. Genom att ingå kontrakt i den finansiella marknaden har handlaren möjlighet att tjäna pengar vid relativa prisförändringar men tar samtidigt en risk. Kontrakten handlas hittills i norska kronor men kommer från och med 2006 att handlas i Euro. (Finansiell handel beskrivs även i kapitel 9.)
Det finns två typer av produkter på den finansiella marknaden, terminer och optioner. Standardiserade finansiella kontrakt handlas även via mäklare och kan clearas genom Nord Pool.
5.3.1 Eltermin
En termin är ett avtal där parterna förbinder sig att köpa respektive sälja en viss mängd av en tillgång till ett bestämt pris vid en avtalad framtida tidpunkt. En eltermin är en överenskommelse mellan köpare och säljare om att ekonomiskt leverera värdet motsvarande en bestämd mängd kraft till ett visst pris, under en fastställd period i framtiden. Det finns två typer av terminskontrakt på Nord Pool, Futures och Forwards. En särskild forwardprodukt är Contracts
4
Värdepapper
− optioner, futures eller forwards.
Rapport 1
47
for Differences (CfD´s), genom vilken det går att göra prissäkringar mot prisområdesdifferenser.
Futures handlas som dag- eller veckokontrakt. Forwardkontrakten handlas som säsongskontrakt upp till fyra års sikt. Säsongsindelningen är under omarbetning enligt nedan.
Säsongskontrakten delas till och med 2005 in i:
• Winter 1 (1 januari−30 april),
• Summer (1 maj−30 september),
• Winter 2 (1 oktober−31 december)
• Year (1 januari−31 december)
Från och med 2004 kommer följande indelning att successivt introduceras:
• Month (kalendermånad),
• Quarter (tre kalendermånader) eller
• Year (1 januari−31 december).
Futures och forwards skiljer sig även åt genom att futurekontrakten avräknas redan under handelsperioden
5
, medan for-
wardskontrakten enbart avräknas under leveransperioden. Hur de olika kontrakten handlas varierar, och beror på förutsättningarna på marknaden.
Genom futures och forwards görs prissäkringar mot systempriset. Eftersom det stundtals uppstår enskilda prisområden ger det inte en perfekt prissäkring. Som komplement finns därför möjligheten att handla i Contracts for Difference (CfD), vilken innebär att även avvikelser till följd av separata prisområden kan prissäkras. Produkten finns tillgänglig för prisområde Sydnorge, Sverige, Finland, Västdanmark och Östdanmark.
Värdet på de olika terminskontrakten speglar marknadens förväntningar om den framtida prisutvecklingen på spotmarknaden.
Nedan visas hur handelsvolymerna i de finansiella kontrakten har utvecklats från 1996-2003. Efter den extrema vintern 2002
−2003 sjönk handeln i TWh räknat, men nedgången var inte lika omfattande i finansiella termer. Det beror på att prisuppgången på den fysiska marknaden gör att handeln i den finansiella
5
Den period under vilken handel sker i de finansiella kontrakten, dvs. innan leverans-
perioden.
Rapport 1 SOU 2004:129
48
marknaden inte behöver vara lika stor för att värdemässigt omsätta lika mycket.
Figur 8. Utvecklingen på Nord Pools finansiella marknad, inklusive OTC, TWh respektive Mrd NOK
Källa: Nord Pool ASA Annual Report 2003.
Den minskande omsättningen har tagits som tecken på att den nordiska elmarknaden har stagnerat i sin utveckling. Det ger dock inte en helt sanningsenligt bild. Visserligen är det sant att ett antal amerikanska och europeiska aktörer drog sig ur marknaden under den här perioden. Flera av dessa aktörer bedrev en omfattande finansiell handel i syfte att skapa avkastning, varför deras utträde har medfört minskad omsättning och likviditet.
De etablerade nordiska aktörerna har dock fortsatt att bedriva handel i prissäkringssyfte och i syfte att skapa avkastning. Just den senare typen av handel, så kallad riskhandel eller trading, är ett element som är mycket viktigt för att skapa likviditet och en väl fungerande marknad. Även om omsättningen av finansiella kontrakt i tradingsyfte minskade under 2003
−2004, har inte risk-
benägenheten minskat nämnvärt.
I princip samtliga tradingorganisationer har sitt riskmandat (det vill säga maximal godtagbar förlust) uttryckt i kronor, och denna beräknas efter marknadens risknivå, det vill säga volatiliteten.
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 TWh
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500
Mrd NOK
TWh Mrd NOK
Rapport 1
49
Eftersom volatiliteten var så pass hög under 2002
−2003, innebar det att de spekulativa positionerna räknat i energivolym fick minskas för att rymmas inom riskmandatet. Det är en bidragande orsak till att omsättningen minskade under perioden. I grafen nedan visas hur handelsmandatet (det vill säga maximal energiposition) minskar då marknadens volatilitet stiger. En fördubbling av volatiliteten innebär en halvering av maximal godkänd spekulativ position. Likviditeten på Nord Pools finansiella marknader diskuteras i kapitel 10.
Figur 9. Exempel på handelsmandatets storlek vid olika marknadsvolatiliteter
Källa: TelgeKraft AB.
5.3.2 Eloption
En option är en rättighet, men inte en skyldighet, att köpa eller sälja en vara i framtiden till ett idag fastslaget pris. En option kan ses som en försäkringspremie, där köparen betalar en premie för att reducera sin risk, medan säljaren av optionen mottar en premie för att ta en extra risk. Det finns två typer av optioner på Nord Pool, Call Option och Put Option, som innebär rätten att köpa respektive sälja kraft. Den underliggande varan är standardiserade
Handelsmandatets storlek vid olika marknadsvolatiliteter
0 200 400 600 800 1 000 1 200
10% 12% 14% 16% 18% 20% 22% 24% 26% 28% 30% 32% 34% 36% 38% 40%
Marknadsvolatilitet
H a n d elsm an d a t [ G W h ]
Rapport 1 SOU 2004:129
50
forwardkontrakt. Genom optioner kan aktörerna säkra sig mot både pris- och volymsrisker.
Det är relativt få, specialiserade aktörer, som handlar i optioner. Eftersom marknaden inte är allmänt förekommande, sker ingen vidare utveckling av optionshandeln i denna rapport.
5.4 Clearing
Clearing innebär att en institution, i det här fallet Nord Pool, garanterar att de kontrakt som handlas också uppfylls. Tjänsten innebär att Nord Pool dokumenterar handel, tar in säkerheter och sköter avräkning mellan de börsmedlemmar som har avtal med Nord Pool Clearing ASA. Genom clearingtjänsten minskar motpartsrisken (kreditrisken) för marknadsaktörerna, det vill säga risken att den andre parten går i konkurs eller av andra skäl inte kan uppfylla sina åtaganden. Vidare förenklas rutinerna vid handel, eftersom Nord Pool Clearing sköter administrationen.
Nord Pool tillhandahåller clearingtjänster för finansiella elkontrakt som handlas på Nord Pool eller OTC-kontrakt som är utformade enligt Nord Pools standardiserade finansiella kontrakt.
Det finns tre kategorier kunder på Nord Pool Clearing; clearingmedlem, clearingrepresentant och clearingklient. Medlemmar clearar sina egna affärer med Nord Pool. Representanter företräder clearingklienter och sköter den operativa handeln för sina kunders räkning. Genom representanter underlättas små aktörers möjligheter att vara clearingkunder på Nord Pool.
5.5 Regler och avgifter för handel på Nord Pool
För att vara medlem i Nord Pool Spot AS måste man ingå aktörs- eller clearingkundavtal samt avtal om lämnande av information från moderbolaget och om pantsättning och garantier. Genom avtalet förbinder sig medlemmarna att följa de regler som finns kring budgivning, säkerheter, lämnande av information samt etiska regler. Man måste även ha balansansvar i eget namn, eller via annan, med den systemansvarige i det land handel skall ske.
För att handla på Nord Pools finansiella marknader måste deltagaren ha ett börsmedlemskap på Nord Pool Financial Market samt också ingå ett avtal om clearingmedlemskap.
Rapport 1
51
5.5.1 Informationsplikt
All information som är relevant för prissättningen på spotmarknaden måste rapporteras till Nord Pool. Bland annat gäller följande regler för informationsplikten
6
. Planerade produktionsförändringar som kommer att ske inom sex veckor och som omfattar minst 200 MW måste rapporteras. Förändringar i produktion, användning eller överföring av kraft som omfattar minst 400 MW måste rapporteras för innevarande år och tre år framåt i tiden. Driftstörningar som motsvarar minst 200 MW måste rapporteras omedelbart och under inga omständigheter senare än 60 minuter efter att de har inträffat, med undantag för perioden mellan klockan 20.00 och 07.00. Orsaken till driftstörningen samt hur länge den varade måste rapporteras till Nord Pool inom högst 4 timmar.
5.5.2 Insiderinformation
Inom medlemsföretagen gäller att avdelningar för elhandel respektive produktion, eller annan verksamhet med information som kan vara prispåverkande, måste sitta åtskilda samt ha rutiner och en organisation som förhindrar otillbörligt informationsutbyte. All prispåverkande information måste rapporteras till Nord Pool innan den kan förmedlas till resten av organisationen.
5.5.3 Manipulation av marknaden
Deltagare får inte lämna missledande information, ingå fiktiva avtal eller på annat sätt försöka påverka prisbildningen på börsen. Deltagarna får inte heller lämna bud vilka uppenbart kraftigt avviker från rådande marknadsvärde på gällande produkter. Aktörerna förväntas också uppträda enligt god affärssed.
5.5.4 Säkerhetskrav
Nord Pool tar inga finansiella risker. Det innebär att alla som handlar på Nord Pool, fysiskt eller finansiellt, måste ställa ut säkerheter som motsvarar sin omsättning i olika produkter. Säkerheterna ställs
6
Market Conduct Rules ver 01-13 nov 03.
Rapport 1 SOU 2004:129
52
ut som kontanter i pantsatt konto hos Settlement Bank eller bankgaranti
7
.
Den kraftiga prisuppgång som skedde hösten 2002 medförde att då gällande regler för ställande av säkerheter på den fysiska marknaden skapade problem för flera aktörer. Sedan dess har reglerna ändrats så att säkerheterna inte blir fullt så stora under perioder med stor volatilitet och vid kraftiga prisuppgångar. I gengäld har avräkningsperioden kortats ned.
Tidigare gällde att riskperioden, under vilken Nord Pool är motpart, sträckte sig över tre veckor. Veckan efter handelsveckan skedde fakturering och i tredje veckan betalning, i ett rullande schema. Nord Pool fordrade därför säkerheter motsvarande de tre senaste veckornas nettoköp av el. Efter de höga prisnivåer som rådde under vintern 2002/2003 ändrades säkerhetskraven till motsvarande de två senaste veckornas nettohandel om betalning sker tre bankdagar tidigare.
Sedan april 2004 kan deltagarna genom dagliga uppgörelser sänka säkerhetskraven till motsvarande sju dagars handel. Som grundsäkerhet måste alla deltagare minst ställa ut 100 000 NOK innan handel kan börja, vilken sedan räknas in i det totala säkerhetsbeloppet.
Säkerhetskraven på den finansiella marknaden utgår från en beräkning över hur mycket Nord Pool som motpart kan tänkas förlora om en deltagare inte kan möta säkerhetskravet för sina positioner och marknaden samtidigt går i en icke fördelaktig riktning.
I rutan nedan illustreras hur säkerhetskraven i den fysiska och finansiella marknaden beräknas.
7
I Danmark finns speciella regler.
Rapport 1
53
5.5.5 Avgifter
För att handla el fysiskt på spotmarknaden måste deltagarna betala en fast årlig avgift på 100 000 NOK samt en rörlig avgift på 0,25 NOK per MWh. Mindre aktörer kan även välja att betala en rörlig avgift på 1,0 NOK per MWh men i gengäld inte betala någon årlig avgift, under förutsättning att den totalt inbetalade volymsavgiften minst uppgår till 25 000 NOK
8
. Gränsen mellan de båda betalningssätten går vid en årlig elhandel på drygt 130 GWh. Kraftaktörer som lägger lika stora köp- som säljbud på spotmarknaden betalar från 1 januari 2004 en lägre volymsavgift på 0,04 NOK per MWh, för respektive köpt och såld volym. Ett tak är satt på 500 000 NOK per år, vilket begränsar kostnaden för deltagarna. Syftet är att stimulera till ökad omsättning och få en större tillit till spotpriset som referenspris. För de nettovolymer som handlas därutöver betalas ordinarie avgift på 0,25 NOK per MWh. Införandet har bidragit till att ett av de större kraftbolagen från och med årsskiftet omsätter all sin el via Nord Pool och att fler kraftbolag överväger att göra det. Därmed kan volymen omsatt
8
Clearing and Trading Fees as of 1 January 2004, www.nordpool.no
SÄKERHETSKRAV Fysisk marknad:
- Grundsäkerhetskravet ställs innan handel får börja. - Säkerhetskrav
- speglar Nord Pools kreditrisk i samband med fakturering, - daglig fakturering, - säkerhetskraven motsvarar då normalt senaste 7 dagars nettoköp, inkl moms.
Finansiell marknad: Säkerhetskrav (Collateral Call):
- Grundsäkerhetskrav (Initital Margin) ställs innan handel får
börja. - Dagligt säkerhetskrav (Daily Margin Call):
aktuellt värde av kontrakten (vinst eller förlust) + förväntade prisrörelser i marknadspris från dag till dag (baseras på historisk prisrörelse (”volatilitet” eller ”standarsavvikelse”).
Rapport 1 SOU 2004:129
54
kraft på spotmarknaden komma att öka avsevärt under kommande år.
Clearingkunder betalar en årlig avgift på 25 000 NOK och en rörlig avgift på 0,25 NOK per MWh. Deltagare på Elbasmarknaden betalar en årlig avgift på 12 000 Euro och en rörlig avgift på 0,08 Euro per MWh.
För handel i de finansiella kontrakten i terminshandeln betalas 0,25 NOK per MWh eller 0,003 Euro per MWh. Inträdesavgiften är 50 000 NOK och den årliga avgiften uppgår till 100 000 NOK.
Detaljerade uppgifter om Nord Pools avgifter hittas på www.nordpool.com, Information center, clearing and trading fees.
6 Prisbildning på råkraftsmarknaden
Kraftpriset i Norden sätts per timme på Nord Pools spotmarknad. Varje dag lägger producenter och konsumenter sälj- och köpbud för det kommande dygnet, varefter priset sätts i balans mellan utbud och efterfrågan. (Se kapitel 5 om elbörsen Nord Pool.)
Variationer i efterfrågan på el styrs i stor utsträckning av utomhustemperaturen, eftersom en betydande del av elanvändningen går till uppvärmning. Industrin står för en stor del av den totala elanvändningen i Norden, men industrins elanvändning uppvisar mycket små variationer över året. De svenska elanvändarna är i regel relativt okänsliga för prisförändringar. Beroendet av el och frånvaron av direkta substitut är en förklaring. Vidare saknar det stora flertalet elkunder individuell timmätning. Därmed ges inga prissignaler till kunderna när dyrare produktionsanläggningar måste tas i anspråk för att möta efterfrågan.
Kraftbolagen kan i mycket större utsträckning anpassa sin produktion efter rådande prisnivå än de efterfrågeanpassningar som sker på kort sikt. Den låga priselasticiteten på efterfrågesidan medför därför att marginalkostnaden för tillkommande produktion i stor utsträckning styr prisbildningen.
Utbudskurvan kan illustreras med en kostnadstrappa. Vind- och vattenkraft har de lägre kortsiktiga produktionskostnaderna, därefter kommer kraftvärme i industrin, kärnkraft och övriga kraftvärme. Till de dyrare produktionsslagen hör kol- och oljekondens samt gasturbiner som har de högsta rörliga kostnaderna.
Rapport 1
55
Eftersom både efterfrågan och utbud varierar kommer priset att sättas på olika delar av marginalkostnadskurvan under olika säsonger. Under sommarhalvåret, när efterfrågan är liten, har vattenkraften och kärnkraften störst påverkan på priset under ett normalår. Under vinterhalvåret är priset på importerad kondenskraft och inhemsk fossilkraft prisstyrande på grund av att efterfrågan är hög. Under låglastperioder vid våtår har priset varit så lågt som 5 öre per kWh, medan priset under höglastperioder och/eller perioder med begränsad vattentillgång kan bli flera kronor per kWh. Den nordiska produktionsmixen gör att osäkerheten om de framtida kraftpriserna, det vill säga prisrisken är en mycket viktig faktor att bevaka för aktörer i Norden.
Figur 10. Kraftsystemet i Norden, utbudskurva ett normalår, öre/kWh
Källa: Statens energimyndighet, Elmarknad 2002, ÅF.
Marginalkostnaden ökar relativt långsamt under låglastperioder, då kärn- och vattenkraft står för huvuddelen av elproduktionen. Under höglastperioder är stigningen mycket brantare, vilket gör att varje tillkommande kWh blir betydligt dyrare än den föregående. Det gör att en marginell ökning i efterfrågan under hög last-
-
10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
- 100 200 300 400
Utbud, TWh
öre/kWh
Vattenkraft
Kärnkraft
Kraftvärme
Kondens
Normal
Låglast
Höglast
Rapport 1 SOU 2004:129
56
perioder får en större inverkan på spotpriset än motsvarande ökning under låglastperioder.
De faktorer som har störst påverkan på elpriset är vattentillrinning och temperatur. Andra faktorer av betydelse är import och export av el, bränslepriser, valutakurser samt energi- och effektbalans i Sverige och Norden.
6.1 Tillgången på vattenkraft
Vattenkraften har lägst rörliga kostnader i det nordiska produktionssystemet, och utgör i normala fall omkring hälften av den svenska elproduktionen och mer än 50 procent av den nordiska elproduktionen.
Hur mycket vattenkraft som finns att tillgå avgör hur stort behovet är att utnyttja övriga produktionsanläggningar. Hur elprisnivån styrs av tillgången till vattenkraft illustreras i Figur 11. Vid god tillgång på vattenkraft förskjuts utbudskurvan åt höger, vilket innebär att marginalkostnaden för elproduktion sjunker, och under torrår stiger priserna, kurvan förskjuts åt vänster. Eftersom tillgången på vattenkraft kan variera kraftigt mellan olika år, är den hydrologiska balansen den mest avgörande faktorn för elpriset på kort sikt.
Figur 11. Kraftsystemet i Norden, utbudskurva under normalår, torrår respektive våtår, öre/kWh.
Källa: Statens energimyndighet, Elmarknad 2002, ÅF.
-
10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
- 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500
Utbud, TWh
öre/kWh
Vattenkraft
Kärnkraft
Efterfrågan
Torrår Våtår
Normalår
Rapport 1
57
Prisutvecklingen på spotmarknaden sedan avregleringen 1996 visar vattenkraftens betydelse för prisbildningen. Under 1996, som var ett torrår, steg priserna kraftigt. Därefter följde flera våtår, vilket tillsammans med den ökade konkurrensen resulterade i kraftigt sjunkande elpriser. Under sommaren 2000 var priserna nere i 40 NOK per MWh vissa veckor, vilket är långt under produktionskostnaderna för alla kraftslag utom för vattenkraften. Under vintern 2002/2003, som var både torr och kall, låg priserna på spotmarknaden mellan mellan 500 och 750 NOK per MWh under flera veckor. Diagrammet i Figur 12 visar att den hydrologiska balansen förklarar en stor del av prissvängningarna på spotmarknaden.
Figur 12. Utveckling av systempriset och den hydrologiska balansen, NOK och GWh/vecka
Källa: TelgeKraft AB
Snö& vattenmagasin NO - SV Spotpris NOK- Systempris
-40 000 -35 000 -30 000 -25 000 -20 000 -15 000 -10 000
-5 000
0
5 000 10 000 15 000 20 000 25 000
200001 200013 200025 200037 200049 200109 200121 200133 200145 200205 200217 200229 200241 200301 200313 200325 200337 200349
GWh
40 90 140 190 240 290 340
NOK/MW
Snö&Vatten SysNok/vecka
topp pris 751 NOK/MWh
Rapport 1 SOU 2004:129
58
6.1.1 Värdering av vattenkraften
Tillgången på vatten styr vattenkraftsproducenternas sätt att värdera vattenproduktionen. Vattenkraft är en reglerbar insatsvara och används för att maximera vinsten i produktionen. Det innebär att vattnet kan sättas in överallt längs hela utbudskurvan beroende på tillgång. Det här märks på dagsbasis i Nord Pool-systemet då mer vattenbaserade länder gärna exporterar under dagtid då priset är högt men importerar från termiskt baserade system med högre produktionskostnad under natten då priset är lågt. Effekten av det blir att båda systemen maximerar vinsten. Prissättningen av vattnet kan grovt sett förklaras med tre typfall. Ett fall där det finns normala mängder energi lagrad i form av vatten, samt de fall med kraftigt överskott respektive kraftigt underskott på vatten. Det finns olika typer av vattenkraftproduktion, men i det här resonemanget avses huvudsakligen den reglerbara kraften från vattenmagasin.
I normalfallet kommer vattnet att prissättas enligt marginalkostnadsstrukturen på marknaden. Priset sätts där efterfrågan möter utbudet från det dyraste produktionsslaget. Vattenkraften kommer att prissättas i nivå med konkurrerande produktionsslag. Det finns ingen anledning att bjuda ut vattenkraften till ett lägre pris än vad marknaden sätter priskrysset annat än om de av någon strategisk anledning önskar stänga ute något annat produktionsslag. Bjuds vattenkraften ut över marknadspris, finns det risk att prisnivån höjs och andra produktionsslag får möjlighet att leverera energi på bekostnad av de intäkter vattenkraftproducenten annars skulle få. Det innebär att marknadens priskryss kommer att sättas utifrån mängden tillgängligt vatten i systemet. Om det finns relativt gott om vatten, men fortfarande inom normala gränser, finns det mer av en billig resurs och priskrysset sätts på en lägre nivå.
I det fall det finns ett kraftigt överkott på vatten är vattenkraftproducenterna mer eller mindre tvingade att köra sin produktion för att bli av med vattnet och minimera risken för att bli tvingade att släppa vattnet förbi turbinerna. Det innebär att de har anledning att bjuda ut vattenkraft till ett lågt pris för att bli av med vattnet. Det innebär att de kommer att värdera vattnet lägre än vad marginalkostnadsprissättningen skulle sätta priskrysset, förutsatt att det förfarandet maximerar vinsten jämfört med att hålla ett högre pris där man tvingas spilla delar av överskottet. Värdet på
Rapport 1
59
vattnet är då väldigt lågt och skulle kunna vara lägre än rådande marknadspris.
I fallet med extremt underskott av vatten kommer värdet av kvarvarande vatten att bli högt. Incitament för att köra vatten är de tillfällen då vattenkraftproducenterna får riktigt bra betalt. Eftersom vattenkraft är en reglerbar resurs kan de anpassa produktionen. Även om produktionskostnaden för att köra vattenkraftproduktion fortfarande är mycket låg, kommer vattnet att bjudas ut till ett pris som är mycket högre och eventuellt i nivå med priset för olja eller gas. Värderingen av vattnet är i de fallen högt. Vattenproducenterna måste hela tiden göra en värdering av risken för att framtida nederbörd uteblir, vilket påverkar deras beslut att köra i dagsläget eller om de får mer betalt för vattnet vid ett senare tillfälle. Det gör att det kan finnas en riskpremie med i bedömningen. Däremot har de alltid konkurrerande produktionsslag att ta hänsyn till när de sätter prisnivån för vattenkraften.
6.2 Påverkan av utomhustemperaturen
Efterfrågans påverkan på priset kan illustreras av situationen som uppstod den 5 februari 2001. Det dygnet uppnåddes rekordförbrukning i Sverige med ett effektbehov på 27 000 MW under timmarna 08
−10. Anledningen till den höga förbrukningen var främst att det var kallt. Det orsakade en kraftig prisuppgång på Nord Pool. Som högst blev spotpriset 1 940 NOK per MWh mellan klockan 8
−9 och genomsnittet för dygnet var 630 NOK per
MWh. Det höga spotpriset innebar incitament att gå över från elpannor till alternativbränslet olja, vilket tillsammans med Svenska Kraftnäts varning för effektbrist resulterat i att elanvändningen blev lägre än prognosen. Spotpriserna stabiliserades senare i veckan, med ett dygnsgenomsnitt på omkring 180 NOK per MWh.
6.3 Bränslepriser
Även om det mesta av den kraft som produceras i Sverige inte är fossilkraft är den fossila kraften prissättande på marginalen. I Danmark och Finland är produktionssystemen i mycket större utsträckning baserade på fossileldade produktionsanläggningar. Dessa två länder har en stor andel värme- och kondenskraft vilken
Rapport 1 SOU 2004:129
60
blir prissättande på marginalen och produktionskostnaderna är i stor utsträckning beroende av kolpriset. De flesta av de fossila bränslen prissätts i USD, vilket innebär att de skandinaviska valutornas utveckling i förhållande till USD påverkar priset på både den fysiska och finansiella marknaden för svenska aktörer.
Med nuvarande dollarkurs och kolpris kostar kolet nästan 80 SEK per MWh, vilket kan jämföras med de drygt 50 SEK per MWh som gällde fram till sommaren 2003. Det innebär en bränslekostnadsökning på drygt 30 SEK per MWh. I och med att verkningsgraden i de befintliga kolkondenskraftverken ligger på mellan 35 till 40 procent, har produktionskostnaderna stigit med mellan 80 till 90 SEK per MWh.
Figur 13. Kolprisets utveckling
Källa: Global COAL.
Kolpriset har legat mellan 20 och 30 US$ per ton fram till sommaren 2003 och har sedan dess stigit med drygt 100 procent. Prisuppgången skedde snabbare i Europa då fraktarifferna steg mycket under 2003. Utvecklingen under 2004 har inneburit en uppgång på världsmarknadspriset på kol, medan fraktkostnaderna till Europa i stort sett sjunkit i motsvarande grad och för närvarande är priset runt 70 US$ per ton (Rotterdam). Även terminen för år 2005 handlas på den nivån.
K o lp r is e t s u t v e c k lin g ( U S D / t o n )
( R ic h a r d s B a y F O B )
0 1 0 2 0 3 0 4 0 5 0 6 0 7 0
01 -j u n -0 1
1 0 -a u g -0 1
1 9 -O ct -0 1
2 8 -d e c -0 1
0 8 -ma r-0 2
1 7 -Ma y -0 2
26 -j u l-0 2
0 4 -O ct -0 2
1 3 -d e c -0 2
2 1 -fe b -0 3
0 2 -Ma y -0 3
11 -j u l-0 3
1 9 -s e p -0 3
28 -n ov -0 3
0 6 -fe b -0 4
16 -a pr -0 4
Rapport 1
61
Figur 14. USD-SEK-utvecklingen
Källa: Moneyline.
6.4 Valutan
På den nordiska elbörsen Nord Pool prissätts kraften i norska kronor (NOK). Bakgrunden är att börsen ursprungligen var norsk och drevs och ägdes av Statnett, den norska systemoperatören.
Att priset sätts i NOK innebär att alla aktörer i de nordiska länderna som har sitt fysiska uttag respektive inmatning av kraft utanför Norge har valutarisk i sina kraftinköp. Svenska aktörers valutarisk består därmed i risken för ogynnsam utveckling av valutakursen SEK/NOK. Valutarisken i den fysiska krafthandeln är i realiteten svår att hantera med exakthet, då man varken känner till pris, förbrukning eller produktion på förhand.
Svenska aktörer kan välja att betala spotkraften i antingen NOK eller SEK. Nord Pool hanterar valutaväxlingen med 1,5
−2,5 veckors valutaterminer motsvarande tiden mellan spothandeln och förfallodagen för Nord Pools faktura.
Eftersom spotpriset sätts i NOK prissätts även terminskontrakten på Nord Pool i norska kronor. En svensk aktör som prissäkrar sitt framtida kraftbehov med forwards eller futures kommer därmed att få valutaflöden i norska kronor i leveransperioden allt eftersom kraftkontraktet avräknas. Valutarisken består alltså prak-
U S D -S E K U tv e c k lin g e n
2 0 0 0 -0 7 -0 1 - 2 0 0 3 -1 2 -3 1
7 7 ,5
8 8 ,5
9 9 ,5
1 0 1 0 ,5
1 1 1 1 ,5
jul
-0
0
okt
-0
0
jan
-0
1
ap
r-0
1
jul
-0
1
okt
-0
1
jan
-02
ap
r-0
2
jul
-0
2
ok
t-02
jan
-03
ap
r-0
3
jul
-0
3
ok
t-03
Rapport 1 SOU 2004:129
62
tiskt i osäkerheten om till vilken växelkurs dessa avräkningsflöden kan omvandlas till SEK.
I diagrammet nedan redovisas utvecklingen av valutakursen NOK/SEK sedan december 1997.
Figur 15. Utveckling växelkursen NOK/SEK (max och min per vecka)
Källa: TelgeKraft AB.
Svängningarna över hela perioden har varit så stora som 30 procent mellan högsta och lägsta värde. På veckobasis har svängningarna under samma period varierat mellan 0 och 6 procent.
Elkontrakt från 2006 handlas i Euro och det kommer att ske en successiv övergång från NOK till Euro. Under en övergångsperiod kommer därför handlarna att behöva hantera både NOK och Euro.
6.4.1 Hantering av valutarisk
Om spotkraft handlas utan någon prissäkring är det svårt att med precision hantera valutarisken. Osäkerheten om det framtida spotpriset gör att det är svårt att med exakthet säkra rätt valutabelopp, även om den förväntade kraftvolymen kan beräknas med viss säker-
1 1,05
1,1 1,15
1,2 1,25
1,3
97
-12
-21 98
-04
-12 98
-08
-02 98
-11
-22 99
-03
-14 99
-07
-04 99
-10
-24 00
-02
-13 00
-06
-04 00
-09
-24 01
-01
-14 01
-05
-06 01
-08
-26 01
-12
-16 02
-04
-07 02
-07
-28 02
-11-
17
03
-03-
08
03
-06
-28 03
-10
-18
NOK/SEK
Skillnad mellan högsta och lägsta kurs
1 1,05
1,1 1,15
1,2 1,25
1,3
97
-12
-21 98
-04
-12 98
-08
-02 98
-11
-22 99
-03
-14 99
-07
-04 99
-10
-24 00
-02
-13 00
-06
-04 00
-09
-24 01
-01
-14 01
-05
-06 01
-08
-26 01
-12
-16 02
-04
-07 02
-07
-28 02
-11-
17
03
-03-
08
03
-06
-28 03
-10
-18
NOK/SEK
Skillnad mellan högsta och lägsta kurs
Rapport 1
63
het. Ett sätt är att göra antaganden om förbrukning och spotpris, för att sedan beräkna de veckovisa NOK-flödena och köpa motsvarande valutaterminer för vald tidsperiod.
Om istället delar av spotkraften prissäkras med finansiella elderivat är kontraktsbeloppet känt på förhand, vilket gör det enklare att hantera valutarisken. Eftersom man då kan beräkna de ekonomiska flödena för den prissäkrade delen av kraften, kan även valutaflödena prissäkras. Den del av kraftbehovet som inte prissäkras kan dock i praktiken inte valutasäkras annat än baserat på antaganden beskrivna ovan.
Valutaflödena kan prissäkras på framför allt två sätt: (a) Antaget spotleverans med betalning i NOK kan man prissäkra
kraften med elderivat i norska kronor. Därefter prissäkras sedan flödena i NOK med valutaterminer med lämpliga förfallodatum under kontraktets avräkningsperiod. Det ger ett stort urval av motparter och dessutom möjligheten att cleara handeln.
(b) Antaget spotleverans i SEK kan man istället välja att köpa
elderivat i SEK, vilket innebär att man eliminerar valutarisken för den del av kraften som prissäkras. Sådana så kallade kraftvalutaswappar kan endast handlas bilateralt, och kan i dagsläget inte clearas.
Vilket av ovanstående alternativ som väljs beror bland annat på huruvida köparen har andra flöden i NOK och ifall man av praktiska skäl önskar låta motparterna i krafthandeln hantera valutan istället för att göra det själv. Oavsett om man är köpare eller säljare är valutahanteringen något som måste hanteras utanför Nord Pool.
6.5 Handel med el
Handeln med el i Norden och uppkomsten av prisområdesdifferenser har ett starkt samband. Prisområdesdifferenser uppkommer när överföringsnätet inte räcker till för att upprättahålla ett gemensamt pris i hela området (systempris), utan marknadens delas upp i olika prisområden med olika priser. En beskrivning av uppkomsten av prisområden görs i kapitel 7.
I Figur 16 nedan illustreras Sveriges handelsutbyte med Norge och prisområdesdifferenser mellan Sydnorge och Sverige under
Rapport 1 SOU 2004:129
64
2000
−2004. När Sverigepriset är lågt exporteras kraft till Norge och vid höga områdespriser övergår Sverige istället till att importera el från Norge. Storleken på in- och utflödet av kraft påverkar prisområdesdifferensens storlek. Vid ett stort in- eller utflöde av kraft är också prisdifferensen stor. Figur 16. Prisområdesdifferens mellan Sydnorge och Sverige och kraftutbyte med Norge, 2000
−2004
Källa: TelgeKraft AB.
6.6 Energi- och effektbalans
På längre sikt bestäms priset på Nord Pool av hur energibalansen utvecklas i de nordiska länderna. Enligt den gemensamma prognos för utveckling av energibalans i Norden som tagits fram av de systemansvariga i respektive land, förväntas det råda ett energiunderskott år 2010 på omkring 10 TWh i Norden ett normalår och 25 TWh ett torrår år 2010. Det är främst södra Sverige och Norge som kommer att vara beroende av importerad el. Det medför att importerad el kommer att ha en stor prispåverkan. Om inte en utbyggnad av produktionskapaciteten kommer till stånd i främst Finland och Norge, kommer den förväntade ökningen av efterfrågan ge en förskjutning av efterfrågekurvan åt höger, vilket påverkar elpriset då kostnaden för ytterligare elproduktion ökar kraftigt på marginalen (se Figur 10).
Rapport 1
65
En ansträngd effektbalans påverkar priset genom att antalet timmar då spetslastanläggningar måste användas ökar, vilket medför fler timmar med högre priser. Det medför också att värdet av reglerbar vattenkraft ökar. En ansträngd effektbalans innebär vidare att risk för effektbristsituationer och höga balanskraftkostnader ökar. Det påverkar också slutkonsumenternas pris då elleverantörer behöver kompensera sig för den ökade risken för höga balanskraftskostnader vid effektbrist.
6.7 Volatiliteten på elmarknaden
Under våtåren 1997
−2000 låg elpriserna på spotmarknaden betydligt lägre än vad de gör idag med årsmedelpriser på mellan 100 och 115 NOK per MWh. 2003 låg årsgenomsnittet på 291 NOK per MWh, vilket innebar en uppgång 45 procent jämfört med året innan, då priset i genomsnitt låg på 201 NOK per MWh. Se Figur 17.
Volatiliteten på elmarknaden har varit hög under stora delar av åren 2002
−2003. Under 2003 skiljde det en faktor 26 mellan högsta och lägsta pris på spotmarknaden. Systempriset uppgick under en enskild timme till 981 NOK och som lägst noterades 37 NOK per MWh. Under tidigare år har faktorn mellan högsta och lägsta pris varierat mellan 5 och 10. Volatiliteten beror främst på den hydrologiska balansen. Sedan hösten 2002 har tillrinningen till vattenkraftmagasinen varit betydligt lägre än normalt. Andra faktorer som skapar osäkerhet på marknaden är införandet av handel med utsläppsrätter och en ny skattelagstiftning i Norge.
Rapport 1 SOU 2004:129
66
Figur 17. Systempriset på spotmarknaden 1996 till och med maj 2004-priser, veckomedelvärden och årsgenomsnitt, NOK/MWh
Källa: Nord Pool.
7 Överföringsförbindelsernas betydelse
Eftersom både utbud och efterfrågan varierar kraftigt under och mellan åren i Norden varierar också behovet av överföring av kraft. Variationer i vattenkraftsproduktionen är den faktor som har störst påverkan på överföringsbehovet. Under våtår transporteras ofta stora mängder el från Sverige och Norge till kontinenten, medan handeln går i motsatt riktning under torrår. Därför är det de nordsydgående förbindelserna som hittills har haft störst betydelse i det nordiska elsystemet.
Överföringsnätet i Norden är generellt sett väl utbyggd, men det är inte utbyggt för att för att klara alla behovssituationer. När nätet inte klarar att överföra den mängd elektrisk kraft som marknadsaktörerna har behov av, uppstår en flaskhals. Var flaskhalsarna uppstår beror på vilken riktning flödena går och hur stora de är.
Flaskhalsar kan ha temporära eller strukturella orsaker. Temporära flaskhalsar uppstår sällan och kan vara resultat av underhållsarbete, tekniska fel eller speciella marknadsförhållanden. Strukturella flaskhalsar är resultat av nätets utbyggnadsnivå och lokalisering av produktion och förbrukning i nätet. Strukturella flaskhalsar
-
100 200 300 400 500 600 700 800
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
NOK / MWh
Årsgenomsnitt Veckovärden
Rapport 1
67
uppstår över längre perioder eller inträffar med jämna mellanrum. Figur 18 visar vilka flaskhalsar som kan betraktas som strukturella generellt och vilka som anses vara strukturella vid ett extremår.
Figur 18. Strukturella flaskhalsar i det nordiska systemet
Källa: Nordel.
7.1 Hantering av flaskhalsar
Flaskhalsar i Norden hanteras idag med en kombination av uppdelning i prisområden, mothandel och begränsning av import och export.
För att hantera flaskhalsar vid handel på elbörsen har den nordiska marknaden delats upp i olika prisområden (elspotområden). Sverige och Finland utgör var sitt prisområde, Danmark består av två prisområden (Århus, Köpenhamn), medan Norge sedan december 2002 består av fyra prisområden (södra Norge, Västnorge, nordvästra Norge, mellersta och norra Norge). Antalet prisområden i Norge varierar dock. Systemoperatören Statnett avgör med hänsyn till de hydrologiska förutsättningarna när de olika norska prisområdena kan hållas samman genom mothandel och när det är nödvändigt att hantera dem genom uppdelning i prisområden.
Strukturella flaskhals under ett extremår Strukturell flaskhals
Snitt 2
Snitt 4
Rapport 1 SOU 2004:129
68
Varje morgon, inför elbörsens dagliga auktion, meddelar de systemansvariga i respektive land Nord Pool aktuell kapacitet i näten mellan olika prisområden. Tillgänglig kapacitet kan variera från dag till dag beroende på aktuella förhållanden i elsystemet, till exempel ledningsavbrott, vilken produktion som är i gång eller hur hög förbrukningen är. Om handeln på spotmarknaden indikerar att överföringsnätet inte räcker till för att upprätta hålla ett gemensamt pris i hela området (systempris), delas marknaden in i olika prisområden med olika marknadspriser. Dessa priser bestäms av produktion och förbrukning inom respektive område samt överföring av kraft mellan områdena. I importområden blir elpriset högre än systempriset och i exportområden blir priset lägre, för att på så sätt justera flödena mellan områden inom möjliga gränser. Det sker rent praktiskt genom att systemansvarige köper produktion motsvarande flaskhalsens kapacitet i lågprisområdet och säljer den i högprisområdet. Hanteringen genererar intäkter för de systemansvariga och kostnader för marknadsaktörerna, som brukar benämnas kapacitetsavgifter. Kapacitetsavgifterna beräknas genom att multiplicera differensen mellan områdespris och systempris med differensen mellan såld och köpt kraft.
Figur 19. Flaskhalsar i elnätet ger olika områdespriser
Källa: Svenska Kraftnät.
nätkapacitet mellan områden
Volym (MW)
Pris
Köp
Sälj
P
cap = 0
P
L
Lågprisområde
Köp
Sälj
Högprisområde
P
cap = 0
P
H
Rapport 1
69
Mothandel används under leveranstimmen för att avlasta flaskhalsar inom landet eller inom ett fastställt prisområde. För detta används bud på balanstjänsten för ökning eller minskning av produktion. Dessa bud är i första hand avsedda för att balansera elsystemet, men eftersom de även innehåller geografisk information, kan de användas för att hantera flaskhalsar. Om flödet genom en flaskhals överskrider den tillåtna gränsen, beställer nätoperatören uppreglering av produktion nedanför flaskhalsen och nedreglering ovanför flaskhalsen.
Uppdelning i prisområden och mothandel används samtidigt på den gemensamma marknaden. I Sverige har man beslutat att inte åtgärda befarade flaskhalsar i stamnätet i planeringsfasen. I stället hanteras flaskhalsar enbart i driftfasen genom mothandel. Därmed uppstår inga flaskhalsar för handel i Sverige. I Finland används mothandel även i planeringsfasen. Mellan samtliga länder används mothandel i driftfasen när fysisk överföring överstiger, eller tenderar att överstiga, maximal kapacitet.
7.1.1 För- och nackdelar med mothandel respektive prisområden
Fördelarna med mothandel är att marknaden hålls samman och främjar handel genom att osynliggöra flaskhalsar för marknadens aktörer. Mothandel innebär dock kostnader för nätoperatören. Uppregleringspriset, som systemoperatören köper elen för är alltid högre än spotpriset. Nedregleringspriset, som är det pris elen säljs för, är lägre än spotpriset. Det ger systemoperatören incitament till utbyggnad av överföringskapacitet på rätt plats. För att prissignalerna skall verka måste dock stora prisskillnader råda under en längre tid.
En utökad användning av mothandel kan emellertid innebära ökad risk för utövande av marknadsmakt i själva mothandeln, då utbudet av reglerkraft i vissa situationer kan vara mycket begränsat. Under 2001 genomfördes en prövoordning med mothandel mellan de nordiska systemoperatörerna, som avslutades vid årsskiftet 2001/2002 på grund av att reglermarknaden stundtals dränerats på resurser.
En fördel med uppdelning i prisområden är att marknadens aktörer ges prissignaler när nätkapaciteten är knapp. Det skulle öka förutsättningarna för elproducenter och elanvändare att anpassa sin
Rapport 1 SOU 2004:129
70
lokalisering till platser med underskott respektive god tillgång till kraft.
En nackdel är att systemoperatörererna inte får incitament att bygga bort flaskhalsar, eftersom flaskhalsarna genererar inkomster till nätägarna. En annan nackdel är att konkurrensen minskar vid uppdelning i mindre marknader och att risken för utövande av marknadsmakt ökar.
7.2 Hur ofta uppstår flaskhalsar
Hur ofta den nordiska elmarknaden är uppdelad i prisområden varierar från år till år, främst beroende på nederbörden. Prisområde Sverige är det område som under kortast tid varit helt avskilt från övriga prisområden under de senaste åren. Det beror på att prisområde Sverige ofta hänger samman med antingen östra Danmark (Köpenhamn) eller Finland. Under år 2004 var Finland det prisområde som var isolerat från övriga prisområden under störst del av tiden. I Figur 20 nedan illustreras det totala antalet timmar då Nord Pools prisområden varit isolerade från övriga prisområden, under åren 1998 till 2004.
Figur 20. Antal timmar (i procent) då Nord Pools prisområden (elspotområden) varit isolerat från alla övriga prisområden
Anmärkning: För 2004 har data fram till april 2004 använts. Källa: Nord Pool.
0 10 20 30 40 50 60
Oslo Tromsö Stockholm Helsingfors Århus Köpenhamn
2004 2003 2002 2001 2000 1999 1998
%
Rapport 1
71
Ett annat sätt att illustrera hur ofta uppdelning i prisområden sker redovisas i Tabell 8. Tabellen visar procentuell andel av tiden som områdespriserna har sammanfallit med systempris respektive andra områdespriser under 2002 och 2003.
Tabell 8. Procentuell andel av tiden som områdespriser sammanföll med systempris respektive andra områdespriser under 2002 och 2003
2003 Stockholm Oslo Helsingfors Århus Köpenhamn Systempris Stockholm 73 % 71 % 48 % 98 % 38 % Oslo 73 % 50 % 41 % 72 % 38 % Helsingfors 71 % 50 % 36 % 69 % 37 % Århus 48 % 41 % 36 % 47 % 21 % Köpenhamn 98 % 72 % 69 % 47 % 37 % Systempris 38 % 38 % 37 % 21 % 37 %
2002 Stockholm Oslo Helsingfors Århus Köpenhamn Systempris Stockholm 70 % 95 % 55 % 91 % 55 % Oslo 70 % 68 % 47 % 66% 55 % Helsingfors 95 % 68 % 53 % 87 % 55 % Århus 55 % 47 % 53 % 52 % 32 % Köpenhamn 91 % 66 % 87 % 52 % 51 % Systempris 55 % 55 % 55 % 32 % 51 %
Källa: TelgeKraft AB, ÅF:s egna beräkningar.
Under 2003 har samtliga områdespriser avvikit från systempriset fler timmar än under år 2002. Det beror på att behovet att föra över kraft mellan de olika prisområdena har varit större 2003 än 2002. Det totala handelsflödet i Norden var 5 TWh större 2003 än år 2002. Sverige har under merparten av tiden haft samma områdespriser som östra Danmark eller Finland. Västra Danmark är det område som störst del av tiden avvikit från systempris och övriga områden. Under 2003 uppstod områdespriser i västra Danmark under 80 procent av tiden. Det kan jämföras med prisområde Sverige som avvek från systempris under drygt 60 procent av tiden samma år. Den stora avvikelsen för västra Danmark kan förklaras med att förutsättningarna på den danska elmarknaden skiljer sig markant från övriga Norden. Det gäller till exempel bestämmelserna om prioriterad kraft, som innebär att vindkraft och decentralise-
Rapport 1 SOU 2004:129
72
rad kraft tas in på nätet till ett fast pris oberoende av övriga produktionsförhållanden samt den stora andelen oreglerbar vindkraft.
7.3 Påverkan på priset
För att belysa hur områdespriserna har påverkats av flaskhalsar har prisområdesdifferenser mellan olika prisområden och systempriset under år 2002 och 2003 beräknats, vilket visas i Tabell 9.
Tabell 9. Prisområdesdifferenser för respektive prisområde i förhållande till systempriset (SYS) 2003, NOK per MWh, 2002 och 2003
2003 Stockholm Oslo Helsinfors Århus Köpenhamn Andel av tiden över SYS 36% 47% 12% 23% 36% Andel av tiden under SYS 27% 16% 50% 56% 27% Medel, NOK/MWh -1,51 3,32 -11,05 -22,26 1,05 Median 0 0 0 -2 0 Max, NOK/MWh 576,3 144,2 576,3 4608,4 1318,6 Min, NOK/MWh -236,0 -73,2 -236,0 -795,0 -236,0
2002 Stockholm Oslo Helsinfors Århus Köpenhamn Andel av tiden över SYS 35% 13% 35% 34% 39% Andel av tiden under SYS 10% 32% 9% 34% 10% Medel, NOK/MWh 5,24 -2,54 2,79 -10,27 12,65 Median 0 0 0 0 0 Max NOK/MWh 325,6 51,1 325,6 2758,2 2299,1 Min, NOK/MWh -154,4 -562,7 -496,3 -622,8 -318,5
Källa: TelgeKraft AB.
Under år 2003 har prisområde Sverige generellt sett legat lägre än systempriset. Störst avvikelse från systempriset, uttryckt igenomsnittlig prisområdesdifferens, har prisområde västra Danmark, följt av Finland, vars områdespriser legat 22,3 respektive 11,1 NOK per MWh under systempriset. Förklaringen till de låga områdespriserna i Finland och Danmark är att dessa områden har varit exportområden under stora delar av året. Varken Finland eller Danmark är beroende av vattenkraft och under hösten och vintern kördes de finska och danska kondenskraftverken i större utsträckning än under tidigare år. Finland importerade även el från Ryssland.
Rapport 1
73
Under perioden juli till början av september 2003 var priserna i västra Danmark generellt över systempris och stundtals uppe på nivåer mellan 1 000 och 4 608 NOK per MWh. Det högsta priset på 4 608 NOK infann sig den 2 september 2003. Den prisuppgången har i dagsläget ingen teknisk förklaring och enligt systemansvarig i västra Danmark fungerade allt normalt och befintliga överföringsbegränsningar var utannonserade. Prissättningen under sommaren i västra Danmark är under utredning av konkurrensmyndigheten i Danmark angående misstankar om marknadsmakt och beräknas vara klar mot slutet av 2004. Överföringsförbindelserna mellan Finland och Sverige utnyttjades i större utsträckning 2003 än året innan och under 30 procent av tiden överskred flödet överföringskapaciteten mellan länderna, vilket ledde till uppdelning i olika prisområden. Själland, som också producerade mer kondenskraft under 2003 än tidigare år, har haft högre områdespriser än Finland och västra Danmark. Det beror på att prisområdet har stor överföringskapacitet i förhållande till konsumtionen i området, vilket leder till att östra Danmark i stor utsträckning påverkas av förhållanden som råder i prisområde Sverige. Östra Danmark påverkas också av elpriserna på den tyska marknaden som stundtals var höga under år 2003. Prisområde Oslo har legat över systempriset flest timmar och haft en genomsnittlig avvikelse på 3,3 NOK per MWh över systempriset. Det kan förklaras med att Oslo var ett underskottsområde under 2003 på grund av liten vattenkraftproduktion.
Under 2002 var prisbilden annorlunda. Områdespriserna för Själland låg i genomsnitt 12,6 NOK per MWh över systempriset. Även prisområde Sverige och Finland låg över systempriset, medan prisområde Oslo låg under systempriset. Det sistnämnda beror på att det under första halvåret av år 2002 var god tillgång till vattenkraft i framför allt Norge. Norska vattenkraftproducenter fortsatte att producera relativ stora mängder vattenkraft långt in på hösten, trots att tillrinningen minskade kraftigt. Det ledde till att Norge var ett överskottsområde med lägre priser ända fram till okto- ber 2002. Under december 2002, då det var kallt och fyllnadsgraden i vattenmagasinen var exceptionellt låg, minskade vattenkraftsproduktionen kraftigt och priset var högre i prisområde Oslo och Tromsö än i övriga prisområden. De höga priserna på Själland under 2002 kan förklaras med att Själland påverkades av elprisutvecklingen i både Sverige och Tyskland. I Sverige låg områdespriset högre än systempriset under året, vilket beror på att några
Rapport 1 SOU 2004:129
74
kärnkraftverk förlängde revisionerna och att Sverige exporterade kraft till Polen ända fram till slutet av året, trots de höga priserna i Norden. Elpriserna i Tyskland låg under 2002 stundtals på höga nivåer. Under perioden juni till början av september 2002 var priserna i västra Danmark stundtals mellan 500 och 2758 NOK per MWh. Prisspiken på 2758 NOK uppkom precis som år 2003 under middagstid den 2 september men förklaras fullt ut av samtidiga prisspikar på den tyska börsen för en enskild timma på 200 Euro per MWh. Mot slutet av 2002 var priserna i västra Danmark konstant under systempris eftersom prissättningen i det prisområdet inte är beroende av minskad vattenkraftsproduktion.
7.4 Förbindelsen Finland
− Ryssland
Förbindelsen mellan Ryssland och Finland utnyttjas uteslutande för import till Finland och har för närvarande en överföringsförmåga på 1 400 MW. Tidigare låg kapaciteten på runt 1 000 MW, men den utökades till nuvarande nivå vid årsskiftet 2002
−2003.
I samband med kapacitetsutbyggnaden i slutet av 2002 var överföringskapaciteten nedsatt under ett par veckor. Det hade dock en liten prispåverkan, då utbudskurvan näst intill var ett rakt streck, det vill säga det var mycket liten skillnad i spotpriset mellan hög- och låglast. Den ökade importmöjligheten, vilken också utnyttjades maximalt under vintern 2003, innebar att energibristrisken blev mindre.
Generellt sett tas så mycket kraft som möjligt in på förbindelsen mellan Finland och Ryssland med hänsyn till elförbrukningen i Finland. Normalt sker en revision under ett par veckor på sommaren och överföringen har också reducerats runt årsskiftet de senaste åren.
När importen från Ryssland går ned tenderar områdespris Finland och Sverige att bli något högre. Det sker framför allt när sommarrevisionen på överföringsförbindelsen sammanfaller med kärnkraftsrevisionen i Sverige eller Finland.
Rapport 1
75
Figur 21. Import till Finland från Ryssland 1999-2004
Källa: Nord Pool.
7.5 Förbindelsen mellan Sverige och Polen
Förbindelsen med Polen har inte följt de normala handelsströmmarna om man ser till den polska produktionsmixen. Under 2002 användes kabeln uteslutande för export. Den 2 januari 2002 uppgick Sveriges förbrukning till 25 800 MW och spotpriset låg strax under 1 400 NOK per MWh. Samtidigt uppgick exporten till Polen till 405 MW.
I och med att hösten blev rekordtorr och risken för energibrist överhängande började berörda parter under senhösten 2002 att förhandla om att vända på flödet och återigen ta in kraft till Sverige. En anledning till att det tog relativt lång tid att vända på flödet mot Polen från export till import, trots de höga priserna en längre tid, var att det fanns långa avtal som behövde skrivas om.
Flödet på kabeln vände mot Sverige i mitten av vecka 50 då priserna på Nord Pool var mycket höga och behovet av kraft i Sverige mycket stort. Sedan dess har det inte förekommit någon nettoexport till Polen.
I diagrammet i Figur 22 nedan redovisas nettoutbytet med Polen under 2001 till 2004 samt vilka prisnivåer som då rådde på spotmarknaden.
0 50 100 150 200 250
1 12 23 34 45 4 15 26 37 48 7 18 29 40 51 10 21 32 43 2 13 24 35 46 5 16
GWh/vecka
2000
1999
2003
2002
2004
2001
Vecka
År
0 50 100 150 200 250
1 12 23 34 45 4 15 26 37 48 7 18 29 40 51 10 21 32 43 2 13 24 35 46 5 16
GWh/vecka
2000
1999
2003
2002
2004
2001
Vecka
År
0 50 100 150 200 250
1 12 23 34 45 4 15 26 37 48 7 18 29 40 51 10 21 32 43 2 13 24 35 46 5 16
GWh/vecka
2000
1999
2003
2002
2004
2001
Vecka
År
Rapport 1 SOU 2004:129
76
Figur 22. Sveriges nettoutbyte med Polen 2001-2004 GWh per vecka och spotpris STOSEK
Källa: Nord Pool.
7.6 Inlåsning av kraft julafton 2002
Under andra halvåret 2002 uppstod det överföringsbegränsningar mellan Sverige och västra Danmark. Begränsningar uppstod ofta i det svenska stamnätet på Västkusten. Vid enstaka tillfällen var dessa begränsningar så stora att kraft låstes in i västra Danmark, vilket endast skedde under låglasttid.
Det dygn då överföringsbegränsningarna blev som störst var julafton 2002. I västra Danmark blev områdespriset noll under 14 timmar, vilket berodde på kvotering av produktionen, se Figur 23 nedan. Att det blev kvotering i västra Danmark beror på deras system med prioriterad kraft och den stora andelen icke reglerbar produktion. Se vidare kapitel 13 ”Samspelet mellan Tyskland och Nord Pool”.
-50 -30 -10
10 30 50 70 90
1 11 21 31 41 51 9 19 29 39 49 7 17 27 37 47 5
GWh/vecka
100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 SEK/MWh
Nettoimport (GWh/vecka) STOSEK (SEK/MWh)
2001
2002
2003 2004
Vecka
År
-50 -30 -10
10 30
-50 -30 -10
10 30 50 70 90
1 11 21 31 41 51 9 19 29 39 49 7 17 27 37 47 5
GWh/vecka
100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 SEK/MWh
Nettoimport (GWh/vecka) STOSEK (SEK/MWh)
2001
2002
2003 2004
Vecka
År
Rapport 1
77
Figur 23. Priser 24/12 2002 NOK/MWh, sorterade efter stigande volym
Källa: Nord Pool.
Även mellan Finland och Sverige var det brist på överföringskapacitet. Priset i Finland ligger under 150 NOK per MWh de timmar då kraft låses in och upp emot 500 NOK per MWh då kabelkapaciteten räcker till mot Sverige. Sverige och norra Norge låg konstant runt 500 NOK per MWh och södra Norge låg något över det svenska områdespriset.
Områdespriset för västra Danmark blev 66 NOK per MWh, det svenska 502 NOK per MWh, det finska 268 NOK per MWh, södra Norge 521 NOK per MWh och systempriset 508 NOK per MWh.
7.7 Andra effekter av uppdelningen i prisområden
En delning av marknaden leder generellt sett till mindre konkurrens. Antalet aktörer minskar och de kvarvarande aktörerna på delmarknaden får större marknadsandelar. Det medför att risken för utövande av marknadsmakt ökar. Samtliga aktörer som kontaktats inom detta projekt, såväl elhandlare och elproducenter som industrier och myndigheter, anser att det är av stor betydelse att
0 100 200 300 400 500 600
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22
Timme
NOK/MWh
Systempris Sverige Västra Danmark Finland
0 100 200 300 400 500 600
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22
Timme
NOK/MWh
Systempris Sverige Västra Danmark Finland
Rapport 1 SOU 2004:129
78
elmarknaden hålls samman till en nordisk elmarknad i så stor utsträckning som möjligt, mot bakgrund av marknadens struktur med ett fåtal stora dominerande aktörer.
Vidare är en viktig förutsättning för en väl fungerande elmarknad transparenta och icke-diskriminerande regler som medför ett optimalt utnyttjande av överföringskapaciteten. Eftersom flaskhalsar hanteras på olika sätt innebär det olika förutsättningar i de olika länderna för marknadens aktörer. Systemoperatörernas hantering med att begränsa import och export inför handeln på elspot innebär att förbindelserna inte utnyttjas fullt ut, vilket stör prisbildningen på Nord Pool.
Stigande elpriser i ett importområde kan leda till ekonomiska konsekvenser för aktörer i ett högprisområde. Ett exempel på det är år 2000, då vattenkraftproduktionen i Norden var rekordstor och det fanns överskott av billig vattenkraft i Norge och Sverige, samt intresserade köpare i Tyskland och Danmark. Överföringsbehovet överskred nätets överföringsförmåga under ovanligt många timmar under året, vilket stundtals ledde till stora skillnader i områdespriser som främst drabbade aktörer på den svenska sidan.
Prisområdesindelning medför också att marknadens aktörer måste hantera risken för att det uppstår prisområdesdifferenser. Systempriset är referens för finansiella produkter, medan kostnaden för fysisk kraft bestäms av områdespriserna. För att hantera denna risk finns prissäkringar för prisområdesdifferensen (CfD). Dessa handlas dock i stor utsträckning via mäklare, eftersom Nord Pool endast tillhandahåller sådana kontrakt för korta perioder.
Uppdelningen i prisområden hämmar likviditeten på den finansiella marknaden, då många aktörer väljer att prissäkra sig bilateralt i sitt eget prisområde. Därmed splittras likviditeten upp på olika bilaterala prisområdeskontrakt istället för att samlas på Nord Pools systempriskontrakt.
En positiv effekt är att prisområden ger prissignaler till marknadens aktörer var under- och överskottsområdena är belägna, vilket kan ge incitament till utbyggnad och efterfrågeanpassningar i underskottsområden.
Rapport 1
79
7.8 Möjligheter att minska effekten av prisområdesuppdelning
Det finns olika möjligheter att minska effekten av uppdelning i prisområden. De som främst är relevanta att diskutera är:
• Utbyggnad av överföringskapacitet.
• Optimera utnyttjande av överföringskapaciteten.
• Utbyggnad av produktionskapacitet i områden med energiunderskott.
7.8.1 Utbyggnad av överföringskapaciteten i Norden
Många av de aktörer som kontaktats inom föreliggande projekt anser att en utbyggnad av överföringskapacitet är det bästa sättet att minska uppkomsten av flaskhalsar. Utbyggnad av ledningsnätet medför dock i allmänhet stora kostnader och kan därför inte alltid motiveras ur ett samhällsekonomiskt perspektiv. För att få en väl fungerande nordisk elmarknad är det av stor betydelse att utbyggnad inte sker ur ett nationellt, utan ett nordiskt, perspektiv. I annat fall kan effekten av en utbyggnad i ett enskilt land begränsas av flaskhalsar i angränsande land.
De systemansvariga i Norden tog därför för första gången fram en gemensam plan för utvecklingen på den nordiska elmarknaden till år 2005 och 2010, ”Systemutvecklingsplan 2002”. I planen görs prognoser för elanvändningens och elproduktionens utveckling. Utifrån dessa prognoser pekas viktiga överföringssnitt ut, som är av stor betydelse för hela det nordiska elsystemet. De transportkanaler som har störst betydelse för hela den nordiska elmarknaden visas i Figur 24 nedan. Mycket tyder på att det traditionella transportmönstret med stor sydgående transport från Norden till kontinenten kommer att ersättas med norrgående transporter till Norden. Även transportkanaler i öst-västlig riktning kommer att få ökad betydelse. I alla transportkanaler finns snitt, som begränsar överföringen.
Rapport 1 SOU 2004:129
80
Figur 24. Transportkanaler med flaskhalsar i Norden
Inom dessa transportkanaler har totalt 11 viktiga snitt pekats ut för att studeras närmare. Tekniska och samhällsekonomiska analyser har genomförts och med utgångspunkt från dessa analyser har systemoperatörerna arbetat fram ett förslag till fem prioriterade snitt, vilka förväntas ha stora flaskhalsar på sikt och som är av stor betydelse för hela området. De prioriterade snitten visas i Figur 25.
Figur 25. Prioriterade snitt för utbyggnad av kapaciteten i norden enligt Nordel
Källa: Svenska Kraftnät.
Rapport 1
81
De prioriterade snitten är:
• Förbindelsen mellan Sverige och Finland (Fennoscan) skall byggas ut med 700 MW och väntas tas i drift tidigast 2010. Utbyggnaden Finland behövs för att förhindra uppdelning i prisområden vid utbyggnad av kärnkraft i Finland.
• Förbindelsen mellan Sverige och Norge (Nea-Järpströmmen) byggs ut med 300 MW (steg 1) till 500 MW (steg 2). Den nya ledningen väntas tas i drift 2009. Ledningen mellan Järpströmmen och Nea är i behov av förstärkning, särskilt vid en utbyggnad av gaskraftverk i norra Norge.
• Utbyte av ledningar i Mellan- och Sydsverige från Hallsberg till
Malmö. De nya ledningarna väntas tas i drift tidigast 2010
−
2011. Projektet medför att import- och exportmöjligheter till Själland/Tyskland och även Jylland ökar och att den interna flaskhalsen i snitt 4 i Sverige minskas.
• Förbindelsen mellan Norge och västra Danmark (Skagerackförbindelsen) ska byggas ut med 600 MW och väntas tas i drift tidigast 2009. På så sätt minskar flaskhalsarna i de norr-sydgående transportkanalen som går genom västra Danmark till Tyskland.
• Ledningen mellan Jylland och Själland (Stora Bältförbindelsen),
300 MW. Den kan tas i drift tidigast 2008. Stora Bältförbindelsen ska ses i tillsammans med utbyggnad av snitt 4 i södra Sverige då den ingår i samma viktiga transportkanal med överföring av kraft från norr till söder.
För att dessa investeringar skall komma till stånd måste dock nationella investeringsbeslut tas.
Det finns också andra utbyggnadsplaner som inte är kopplade till Nordels arbete. PVO och Statkraft med flera har fått koncession att bygga en förbindelse mellan Estland och Finland på 315 MW. Vidare planeras en förbindelse mellan Norge och Nederländerna på 600 MW. De planer på kabelförbindelser mellan Norge och kontinenten som funnits tidigare har skrinlagts. Bland annat fick Statnett under 2003 avslag på en koncessionsansökan för en likströmsförbindelse mellan Norge och England.
Rapport 1 SOU 2004:129
82
7.8.2 Optimering av nyttjandet av överföringskapaciteten
Ett sätt att minska risken för onödig uppdelning av marknaden är att optimera utnyttjandet av befintlig överföringskapacitet. Idag begränsas exporten mellan länderna vid uppkomst av flaskhalsar, vilket leder till att förbindelserna mellan länderna inte utnyttjas fullt ut. Det stör i sin tur prisbildningen på Nord Pool. Hanteringen av flaskhalsar sker också på olika sätt i de nordiska länderna. Det finns därför ett behov av ett tydligare regelverk för hantering av flaskhalsar i Norden. Olika vägar att optimera utnyttjandet av överföringskapaciteten har analyserats av bland annat Nordel och beskrivs nedan.
7.8.2.1 Förändrad indelning i prisområden och utökad mothandel
En möjlig väg som analyserats av Nordel är en förändring av nuvarande indelning i prisområden. Tanken var att långvariga flaskhalsar skulle hanteras med prisområden, medan kortvariga hanteras genom mothandel. Ett förslag till gemensam flaskhalshantering presenterades i maj 2002
9
. Förslaget gick ut på att hanteringen av flaskhalsar skulle ske genom en kombination av uppdelning i prisområden och mothandel. Långvariga flaskhalsar skulle hanteras genom mothandel upp till en ekonomisk gräns. De långvariga snitt som pekades ut var snitt 2 och snitt 4 i Sverige, Sverige-Finland, Sverige-Själland och Oslo-området väster om Oslo. Förslaget skulle innebära att Sverige delades in i tre prisområden och Norge i fyra. För varje flaskhals som skulle hanteras med mothandel skulle en ekonomisk gräns sättas, för att begränsa den ekonomiska risken för de systemansvariga. Om taket nås, skulle mothandeln avbrytas och flaskhalsen övergå till att hanteras med prisområden. Hur ofta uppdelningen i prisområden skulle inträffa var beroende av var den ekonomiska gränsen skulle sättas. Enligt Nordels bedömning var det acceptabelt om den ekonomiska gränsen nåddes vart tionde år. Förslaget möttes av kraftig kritik från aktörerna på den svenska marknaden. Elhandlarna och elproducenterna ansåg att förslaget skulle innebära stora praktiska problem för alla som verkade i de olika potentiella prisområdena i Sverige. Dessa aktörer skulle få tre
9
Nordel 2002, ”Översyn av elspotindelning och förutsättningar för mothandel på den nor-
diska marknaden”.
Rapport 1
83
balanser att planera, driva och avräkna jämfört med idag. De svenska myndigheterna ansåg att förslaget innebar en ökad risk för marknadsmakt, på grund av att uppdelning av marknaden i mindre områden med mindre konkurrens. Det massiva motståndet i Sverige medförde att Nordel inte drev förslaget vidare.
7.8.2.2 Utökad mothandel
Många aktörer i övriga länder var dock i huvudsak positiva till Nordels förslag till gemensam hantering av flaskhalsar i Norden. Därför initierades en ny studie inom Nordel om förutsättningar för utökad mothandel. I studien ingår följande moment:
• Att kartlägga hur tilldelningen av kapacitet på landsgränserna går till idag och ge förslag till förändringar.
• Att undersöka hur mothandel kan användas för att minska risken för uppdelning i prisområden. I det ingår att beräkna kostnaderna för utökad mothandel och hur mycket ytterligare kapacitet som skulle ställas till marknadens förfogande.
• att redovisa förslag till metod för sådan mothandel.
Studien pågår för närvarande och kommer att presenteras under hösten 2004. Innan studien är klar är det inte möjligt att bedöma i vilken utsträckning mothandel skulle kunna öka för att minimera effekten av flaskhalsarna i Norden. Klart är att utökad mothandel kommer att innebära ökade kostnader för de systemansvariga som kan förväntas föras över på marknadens aktörer. Hur stora kostnaderna bedöms bli kommer att vara avgörande för de systemansvariga och övriga aktörers inställning till en utökad mothandel.
7.8.2.3 Utökad handel på Elbas
En utökad handel på Elbas kan medföra ett förbättrat utnyttjande av överföringskapaciteterna mellan länderna. Idag bestäms kapaciteterna av de systemansvariga varje dag innan handeln på elspot påbörjas, upp till 36 timmar före drifttimmen. Kapaciteterna bestäms bland annat med utgångspunkt från hur stor förbrukning och produktion kan tänkas bli utifrån de väderleksförhållanden som råder. Systemoperatörerna kan bara ange den överföringskapacitet som garanterat kommer att finnas tillgänglig för mark-
Rapport 1 SOU 2004:129
84
naden. Även elproducenter och elhandlare lägger sina bud utifrån de förhållanden som råder upp till 36 timmar för drifttimmen. Om väderförhållandena förändras från det att handeln på elspot avslutats och fram till drifttimmen, finns det genom handel på Elbas en möjlighet för svenska och finska aktörer att handla sig i balans, innan reglermarknaden påbörjas under själva drifttimmen. Handel på eftermarknaden kan vara särskilt betydelsefull om det finns stor andel oreglerbar vindkraft, som kan vara svårt att göra progoser för 1½ dygn i förväg. Aktörerna på Elbas kan handla sig i balans så länge det finns överföringskapacitet mellan Finland och Sverige att tillgå. På så sätt ges marknadens aktörer tillgång även till den del av överföringskapaciteten som blivit tillgänglig av olika omständligheter efter spotmarknadens start. När den maximala överföringskapaciteten är nådd, försvinner buden från Elbas.
Ett steg mot ökad handel på elbas har redan tagits i och med att Själland kommer att anslutas till Elbas från och med augusti 2004. Ökad handel på Elbas skulle kunna innebära att behovet av mothandel under själva drifttimmen minskar. En anslutning av västra Danmark till Elbas skulle vara positiv för optimering av överföringskapacitetens utnyttjande.
7.8.3 Utbyggnad av produktionskapaciteten i underskottsområden
De strukturella flaskhalsar som finns i Norden beror som tidigare nämnts både på nätets utbyggnadsnivå och på lokalisering av produktion och förbrukning i nätet. De flesta flaskhalsar i det nordiska systemet återfinns i de södra delarna av området. Det kan förklaras med att en stor del av produktion finns i de norra delarna, medan elförbrukningen är större söderut, vilket leder till stora behov av att föra kraft från norr till söder. Om ny produktionskapacitet skulle komma tillstånd i de områden som idag har ett underskott på energi, det vill säga södra Sverige och södra Norge, skulle behovet att överföring över vissa av de trånga snitten kunna minskas, vilket skulle minska effekten av flaskhalsarna. I prognosen i Nordels systemplan förväntas dock större utbyggnader ske i mellersta och norra Norge (gaskraft) och Finland (kärnkraft).
Rapport 1
85
7.8.4 Sammanfattande kommentarer
För att diskutera möjligheterna att minska effekten av uppdelning i prisområden bör frågan om vad som är den negativa effekten av en uppdelning i prisområden klargöras. De största negativa effekterna är att konkurrensen minskar när marknaden delas upp och att prisområdesdifferenserna påverkar den finansiella marknaden negativt.
En väl fungerande elmarknad med optimalt utnyttjade överföringsförbindelser förutsätter transparenta och icke-diskriminerande regler. För att minska negativa effekter av uppdelning i prisområden är det pågående arbetet mellan de nordiska systemoperatörerna med att harmonisera regler för hantering av flaskhalsar i de nordiska länderna av stor betydelse för att minska de negativa effekterna.
Det går dock inte att peka ut en enskild åtgärd för att minska effekten av prisområden, utan det behövs flera samverkande insatser. Utbyggnaden av de flaskhalsar som de nordiska systemoperatörerna har pekat ut som prioriterade är av stor betydelse för att minska uppdelningen i prisområden i Norden.
Det är också viktigt att optimera utnyttjandet av befintlig överföringskapacitet för att minska onödig uppdelning i prisområden genom utökad handel på Elbas. Om västra Danmark ansluter sig till Elbas, i likhet med östra Danmark, skulle det innebära en positiv förändring.
I vilken utsträckning utökad mothandel kan minska de negativa effekterna är svårt att bedöma innan de nordiska systemoperatörernas studie av utökad mothandel är klar. Mot bakgrund av de stora kostnader som mothandel medför för systemoperatörerna, görs bedömningen att det inte är lämpligt att enbart genom utökad mothandel eliminera effekterna av uppdelning i prisområden i Norden.
En utbyggnad av produktionskapaciteten i underskottsområden är ytterligare ett sätt att minska uppkomsten av flaskhalsar. Trots högre prisnivåer under de senaste åren och kännedom om en utveckling mot allt mer ansträngda energibalanser i Sverige och Norge har incitamenten hittills inte varit tillräckligt starka för att få till stånd investeringar i större elproduktionsanläggningar i Sverige och Norge. För detta krävs dock stabila förutsättningar på elmarknaden och en mer långsiktig energipolitik.
Rapport 1 SOU 2004:129
86
8 Elhandeln utanför Nord Pool
Av all el som förbrukas i Norden omsätts en dryg tredjedel på direkt på spotmarknaden. I Norden (Sverige, Norge, Danmark och Finland) förbrukas ungefär 390 TWh per år. Som bilateral krafthandel definieras den handel som sker mellan kraftproducenter och elhandelsföretag respektive elintensiv industri. Elhandlares försäljning till mindre företag och privatpersoner sker i nästa led och är inte något alternativ till börshandel. Den tyngre elintensiva industrin handlar i huvudsak el från de större kraftproducenterna, Vattenfall, Fortum, Statkraft eller Sydkraft.
I Figur 26 nedan illustreras de olika leden inom krafthandeln. Kraftbolagen är aktiva i alla prissättande led eftersom de har både kraftproduktion, elhandelsföretag och säljer el mot slutkunder, vilket illustreras av det gråmarkerade området i bilden. Kraftbolagen säljer i allmänhet sin el mellan ”produktionsbolaget” och ”marknadsbolaget” internt till spotpriser eller via Nord Pool.
Figur 26. Illustration till olika led i krafthandeln
Källa: ÅF.
Det är främst kraftbolag och de större elhandelsföretagen som handlar via spotmarknaden, medan industrin och mindre elhandelsföretag inte är aktörer på börsen annat än ett fåtal som är
Produktion
Marknad/ Elhandel
Privatpersoner
Elhandelsföretag
Företag
Elintensiv industri
Nord Pool
Kraftbolag TILLFÖRSEL RÅKRAFTHANDEL
ELHANDEL
Bilateral 1 Bilateral 2
SPOTMARKNAD
Stor ökning
Liten ökning
Produktion
Marknad/ Elhandel
Privatpersoner
Elhandelsföretag
Företag
Elintensiv industri
Nord Pool
Kraftbolag TILLFÖRSEL RÅKRAFTHANDEL
ELHANDEL
Bilateral 1 Bilateral 2
SPOTMARKNAD
Stor ökning
Liten ökning
Rapport 1
87
clearingkunder då de handlar via mäklare. De tre stora elhandelsföretagen, Vattenfall, Fortum och Sydkraft, står för cirka 80 procent och de tio största för 95 procent av slutmarknaden i Sverige. För de tio största elhandelsföretagen sker merparten av den fysiska handeln via Nord Pool, men några av företagen har även bilaterala avtal som komplement till börshandeln. Många av de mindre elhandelsföretagen har ett nära samarbete med något av de större kraftföretagen, från vilka de köper fysiska leveranser och prissäkrar leveranserna.
I Figur 27 redovisas hur spothandeln har utvecklats på Nord Pool under åren 2002, 2003 samt till och med maj 2004. Som framgår har den andel av elen som omsätts via Nord Pools spotmarknad ökat. Det innebär emellertid inte att den bilaterala elhandeln har minskat i samma utsträckning. En bidragande orsak till att spothandeln har ökat kraftigt från och med 1 januari 2004 är att ett av de större kraftbolagen i stället för att nettosälja via Nord Pool omsätter hela sin elhandel via börsen
10
. Det finns indikationer om att fler av de större kraftaktörerna kommer att agera på motsvarande sätt inom något år, vilket då ytterligare kommer att öka de volymer som omsätts på spotmarknaden.
Figur 27. Spothandelens andel av elanvändningen i Norden (Sverige, Norge, Danmark, Finland) 2002, 2003 samt till och med maj 2004, procent
Källa: Nord Pool.
10
Se kapitel 5.5 regler och avgifter på Nord Pool, ändrade avgifter för handel på spotmarknaden har bidragit.
31 %
44 %
32 %
t.o.m maj 2004
2003
2002 Norden
31 % 31 %
44 % 44 %
32 % 32 %
t.o.m maj 2004
2003
2002 Norden
t.o.m maj 2004
2003
2002 Norden
Rapport 1 SOU 2004:129
88
8.1 Bilateral elhandel i Sverige
Innan avregleringen gjordes kraftaffärer upp genom förhandlingar mellan kraftleverantörerna och de kommunala energibolagen eller industrierna med relativt långa mellanrum. För energibolagen kunde det dröja mellan 3
−5 år mellan uppgörelserna. Den elintensiva industrin tecknade elavtal på upp till tio år, i vissa fall ännu längre. Elpriset indexerades till konsumentprisindex eller oljepriset. Eventuellt skedde indexering även mot andra varor.
Sedan avregleringen har de bilaterala avtalen successivt förändrats. Inför avregleringen fanns en viss oro om vad som skulle hända med elpriset. Det ledde till att det tecknades en hel del långa kontrakt strax innan 1996. Det första året efter avregleringen var torrår med relativt höga elpriser. Under våtåren 1997
−2000 och med de låga priser som då rådde ändrades psykologin i marknaden. Medvetenheten om att elpriset kunde pressas kraftigt under vissa omständigheter medförde att allt fler efterfrågade korta kontrakt, vilket i backspegeln kanske inte var det mest rationella beslutet. Efter prisstegringen och den volatila situation som har rått efter 2002
−2003 har aktörerna på den bilaterala marknaden återigen börjat efterfråga längre kontrakt. Dock har bilden av vad som anses vara långa respektive korta kontrakt förändrats. En styrande faktor är Nord Pools instrument för prissäkring vilka sträcker sig fyra år framåt i tiden.
I Figur 28 framgår att spothandelns andel av elanvändningen i Sverige har ökat med 15 procent mellan 2003 och 2004 om nuvarande trend håller i sig.
Figur 28. Andel spothandel i Sverige 2002, 2003 och till och med maj 2004, procent
Källa: Nord Pool.
t.o.m maj 2004
2003
2002 Sverige
29 %
44 %
27 %
t.o.m maj 2004
2003
2002 Sverige
29 %
44 %
27 %
Rapport 1
89
Andelen fasta kontrakt har sjunkit successivt sedan avregleringen 1996. Av de industriföretag som kontaktats inom föreliggande studie har de flesta en större andel av sina elavtal kopplade till spotpriset, från 50 till 100 procent. Under de närmaste två åren avser flera att öka sin andel rörligt elpris inom sitt bilaterala avtal eller har som mål att själva bli direktaktör på Nord Pool. Det förekommer även att företag har elprisavtal med en annan indexering. Elhandelsföretag med bilaterala avtal har spotprisföljning till övervägande del.
Generellt kan sägas att de bilaterala avtalen har blivit alltmer sofistikerade sedan elmarknaden har avreglerats. Vartefter nya produkter har utvecklats på Nord Pool och i takt med att kompetensen hos både producenter, elhandlare och industrin har ökat utvecklas, också utformningen av de bilaterala kontrakten.
Den bilaterala handeln är för många ett ”likvärdigt” alternativ till börshandel. De kan genom avtalen komma åt samma funktioner, spotpris och prissäkringar, som börsen erbjuder, men behöver inte själva vara kunder på Nord Pool. Från att ha köpt Nord Pools standardprodukter bilateralt, genom olika leverantörer eller mäklare är inte steget så stort att själva bli aktör på Nord Pool. Sannolikt kommer utvecklingen leda till att fler elintensiva industrier på sikt blir aktörer på Nord Pool. Det finns också industrier som poängterar att elhandel ligger utanför deras kärnverksamhet och att de inte avser att bli aktörer på Nord Pools spotmarknad.
För de mindre elhandelsföretagen som idag har ett nära samarbete med eller ägs av de stora kraftföretagen finns inga direkta motiv till att börja handla direkt på Nord Pool. Genom samarbetet behöver företagen inte sköta administration eller ha personella resurser som bevakar handeln. Det är därför inte troligt att det kommer att ske några förändringar för dessa företag.
8.2 Bilateral elhandel i Finland
Spothandelns andel av elanvändningen har ökat med över 20 procent mellan 2003 och 2004, om nuvarande trend håller i sig. Den starkast bidragande faktorn är att ett stort kraftföretag från och med januari 2004 omsätter all sin el via Nord Pool.
Rapport 1 SOU 2004:129
90
Figur 29. Andel spothandel i Finland 2002, 2003 och till och med maj 2004, procent
Källa: Nord Pool.
Av den elintensiva industrin i Finland är ett stort antal delägare i PVO, (Pohjolan Voima Oy). PVO har som affärsidé att förse delägarna med el
11
till konkurrenskraftiga priser och har inga egna
vinstintressen. Elpriset som PVO:s delägare betalar baseras på den verkliga produktionskostnaden, vilket ligger närmare en genomsnittsprissättning på elen än marginalkostnadsprissättning. Hur kontrakten är utformade är konfidentiellt. PVO svarar för ungefär en femtedel av elproduktionen i Finland. PVO:s affärsidé gör att delar av den bilaterala elhandeln i Finland avviker från motsvarande handel i Sverige.
PVO är även majoritetsägare (knappt 60 procent) i TVO (Teollisuuden Voima Oy) som äger och driver två kärnkraftverk samt del i ett kolkraftverk, och som även kommer att bygga och driva Finlands femte kärnkraftverk. TVO har som affärsidé att tillhandahålla el till ”självkostnadspris” (cost price) för sina delägares räkning. Näst störste ägare i TVO är Fortum (cirka 25 procent).
De elintensiva industrier som inte är delägare i PVO handlar el av de större kraftföretagen, exempelvis Fortum, Vattenfall och Sydkraft, som är aktiva på den finska marknaden. De avtalen inkluderar hela kraftportföljer, det vill säga både fysisk leverans och prissäkring och baseras till övervägande del på Nord Pools spotpriser och finansiella produkter. Elhandlarnas bilaterala avtal utfor-
11
Även värme.
t.o.m maj 2004
2003
2002 Finland
13 %
37 %
20 %
t.o.m maj 2004
2003
2002 Finland
13 %
37 %
20 %
Rapport 1
91
mas på motsvarande sätt. Fastprisavtal på råkraftmarknaden (exklusive PVO) förekommer i mycket liten utsträckning. De avtalen löper på tidsperioder mellan 1
−3 år.
8.3 Bilateral elhandel i Norge
Den norska tunga industrin har en längre historik vad avser handel på Nord Pool. Norge har ändå en speciell situation vad gäller den bilaterala elhandeln. Statligt ägda Statkraft, som svarar för en tredjedel av Norges elproduktion (32,5 TWh 2003), har sedan 1950-talet mycket fördelaktiga långa kontrakt med delar av en elintensiva industrin, enligt politiska beslut i Stortinget. Dessa kontrakt svarar i dagsläget för i storleksordningen hälften av företagets försäljning. Kontrakten löper ut under perioden 2005
−2011 och kommer inte att förnyas. Andra typer av långsiktiga, bilaterala kontrakt tecknas dock, men inte fastpriskontrakt. Bilaterala kontrakt med elintensiv industri i Norge, finns på upp till 20 år. Indexering kan vara till spotpris, men det är vanligt även med andra kopplingar till råvaror eller valutakurser. Elhandelsföretagen i Norge tecknar bilaterala avtal med säkring mot prisområden, valutakurser och profilkontrakt, det vill säga kontrakt som följer förbrukningsprofilen.
Norge har av tradition en stor andel börshandel. Det är sannolikt att börshandeln kommer att öka ytterligare i takt med att de långa, kontrakten löper ut under de kommande åren. Figur 30. Andel spothandel i Norge 2002, 2003 och till och med maj 2004, procent
Källa: Nord Pool.
t.o.m maj 2004
2003
2002 Norge
46 %
47 %
42 %
t.o.m maj 2004
2003
2002 Norge
46 %
47 %
42 %
Rapport 1 SOU 2004:129
92
8.4 Bilateral elhandel i Danmark
I Danmark prissätts inte all el på marknaden, knappt hälften är så kallad prioriterad kraft som säljs till fastpris. Den prioriterade kraften (PSO – Public Service Obligation) är decentraliserad kraft och vindkraft. Sannolikt kommer reglerna att ändras från och med 1 januari 2005, men något formellt beslut är ännu inte taget i frågan.
Figur 31. Andel prioriterad kraft i Danmark som ej prissätts på marknaden och kraft som prissätts på marknaden
Källa: Eltra.
Den danska elmarknaden började avregleras 1999, men kan ännu inte sägas vara fullt avreglerad. Före 1999 var således alla handel bilateral. Den bilaterala handeln i Danmark sker i huvudsak till fasta priser. Enligt en uppskattning säljs i dagsläget i storleksordningen 10–20 procent av den bilaterala elen till spotpris på Jylland, men en betydligt större andel på Själland, upp mot 50
−60 procent, enligt kontakter med Danmarks två största kraftaktörer. De bilaterala fastprisavtalen löper normalt på ett till tre år, vilket följer Nord Pools kontraktsperioder.
Hur mycket som omsätts via Nord Pool i Danmark påverkas i stor utsträckning av hur export/importflödena ser ut. All kraft som exporteras via kablarna mellan Danmark och Norge respektive Sverige prissätts via Nord Pool. Danmark är ett transitland för stora flöden mellan Norden och Tyskland. Det gör att trots att
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
2000
2001
2002
2003 t.o.m. maj
2004
Decentraliserad kraft Vindkraft Prissatt på markaden
Rapport 1
93
Danmarks elhandel inom landet i stor utsträckning sker bilateralt, omsätts en stor andel av kraften via Nord Pool. I diagrammen nedan redovisas andelen bilateral handel i Väst- respektive Östdanmark.
Figur 32. Andel spothandel i västra respektive östra Danmark 2002, 2003 och till och med maj 2004, procent
Källa: Nord Pool.
9 Handel på de finansiella marknaderna
9.1 Syftet med finansiell handel
Det finns två typer av affärer som görs på den finansiella marknaden. Antingen är syftet med transaktionen att prissäkra framtida förbrukning eller produktion, eller att tjäna pengar genom att ta en spekulativ position. Av dem som prissäkrar sig med finansiella kontrakt finns det både naturliga köpare (konsumenter) och naturliga säljare (producenter). Eftersom producenter vill sälja sin produktion till ett fastslaget pris samtidigt som konsumenterna vill säkra sin konsumtion till ett fastslaget pris, uppstår en naturlig marknad för de finansiella kontrakten.
2003 t.o.m maj 2004
2002
Danmark Väst
Danmark Öst
50 %
38 %
48 %
50 %
43 %
52 %
43 %
2003 t.o.m maj 2004
2002
Danmark Väst
Danmark Öst
50 %
38 %
48 %
50 %
43 %
52 %
43 %
Rapport 1 SOU 2004:129
94
Den spekulativa handeln kan göras på flera olika sätt. En aktör som saknar det naturligt underliggande behovet att köpa eller sälja el kan spekulera i elprisets utveckling genom att köpa eller sälja terminskontrakt. Det kan till exempel göras då aktören har en klar pristro, det vill säga en klar uppfattning om hur de långsiktiga priserna kommer att utvecklas. Om aktören får rätt i sin pristro, finns stora pengar att tjäna. Det finns även aktörer som söker så kallat arbitrage i marknaden, det vill säga uppenbarliga felprissättningar som kan utnyttjas för att göra en riskfri vinst. Det görs till exempel då medelpriset för de kortare kontrakten som ingår i ett längre kontrakt inte prissätts på samma nivå som det längre kontraktet. Aktören kan i så fall köpa ett visst kontrakt samtidigt som motsvarande kontraktsdelar säljs, med resultatet att en riskfri vinst uppstår för aktören, men även en aktör som handlar med finansiella kontrakt med det huvudsakliga syftet att prissäkra sig, kan ta spekulativa positioner på olika sätt. Redan ingångna kontrakt kan avyttras, eller också kan aktören välja att avsiktligt avvika från sin prissäkringsstrategi.
Spekulation är ett ord som har en negativ klang i många kretsar, men det är faktiskt så att samtliga aktörer som har en tro om prisutvecklingen och agerar utifrån denna, i viss utsträckning ägnar sig åt spekulation. Det faktum att det finns spekulativa aktörer som ägnar sig åt att hitta uppenbarliga felprissättningar, leder till att marknadens prissättning av de olika kontrakten blir mer korrekt och rättvis. En stor omsättning av finansiella kontrakt genom omfattande spekulation är således positivt för prissättningen av olika kontrakt på marknaden.
9.2 Finansiell handel i praktiken
9.2.1 Nord Pool
För aktörer som vill använda finansiella terminskontrakt för prissäkring eller spekulation, finns det olika alternativ. Antingen kan handel ske elektroniskt mot Nord Pool, eller också görs avsluten per telefon med en bilateral part.
När affärer görs mot Nord Pool läggs köp- och säljbuden in elektroniskt i applikationen PowerClick och matchas mot andra aktörers bud. Tillvägagångssättet är precis som för den mer kända aktiebörsen, där köp- och säljordrarna lagras i systemets orderbok i
Rapport 1
95
väntan på att matchas mot motstående ordrar på samma prisnivå. När affärer görs över Nord Pool är motparten inte känd. Den information som aktörerna kan se är vilka ordrar som ligger närmast det senaste avslutet i pris, och vilka orderdjup som finns, det vill säga hur stora volymer som finns på varje prisnivå i orderboken.
Denna transparens i orderdjupet kan både vara av godo och ondo för aktörerna. Aktörerna vill gärna se hur stora köp- och säljvolymer som övriga aktörer bjuder ut för att få en god vägledning om de andra aktörernas uppfattning av marknaden – bör priset stiga eller sjunka? Om orderdjupet är större på köpsidan, det vill säga mer volym i köpordrarna, än på säljsidan, skulle det kunna tolkas som att köpintresset är större än säljintresset och att marknaden därmed borde stiga. Nackdelen med denna transparens är att de intentioner, som aktören gärna håller för sig själv, avslöjas för andra. Det gäller framför allt när en aktör vill köpa eller sälja större volymer än de som ligger i marknaden. Om aktören lägger ut en order på hela den volym som skall handlas, är det lätt att marknaden reagerar på den stora volymen och priset ändras snabbt. Prisförändringen sker alltid i fel riktning för aktören i dessa fall, och pengar går förlorade.
9.2.2 Bilateralt/OTC
Vid bilateral handel görs affärsavsluten upp direkt mellan två aktörer på marknaden. Det kan göras antingen direkt mellan parterna, eller genom en mäklare som håller kontakt med flera köpare och säljare för att matcha köp- och säljintressen, OTC ”Over The Counter”.
Att handla bilateralt har både för- och nackdelar jämfört med att handla över Nord Pool. Av de fördelar som finns anses ofta den lägre transaktionskostnaden väga starkt. Om de båda parterna i en transaktion är kreditvärdiga företag som har upprättade krafthandelsavtal mellan sig, uppstår inte de transaktionskostnader som en affär på Nord Pool ger upphov till (0,25 NOK per MWh, se kapitel 5.5 om regler och avgifter på Nord Pool). Aktörerna tar visserligen en kreditrisk då de handlar med ett annat bolag, men denna anses oftast som låg, eftersom de flesta av aktörerna på marknaden idag har solida finanser. Om motparten i en finansiell affär bedöms som mindre kreditvärdig, kan emellertid parterna komma överens om att cleara in affären hos Nord Pool, och
Rapport 1 SOU 2004:129
96
därmed föra över kreditrisken från parterna till Nord Pool mot att de betalar Nord Pools clearingavgift.
En stor mängd av de bilaterala affärerna sker genom energimäklare. Då mäklarna sitter med goda kontakter mellan köpare och säljare kan de relativt omgående para ihop aktörernas köp- och säljbud om de är marknadsmässiga. Genom att hålla kontakt med ett par olika mäklare kan en aktör få en god bild över de olika köp- och säljbud som finns i marknaden. För större aktörer som inte vill visa vilka volymer de vill göra affär på, är systemet med mäklare passande. Då mäklaren inte avslöjar dess kunders affärsvolymer kan det vara lättare att göra större affärer utan att marknaden ser det och reagerar med prisförändringar.
Eftersom mäklarna tar betalt av sina kunder per energivolym, har de ett stort egenintresse i att det görs mycket affärer. Systemet med mäklare bidrar därför till att ”smörja systemet” och förbättra likviditeten i marknaden, något som alla tjänar på. Nackdelen med mäklarnas service är kostnaden. De tar ut en mäklaravgift, men denna är lägre än avgiften som Nord Pool tar ut för att handla och cleara en affär.
De bilaterala finansiella kontrakten clearas dock i stor utsträckning via Nord Pool. Enligt flera bedömare
12
clearas i storleks-
ordningen 80–90 procent av alla bilaterala finansiella kontrakt via Nord Pool.
9.3 Påverkas priset av den finansiella handeln?
Påverkar den omfattande finansiella handeln elpriset i någon riktning? Ofta görs jämförelsen med aktiemarknaden, där analytikers och allmänhetens tro på att vissa bolag kan få priset på aktierna att stiga kraftigt. Kan detta inträffa på elmarknaden, och därmed ge oss felaktiga, ej marknadsmässiga priser?
Generellt sett påverkas prisnivån på en finansiell marknad på kort sikt enbart av utbud och efterfrågan på det finansiella kontraktet. Så länge som efterfrågan är större än utbudet kommer priserna att stiga, oavsett vad det fundamentalt korrekta priset bör vara. Det är ett universellt samband som även gäller för den finansiella elmarknaden, åtminstone på kortare sikt.
På längre sikt är det dock inte troligt att prisnivåerna styrs av en tillfällig utbuds- eller efterfrågesituation. Eftersom elmarknaden
12
Som intervjuats inom detta projekt.
Rapport 1
97
drivs mycket mer av de fundamentala förutsättningarna än av marknadens förväntningar, kommer det att vara denna som bestämmer den långsiktiga prisnivån. På elmarknaden är det på den fysiska marknaden som priset bestäms. På den finansiella marknaden handlas enbart derivatprodukter, där det ekonomiska utfallet från de finansiella kontrakten bestäms av priserna på den fysiska marknaden. I det här fallet kan man säga att den fysiska marknaden är ”facit” till den finansiella marknaden. På lång sikt bör därför de genomsnittliga priserna på finansiella kontrakt ligga på samma nivå som det fysiska spotpriset för leveransperioden.
Oavsett vad det finansiella kontraktet för en viss tidsperiod handlas till för prisnivåer, så är det den fundamentala situationen med hydrologisk balans, bränslepriser och elförbrukning som kommer att sätta priset till sist. Prisbildningen på den fysiska marknaden fungerar anser de flesta aktörer. Prisanalyserna av utvecklingen 2002-2003 bekräftar också den bilden. Det gör att även priserna på den finansiella marknaden får en god förankring i verkligheten. Eftersom de finansiella kontrakten kommer att avräknas mot den fysiska marknaden, kommer ingen aktör att i längden våga köpa kontrakt på en för hög, eller sälja kontrakt på en för låg, prisnivå i syftet att påverka priserna.
Visserligen kommer det alltid att finnas situationer då aktörernas uppfattning, eller rädsla, kommer att slå igenom på prisbildningen på de finansiella kontrakten, och leda till kortsiktiga och kraftiga fluktuationer i priserna. Eftersom den finansiella marknaden har en så stark koppling till den fysiska marknaden, är risken ändå liten att finansiell handel skall driva prisnivåerna åt något håll, annat än tillfälligtvis.
10 Är likviditeten på marknaden tillräcklig?
10.1 Omsättning på den fysiska marknaden
Den fysiska handeln på spotmarknaden har utvecklats positivt under hela perioden 1996 till och med 2003. Den mindre nedgång som skedde i volym räknat under 2003 har vänt uppåt under 2004, då omsättningen under årets första fem månader ligger på över 40 procent av den totala elanvändningen, jämfört med drygt 30 procent för helåret 2003. I kronor räknat har handeln ökat
Rapport 1 SOU 2004:129
98
under hela perioden. Omsättningen på spotmarknaden framgår av diagrammet i Figur 33. Under 2003 fanns 60 säljare och 120 köpare, som omsatte volymer på över 100 GWh. Totalt finns över 250 aktörer på den fysiska marknaden.
Figur 33. Utveckling på den fysiska marknaden, spotmarknaden, 1996-2003, TWh respektive miljarder NOK
Källa: Nord Pool ASA Annual Report 2003.
En tillräcklig omsättning eller likviditet på den fysiska marknaden är en viktig fråga för prisbildningen och förtroendet för elbörsen. För att prisbildningen skall ske på ett effektivt sätt är det nödvändigt att de köp- och säljvolymer som budas in på spotmarknaden verkligen reflekterar de köp- och säljintressen som finns på marginalen. Eftersom priset bestäms av köp- och säljintresset på marginalen, är det viktigt att det är med och bildar marknadspriset. Om sedan en stor del av elförbrukningen inte prissätts på börsen, är det av mindre vikt så länge betalningsviljan på marginalen finns representerat i budgivningen. Det är därmed möjligt att ha en fullt korrekt prissättning på börsen, trots att en större andel av kraften inte handlas över börsen. Även om det är önskvärt att en större del av kraften handlas över börsen, innebär det inte att prisbildningen fungerar dåligt i dagsläget. Den allmänna uppfattningen bland marknadens aktörer är att spotmarknaden på Nord Pool fungerar bra.
0 20 40 60 80 100 120 140
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 TWh
0 5 10 15 20 25 30 35 40
Mrd NOK
TWh Mrd NOK
Rapport 1
99
Betydelsen av tillräcklig likviditet och en väl fungerande prissättning är stor. Spotpriset är det referenspris som den finansiella handeln avräknas mot. Det är därför av stor betydelse för den finansiella handelns utveckling och likviditet att det finns ett stort förtroende och acceptans för referenspriset. De flesta aktörer anser också att så är fallet.
Jämfört med andra el- och råvarumarknader är omsättningen på Nord Pools fysiska marknad mycket hög. På flera liknande marknader i Europa och USA är omsättningen betydligt lägre, mätt som andelen av den totala konsumtionen som handlas över börsen.
10.2 Likviditeten på den finansiella marknaden
Sedan årsskiftet 2002/2003 har omsättningen på Nord Pools finansiella marknad försämrats. De flesta aktörer instämmer också i bilden att likviditeten i olika terminskontrakt har försämrats, och många har frågat sig om det är en tillfällig eller permanent försämring vi har sett. Det finns förklaringar till att likviditeten har gått ned, bland annat Enrons konkurs hösten 2001, vilket också förde med sig att många amerikanska aktörer valde att lämna den europeiska marknaden. Andra, och sannolikt mer avgörande, faktorer är den kraftiga prisstegringen som skedde under hösten 2002, och den oro det skapade om vart marknaden var på väg. De flesta aktörer, elhandlare och industri, tror dock att utvecklingen är övergående och att de aktörer som fallit ifrån kommer att ersättas med nya. Det stämmer att handeln kulminerade under pristoppen vid årsskiftet 2002/2003, men nedgången har inte varit så kraftig som den offentliga debatten gör gällande.
För att bedöma likviditeten på den finansiella marknaden kan olika nyckeltal studeras, exempelvis hur stor den finansiella handeln är jämfört med den underliggande marknaden, hur stort riskkapital som tillförs marknaden, hur många direktaktörer som är aktiva och hur många avslut som görs. Inget nyckeltal säger ensamt sanningen, men tillsammans ger de en bild av hur likviditeten har utvecklats.
Idag omsätts finansiella kontrakt motsvarande knappt fem gånger den underliggande fysiska marknaden i TWh räknat. Den fysiska marknaden omfattar hela den nordiska elmarknaden. Som mest omsattes 8 gånger den fysiska marknaden, år 2002. Det finns intresse hos flera internationella aktörer att handla i finansiella
Rapport 1 SOU 2004:129
100
kontrakt på Nord Pool. En bedömning är därför att det borde finnas en potential för ökad handel motsvarande 10
−15 gånger den
underliggande marknaden
13
. Dagens nivå kan dock inte anses utgöra en indikation på att likviditeten är dålig, även om den har gått ned jämfört med 2002. I Figur 34 nedan illustreras hur handeln i finansiella kontrakt har utvecklats under perioden 1996 till 2003, uttryckt i miljoner norska kronor samt i volym, det vill säga TWh. De genomsnittliga elpriserna på spotmarknaden har nästan tredubblats mellan 2000 och 2003. Omvänt leder det till att det omsätts färre terrawattimmar per omsatt krona. De som handlar i finansiella kontrakt har ett visst riskmandat att hålla sig inom. Stiger priserna medför det att handelsutrymmet blir mindre i volym räknat, vilket bland annat förklarar nedgången i TWh. Handlad volym i NOK räknat uppvisar inte samma tillbakagång.
Figur 34. Utveckling på Nord Pools finansiella marknad perioden 1996-2003, uttryckt i miljarder NOK (t.v.) och volym TWh (t.h.)
Källa: Nord Pool Annual Report 2003.
I diagrammet nedan, Figur 35, redovisas handeln i finansiella kontrakt kvartalsvis från och med första kvartalet 2002 till och med första kvartalet 2004. Drygt en tredjedel handlas direkt på börsen (Volume Exchange), medan resterande handlas OTC
14
, det vill säga
via mäklare (Volume OTC). I diagrammet redovisas även en beräkning över hur stort riskkapital (Pledged Capital) som tillförs marknaden. Även i den kvartalsvisa redovisningen framgår att den volym
13
Källa: diskussioner med Nord Pool, juni 2003.
14
”Over the Counter”.
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 Mrd NOK
Finansiell Clearing
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 TWh
Finansiell Clearing
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 Mrd NOK
Finansiell Clearing
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 TWh
Finansiell Clearing
Rapport 1
101
de finansiella kontrakten omsluter i TWh räknat har gått ned. Däremot ligger den tillförda mängden riskkapital till marknaden på en högre nivå idag än under tredje kvartalet 2002. Riskkapitalet omfattar i huvudsak det värde marknaden har bundit i finansiella kontrakt genom ställda säkerheter.
Den topp som uppvisades vid årsskiftet 2002/2003 beror på den kraftiga prisuppgången på spotmarknaden. De begränsade riskmandat handlarna har, i kombination med en stor osäkerhet om vart marknaden var på väg, ledde till att många aktörer stängde sina positioner, det vill säga avslutade pågående terminshandel, för att minska sin riskexponering. Det ledde till en kraftig omsättning på terminsmarknaden under oktober och november men som sedan avtog i december 2002. I början på 2003 var marknaden avvaktande och gick sedan in i en lugnare konsolideringsfas. Handeln stabiliserades dock under året.
Figur 35. Finansiell handel på Nord Pool från Q1-02 till Q1-04; TWh samt tillfört riskkapital, miljarder NOK
Källa: Nord Pool.
-100 200 300 400 500 600 700 800 900
Q1-02 Q2-02 Q3-02 Q4-02 Q1-03 Q2-03 Q3-03 Q4-03 Q1-04
TWh
0 5 10 15 20 25 30 35
NOK billion
Volume OTC Volume Exchange Pledged Capital
-100 200 300 400 500 600 700 800 900
Q1-02 Q2-02 Q3-02 Q4-02 Q1-03 Q2-03 Q3-03 Q4-03 Q1-04
TWh
0 5 10 15 20 25 30 35
NOK billion
Volume OTC Volume Exchange Pledged Capital
Rapport 1 SOU 2004:129
102
Det totala antalet medlemmar på Nord Pool har ökat från 148, vid den svenska avregleringen 1996 och passerade 300 under 2002. Idag har Nord Pool 366 medlemmar, varav cirka 300 är medlemmar på den finansiella marknaden. Antalet aktiva direktaktörer på Nord Pools finansiella marknader föll tillbaka något under våren 2003 men är nu uppe i samma antal som under 2001, det vill säga mellan 70
−80 aktörer per vecka. I diagrammet nedan redovisas hur antalet aktiva direktaktörer per vecka på Nord Pool har utvecklats under åren 2001 till de första månaderna 2004.
Figur 36. Antalet aktiva direktaktörer per vecka på Nord Pools finansiella marknad 2001 till och med april 2004, antal
Källa: Nord Pool.
Utvecklingen i den finansiella handeln före och efter årsskiftet 2002/2003 kan även illustreras med hur antalet genomförda affärer har utvecklats. Liksom den omsatta volymen kulminerade vid årsskiftet, kulminerade även antalet avslut. Nedgången i antalet avslut 2003 kan förklara aktörernas bild av för få avslut på den finansiella marknaden. Den kvartalsvisa utvecklingen, från Q1-02 till Q1-04, redovisas i Figur 37.
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90
1 5 9 13 17 21 25 29 33 37 41 45 49 1 5 9 13 17 21 25 29 33 37 41 45 49 1 5 9 13 17 21 25 29 33 37 41 45 49 1 5 9 13 17
Week
N um be r of ac tiv e pl aye rs
2001 2002 2003 2004
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90
1 5 9 13 17 21 25 29 33 37 41 45 49 1 5 9 13 17 21 25 29 33 37 41 45 49 1 5 9 13 17 21 25 29 33 37 41 45 49 1 5 9 13 17
Week
N um be r of ac tiv e pl aye rs
0 10 20 30 40
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90
1 5 9 13 17 21 25 29 33 37 41 45 49 1 5 9 13 17 21 25 29 33 37 41 45 49 1 5 9 13 17 21 25 29 33 37 41 45 49 1 5 9 13 17
Week
N um be r of ac tiv e pl aye rs
2001 2002 2003 2004
Rapport 1
103
Figur 37. Antal avslut på den finansiella marknaden från kvartal 1, 2002 till och med kvartal 1, 2004
Källa: Nord Pool.
I Figur 38 nedan redovisas hur spreaden (skillnaden) mellan köp- och säljbud har utvecklats under 2002 och till och med oktober 2003. Skillnaden var markant under årsskiftet 2002-2003 men har sedan fallit tillbaka, dock till en högre nivå. Att spreadarna har gått ned är en indikation på att likviditeten i marknaden har ökat igen.
-10 000 20 000 30 000 40 000 50 000 60 000 70 000 80 000
Q1-02 Q2-02 Q3-02 Q4-02 Q1-03 Q2-03 Q3-03 Q4-03 Q1-04
Number of contracts (trades) OTC Number of contracts (trades) Exchange
Total number of trades 2002: 254 000 Total number of trades 2003: 248 000
Rapport 1 SOU 2004:129
104
Figur 38. Spread mellan köp och säljbud för tvåårskontrakt på den finansiella marknaden
Källa: Nord Pool.
Sammanfattningsvis kan konstateras att den finansiella handeln kulminerade vid årsskiftet 2002/2003 och att det främst berodde på den mycket dåliga hydrologiska balansen på den fysiska marknaden och den kraftiga prisuppgång som därmed skedde på spotmarknaden. Den omsättningsökning i finansiella kontrakt som skedde under årsskiftet 2002/2003 berodde på den kraftiga osäkerhet som rådde på marknaden och att många aktörer valde att gå ur sina positioner för att minska sin riskexponering. En motsatt reaktion hade varit onaturlig. Handeln gick ned på de finansiella marknaderna direkt efter årsskiftet men stabiliserades sedan under året.
10.3 Likviditeten i olika produkter
Om man studerar prissättningen för olika kontrakt på Nord Pool, får man en tudelad bild av marknadens likviditet och prissättning. För vissa kontrakt är spreaden mellan köp- och säljkurs mycket låg,
Bid/Ask Spread (Closing prices) 2cd year contract
0 2 4 6 8
10 12 14 16
02jan-02
02feb-02
02m a r-0 2
02 -a p r-0 2
02 -m aj-0 2
02jun-02
02 -j ul -0 2
02au g-02
02 -s ep-02
02okt -02
02 -n ov -0 2
02 -d ec-0 2
02jan-03
02feb-03
02m a r-0 3
02 -a p r-0 3
02 -m aj-0 3
02jun-03
02 -j ul -0 3
02au g-03
02 -s ep-03
02okt -03
NO K/ MWh
FWYR04/FWYR05
30 per. glid. med. (FWYR04/FWYR05)
Bid/Ask Spread (Closing prices) 2cd year contract
0 2 4 6 8
10 12 14 16
02jan-02
02feb-02
02m a r-0 2
02 -a p r-0 2
02 -m aj-0 2
02jun-02
02 -j ul -0 2
02au g-02
02 -s ep-02
02okt -02
02 -n ov -0 2
02 -d ec-0 2
02jan-03
02feb-03
02m a r-0 3
02 -a p r-0 3
02 -m aj-0 3
02jun-03
02 -j ul -0 3
02au g-03
02 -s ep-03
02okt -03
0 2 4 6 8
10 12 14 16
02jan-02
02feb-02
02m a r-0 2
02 -a p r-0 2
02 -m aj-0 2
02jun-02
02 -j ul -0 2
02au g-02
02 -s ep-02
02okt -02
02 -n ov -0 2
02 -d ec-0 2
02jan-03
02feb-03
02m a r-0 3
02 -a p r-0 3
02 -m aj-0 3
02jun-03
02 -j ul -0 3
02au g-03
02 -s ep-03
02okt -03
02jan-02
02feb-02
02m a r-0 2
02 -a p r-0 2
02 -m aj-0 2
02jun-02
02 -j ul -0 2
02au g-02
02 -s ep-02
02okt -02
02 -n ov -0 2
02 -d ec-0 2
02jan-03
02feb-03
02m a r-0 3
02 -a p r-0 3
02 -m aj-0 3
02jun-03
02 -j ul -0 3
02au g-03
02 -s ep-03
02okt -03
NO K/ MWh
FWYR04/FWYR05
30 per. glid. med. (FWYR04/FWYR05) FWYR04/FWYR05 30 per. glid. med. (FWYR04/FWYR05)
Rapport 1
105
samtidigt som den är mycket hög för andra kontrakt. Bilden nedan visar en ögonblicksbild för terminspriserna på Nord Pool.
Figur 39. Marknadspriser 2004-06-17
Källa: Montel.
Det man främst kan notera är att likviditeten för den närmaste säsongen (FWV2-04) och det närmaste årskontraktet (FWYR-05) verkar vara mycket god. Samtidigt är likviditeten för enskilda månadskontrakt (till exempel oktober- och novemberkontrakten, M-04-10 och M-04-11) mycket dålig, vilket visar sig i form av stora spreadar, det vill säga skillnad i köp- och säljbud.
Skillnaden i likviditet mellan olika produkter beror på två anledningar. Den goda likviditeten i närmaste säsongs- och årskontrakt förbättras framför allt av att det är dessa två produkter som den spekulativa handeln har som huvudinstrument. En aktör som avser att spekulera väljer helst det kontrakt som har bäst likviditet för att snabbt kunna komma ur sin position vid behov.
Rapport 1 SOU 2004:129
106
Dessutom föredrar aktören det kontrakt som har störst prissvängningar när marknadens fundamentala situation skiftar. Det uppfylls bäst av det närmaste säsongskontraktet, eftersom det påverkas mest av väder- och bränsleprisvariationer. Den goda likviditeten bidrar sedan till att skapa ytterligare intresse kring dessa kontrakt.
Den sämre likviditeten för de mindre produkterna (som vecko- och månadskontrakt) har en annan förklaring. Introduktionen av dessa kontrakt på Nord Pool har främst drivits på av elförsäljningsbolag och konsumenter, som vill göra en så fullständig prissäkring av sitt inköpsbehov som möjligt. För dessa aktörer är det mycket viktigare med en fullständig prissäkring, eftersom de generellt sett har svagare finansiell ställning och lägre marginaler än vad producenterna har. När dessa aktörer skall prissäkra sin förbrukningsprofil som varierar över året, behövs månads- och veckokontrakt för att få en så god prissäkring som möjligt. Det finns därför ett naturligt köpintresse för dessa kontrakt.
Problemet är dock att det inte finns tillräckligt många naturliga säjare av kontrakten, och därför uppstår ingen stor handel. För de producenter som skulle kunna ställa ut kontrakten finns det inte mycket att vinna på att arbeta med så små specifika tidsperioder. Producenterna är så starka finansiellt att de inte behöver uppnå en perfekt prissäkring för samtliga veckor på året. De resonerar snarare så att de är nöjda om de i genomsnitt har en god prissäkring för en hel säsong. Eftersom affärsintresset är så asymmetriskt kommer likviditeten sannolikt att förbli låg i dessa produkter.
Ett sätt att förbättra likviditet i de mindre kontrakten kan vara att Nord Pool knyter fler Market Makers till sig. En Market Maker är en aktör som ställer ut både köp- och säljbud, och därmed garanterar en minimilikviditet i kontraktet. För att få aktörer att ta på sig en Market Maker-roll, måste Nord Pool ge aktörerna ersättning i någon form. Den marknadsmässiga nyttan av en bättre likviditet måste därför vägas mot Nord Pools kostnader, vilka på sikt kommer att påföras aktörerna genom handelsavgifter med mera.
Sett ur ett internationellt perspektiv betecknas den nordiska marknaden som synnerligen likvid och väl fungerande. Det stämmer i hög grad för de närmaste säsongskontrakten som har en mycket god prissättning, men inte för mindre kontrakt. Vissa intressenter har föreslagit att handeln bör begränsas till ett färre antal kontrakt, och därmed koncentrera och förbättra likviditeten i dessa. Det är dock ingen åtgärd som bör förordas. Likviditeten är
Rapport 1
107
trots allt mycket god i de större kontrakten (års- och säsongskontrakt). Även om likviditeten är sämre i de mindre kontrakten, är det bra att aktörerna bereds möjlighet att handla med dessa om de verkligen har behov.
Den naturligaste förbättringen av likviditeten uppstår istället om nya aktörer väljer att etablera sig på den nordiska marknaden. Fler aktörer med spekulativ handel är det som skulle ge bäst bidrag till en ökad likviditet. De flesta har idag uppfattningen att antalet aktörer håller på att öka.
10.4 Behov av åtgärder på den finansiella marknaden?
Som framgår av tidigare avsnitt är likviditeten på Nord Pool generellt sett bra. Det läggs riktiga köp- och säljbud som möts. Ändå väljer cirka två tredjedelar av marknadens aktörer att handla finansiella kontrakt bilateralt, trots att de handlar i Nord Pools standardiserade kontrakt och att flertalet av kontrakten clearas via Nord Pool. Orsakerna är bland annat som behandlats i kapitel 9 att man får en bättre känsla för marknaden om man handlar via mäklare. Det upplevs också som billigare och bekvämare att handla bilateralt, eftersom man inte behöver bygga upp en egen organisation kring finansiell handel med allt vad det innebär i personella resurser, rätt kompetens och administrativa system. Det är svårt att peka på specifika åtgärder för att ändra på de preferenserna.
Ur många elhandlares perspektiv begränsas handeln på Nord Pool av två faktorer, clearingavgifterna och konstruktionen för säkerhetskrav.
Nord Pools clearingavgifter sätts bland annat utgående från den genomsnittliga kreditrisken, som man anser sig ha då man träder in som motpart i de finansiella transaktionerna. Problemet är dock att många aktörer anser att kreditrisken ofta är lägre än den bedömning som Nord Pool gör. Vid en transaktion mellan två stabila energibolag anser bolagen oftast att de kan ta på sig den kreditrisk som transaktionen innebär, om denna ryms inom bolagets motparts- eller kreditriskpolicy. Om bolaget gör denna bedömning, finns det inga ekonomiska skäl till att göra affären över Nord Pool, utan den görs därför bilateralt istället då man kan spara in Nord Pools clearingavgift. Med lägre clearingavgifter skulle säkerligen en betydligt större del av handeln ske, över eller clearas, genom Nord Pool.
Rapport 1 SOU 2004:129
108
För de aktörer som upplever att själva clearingkostnaden är ett problem, skulle konkurrens i clearingverksamheten vara av godo. I bland annat Tyskland och England råder det konkurrens mellan olika banker eller bankkonsortier inom clearingverksamhet. En utveckling i Norden med fler aktörer som erbjuder clearingmöjligheter skulle vara positiv, då aktörernas clearingkostnad skulle pressas. Handeln över Nord Pool kommer inte att förbättras av detta, men aktörernas transaktionskostnader skulle minska, vilket är positivt för likviditeten.
En annan hämmande faktor kan vara konstruktionen av säkerhetskraven på Nord Pool. Sedan den fysiska och den finansiella handeln separerades på Nord Pool, har vissa aktörer stundtals fått problem med att kunna uppfylla säkerhetskraven till Nord Pool. Det kan till exempel inträffa i ett läge där prisnivån stiger kraftigt. En konsument som prissäkrat sina elinköp sitter ekonomiskt sett i en stabil position. Visserligen blir de fysiska spotinköpen dyrare, men de kompenseras genom att värdet på de ingångna finansiella kontrakten har ökat lika mycket. En sådan situation borde därför inte innebära problem för aktören.
I praktiken är det emellertid så att aktören måste ställa stora säkerheter till Nord Pools förfogande, vilket kan vara mycket pressande på bolagets finansiella situation. Eftersom den fysiska och den finansiella handeln på Nord Pool numera är separerade, kan inte övervärdet på finansiella kontrakt användas som säkerhet för fysiska inköp. I praktiken innebär det att aktören måste betala in stora summor som säkerhet för de kommande veckornas spotinköp, samtidigt som kunden inte erhåller något för att värdet på de finansiella kontrakten ökat. På längre sikt kanske det inte är något problem, men under vissa tidsperioder kan många aktörer påverkas negativt. För att komma runt problemen med säkerhetskraven har vissa aktörer valt att köpa in el både fysiskt och finansiellt av större aktörer på marknaden. De undviker i så fall problemen med separerade säkerhetskrav för den fysiska och finansiella marknaden. Nackdelen för Nord Pool är att omsättning minskar.
Trots att Nord Pool har genomfört förändringar i säkerhetskraven är konstruktionen av dessa fortfarande ett problem för många mindre aktörer. Det påverkar också nyetableringen på elmarknaden negativt. En åtgärd skulle vara att se över möjligheterna att samordna säkerhetskraven mellan den fysiska och finansiella marknaden, trots att de handlas i olika bolag. Nord Pool skulle
Rapport 1
109
även kunna vara mindre restriktiva med att godkänna olika former av säkerheter.
11 Förekomst av prismanipulation
En viktig fråga för analysen av hur prisbildningen fungerar är huruvida prismanipulation förekommer på elbörsen eller inte. Förekomst av prismanipulation påverkar aktörernas förtroende för prisbildningen och börsens funktion, vilket i sin tur kan påverka viljan att utnyttja börsen som handelsplats.
11.1 Lagar och regler
De lagar och regler som i första hand styr prissättningen på elmarknaden är konkurrenslagstiftningen, norska lagen om värdepappershandel samt Nord Pools börsregler. De olika nationella konkurrenslagstiftningarna i Norden är utformade i enlighet med EU:s direktiv, även Norges. Den finansiella handeln på Nord Pool skall följa den norska lagen om värdepappershandel (Lov om verdipapirhandel). I praktiken är det en mängd myndigheter i de olika nordiska länderna, med olika sektorsansvar, som övervakar elmarknaden. Generellt sett efterfrågas en harmonisering av regelverket av marknadens aktörer.
I konkurrenslagstiftningen likställs handel med el med andra varor och tjänster som bjuds ut på en fri marknad. Det finns två generella förbud som styr eventuell otillbörlig prispåverkan:
• Förbud mot samarbete som begränsar konkurrensen, vilket innebär att avtal mellan företag är förbjudna om syftet, eller resultatet, är att konkurrensen på marknaden hindras, begränsas eller snedvrids på ett märkbart sätt.
• Förbud mot missbruk av dominerande ställning på marknaden från ett eller flera företags sida. Det är dock inte förbjudet att inneha en dominerande ställning.
Det finns ingen entydig definition på vad som anses vara en dominerande ställning. En dominerande ställning anses föreligga om företaget i avsevärd utsträckning kan agera oberoende av sina konkurrenter och kunder. Konkurrensbegränsande faktorer kan
Rapport 1 SOU 2004:129
110
vara företagets tillgång till råvaror och patent, dess möjlighet att hindra andra från att etablera sig på marknaden eller företagets finansiella styrka jämfört med sina konkurrenter. Den vanligaste bedömningsgrunden är dock företagets marknadsandel på den relevanta marknaden. Enligt konkurrensverket gäller att om marknadsandelen är mellan 40
−65 procent finns en beaktansvärd risk för marknadsdominans och med en marknadsandel däröver råder en dominerande ställning. Vad som bedöms vara en relevant marknad kan variera beroende på omständigheterna i det enskilda fallet. Den relevanta elmarknaden anses ofta vara Norden (Norge, Danmark, Finland och Sverige).
Den finansiella handeln på Nord Pool regleras i den norska lagen om värdepappershandel. Den säger att ingen aktör på ett olovligt sätt får påverka kursen på ett finansiellt instrument genom att sprida oriktiga eller förvillande uppgifter eller att ingå fiktiva avtal i syfte att påverka affärer eller teckningskurser i de finansiella instrumenten.
För en så korrekt prissättning som möjligt på spotmarknaden och de finansiella marknaderna på Nord Pool, krävs att relevant marknadsinformation når samtliga aktörer. För att vara en aktör på Nord Pool måste kraven på informationsplikt uppfyllas. (Se även kapitel 5.5 om regler och avgifter för handel på Nord Pool.)
För att handla med värdepapper i Sverige måste man även ha tillstånd av Finansinspektionen enligt lagen om värdepappersrörelse
15
. Det finns därutöver ett flertal lagar kring handel med värdepapper, bland annat lagen om handel med finansiella instrument som säger att handeln måste bedrivas så att allmänhetens förtroende för värdepappersmarknaden upprätthålls och enskildas kapitalinsatser inte otillbörligen äventyras
16
.
11.2 Konkurrensverket
Sedan avregleringen har det skett en kraftig strukturomvandling på elmarknaden, vilket har lett till en ökad ägarkoncentration i marknadens alla led. Sedan 1996 har Konkurrensverket prövat ett fyrtiotal förvärvsärenden samt ett tiotal ärenden kring otillbörlig samverkan. De flesta ärendena skedde strax efter avregleringen i
15
Lag (1991:981) om värdepappersrörelse.
16
Lag (1991:980) om handel med finansiella instrument.
Rapport 1
111
slutet av 1990-talet. Inget av de undersökta ärendena har lett till vidare åtgärder.
Förvärven har ofta inneburit att någon att de stora energikoncernerna Vattenfall, Fortum eller Sydkraft har köpt upp mindre lokala energiföretag. Den marginella förändringen i marknadsandel vid varje enskilt förvärv har inte varit tillräcklig för ett ingripande. Den senaste granskningen av förvärv gällde Sydkrafts (E.ON:s) förvärv av Graninge. Ärendet uppfyllde kriterier som gjorde att det blev ett fall för EU-kommissionen. Efter utredning kunde affären fullföljas.
Av de anmälningar som skett gällande otillbörlig samverkan har flertalet gällt administrativ samverkan mellan mindre, oftast lokalt verksamma elhandelsföretag. Typen av samverkan, samt deras ringa del av marknaden har lett till bedömningen att de inte haft någon konkurrensbegränsande inverkan.
11.3 Nord Pool
Nord Pool bevakar handeln på spot- och terminsmarknaderna för att kontrollera att gällande regler och lagar följs. Resultatet sammanställs årligen i tre rapporter, Market Surveillance Reports. Rapporterna omfattar bland annat misstänkta fall av insiderinformation och prismanipulation samt andra händelser som kan påverka marknadens funktion. De flesta fall lämnas utan sanktioner, sedan de inblandade parterna har lämnat närmare information kring omständigheterna till Nord Pool. Dagens marknadsbevakning formaliserades i samband med att Nord Pool fick koncession som börs år 2002.
Det har förekommit två misstänkta fall av marknadsmanipulation på elbörsen, varav ett fortfarande är under utredning. Det första fallet inträffade vecka 18 år 2000. Då utreddes ett ärende gällande misstänkt utövande av marknadsmakt och det var de svenska aktörerna Vattenfall och Sydkraft som granskades. Fallet var det första Nord Pool observerat sedan den gemensamma elbörsen mellan Norge och Sverige startade 1996. Marknadsmakt kunde konstateras men det gick inte att påvisa att inblandade aktörer hade brutit mot några regler. Vidare har tre fall av misstänkt brott mot informationsplikten lett till skriftliga varningar. De tre fallen samt ytterligare två utredningar beskrivs nedan. De sanktioner Nord Pool utfärdar är i första hand en varning, i andra
Rapport 1 SOU 2004:129
112
hand böter på upp till en miljon norska kronor och slutligen kan man bli avstängd från Nord Pool.
Påsken 2002 kontaktade Finansinspektionen i Sverige Kredittillsynet, Nord Pool ASA angående misstänkt marknadsmanipulation på elmarknaden. Det omsattes onormalt stora mängder kraft på den norska reglermarknaden respektive den svenska balanskraftmarknaden. Onormalt stor handel i reglerkraften ledde misstankarna till att någon försökt upprätthålla höga prisnivåer på spotmarknaden. Det i sin tur hade även kunnat leda till konsekvenser på terminsmarknaderna. Nord Pool startade genast en utredning kring ärendet. Inhämtningen av information stötte delvis på problem då regelverken i Sverige och Norge inte möjliggjorde för Nord Pool att inhämta underlag direkt via de olika systemoperatörerna, utan var tvungna att gå via respektive tillsynsmyndighet, i Sverige är det Finansinspektionen. Dåvarande regelverk i Finland gjorde att information inte kunde lämnas ut därifrån. I Danmark uppstod aldrig några problem. Hanteringen försenade utredningen
17
. Någon prismanipulation på elmarknaden under påsken 2002 har inte kunnat påvisas. Under hösten 2002 ändrade det danska kraftbolaget Elsam A/S planerna kring längden på ett stopp för underhåll. Enligt informationsplikten måste alla aktörer på Nord Pool Spot AS redovisa underhållsplaner eller andra begränsningar i driften för anläggningar större än 200 MW minst sex veckor i förväg. Elsam förlängde driftsuppehållet utan att meddela detta. Det kunde inte påvisas någon prispåverkande effekt eller att åtgärden var en medveten handling för att påverka marknaden. Företaget fick en varning. I november 2003 fördröjde Statkraft SF att meddela ett beslut angående en årlig revision på ett kraftverk till marknaden med 26 timmar. Nord Pool genomförde en granskning av företagets budgivning samt utredde eventuell påverkan på de fysiska och finansiella marknaderna till följd av den fördröjda marknadsinformationen. Utredningen visade att misstag har begåtts, men att det inte har medfört någon marknadspåverkan. Företaget fick en varning.
17
Regelverket har ändrats så att Nord Pool kan inhämta information direkt från aktuell systemoperatör gällande de olika aktörernas handel. På motsvarande sätt skall även systemoperatörerna ha möjlighet att efter förfrågan få underlag från Nord Pool. De nya reglerna trädde i kraft januari 2004.
Rapport 1
113
Enligt regelverket för den fysiska marknaden måste deltagarna rapportera om en anläggning, större än 200 MW tas ur, eller i drift, inom minst 60 minuter. PVO-Pool Oy tog i idrift en anläggning, men det dröjde en dryg vecka innan informationen lämnades till Nord Pool. Efter utredning kunde ingen medveten marknadsmanipulation eller faktisk prispåverkan påvisas. Företaget fick en varning.
Nord Pool undersöker och rapporterar även om andra betydande händelser eller omständigheter på marknaden. Den 2 september 2003 rådde anmärkningsvärt höga spotpriser i västra Danmark (Denmark West). Nord Pool har även vid ett antal tidigare tillfällen noterat att prissättningen inte är tillfredsställande i västra Danmark. En av huvudorsakerna till att prisströmmarna inte går åt rätt håll är att spotmarknaden inte fungerar optimalt med det auktionsförfarande för kapacitet och kraft som gäller i förbindelserna med Tyskland. I det speciella fallet var även kabelkapaciteten begränsad till Sverige och Norge på grund av underhåll, vilket begränsade importmöjligheten av billigare kraft. I Danmark var så gott som all tillgänglig kraft på marknaden. De danska kraftproducenterna hade prognostiserat betydligt lägre priser i Västdanmark än i Tyskland. De planerade därför inte för att utnyttja de möjligheter som hade funnits att köpa peakkraft söderifrån inom de avtal som fanns. Därför gick kraften i fel riktning.
I mars 2004, polisanmäldes en aktör på Nord Pool på grund av misstänkta försök att manipulera priset på ett terminskontrakt under hösten 2002. Norska ekobrottsmyndigheten lämnade emellertid tillbaka ärendet till Kreditillsynet, enligt uppgift på grund av bristande resurser att utreda ärendet. Fallet är inte nedlagt utan granskas fortfarande.
Det är därför viktigt att lyfta fram att misstänkta fall av marknadsmanipulation som upptäcks verkligen utreds. I viss utsträckning har även åklagare och polis för dåliga kunskaper om elmarknaden för att kunna bedöma de eventuella regelbrott som begås. Totalt sett påverkar det dock inte bilden av att marknadsmanipulation skulle förekomma.
Rapport 1 SOU 2004:129
114
11.4 Finansinspektionen och Kredittillsynet
Svenska Finansinspektionen har inte själva utrett några fall av insiderinformation på elmarknaden. De har däremot tipsat norska Kredittillsynet samt varit behjälpliga i ärenden när det gäller att få fram underlagsmaterial.
Norska Kredittillsynet har hittills bara utrett två fall, vilka omnämns ovan.
11.5 Sammanfattande slutsatser
Något fall av prismanipulation som bryter mot regler eller gällande lagstiftning har inte påvisats sedan den svenska elmarknaden avreglerades 1996. Vid intervjuer som genomförts med marknadens aktörer vill heller ingen göra gällande att medveten prismanipulation skulle förekomma. Många av de intervjuade har emellertid framfört farhågor om att den marknadskoncentration som skett sedan avregleringen skapar förutsättningar för möjligt missbruk av dominerande ställning samt kunskapsöverföring mellan konkurrerande företag genom gemensamt ägda kraftverk.
Trots det är förtroendet för Nord Pool som börs stort hos alla aktörer. Det sker en effektiv prisbildning på spotmarknaden. Reglerna om informationsplikt gör att alla aktörer som handlar på börsen får samma marknadsinformation. Alla avvikande marknadsrörelser granskas av Nord Pools marknadsövervakning. Merparten av aktörerna anser att Nord Pool är en öppen och lättillgänglig börs sett ur ett internationellt perspektiv.
Det finns inga tecken på att de misstänkta fall av manipulation som har utretts eller den oro många aktörer känner inför den marknadskoncentration som skapats på elmarknaden skulle påverka handeln på börsen negativt. För att behålla förtroendet för elbörsen är det dock av stor betydelse att misstänkta fall av marknadsmanipulation verkligen utreds. Det aktuella fallet som lämnades till ekobrottsmyndigheten i Norge utreddes inte, enligt uppgift på grund av bristande resurser och kompetens. Att berörda myndigheter, åklagare och polis har tillräcklig kännedom om elmarknaden är viktigt.
Rapport 1
115
12 Utvecklingen på elspotmarknaden 2002 och 2003
Utvecklingen under andra halvåret av 2002 och början av 2003 var omvälvande för handeln på Nord Pool. Under vintern 2002/2003 upplevde den nordiska kraftmarknaden den lägsta tillrinningen på 70 år. Det medförde kraftig prisuppgång på grund av risken för energibrist, en risk som påverkar prissättningen än idag. Under första hälften av 2002 var den hydrologiska balansen tillfredsställande, men under sensommaren och hösten försämrades situationen, och aktörerna började inse att situationen var allvarlig. Hantering av en hotande energibrist och situationen som föregick den blev en öppen debatt som involverade frågeställningar kring aktörers handelsstrategier och risken för ransonering av kraft.
I Figur 40 nedan visas spotprisets dramatiska utveckling över årsskiftet 2002/2003.
Figur 40. Utveckling av spotpriset på Nord Pool varje timme 2002 och 2003, NOK per MWh
Källa: Nord Pool.
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200
januari
december
december
NOK/MWh
2003
2002
juni
juni
Rapport 1 SOU 2004:129
116
12.1 Hydrologisk balans under 2002
Under inledningen av 2002 var nederbördsmängderna större, och från februari var även temperaturen högre än normalt. Snösmältningen våren 2002 inträffade också något tidigare, vilket innebar att magasinsfyllnadsgraderna var höga under perioden april till maj. I Sverige hade det varit en rad översvämningar under 2000 och 2001. Många av de svenska producenterna ville ha lägre nivåer i magasinen, eftersom de tidigare år fått kritik för alltför låg tömningstakt vid stor nederbörd. Nederbördsmängderna var mindre än normalt under stora delar av våren, men under några enstaka veckor kom mycket nederbörd. I mitten av juli kom sedan ett omslag från våtår till ett extremt torrår.
Ett högtryck låg över norra Finland under stora delar av hösten, vilket skapade varm och torr väderlek för hela Norden. Under perioden juli till mitten av september var det varmare än normalt, vilket innebar att både markvattennivåerna och grundvattennivåerna försämrades avsevärt. Ett omslag från varmare till kallare väderlek kom sedan i mitten av september.
Från och med augusti 2002 försämrades den hydrologiska balansen avsevärt. Tillrinningen var mycket låg och nederbördsmängderna i Sverige och Norge tillsammans var konstant mer än 6 TWh under normalt per månad. Det medförde en kontinuerlig prisökning på både spot- och terminsmarknaden. I diagrammet i Figur 41 nedan visas den hydrologiska balansen och nederbördsavvikelsen från normalt per vecka under 2002.
Rapport 1
117
Figur 41. Hydrologisk balans och nederbördsavvikelse från normalt per vecka 2002
Källa: Nord Pool och SMHI.
Under sommaren övergick det nordiska systemet från att exportera kraft till att successivt importera mer och mer kraft från grannländerna. Underskottet i vattenkraft i Sverige medförde import från Norge under en längre tid, även under senare delen av 2002. Det skapade debatt i Norge om producenternas handelsstrategi.
I oktober kom en vecka med mer nederbörd än normalt, men markerna var torra och tillrinningen var mindre än normalt. Under resterande del av året var det mycket torrare och kallare än normalt. Underskottssituationen andra halvåret 2002 påverkade även tillrinningen för 2003. I och med att mark- och grundvattennivåerna sjönk så mycket blev tillrinningen lägre än normalt för 2003, trots att nederbörden var större än normalt det året.
12.2 Uppdelning i fler prisområden i Norge
Det torra och kalla klimatet under slutet av år 2002 innebar att risken för energibrist under våren 2003 blev påtaglig i Norge. Därför tog Statnett i november 2002 ett beslut att dela upp Norge i fyra prisområden med start den 16 december 2002, då risken för energibrist var stor i Vestlandet och Nordvestlandet. Uppkomsten
-6 -4 -2
0 2 4 6
1 5 9 13 17 21 25 29 33 37 41 45 49
Vecka
TWh
-40000 -35000 -30000 -25000 -20000 -15000 -10000 -5000 0 5000 10000 GWh
Nederbördsavvikelse (TWh)
Hydrologisk balans (GWh)
Rapport 1 SOU 2004:129
118
av dessa områden beror på de fysiska överföringsbegränsningar som finns i Norge.
Uppdelningen blev
NO1: Södra Norge NO2: Vestlandet NO3: Nordvestlandet NO4: Mitt- och Nordnorge
I slutet av november 2002 var underskottet stort i Vestlandet och Nordvestlandet medan södra Norge och Mitt- och Nordnorge hade ett litet överskott i den hydrologiska balansen. Man räknade med att Vestlandet och Nordvestlandet skulle få de högsta priserna, södra Norge något lägre och Mitt- och Nordnorge skulle prissättas som prisområde Sverige. Denna uppdelning var en stark signal till de norska konsumenterna att efterfrågeanpassningar måste komma till stånd för att förhindra en eventuell energibrist innan vårfloden satte igång.
För att klara det större underskottet i Vestlandet och Nordvestlandet var dessa områden beroende av både kraft från övriga områden men även av möjligheten att justera efterfrågan inom området. Vestlandet har mycket elintensiv industri som har möjlighet att stänga av produktion och sälja tillbaka el till marknaden. Dessutom finns det stora överföringsmöjligheter från södra Norge till Vestlandet på runt 3 500 MW. Nordvestlandet var starkt beroende av överföringsmöjligheterna från Mitt- och Nordnorge på runt 400 MW. Den totala överföringskapaciteten till Nordvestlandet från övriga områden var dock bara 700 MW. Däremot var underskottet i energibalansen i Nordvestlandet mindre än 50 procent av underskottet i Vestlandet.
12.3 Anmärkningsvärd prisökning under vecka 48 till 50
En anmärkningsvärd prisökning skedde mellan vecka 48 och 50. Temperaturen sjönk kraftigt vecka 50, vilket föranledde en konsumtionsökning med runt 117 GWh mellan de båda veckorna. Den temperaturkorrigerade förbrukningsskillnaden var däremot liten. Konsumtionstopparna under de veckorna var dock inte extremt höga ur ett historiskt perspektiv. Uttalanden från energiministern i Norge under vecka 49, om att det inte är uteslutet med ransonering
Rapport 1
119
av kraft om så behövs, hade även en viss prishöjande effekt. Temperaturavvikelse och prisutveckling under veckorna 48 till 51 visas i Figur 42 och Figur 43.
Figur 42. Temperaturavvikelse från normalt i Norge och Sverige vecka 48-51 2002 och 2003
Källa: SMHI.
Figur 43. Spotpris NOK/MWh, konsumtion i Sverige och handelsvolymer på Nord Pool vecka 48–51
Källa: Nord Pool.
-4 -3,5
-3 -2,5
-2 -1,5
-1 -0,5
0 0,5
48
49
50
51
Vecka
Celsius
0 100 200 300 400 500 600 700 800
1 51 101 151 201 251 301 351 401 451 501 551 601 651
Timme
NOK/MWh
14000 16000 18000 20000 22000 24000 26000 28000 30000 MWh
Spot Konsumtion i Sverige Volym på Nordpool
v 48
v 49
v 50
v 51
Rapport 1 SOU 2004:129
120
Väderprognoserna under vecka 49 visade på betydligt kallare och fortsatt torr väderlek. Eftersom utvecklingen av tillrinning och hydrologisk balans ytterligare försämrades, startades gasturbiner under vecka 49 för att klara konsumtionsökningen under vecka 50. Gasturbiner har en produktionskostnad på runt 700 NOK per MWh. Vid det tillfället var inga speciella överföringsbegränsningar inrapporterade och kärnkraften gick med hög effekt. Oskarshamn 1 var dock borttagen från den 7 december (slutet av vecka 49). Enligt revisionsplanen skulle produktionen återupptas den 10 december, men återstarten försenades flera gånger. Kraftverket kom åter i full produktion först i mitten av januari.
Figur 44. Gasturbinproduktion Sverige 2000
−2003
Källa: Svensk Energi.
Gasturbinkraften i Sverige visade sig dock inte behövas under vecka 49. De bidrog endast med 0,1 TWh, vilket framgår av Figur 44. Ändå började priserna att stiga från strax under 400 NOK till över 600 NOK under vecka 49. Prisökningen var kontinuerlig under hela veckan och motiverades inte av en ökad konsumtion utan av en förändring i värderingen av vattnet. Prisnivåerna var högre för helgen än vad den var under vardagarna, vilket inte följer det normala prismönstret, eftersom priserna sjunker under helgen på grund av minskad elanvändning. Prisnivåerna för terminskontrakt för vecka 50 antydde att det prissättande och konkurrerande
0 10 20 30 40 50 60
29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27
Vecka
GWh/vecka
v 50
v 49
2002
2003
År
Rapport 1
121
produktionsslaget skulle vara gasturbinkraft, varvid producenterna började värdera vattnet redan under vecka 49 för att få in dyrare produktionsslag veckan efter. (Vattenvärdering beskrivs i kapi- tel 6.1.1.)
Producenterna förändrade värderingen av vattnet på grund av den torra situationen i slutet på 2002 för att få det att räcka fram till vårfloden 2003. Således ökade värdet på vattnet. Eftersom det fanns få produktionsalternativ med produktionskostnader i skiktet 500
−600 NOK per MWh, steg priset snabbt från oljekondens vid 450
−500 NOK till gasturbiner vid 700−800 NOK. De norska producenterna har under de senaste åren tenderat att endast sälja en begränsad del av produktionen på längre terminskontrakt och ha en större exponering för prisvariationer på kortare sikt. Den baseras på vattenproducentens tro om högre priser i framtiden. Baserat på den strategin var det därför många producenter som gynnades av en ökning i spotpriset.
Värderingen av vattnet framgår tydligt av nedanstående grafer som visar priskryssen för södra Norge under vecka 49. Figuren visar pris- och volymsförhållande för varje timme, där en dag således utgör 24 punkter sammanfogade med en linje.
Figur 45. Priskryss på spotmarknaden södra Norge vecka 49, 2002
Källa: Nord Pool.
Priskryss Södra Norge V.49
350 400 450 500 550 600 650
7000
7500
8000
8500
9000
MW
NO K /M W h
Måndag
Tisdag
Onsdag
Torsdag
Fredag
Lördag
Söndag
Rapport 1 SOU 2004:129
122
Ovanstående graf visar tydligt förändringen i vattenvärderingen som skedde under vecka 49. På måndagen låg priserna på under 400 NOK per MWh. För varje dag steg sedan priserna för att under söndagen ligga på cirka 600 NOK per MWh. Under denna vecka var det förväntningar om att dyrare produktionsslag skulle komma in under vecka 50 som drev upp priserna.
Figur 46. Spotpriser södra Norge 2002
Källa: Nord Pool.
Figur 46 består av punkter för årets alla priskryss i prisområde södra Norge, 8 760 stycken. De är sammanfogade med 365 linjer, det vill säga en linje med 24 kryss per dygn. Man kan se att det finns mycket få priskryss mellan 400
−500 NOK per MWh.
Under vecka 51 steg temperaturen något och lasten i systemet avtog. Gaskraftsproduktionen behövdes inte i lika stor utsträckning och prisnivåerna sjönk mot kostnaden för oljekondens, men prissättningen av vattenvärdet låg fortsatt på en hög nivå. Det gjorde att prissättningen efter vecka 50 utgjordes av oljekondens och vattenvärde.
Spotpriser på tim basis för prisom råde södra Norge 2002
0 100 200 300 400 500 600 700 800
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
Volym MWh över Nordpool
NO K/M W h
Rapport 1
123
Tack vare att en rad tidigare avställda konventionella kraftverk åter togs i bruk på grund av den torra väderleken och att importen ökade blev aldrig effektbalansen allvarligt ansträngd under vintern.
Priserna på terminsmarknaden började stiga kraftigt under samma period som spotpriserna steg. Det innebar att terminspriset för vecka 50 steg från 486 NOK per MWh på måndag vecka 49 till 856 NOK per MWh på fredagen. Prisökningen var särskilt markant mellan den 2 och 3 december då stängningskurserna var 606 NOK per MWh respektive 860 NOK per MWh.
Figur 47. Spotpris och terminspriset för Vinter 1-03 kontraktet under 2 002 NOK/MWh
Källa: Nord Pool.
Prisutvecklingen på kontraktet vinter 1-03 (V103) har i stort sett följt spotpriset. Fram till sensommaren 2002 handlades dessa kontrakt en bit under 200 NOK per MWh och kopplingen till den hydrologiska balansen är mycket stor. Generellt sett har utvecklingen på den finansiella marknaden varit långsammare än på den fysiska marknaden. I slutet av 2002 tenderade dock de närmaste kontrakten på den finansiella marknaden att röra sig i takt med spotpriset. Denna utveckling syns mycket tydligt under perioden augusti till september, då spotpriset steg, medan kontraktet V103 endast rörde sig marginellt. Att vinterkontraktet inte steg i
0 100 200 300 400 500 600 700 800
janu
ar
i
fe
br
ua
ri
ma
rs
apr
il
ma
j
ju
ni
jul
i
au
gus
ti
se
pt
em
ber
ok
to
be
r
nov
emb
er
de
ce
m
be
r
NOK/MWh
V103 Spotpris 2002
Rapport 1 SOU 2004:129
124
motsvarande utsträckning kan bero på att det fanns förväntningar i marknaden om att det kunde komma ett väderomslag. Det är dessutom normalt att spotpriset stiger under denna period.
Från och med augusti stiger lasten i systemet och från september är det den temperaturberoende lasten som ökar. Under denna period är ofta mycket kärnkraft uttagen för revision och mottrycksproduktionen i fjärrvärmenäten har inte startat helt, vilket innebär att spotpriset stiger.
Sammantaget var det endast under vecka 49 som det var någon markant skillnad i spotpriset och produktionskostnaden för de kraftslag som gick. Det var förväntningar om behov av gasturbinkraft nästkommande vecka som låg till grund för att värderingen av vattnet förändrades.
12.4 Avgörande vändning under vecka 3 2003
Början av 2003 var mycket kall. Under vecka 1 var det drygt 8 grader kallare än normalt, och tömningstakten i magasinen var oroväckande hög. Norska producenter höjde säljpriset till spotmarknaden men sänkte inte samtidigt försåld volym, vilket medförde att de fortsatte att ha en relativt hög produktion. Kylan dämpades under andra veckan i januari.
Figur 48. Temperaturavvikelse från normal temperatur
Källa: SMHI.
-10
-8 -6 -4 -2
0 2 4 6 8
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53
Vecka
Celsius
2002 2003 2004
Rapport 1
125
Det kom ett rejält omslag i vädret under vecka 3, då det var tre grader varmare och dessutom kom mer än 4 TWh mer nederbörd än normalt. Även vecka 4 var varmare och blötare än normalt. Dessa två blöta och för årstiden varma veckor innebar att den akuta energibristrisken dämpades. Norge hade stora problem, inte bara med låga fyllnadsgrader i vattenmagasinen, utan de hade i början av 2003 även ett stort underskott i snömagasinen. Det stora underskottet i snömagasinen i både Sverige och Norge stressade marknaden rejält, då man såg fram mot en sommar med extremt låga fyllnadsgrader i magasinen.
Figur 49. Nederbördsavvikelse från normalt, TWh per vecka.
Källa: SMHI.
De 8 TWh extra nederbörd som kom under vecka 3 och 4, 2003 var mycket lugnande för marknaden. Det var första gången sedan sommaren 2002 som det var två veckor i rad med mer nederbörd än normalt. Dessutom hade lasten i systemet minskat tack vare att stora efterfrågeanpassningar, i framför allt Norge, hade kommit till stånd.
Områdespris Sverige föll från 921 SEK per MWh vecka 2 till 544 SEK per MWh vecka 3. Det motsvarar fallet från att gasturbiner till oljekondens var prissättande. Fallet i spotpriset fort-
-4 -2
0 2 4 6 8
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53
Vecka
2002
2003
2004
TWh
Rapport 1 SOU 2004:129
126
satte och vecka 4 var områdespris Sverige nere på 422 SEK per MWh.
Resterande del av vintern var i stort sett varmare och med mindre nederbördsmängder än normalt till och med april. Under maj kom dock större nederbördsmängder, vilket ledde till att priserna på både den fysiska och den finansiella marknaden föll.
Sommaren 2003 blev mycket varmare än normalt, främst under den senare delen. Priserna på Nord Pool vände åter uppåt under juli. De höga temperaturerna ledde till stora problem på kontinenten, i början av augusti var osäkerheten mycket stor huruvida man skulle klara av kraftförsörjningen. Höga priser i Tyskland innebar att exporten från Norden söderut stundtals var mycket hög.
Områdespris Sverige låg på 337 SEK per MWh under vecka 32 och priserna på terminsmarknaden handlades upp till mycket höga nivåer. Problemen på kontinenten löste sig under vecka 39 i och med att värmen gav vika och det kom mer nederbörd än normalt. Oktober 2003 blev mycket kall och torr, vilket medförde stigande priser. Under slutet av 2003 var det betydligt varmare än normalt och vintern 2003
−2004 klarades av utan problem.
12.5 Efterfrågeanpassningar
Risken för energibrist i Norge är stor om vårfloden kommer sent samtidigt som magasinsfyllnadsgraden är låg. Om en sådan situation skulle uppstå, skulle Statnett ha problem att över huvud taget hålla igång näten. I Norge tog man därför fram långtgående planer för en eventuell ransonering om vattnet i magasinen skulle ta slut.
Stora efterfrågeanpassningar kom till stånd redan i slutet av 2002. Både industri- och hushållssektorn drog ned på sin förbrukning. Det är betydligt vanligare med rörligt elpris till slutkunder i Norge än vad det är i Finland och Sverige.
Vidare tillämpas i Norge ett system med debitering efter faktisk förbrukning för de elanvändare som har en årlig elförbrukning som överstiger 8 000 kWh. Debitering efter uppmätt faktisk förbrukning skall ske minst fyra gånger om året. Preliminär debitering mellan avläsningarna är tillåten om elanvändaren vill ha fler debiteringstillfällen.
De täta avläsningarna i Norge ledde till att man fick till stånd stora efterfrågeanpassningar på relativt kort tid, även inom hushållssektorn. Då fakturorna för december kom med ett elpris som
Rapport 1
127
var nästan 75 procent över priset under november månad, var det en tydlig signal om att el var en bristvara. Dessutom var debatten om risken för energibrist betydligt större i Norge än i de övriga nordiska länderna.
Figur 50. Konsumtion Sverige, Norge och Finland 1994
−2003 TWh
Källa: Nordel.
De största efterfrågeanpassningarna skedde i Norge, men även i Sverige sjönk elanvändningen. I Finland var ökningstakten något lägre under 2003 än tidigare. Norges förbrukning under 2003 var 8 procent lägre än vad den var under 2001. I Sverige var minskningen för 2003 3 procent i förhållande till 2001. Under 2004 har förbrukningen ökat igen, men den är ännu inte på samma nivå som den var under 2001.
12.6 Säkerhetskraven på Nord Pool årsskiftet 2002/2003
Det är framför allt under perioder med stora prisrörelser som säkerhetskraven tenderar att bli ett problem för marknadens aktörer. Generellt sett är det köparna som måste ställa stora säkerheter gentemot Nord Pool när priserna faller kraftigt på terminsmarknaden och säljarna när priserna stiger. En aktör som har sålt på termin innan priserna stiger har en orealiserad förlust, innan posi-
Konsumtion Sverige, Norge och Finland 1994-2003
TWh
60 80 100 120 140 160
19
94
19
95
19
96
19
97
19
98
19
99
20
00
20
01
20
02
20
03
TW h
Sverige Norge Finland
Rapport 1 SOU 2004:129
128
tionen täcks genom att köpa tillbaka till ett högre pris. Aktören måste fram till dess visa att den har finansiell täckning enligt Nord Pools säkerhetskrav att hantera den potentiella förlusten. Säkerhetskraven beskrivs vidare i kapitel 5.5.4.
Den kraftiga prisuppgången under vintern 2002/2003 innebar att köparna var tvingade att ha sju gånger så stora säkerheter gentemot Nord Pool i januari 2003 i jämförelse med i juni samma år. På motsvarande sätt var de som sålt terminer tvingade att ställa betydligt större säkerheter i och med att terminspriserna steg lika kraftigt som priset på den fysiska marknaden. Det var framför allt de första veckorna i januari som det handlades på mycket höga prisnivåer.
Det var stora problem för både köpare och säljare under perioden december 2002 till och med januari 2003 då säkerhetskraven blev orimligt stora. En svensk aktör, Kraftkommissionen, tvingades bort från Nord Pool, eftersom de inte klarade av säkerhetskraven på den fysiska marknaden och de ställde därmed in sina betalningar.
Sedan dess har Nord Pool ändrat reglerna för säkerhetskraven. Utformningen av dessa upplevs ändå fortfarande som problematiska för många mindre aktörer.
13 Europeisk utblick
− nordiska elhandeln ur ett europeiskt perspektiv
EU har angivit när elmarknaderna i olika länder skall vara avreglerade samt till vilken grad. Hittills är det bara i Norden och i Storbritannien som det råder en fullt utvecklad konkurrens på elmarknaden i termer av leverantörsbyten. På kontinenten är den tyska marknaden den viktigaste genom att den har nått längst i avregleringen och är också den största marknaden med likvid prissättning. Avregleringen i Tyskland kom tidigt jämfört med övriga marknader på kontinenten. Det finns dock fortfarande begränsningar, till exempel förhindras tillträde för tredje part att leverera el till konsumenter. Delar av avregleringen kan därför ifrågasättas.
Rapport 1
129
Figur 51. Elbörser i Europa
Källa: Nord Pool.
Från och med februari 2003 kan alla kunder i Österrike, Danmark, Finland, Tyskland, Spanien, Sverige och Storbritannien (förutom ett litet system i Nordirland) fritt välja elleverantör. Holland skall enligt planerna ha öppnat upp hela marknaden under januari i år. Belgien, Irland, Italien, Luxemburg och Portugal har öppnat upp sina marknader mer än vad som står i EU:s direktiv men inte fullt ut. Frankrike och Grekland har valt att följa minimikravet för avregleringen. Frankrike har accepterat EU kravet att låta alla företagskunder välja leverantör från juli 2004 med full liberalisering från juli 2007.
Nord Pool
OMEL
UKPX,
APX
APX
EEX
Gielda Energii
Powernext
Borzen
EX Alpen Adria
”GME”
Nord Pool
OMEL
UKPX,
APX
APX
EEX
Gielda Energii
Powernext
Borzen
EX Alpen Adria
”GME”
Rapport 1 SOU 2004:129
130
I tabellen nedan redovisas hur stor volym fysisk kraft som handlas på spotmarknaden på respektive börs.
Tabell 10. Spothandel på börser på kontinenten, TWh
Spot Market Volumes
2002 TWh
2003 TWh
Nord Pool Spot
124
119
EEX (Tyskland)
25
48
APX (Holland)
14
12
Powernext (Frankrike)
2,6
7,5
EXAA (Österrike)
0,6
1,3
Källa: Nord Pool.
Elhandeln på kontinenten är snarare ett informationskrig än intelligenskrig. På Nord Pool finns strikta regler om informationsplikt, medan det inte finns motsvarande krav på kontinenten. Marknadsinformation och meddelanden om avställningar, efterfrågan, flaskhalsar samt andra typer av incidenter fördröjs ofta.
Efter den tyska avregleringen 1998 och då amerikanska företag öppnade upp marknaden för trading var marknaden och prismekanismen mer handelsorienterad. Efter 2001, då fler aktörer lade ned sin tradingverksamhet och marknaden koncentrerades, har marknaden blivit betydligt mer producentorienterad. Producenterna har större möjligheter att påverka prisbildningen genom produktionsplanering. Vidare har antalet aktörer som går in och ur positioner över tiden minskat. De finansiella kontrakt som tecknas är främst ur prissäkringssyfte.
Prisbildningen på de tyska, holländska och franska marknaden är extremt beroende av revisionsavställningar på kärnkraft och kablar mellan olika länder. Priser reflekterar i stor utsträckning sannolikheten för spikar, och prisspikar har stort inflytande på medelvärdet av priser över en period. Andra viktiga parametrar som direkt påverkar spotpriserna, mer än terminsmarknaden, är temperaturen och vindkraften. Den kontinentala marknaden tittar på temperatur och vind på samma sätt som vi i Skandinavien följer den hydrologiska balansen.
Rapport 1
131
13.1 Frankrike
Den franska elbörsen Powernext har 34 aktiva medlemmar och har som primärt mål att nå en omsättning som motsvarar 10 procent av konsumtionen under 2004. Konsumtionen uppgick under 2002 till 432 TWh. De planerar att introducera terminshandel under 2004, som inkluderar hedgingprodukter för gas, el, koldioxid och väderderivat
18
. Det råder generellt sett ett stort kraftutbyte mellan den franska och tyska marknaden. Franska marginalkostnader är något lägre än den tyska och prisskillnaden mellan de båda marknaderna brukar variera några euro, men går sällan under 0,5
−1 Euro, vilket motsvarar kostnaden för att ta energi över gränsen. Den maximala avgiften har sänkts från 1 Euro till 0,5 Euro från 2003.
Dominerande aktör på den franska marknaden är det statsägda kraftföretaget EDF (Electricité de France), vars prissättning slår igenom på Powernext. EU-kommissionen har därför tvingat EDF att av konkurrensskäl minska sin dominerande ställning på marknaden. I stället för att sälja av delar av produktionen, auktionerade EDF ut el till övriga aktörer genom så kallade VPP-auktioner (Virtual Power Purchase). Auktionerna har hållits i flera omgångar per år med början i september 2001. Under de inledande auktionerna såldes produktion till priser en bit under marknadspris. Prissättningen av produkterna har därefter blivit bättre. Under hela första handelsåret på Powernext var det tydligt att prisbilden var präglad av priserna som uppstod i auktionerna, med 8 Euro för baseload och 26 Euro för peakload. Powernextpriserna låg nästan alltid över de nivåerna.
Den franska elbörsen har länge ansetts ha för dålig likviditet, men det är ett förhållande som håller på att förändras.
13.2 Tyskland
Den tyska elbörsen EEX har cirka 110 medlemmar från 13 länder och hade 2003 en omsättning på spot- och terminsmarknaden på 391 TWh, jämfört med 150 TWh året innan. Konsumtionen i Tyskland uppgick till 498 TWh 2002.
Prisstrukturen i Tyskland karaktäriseras av plötsliga hopp inom och mellan olika dagar. Landet kan stundtals ha gott om energi,
18
Flera börser har uttalat sig om att utöka produkter till andra områden än direkta elkontrakt.
Rapport 1 SOU 2004:129
132
särskilt under helger och lediga vardagar, men kan lika fort bli ett stressat system vid oväntade händelser. Prisförloppet har, förutom 2003, varit som mest förutsägbart under sommaren, då små förändringar sker i konsumtionen och vintern, då beredskapen är som störst. Höst och vår är perioder med stor osäkerhet. Under de perioderna vet man inte exakt vilka kraftverk som är aktiva, vilket delvis beror på dålig informationsöverföring till marknaden.
Kännetecknande för den tyska elmarknaden är det stora och ökande inslaget av vindkraft och kraftigt subventionerad kolkraft. Det stora inslaget av icke-reglerbar vindkraft skapar problem, då den tyska elmarknaden i grunden är ett termiskt system med små möjligheter att möta effektvariationer i vindkraften. Det leder till högre driftkostnader och större förluster i övriga produktionsanläggningar. Den tyska kolindustrin är starkt subventionerad. Bara att byta ut kolförsörjningen mot utländskt kol skulle innebära miljarder i besparingar, men är inte att tänka på ur ett politiskt perspektiv. Subventionerna för kol uppgick till runt 3,3 miljarder Euro under 2003. Stödet som har störst inverkan på priset är subventionerna till inhemsk produktion. Däremot är det tänkt att subventionerna på kol successivt skall avta, vilket ökar Tysklands beroende av världsmarknadspriset över tiden. Regeringen planerar att minska subventionerna till 2,7 miljarder Euro år 2005. Enligt en politisk överenskommelse skall den tyska kärnkraften, som idag svarar för 30 procent av landets elproduktion, vara avvecklad till 2030. I november 2003 tog Tyskland det första steget mot att fasa ut kärnkraften då anläggningen ”stade” på 625 MW stängdes helt. Vad som skall ersätta kärnkraften är inte klart, men trenden pekar mot gaskraft och förnybar energi. En större utbyggnad av vindkraftverk har redan skett och målet är att gå från nuvarande 14 GW till 20 GW år 2010.
Förutom subventioner till kol har stöd även utgått till vind- och kraftvärmeproduktion, där storleken varit beroende av antalet drifttimmar per år. Dessutom har kraftvärme med en effektivitet på 70 procent, eller mer, varit befriad från att betala el- och gasskatter. Producenterna har således incitament att producera även om kostnaden överstiger marknadspriset. Det gör att det finns en hel del så kallad ”must run”-kraftvärme som producerar nästan konstant.
Kolkraftverk kan ibland också köras trots att marknadspriset ligger under dess rörliga kostnader. Det är dyrbart att reglera ned effekten för ett kolkraftverk. Vissa prisspikar beror på händelser där reservkraft måste reagera mycket snabbt. För timvisa föränd-
Rapport 1
133
ringar finns beredskapskraft i form av kraftvärme, oljekraftverk eller gasturbiner som slår in till ett högre pris till dess att verk med lägre produktionskostnad hunnit starta upp och börja producera. I de lägena är produktionsanläggningar med större flexibilitet till en högre kostnad och kort utnyttjandegrad prissättande. Den tyska marknaden kan på kort sikt inte ta kraft från angränsande regioner med vattenkraft. De ligger alla fel i tiden, eftersom de ligger bortom det nomineringsförfarande för kapacitet på kablar som görs dagen innan.
Givet en konsumtion som varierar mellan 35 och 80 GW över dygnet ser den tyska prisbildningen ut enligt nedanstående schematiska bild. Eftersom det tyska systemet i grund och botten är ett termiskt system har de flesta produktionsanläggningar många fullasttimmar per år.
Figur 52. Utbudskurva i Tyskland vid relativt höga kol och oljepriser
Källa: IEA.
Utbudskurva i Tyskland
0 10 20 30 40 50 60 70
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130
Installerad kapacitet GW
Eu ro /M W h
Brunkol
Stenkol
Olja och gas
Låglast
Höglast
Vatten, vind, kraftvärme
Kärnkraft
Rapport 1 SOU 2004:129
134
Konsumtionen i Tyskland varierar normalt över året enligt följande:
Figur 53. Konsumtionsvariationer i Tyskland över dygnet en typisk vinterdag och en typisk sommardag
Källa: UCTE.
I diagrammet nedan visas hur spotprisutvecklingen har sett ut på den tyska börsen sedan starten i slutet på 2000.
Konsumtion över dygnet i Tyskland 2002
30000 35000 40000 45000 50000 55000 60000 65000 70000 75000
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23
Timmar
MW
En typisk vardag i januari-02 En typisk vardag i juli-02
Rapport 1
135
Figur 54. Spotpris för baseload (0
−24) i Tyskland 18 juli 2000 till
24 juni 2004
Källa: EEX.
Mot slutet av 2001 var det kallt och begränsningar uppstod på överföringen av kraft från Frankrike till Tyskland, vilket förorsakade kraftiga prisstegringar i Tyskland. Under den extremt kalla perioden i slutet av året fanns under vissa nattimmar ett leveransprogram av 5 000 MW mellan Tyskland och Schweiz, vilket var på gränsen av vad EnBW:s transmissionsnät klarade av. Utbytena mellan Tyskland och Schweiz, i kombination med revision på Philippsburg 2 på 1 400 MW under november det året, förorsakade flaskhalsar inom Tyskland.
Höga priser, orsakade av kyla, uppstod även under början av 2002. Under juni och juli samt under slutet på augusti och början på september inträffade också prisspikar som har sin huvudsakliga förklaring i risk för effektbrist när flera kärnkraftverk stod på grund av revision i Frankrike och Tyskland. Det inverkade också på prissättningen i danska prisområden under samma period.
Under sommaren 2003 orsakade en omfattande värmebölja en obalans mellan utbud och efterfrågan på el. Oväntad hög förbrukning och oväntat låg tillgänglighet på produktion i Europa orsakade omfattande prishöjningar. Effekten blev en brist på kyl-
Spotpris baseload i Tyskland
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
18-7-00 18-12-00 18-5-01 18-10-01 18-3-02 18-8-02 18-1-03 18-6-03 18-11-03 18-4-04
Eu ro /M Wh
Rapport 1 SOU 2004:129
136
vatten till termiska anläggningar och en torrperiod som orsakade en betydande reduktion av vattenkraftsproduktion. Det var nära att bristen på kylvatten föranledde order om att stänga av alla termiska anläggningar i EnBW:s transmissionsnät, vilket hade kunnat leda till flaskhalsar och en kollaps av nätverket med konsekvenser för angränsande system i grannländerna. Förutom i Tyskland kunde liknande företeelser observeras i hela Europa, men framför allt i Italien och Frankrike. Den 28 september gjorde ett stort strömavbrott i Italien att alla internationella kabelförbindelser mellan Italien och dess grannländer bröts. Den ursprungliga orsaken återfinns i problem som uppstod i Schweiz, som normalt sett exporterar stora mängder kraft till Italien. De omedelbara konsekvenserna i Tyskland blev att 3 500 MW produktion togs ur drift för att reducera effektöverskottet i de europeiska nätverken.
13.3 Holland
Holland importerar ungefär en femtedel av sin eltillförsel, en andel som beräknas att öka. Importen sker främst över kablarna från Tyskland och Frankrike/Belgien. I övrigt dominerar främst gas-, men även koleldad, värmekraft. Det finns även ett litet kärnkraftverk. Andelen förnybar energi är liten. Den holländska regeringens mål att dess produktion skall öka och motsvara 5 procent av energibehovet 2010 och 10 procent år 2020.
I Holland hade elbörsen APX en ökande likviditet under 2002 med volymer på spotmarknaden på 14 TWh, vilket motsvarar 13 procent av konsumtionen. Under 2003 försämrades dock volymen. OTC-handeln i Holland motsvarade under 2003 runt 150 procent av konsumtionen.
Prisspikar är vanligt förekommande på den holländska börsen. Det beror på en rad faktorer men i huvudsak på känsligheten i utbytet med angränsande länder och en bristande transparens. Marknaden är mycket liten och det krävs inte många oväntade simultana händelser inom, eller utanför, landets gränser för att få en stor inverkan på priset. Av den anledningen kommer prisspikar att vara ständigt återkommande på den holländska marknaden.
Under senare år har prisspikar förekommit i samband med problem på kabeln mellan Frankrike och Belgien. Under några episoder har det även funnits begränsningar i utnyttjandet av faktiskt tillgänglig produktion då vissa av anläggningarna hade över-
Rapport 1
137
skridit kontrakterad bränsleförsörjning. Samtidigt har mekanismerna för att förmedla information om faktiskt tillgänglig produktion samt konsumtion fungerat bristfälligt.
Det finns en rad ytterligare faktorer som påverkar prisspikarna och det har gjorts en rad utredningar i ämnet. Förutom att förbättra likviditet och transparens, är det angeläget att förbättra utnyttjandet av, och flexibiliteten i, överföringssystemen. Importkapaciteten skulle kunna utökas från 3 200 MW till 5 000 MW, men det kan inte ske förrän nödvändiga investeringar har gjorts för att förstärka högspänningsnäten i Belgien och Tyskland. Det finns oberäkneliga faktorer som begränsar importpotentialen, såsom fluktuationer vindkraft, vilken matas in i näten i norra Tyskland, stora variationer i likströmskablarna mellan Frankrike och Storbritannien, och dess effekter för kopplingen mellan Frankrike och Belgien, samt stora variationer i nyttjandet av produktionsenheter i angränsande områden.
13.4 Något om övriga börser
Nätansvariga Elia i Belgien planerar att sätta upp en kraftbörs liknande dem i Holland och Frankrike. Huvuddelen av ägandet skall ligga under Elia, med APX och Powernext som minoritetsägare. Kraftbolaget Electrabel har en dominerande ställning i landet och en börs skulle öka konkurrensen och öka möjligheten till billigare leverantörer av balanskraft och reservkraft. Belgiska regeringen har annonserat att de ämnar göra 25 procent av produktionskapaciteten i landet tillgänglig för tredje part. Electrabel kontrollerar 80 procent av den inhemska produktionen men har sedan december 2003 fått använda samma procedur för att sälja av kraft som EDF gjorde i Frankrike med V.P.P.-auktioner (se diskussion om franska marknaden).
Österrikiska EXAA har som målsättning att bli en centraleuropeisk marknadsplats som involverar Österrike, Ungern och Slovenien genom att få in fler medlemmar från de länderna som handlar el och gas. Slovenien är en intressant marknad i det avseendet att många handlare vill använda Österrike och Slovenien för att ta kraft in till Italien. Många handlarföretag positionerar sig för att köpa kraft i Slovenien och om det inte är möjligt att ta kraften därifrån, är det möjligt att förhandla med Kroatien, Ungern eller Slovakien. Det brukar finnas stora arbitragemöjligheter, men
Rapport 1 SOU 2004:129
138
kapaciteten mellan Österrike och Italien är bara runt 1 200 MW, medan kapaciteten mellan Schweiz och Italien ligger på runt 5 000 MW. Slovenien har enligt osäkra uppskattningar en kapacitet till Italien på 50 MW. Rättigheterna till kapaciteten från Österrike till Italien är mer eller mindre i händerna på österrikiska företagen Verbund, Tewag och WkV. Priserna i Slovenien är generellt sett högre än i Österrike. Tyska och österrikiska priser är starkt korrelerade och ligger på ungefär samma nivå. Däremot finns likheten att både Österrike och Slovenien har relativt mycket vatten.
Börserna blir generellt mer och mer involverade i utvecklingen av gränsöverskridande kabelkapacitetsauktioner. Dessutom ämnar EXAA erbjuda prissäkringsprodukter för prisskillnader mellan EXAA, APX, EEX och Powernext. Utvecklingen går trögt på grund av att Powernext vägrar lämna ifrån sig nödvändig information.
13.5 Samspel mellan kontinenten och Nord Pool
Den tyska marknadens prispåverkande effekt på Nord Poolmarknaden är starkt begränsad av kapaciteten på kablarna. Det är svårt att se något klart mönster på dygnsmedelnivå. Grovt sett har Nord Pool i normala fall en prisstruktur med lägre priser under sommaren än under vintern. Det tydliga mönstret finns inte i Tyskland. Priserna påverkas mer av avställningar och flaskhalsar. Problem som uppstår på den tyska elmarknaden beskrivs i avsnittet 13.2 om Tyskland ovan.
Det danska produktionssystemet skiljer sig markant gentemot de övriga ländernas i Norden. I Danmark finns två helt fristående nätområden, det västra med stor överföringskapacitet mot Norge, Sverige och Tyskland och det östra med överföringskapacitet mot Sverige och Tyskland. I det västra området finns det mycket vindkraft och en stor andel decentraliserad värmekraft och i det östra området är det fler stora produktionsanläggningar. Danmark har ett stödsystem till producenterna av deras så kallade prioriterade kraft, vilken till största delen består av decentraliserad värme- och vindkraft. De säljer sin produktion till ett förutbestämt pris och är i stort sett helt oberoende av spotpriset. Stödsystem har varit mycket framgångsrikt när det gäller att få in ny produktionskapacitet, men nu har mängden prioriterad kraft blivit så stor att problem uppstår i prissättningsmekanismen på marknaden. Vid
Rapport 1
139
tillfällen då det blåser och det finns ett värmeunderlag har det uppstått kraftöverskott på den danska marknaden som har lett till kvotering på producentsidan. Det tillfälle då mest kraft låstes in i västra Danmark var julafton 2002. Under detta dygn var det 14 timmar som kvoterades och spotpriset blev satt till noll under dessa timmar, medan systempriset som lägst var 485 NOK per MWh och dygnsmedelpriset var 508 NOK per MWh. (Situationen beskrivs i avsnitt 7.6 Inlåsning av kraft.)
Dessa problem har nu alltmer uppmärksammats i Danmark och man har påbörjat en översyn av stödsystemet samt målen i vindkraftsutbyggnaden.
Över dygnet varierar priserna mer i Tyskland, Frankrike och Holland än på Nord Pool. Normalt sett har Nord Pool lägre dagpriser än Tyskland, varför vattenkraft ofta exporteras från Norden under de så kallade höglasttimmarna, medan prisnivån i Tyskland sjunker under skandinavisk nivå på natten. Utbytet med kontinenten har en påverkan på Nord Poolpriserna, men det är svårt att bestämma till vilken grad. Det beror på hur mycket extra kapacitet som finns tillgänglig för stunden i Norden, men även om det kommer att råda brist på energi för resten av året. Så var fallet 2002 då mycket kraft exporterades till kontinenten under sommaren. De danska prisområdena ligger oftast närmare den tyska prisnivån än vad priserna i övriga Nord Pool-områden gör. När den tyska prisnivån är mycket hög, tenderar de mest efterfrågade timmarna under dygnet i Danmark att prissättas i paritet med de tyska. Något som i viss mån får konsekvenser för det nordiska systempriset.
Viljan att exportera till kontinenten ökar när prisskillnaden mellan områdena ökar. Det är lättare att exportera under våtår och medan exporten är mer restriktiv under torrår. Exporten påverkas även av kolpriset. Historiskt sett begränsas exporten från framför allt Norge men till viss mån även från Sverige av mängden vindproduktion i Danmark, och om prisskillnaden uppstår under en period med ökad tillrinning. Dessutom måste hänsyn tas till konsumtionsläget i Sverige och Norge som också kan begränsa exporten. En stor del av kapaciteten på kablarna mellan Danmark och Tyskland är upptagna med att skicka lukrativ grön el till Holland, men stödsystemet i Holland är under förändring och den gröna exporten minskar därmed. Det flödet är således mindre beroende av prisnivån i Tyskland.
Det nordiska systemet är en billig och snabb insatsmekanism för den mer termiskt orienterade marknaden på kontinenten. Om det
Rapport 1 SOU 2004:129
140
råder brist på el i Tyskland, hämtar de gärna kraft från Norden, i den mån kablarna räcker till. En metod för att avgöra om prisspikar kommer att uppstå på tyska elbörsen EEX kan vara att analysera tilldelade flöden i sydlig riktning på DK1, kabeln mellan västra Danmark och E.ON:s balansområde i norra Tyskland.
Generellt sett är det en låg korrelation mellan tyska priser och priserna på Nord Pool. Korrelationsfaktorn varierar även beroende på om det är våtår eller torrår.
Norden importerar även kraft från Polen och Ryssland. Prisutvecklingen i dessa länder har ingen korrelation med prisutvecklingen i Norden.
14 Alternativ handelsteknik
Dagens elmarknad debatteras ur flera perspektiv. Några frågor som diskuteras nedan är ”rättvisan” i att det är marginalkostnaden som sätter priset på elmarknaden, om Nord Pools ägare skulle ha betydelse för elmarknadens funktion samt möjligheterna att avskaffa elhandelsledet genom att konsumenterna skulle köpa el direkt från näthandelsbolagen. Nedan behandlas också förutsättningar för en utökad genomlysning av elmarknaden.
14.1 Marginal- eller medelprissättning?
Idag handlas drygt 40 procent av all el via Nord Pools spotmarknad. Priset sätts genom budgivning och jämviktspriset som bildas motsvarar marginalkostnaden för den dyraste produktionsanläggning som måste tas i drift för att hela efterfrågan skall kunna täckas. Jämviktspriset eller spotpriset gäller för samtliga producenter och konsumenter på marknaden. Enligt nationalekonomisk teori är det den prissättningsmetod som ger störst effektivitet på en marknad. Trots det förs det en debatt kring behovet av att förändra marknadens prissättningsmetod.
De som kritiserar marginalprissättning anklagar metoden för att leda till övervinster för de producenter som har en stor andel elproduktion från kraftslag med låg rörlig marginalkostnad. Oavsett produktionskostnaden, får alla producenter samma pris på börsen, vilket konstant ligger på nivåer som är högre än produk-
Rapport 1
141
tionskostnaden för kärn- och vattenkraft. Ju högre konsumtionen i systemet är, desto större blir producenternas vinster eftersom allt dyrare produktionsslag sätter spotpriset. Vissa kritiker hävdar att en återgång till en medelprissättning, som rådde innan avregleringen, skulle vara mer rättvist för konsumenterna.
Vid en medelprissättning skulle producenternas genomsnittliga produktionskostnad, plus ett påslag för att täcka nödvändiga investeringar, bestämma priset till kunderna. Ett sådant system skulle ge relativt stabila priser under och mellan åren. Producenterna skulle kunna hantera mindre variationer i utbud och efterfrågan inom ramen för den vinstmarginal de har. Problemen uppstår istället vid de tillfällen när energi- och effektbrist gör sig gällande. Eftersom konsumenterna varken ser eller påverkas av producenternas marginalkostnader vid effekttoppar, finns heller inget incitament för konsumenterna att minska sin förbrukning. Producenterna måste därmed hålla en överkapacitet för att klara lasten i systemet en kall vinterdag, en överkapacitet som det i slutändan blir konsumenterna som får betala. Eftersom producenterna kan föra över sina kostnader på konsumenterna med en sådan prissättning, har de inga incitament att hålla en lagom mängd topplastkapacitet tillgänglig.
Den överkapacitet, som en sådan prissättningsmetod ger, fanns tidigare i form av den kapacitet som kunde läggas ned efter avregleringen av elmarknaden 1996. Under ett par år lades en ansenlig mängd topplastanläggningar ned, vilket då ledde till totalt sett sänkta produktionskostnader. Nu när situationen har blivit mer ansträngd har anläggningar åter tagits i drift, vilket är ekonomiskt motiverat.
Med en marginalprissättning är det marknaden som reglerar den långsiktiga produktionskapaciteten i systemet. Endast sådan kapacitet som är ekonomiskt lönsam kommer att behållas, och prisnivån i systemet bestämmer när ny produktionskapacitet läggs till. Eftersom ny kapacitet generellt sett har en högre produktionskostnad än befintliga anläggningar, kommer det att krävas högre prisnivåer innan större nybyggnation kommer till stånd. Prisnivåerna med denna prissättningsmetod kommer dock inte att bli orimligt höga på lång sikt, eftersom ny kapacitet hela tiden byggs när prisnivåerna överstiger den genomsnittliga produktionskostnaden för ny kapacitet.
Även om systemet med marginalprissättning kan ge höga prisnivåer under enskilda tidsperioder, så är det den metod som ger störst effektivitet och därmed lägst kostnader på lång sikt. Nyckeln
Rapport 1 SOU 2004:129
142
till det är att metoden ger rätt incitament till in- och urfasning av produktionskapacitet till systemet. En återgång till en medelprissättning skulle inte ge en bättre prissättningsfunktion i det långa loppet.
En medelprissättning är heller inte förenlig med en fri marknad, oavsett om handeln sker via en börs eller bilateralt.
14.2 Annan ägare av Nord Pool
Nord Pool ägs idag av systemoperatörerna i de olika nordiska länderna. De representerar ett statligt ägande.
Det finns aktörer på elmarknaden som rent principiellt vill lyfta fram att en marknadsplats bör ägas av marknadens aktörer. Det ger tydliga incitament för att skapa bättre förutsättningar för marknadens aktörer och en effektiv handel. Till övervägande del tycker dock de flesta aktörer att dagens ägare fungerar bra. Det har också varit av avgörande betydelse för förtroendet vid uppbyggandet av börsen, att det har funnits stabila ägare i bakgrunden. Dagens ägare anses också fortsätta att bidra till stabila förutsättningar för Nord Pool.
Att börsen har ett statligt ägande, tycker vissa, bör kunna innebära en annan policy vad avser säkerhetskraven. Om staten går in som garant, skulle det kunna medföra lägre säkerhetskrav och göra det lättare för mindre aktörer att handla via börsen.
Det finns även synpunkter från enskilda aktörer att en mer ”marknadsorienterad” ägare skulle kunna vara följsammare för marknadens krav, men det får då ställas i relation till önskemål om en stabil ägare.
Det finns inga faktorer som entydigt pekar på att börsen bör ha ett annat ägande och att det skulle bidra till en effektivare handel.
14.3 Alternativ elhandel
Det finns kritiker som hävdar att elmarknaden fungerar ineffektivt, och därmed fördyrar konsumenternas elinköp. Gunnar Fabricius har lanserat en elmarknadsmodell som bygger på att ledet med elförsäljningsbolag avskaffas, och kunderna istället köper el direkt av nätägaren till spotpris. Om konsumenterna vill prissäkra leveranserna, skall det kunna ske med säkringskontrakt mot de stora
Rapport 1
143
producenterna. Fabricius elmarknadsmodell beskrivs mer ingående i bilaga 2.
Kritiken mot Fabricius elmarknadsmodell rör främst att modellen i praktiken inte för marknaden framåt. Kunderna skulle åter bli fast i ett monopol hos sin nätägare och valfriheten kring leverantör skulle försvinna. Det skulle dessutom bli mycket svårare för kunderna att prissäkra sina elinköp. Fabricius modell har därför inte fått gehör varken i branschen eller bland kunderna.
14.3.1 Sollentunas effekttariff
Sollentuna Energi införde en effekttariff för hushållskunder 2001, i syfte att göra dem medvetna om sin förbrukningsprofil och få dem att ändra sitt effektuttag. Enligt en utvärdering har effekttariffen endast haft en marginell inverkan på hushållens förbrukningsmönster. Se även bilaga 1.
14.4 Behov av ökad ”genomlysning”
Finns det behov av en ökad genomlysning av prisbildningen på elmarknaden? Nedan diskuteras ökad genomlysning genom att styra mer produktion mot börsen respektive genom att synliggöra buden på börsen.
14.4.1 Behov av att styra mer produktion mot börsen?
Genomlysning innebär bland annat att elmarknadens aktörer skall ha tillgång till bästa möjliga pris på marknaden. Det innebär att ju större andel av handeln som sker via börsen, desto säkrare kan de som handlar på börsen vara att de bud som läggs är riktiga. Ingår parterna bilaterala avtal, kan det finnas en osäkerhet om var prisnivån egentligen bör ligga. Det är främst elhandlare utan elproduktion som förespråkar att en större andel av elproduktionen bör styras mot börsen, och vissa anser att det till och med bör vara tvingande.
Genom ett antal intervjuer med elintensiv industri, elhandare och kraftbolag har en bild framkommit av hur den bilaterala elhandeln ser ut idag och hur det har utvecklats sedan 1996 (se kapitel 8). Med undantag av äldre elkontrakt i Norge, prioriterad
Rapport 1 SOU 2004:129
144
kraft i Danmark samt PVO:s elkontrakt i Finland, prissätts huvuddelen av de bilaterala elkontrakten med spotpriset som referens. Motsvarande gäller den finansiella marknaden, även om mörkertalet är större vad avser den bilaterala finansiella handeln. Det är Nord Pools standardprodukter som främst ligger till grund för elkontrakten och prissättningen sker med Nord Pools finansiella marknad som referens.
Från och med januari 2004 har Nord Pool ändrat avgifterna för omsättning av kraft via börsen. Det ger incitament för kraftbolag som både säljer och köper kraft att omsätta hela sin handlade volym via Nord Pool, i stället för att bara nettosälja el på spotmarknaden. Det har redan bidragit till att öka omsättningen på spotmarknaden, och fler kraftbolag planerar att sälja all sin kraft via elbörsen. (se även kapitel 5.5 och 8). Det finns därför idag inga skäl att genom någon särskild reglering styra ytterligare kraft mot spotmarknaden. Den ökar självmant och den bilaterala handeln sker i mycket stor utsträckning med Nord Pool som referens.
Gällande den finansiella handeln handlas eller clearas i storleksordningen 80
−90 procent via Nord Pool. Finansiell handel behandlas även i kapitel 9.
14.4.2 Behov av att öppna budgivningen?
Nord Pool som börs är öppen, ur ett internationellt perspektiv. Alla som handlar på Nord Pool har förbundit sig att uppfylla informationsplikten, vilket innebär att all relevant marknadsinformation är synlig för alla aktörer. Motsvarande reglerade informationsplikt finns inte på någon annan börs.
Det finns aktörer som önskar att även budgivningen på Nord Pool skall ske mer öppet och att den därmed ökade ”transparensen” skulle leda till en bättre prisbildning. Det finns emellertid faktorer som talar för att det inte är någon bra lösning.
Budgivningen avslutas klockan 12.00 varje dag. 75 procent av alla bud läggs 11.55, eftersom de flesta aktörer vill ha en så aktuell prognos som möjligt om väderutsikter med mera innan de slutligen binder sitt bud. Att synliggöra budgivningen innan dess är inte relevant för någon. Ett alternativ skulle kunna vara att hålla ett ”fönster öppet” mellan klockan 11.50
−12.00 för att öka transparensen i själva budgivningen. Denna öppenhet skulle dock kunna vara till nackdel för prisbildningen. Idag lägger alla riktiga bud med
Rapport 1
145
hänsyn till förutsättningarna i den egna produktionsapparaten i kombination med prognoser för efterfrågan. En förutsättning för det är att budgivningen är anonym och att de olika aktörerna därigenom har ett förtroende för marknaden.
Skulle budgivningen ske mer öppet skulle möjligheterna för en medveten eller omedveten prismanipulation öka. Ingen aktör vill lämna ut sin portfölj fullt ut, varför de bud som läggs inte skulle vara helt riktiga. Även om budgivningen fortfarande skulle vara anonym, men buden öppna, skulle de indikativa bud som ges kunna utnyttjas felaktigt. Trots att det inte är avsikten, skulle det kunna leda till en förenklad kartellbildning, där någon större aktör lägger ett bud som sedan de andra följer efter.
En medveten prismanipulation skulle i värsta fall kunna förekomma. Den ökade kunskapen om budgivningen skulle kunna öppna för en felaktig budgivning i syfte att påverka priset. Eftersom budgivningen inte skulle bygga på en korrekt balans, skulle det leda till en större spridning i buden och därmed en sämre likviditet i marknaden.
Idag lämnas systempriskurvorna ut en vecka i efterskott vilket gör att alla aktörer historiskt kan få en bild av budgivningen. Kurvorna förändras i allmänhet inte i någon större omfattning mellan enskilda veckor, vilket gör att aktörerna ändå har en generell bild av hur det ser ut. Den viktigaste transparensen på elbörsen är informationsplikten.
Slutsatsen är att dagens system med en anonym budgivning bäst gagnar en effektiv prisbildning.
15 Slutsatser
15.1 Nord Pools fysiska marknad och konkurrensen på elmarknaden
Nord Pool spelar en viktig roll för konkurrensen på elmarknaden genom den prissättning som sker på spotmarknaden och genom de regler kring informationsplikt som aktörerna på Nord Pool måste följa. Det finns totalt över 250 aktörer på spotmarknaden, och de flesta aktörerna anser att handeln på Nord Pool är lättillgänglig och att transparensen är god jämfört med andra elbörser.
Rapport 1 SOU 2004:129
146
Vissa aktörer anser dock att prissättningen på spotmarknaden hämmas av att en ansenlig volym handlas genom bilaterala kontrakt, och därmed inte prissätts på börsen? I debatten har det förekommit förslag om att all fysisk handel bör gå över börsen. Att tvinga in all handel på börsen ses som önskvärt av vissa aktörer. Det är dock inte en lämplig åtgärd, då det skulle innebära en inskränkning av den avreglerade marknaden.
Prisbildningen på Nord Pool effektiviseras ytterligare om fler aktörer var direktaktörer på Nord Pool. Om större elkonsumenter, till exempel elintensiv industri, går in och lägger mer elastiska efterfrågebud skulle det leda till en ökad priselasticitet och en bättre fungerande prisbildning.
Även om det är önskvärt att en större del av kraften handlas över börsen, innebär det inte att prisbildningen fungerar dåligt i dagsläget. Den allmänna uppfattningen bland marknadens aktörer är att spotmarknaden på Nord Pool fungerar bra. Eftersom priset bestäms av köp- och säljintresset på marginalen, är det viktigt att det är med och bildar marknadspriset. Det är möjligt att ha en fullt korrekt prissättning på börsen, trots att en stor andel av kraften handlas bilateralt, så länge betalningsviljan på marginalen finns representerat i budgivningen. Jämfört med andra el- och råvarumarknader är omsättningen på Nord Pools fysiska marknad mycket hög.
Clearingavgifter och hanteringen av säkerheter på Nord Pool är viktiga faktorer som begränsar volymerna på Nord Pool. Trots att Nord Pool har genomfört förändringar i säkerhetskraven är konstruktionen av dessa fortfarande ett problem för många mindre aktörer. Det påverkar också nyetableringen på elmarknaden negativt. En åtgärd skulle vara att se över möjligheterna att samordna säkerhetskraven mellan den fysiska och finansiella marknaden, trots att de handlas i olika bolag. Nord Pool skulle även kunna var mindre restriktiva med att godkänna olika former av säkerheter.
Även om själva elbörsen fungerar bra, anser många aktörer att konkurrensen på elmarknaden inte är tillfredställande. Det beror i första hand på den marknadskoncentration som skett efter avregleringen, vilket har lett till att det är några få stora kraftbolag som dominerar den nordiska elmarknaden, både i produktions- och försäljningsledet. För att minska maktkoncentrationen skulle konkurrenslagstiftningen kunna behöva skärpas.
Rapport 1
147
15.2 Finansiella marknaden
Generellt sett är likviditeten god på de finansiella marknaderna. I storleksordningen en tredjedel av de finansiella kontrakten handlas via börsen, medan resten handlas bilateralt. Av hela den finansiella handeln clearas uppskattningsvis 80
−90 procent genom Nord Pool.
Anledningarna till att en så stor del av den finansiella handeln sker bilateralt är flera. Aktörerna kan dels vilja undvika Nord Pools handels- och clearingavgift, dels vill de handla produkter som inte Nord Pool erbjuder, som till exempel STOSEK-kontrakt. Genom handel via mäklare fås även en service och en kunskap om marknadsläget som många tycker är värdefull.
Debatten har förts om hur likviditeten skall förbättras på Nord pool. En stor handel över börsen är önskvärd, eftersom det förbättrar marknadens funktion. En åtgärd som skulle kunna öka handeln över börsen är att Nord Pool erbjuder CfD:s över längre tidsperioder, så att aktörernas intresse av bilaterala STOSEKkontrakt minskar. Det finns dock inget som talar för att likviditeten skulle förbättras av att några mindre likvida produkter tas bort. Det förändrar inte efterfrågan i de säsongs- och årskontrakt som det handlas mest i idag. Istället skulle Nord Pool kunna knyta till sig Market Makers, som garanterar likviditeten i produkterna. En sådan lösning är dock kostsam, och nyttan måste noggrant vägas mot kostnaden.
Konkurrens i clearingverksamheten skulle helt säkert vara gynnsamt för elmarknaden. I Europa finns exempel på bankkonsortium som agerar som clearinghus, vilket kan pressa kostnaden för clearing och underlätta handeln.
Förutom en ytterligare översyn över säkerhetskraven är det svårt att peka på specifika åtgärder som bör genomföras för ökad finansiell handel. Har aktörerna förtroende för marknaden ökar också handeln och därmed även likviditeten.
15.3 Överföringsförbindelsernas betydelse
Begränsningar i överföringskapaciteten leder till en uppdelning av marknaden i prisområden, vilket generellt sett leder till mindre konkurrens, genom att antalet aktörer minskar och de kvarvarande får större marknadsandelar. Samtliga aktörer som intervjuats har lyft fram betydelsen av en gemensam nordisk elmarknad, där för-
Rapport 1 SOU 2004:129
148
utsättningar så långt möjligt är harmoniserade. Det kommer dock aldrig att vara möjligt, än mindre ekonomiskt försvarbart, att bygga ut nätet för att klara överföringsbehovet i alla situationer och därmed undvika flaskhalsar.
De prisområdesdifferenser som uppstår på grund av begränsningar i överföringsförbindelserna påverkar också den finansiella marknadens likviditet negativt. Det är därför en prioriterad fråga att försöka överbrygga dessa begränsningar.
Det går inte att peka ut en enskild åtgärd för att minska effekten av prisområden, utan det behövs flera samverkande insatser såsom;
• Utbyggnad av överföringskapaciteten för att minska de strukturella flaskhalsarna i systemet, i första hand de snitt som pekats ut som prioriterade av de systemansvariga i Norden.
• Optimering av utnyttjandet av befintlig överföringskapaciteten för att minska onödig uppdelning i prisområden, till exempel utökad handel på Elbas, genom att västra Danmark ansluter sig till Elbas.
• Utökad mothandel i Norden. En hantering som dock innebär stora kostnader för systemoperatörerna, vilka kommer att föras över till marknaden i form av ökade avgifter för utnyttjandet av stamnätet. Det är därför inte lämpligt att enbart genom utökad mothandel eliminera effekterna av uppdelning i prisområden i Norden.
• En utbyggnad av produktionskapaciteten i underskottsområden. För detta krävs dock stabila förutsättningar på elmarknaden och en mer långsiktig energipolitik än den som förs idag
15.4 Prisutvecklingen på spotmarknaden 2002 och 2003
Analyserna av prisutvecklingen på Nord Pool under vintern 2002/2003 visar att det finns naturliga förklaringar till den prisutvecklingen som varit.
Analyserna visar att den anmärkningsvärda prisökning som skedde under veckorna 48 till 50, inte fullt ut kan förklaras utifrån de fundamentala produktionskostnaderna för prissättande produktionsslag. Det som hände under vecka 49 var att vattenkraftproducenterna började värdera vattnet utifrån förväntningar om att
Rapport 1
149
dyrare produktionsslag skulle komma in i systemet nästkommande vecka, och därmed i förtid budade in på en högre prisnivå.
Utvecklingen under vintern 2002/2003 visar på att betydande efterfrågeanpassningar kan komma till stånd vid höga prisnivåer. Den påtagliga risken för energibrist i Norge dessa veckor var en bidragande faktor till att den norska elanvändningen minskade märkbart. När Sverige, precis som Norge, inför ett system med tätare avläsningar och debitering efter faktisk förbrukning är det troligt att fler efterfrågeanpassningar skulle komma till stånd här. Det skulle vara gynnsamt för prissättningen under höglastperioder.
De höga prisnivåerna på spotmarknaden medförde att Nord Pools säkerhetskrav höjdes drastiskt och upplevdes som ett problem för både köpare och säljare. Köparna tvingades ha sju gånger så stora säkerheter i januari 2003 jämfört med juni 2003. Utifrån de diskussioner med marknadens aktörer som genomförts görs bedömningen att kraven på separata säkerheter för fysisk och finansiell handel utgör ett hinder för nya aktörer på spotmarknaden.
15.5 Förekommer prismanipulation?
En av de viktigaste reglerna för de som handlar på Nord Pool är informationsplikten, vilken säger att alla aktörer som handlar på börsen ska ha samma marknadsinformation. Förändrade förutsättningar annonseras kontinuerligt på Nord Pool hemsida. Alla avvikande marknadsrörelser granskas av Nord Pools marknadsövervakning.
Något fall av prismanipulation som bryter mot regler eller gällande lagstiftning har inte påvisats sedan den svenska elmarknaden avreglerades 1996. Vid intervjuer som genomförts med marknadens aktörer vill heller ingen göra gällande att medveten prismanipulation skulle förekomma. Dock framförs farhågor om att den marknadskoncentration som skett sedan avregleringen skapar förutsättningar för möjligt missbruk av dominerande ställning samt kunskapsöverföring mellan konkurrerande företag genom gemensamt ägda kraftverk. Förtroendet för Nord Pool som börs är dock stort hos alla aktörer. Det sker en effektiv prisbildning på spotmarknaden och marknadsövervakningen anses fungera tillfredställande. Merparten av aktörerna anser att Nord Pool är också
Rapport 1 SOU 2004:129
150
en öppen och lättillgänglig börs sett ur ett internationellt perspektiv.
Det finns ingenting som tyder på att handeln på Nord Pool skulle påverkas negativt av de misstänkta fall av marknadsmanipulation som utreds. För att behålla förtroendet för elbörsen är det viktigt att misstänkta fall av marknadsmanipulation verkligen utreds. I de flesta fall har så skett, men i ett aktuellt fall som lämnades till ekobrottsmyndigheten i Norge utreddes dock inte fallet, enligt uppgift på grund av bristande resurser och kompetens. Att berörda myndigheter, åklagare och polis har för dålig kännedom om elmarknaden skulle kunna vara ett problem.
15.6 Alternativ handelsteknik
15.6.1 Marginal- eller medelprissättning?
Enligt nationalekonomisk teori är det marginalkostnadsprissättning som ger störst effektivitet på en marknad. Invändningarna mot metoden är att den kan leda till övervinster för de producenter som har en stor andel elproduktion från kraftslag med låg rörlig marginalkostnad. Även om systemet kan ge höga prisnivåer under enskilda tidsperioder, är det den metod som ger störst effektivitet och konkurrens och därmed lägst kostnader på lång sikt. Andra metoder, som medelprissättning, har flera nackdelar och är heller inte förenlig med en fri marknad, oavsett om handeln sker via en börs eller bilateralt.
15.6.2 Ägande av elbörsen
Rent principiellt bör en marknadsplats ägas av marknadens aktörer. Det ger tydliga incitament för att skapa bättre förutsättningar för marknadens aktörer och en effektiv handel. Dagens ägare i form av systemoperatörerna i de olika nordiska länderna anses dock vara stabila, vilket har varit av betydelse för förtroendet vid uppbyggandet av börsen.
Rapport 1
151
15.6.3 Behov av att öppna budgivningen?
Informationsplikten är den viktigaste faktorn för transparensen på elbörsen. För att öka transparensen ytterligare skulle ett alternativ kunna vara att hålla den dagliga budgivningen på spotmarknaden öppen. Det finns dock nackdelar med ett sådant förfarande. En öppen budgivning skulle kunna leda till mer spekulativa bud utifrån de prisindikationer som ges och att risken för prismanipulation ökar. Slutsatsen är att dagens system med en anonym och sluten budgivning bäst gagnar en effektiv prisbildning.
15.7 Nordiska elhandeln ur ett europeiskt perspektiv
På Nord Pool finns strikta regler om informationsplikt medan det inte finns motsvarande krav på kontinenten. Marknadsinformation och meddelanden om avställningar, efterfrågan, flaskhalsar samt andra typer av incidenter fördröjs ofta. Det gör att börserna på kontinenten inte uppvisar samma transparens och effektiva prisbildning som Nord Pool.
16 Referenser
Följande personer har bidragit till genomförande av uppdraget genom att lämna sina synpunkter på elmarknadens och Nord Pools funktion: AGA, Fredrik Kopp Dala Kraft, Per Möller Dala Kraft, Per Eriksson Dala Kraft, Mikael Ringer Elsam Kraft A/S, Jesper Saaby Kildegaard Energy E2, Lars Bruun Finansinspektionen, Jan Gren Finergy, Harry Viheriavaara Fortum, Finland, Jukka Toivonen Fortum Markets, Mats Persson Göteborgs Universitet, Lennart Hjalmarsson Holmen Kraft, Åke Eklöf Kema Nord Kraft AB, Per Widmark
Rapport 1 SOU 2004:129
152
Konkurrensverket, Stig-Arne Ankner Kraftaktörerna, Tommy Karlsson Kredittillsynet, Eirik Bunaes Kredittillsynet, Geir Holen Kubal, Anders Nilsson Lunds Energi, Tomas Parker Markedkraft, Stockholm, Torkil Mogstad Nord Pool, Urban Hammarstedt Nord Pool, Rickard Nilsson Nord Pool, Kristian Svensson Nord Pool Market Surveillance, Hans Randen Nordea, Niklas Johansson Outokumpu, Finland, Miko Rintamäki Outokumpu, Sverige, Göran Gustavsson Skelleftekraft, Jan Strömbergsson Statkraft, Jørgen Kildahl Statkraft, Nils Sellvik Stora Enso, Anders Heldemar Svensk Energi, Karima Björk Svensk Energi, Per-Olof Granström Svenska Kraftnät, Cecilia Hellner Svenska Kraftnät, Karl-Axel Karlsson Svenska Kraftnät, Bo Kranz Svenska Kraftnät, Christina Simon Sydkraft Energy Trading, Jonas Abrahamsson Vattenfall, Stefan Brolin Vattenfall, Mikael Nordström Vattenfall, Per Söderlund Öresundskraft, Rickard Sandström Östkraft, Jonas Persson
ABB Financial Consulting, 2001 Utredning av konkurrensen på elmarknaden
Commission of the European Communities; Article 6(1)(b) NON-Opposition, dated 30/10/2003, Case No COMP/M.3268 – Sydkraft/Graninge, Notification of 29.09.2003 pursuant to Article 4 of Council Regulation No 4064/89 Regulation (EEC) No 4064/89 Merger Procedure
Rapport 1
153
ECON Analysis AB, rapport nr 2004-020, på uppdrag av Näringsdepartementet Utsläppsrätter och elhandel
Elforsk, Lena Börgesson, Gerhard Doorman, Peter Fritz och Lennart Larsson, Elforsk rapport 04:18, april 2004 Elförbrukningens karaktär vid kall väderlek. En förstudie för Elforsk Market Design
Elforsk, Lars Bergman och Eirik S Amundsen, Elforsk rapport 2004:10 Hur bör elhandeln organiseras? En analys av den svenska elmarknadens regelverk
Elkonkurrensutredningen, 2002 Förutsättningar för balansansvariga - Arbetsgruppsrapport
Elkonkurrensutredningen; SOU 2002:7, slutbetänkande Konkurrensen på elmarknaden
Financial Market – Clearing Client – in Sweden
Konkurrensverket, rapportserie 2002:4 Konkurrensen i Sverige 2002
Kraftaffärer nr 15, 2003
Nationalencyklopedin
Nordel, maj 2003 Nordic model for balance pricing and settlement
Nordel, Årsberetning 2003
Nordel, maj 2002 Översyn av elspotindelningen och förutsättningarna för mothandel på den nordiska marknaden
Nordel, 2002 Nordisk Systemudviklingsplan 2002
Rapport 1 SOU 2004:129
154
Nord Pool ASA; Annual Report 2003
Nord Pool ASA; Market Conduct Rules, November 2003 Derivatives Trade at nord Pool’s Financial Marke
Nord Pool ASA; Market Conduct Rules, 15
th
April, 2003
Options
Nord Pool ASA; Market Conduct Rules, Summer 2003 The Nordic Power Exchange Nord Pool and the Nordic Model for a Liberalised Power Market
Nord Pool ASA; Market Conduct Rules, 15
th
January, 2003
The Nordic Spot Market, The world’s first international spot power exchange
Nord Pool ASA; Market Conduct Rules, 15
th
January, 2003
The Nordic Power Market, Electricity Power Exchange across National Borders
Nord Pool ASA; Market Conduct Rules, 15
th
January, 2003
Clearing Services Offered by Nord Pool Clearing
ÅF-Energikonsult AB, 2002 Barsebäck 2 – Underlag för prövning om stängning.
Pohjolan Voima; Annual Report 2003
Telge Energi AB, Högbom Söderström, Rapport maj 2003 Utredning om den nordiska elbörsen
Statens energimyndighet, ER 7:2004 Torrår – Utvecklingen på elmarknaden – några iakttagelser från åren 2002 och 2003
Statens energimyndighet; ER 25:2003 Små och medelstora aktörers syn på Nord Pool som marknadsplats
Statens energimyndighet, Energimarknad 2004 El, gas, fjärrvärme
Rapport 1
155
Statens energimyndighet; ER 17:2003 Rapport - Elmarknadsrapport 2003:1 – Säkerhetskrav vid handel på Nord Pool
Svensk Energi, Elåret 2003
Rapport 1 SOU 2004:129
156
Bilaga 1
Sollentuna Energis effekttariff
Den 1 januari 2001 införde Sollentuna Energi som första nätbolag en lastkomponent i nättariffen, en så kallan effekttariff, för hushållskunder. Huvudsyftet med effekttariffen var att göra hushållskunderna medvetna om effektproblemen och att förändra sitt sätt uttag av effekt. Det långsiktiga målet för Sollentuna Energi var sänka effektbehovet i hela nätområdet. Effekttariffen förutsätter mätare som klarar att fånga upp toppeffekter. Sollentuna Energi har därför installerat i fjärravläst mätsystem för timmätning i nätområdet.
Sollentunas nättariff består av två delar, en grundavgift och en effektavgift. Effekttariffen beräknas utifrån medelvärdet av tre högsta timvärdena under en månad. Medelvärdet multipliceras med en konstant, som ansätts två olika värden under året, 24 kronor per kWh från april till oktober och 48 kronor per kWh från november till mars.
I en utvärdering av effekttariffen, genomförd av Lunds Universitet och Lunds Tekniska högskola, görs bedömningen att effekttariffen inte har haft den effekt som Sollentuna Energi önskat. Kundernas elförbrukningsmönster har inte förändrats nämnvärt och det maximala effektbehovet sänktes endast hos ett fåtal kunder. Det högsta effektuttagen var istället högre 2001 än 2000. Det kan dock förklaras med att år 2001, då utvärderingen genomfördes, var betydligt kallare än 2000. Slutsatsen av detta är att förändringar i klimatet har större påverkan på elförbrukningen än de ekonomiska fördelarna av effekttariffen vid förändrat effektuttag. En positiv effekt var dock att effektuttaget utjämnades hos några av elkunderna. Utjämningen var dock inte i sådan omfattning att den nämnvärt påverkade företagets effektbehov. Tariffens utformning ledde till att kostnaderna för elkunderna sänktes påtagligt under sommarperioden, vilket bedöms medföra att kunderna fått utrymme att förbruka mer el under vinterperioden och ändå få lägre årskostnader. Slutsatsen i utvärderingen är att effekttariffen inte utformats på sådant sätt att den motiverar kunder med högt effektbehov att förändra sitt uttagsmönster.
Rapport 1
157
Då effekttariffen inte har haft några påtagliga förändringar i effektuttag hos elkunderna bedöms inte effekttariffen vara av intresse för utredningen.
Rapport 1 SOU 2004:129
158
Bilaga 2
Fabricius elmarknadsmodell
El är en helt igenom homogen produkt. Därför bör alla kunder betala samma pris baserat på ett standardkontrakt, enligt Fabricius. Elpriset som kunderna möter bör vara spotpris med påslag för distributions- och administrativa omkostnader. Elhandlarna utgör ett onödigt och fördyrande mellanled. Dessa kan avskaffas enligt modellen. I stället bör nätföretagen sköta all försäljning av el inom respektive distributionsområde. Nätföretagen skulle även vara balansansvariga. Säljbuden läggs av producenterna medan köpbuden baseras på en förbrukningsprognos som läggs centralt, exempelvis av Svenska Kraftnät.
Förslaget innebär delvis en återgång till en tidigare ordning där elförsäljning och distribution sköts av samma företag samt att kunderna inte har möjlighet att välja elleverantör. Förslaget bygger också på att timvis elmätning finns tillgänglig för alla konsumenter och att alla konsumenter också har kännedom om elpriset i varje ögonblick. Enligt förslaget kan rådande spotpris rapporteras till konsument via exempelvis FM-bandet.
Effektiviserar Fabricius modell råkraftmarknaden och Nord Pools funktion?
Genom att kunderna inte kan välja leverantör försvinner en stor del av konkurrensen på elmarknaden.
Alla kunder kommer att exponeras för en prisrisk eftersom de betalar Nord Pools spotpris. Alla kan prissäkra sig på annan väg, men det innebär i praktiken att den funktion elhandlarna har idag, det vill säga levererar prissäkrad el till sina kunder, delvis tas över av finansiella mäklare eller försäkringsbolag. Det är inte säkert att det i förlängningen leder till totalt sett lägre elpriser och nöjdare elkunder. Det kommer inte heller att förenkla elupphandling ur slutkundernas perspektiv. Redan idag tycker många att elräkningen är svår att tyda och att det är krångligt att byta elleverantör. Även industrin väljer idag i stor utsträckning att upphandla prissäkrad el idag, genom bilaterala kontrakt.
Rapport 1
159
Köpbuden läggs på Nord Pool centralt baserat på förbrukningsprognoser från en central aktör, enligt förslaget. Säljbuden läggs som nu av producenterna. Problemet är att många av de större kraftaktörerna även äger nätbolag. Idag finns farhågor om att de större kraftproducenterna har möjlighet att utöva marknadsmakt vilket undergräver deras förtroende. Om det enligt Fabricius modell blir så att kunderna är hänvisade till det nätbolag de är uppkopplade till, och att det är nätbolaget som direkt eller indirekt, lägger bud på börsen för kundens räkning, samtidigt som säljbudet läggs av samma koncern, fast då från producentens sida, förbättrar inte det förtroendet för elmarknaden. En invändning kan vara att kraftproducenterna idag även äger elhandelsföretag i stor utsträckning. Dock har kunderna möjlighet att byta elbolag, vilket är en frihetsgrad som är nog så viktig för förtroendet för elmarknaden.
Enligt EU:s elmarknadsdirektiv (96/92/EG) ska handel med el och nätverksamhet skiljas åt i två separata bolag. Fabricius förslag strider därmed mot gällande lagstiftning.
Vid genomförda intervjuer med marknadens aktörer är det flera som anser att det är intressant med nya idéer och en debatt kring hur elhandel kan bedrivas. Det är dock ingen av de intervjuade som tycker att Fabricius förslag bör genomföras. Många anser att den inte fyller någon kompletterande funktion utan att den snarare leder tillbaka till de förhållanden som rådde innan elmarknaden avreglerades.
Rapport 2
Förändringarna i ägarstrukturerna på
den svenska elmarknaden
2004-06-29
Av Öhrlings PricewaterhouseCoopers
Rapport 2
163
Innehåll
1 Inledning.......................................................... 165
2 Bakgrund ......................................................... 167
3 Nya elförsäljare på marknaden............................ 177
4 Produktion........................................................ 186
5 Strukturförändringar − Företagens motiv till förvärv/försäljning.............................................. 195
6 Strukturförändringarnas påverkan på konsumenten .................................................... 201
7 Hinder för elförsäljare........................................ 211
8 Hinder för elproduktion...................................... 221
9 Vertikalt integrerade bolag.................................. 226
10 Nordiskt och europeiskt perspektiv...................... 235
Bilaga 1
− Enkätundersökning ................................... 255
Rapport 2
165
1 Inledning
Uppdraget
El- och gasmarknadsutredningen har givit Öhrlings PricewaterhouseCoopers (ÖPwC) i uppdrag att kartlägga olika strukturförändringar på svensk elmarknad samt översiktligt belysa vissa av dessa frågor i ett nordiskt och europeiskt perspektiv. Syftet med utredningen är att utgöra underlag för El- och gasmarknadsutredningens överväganden. Följande frågor ska besvaras:
• Vilka aktörer har kommit in på elmarknaden samt i vilken omfattning är de fortfarande verksamma?
• Vilka motiv finns det för inträde och utträde från marknaden samt vilken effekt har utträdet haft på konsumenterna?
• Vilka motiv för strukturförändringarna angerföretagen samt finns det ytterligare syften och utvecklingstendenser?
• Vilka formella och informella hinder på kort och lång sikt möter de potentiella aktörerna inom elhandel och elproduktion?
• Vilka hinder möter befintliga aktörer vid expansion av befintliga verksamheter eller etablering av nya? (Vad avser elproduktion kommer fokus att ligga på vindkraft och kraftvärmeverk)?
• Hur ser möjligheterna ut för företag att etablera konkurrenskraftiga verksamheter inom dessa områden på kort och medellång sikt?
• Vilka typer av elproduktion får tillstånd att etablera sig idag samt hur påverkar detta konkurrenssituationen?
• Vilka fördelar respektive nackdelar finns det ur konkurrenssynpunkt med vertikalt integrerade företag på elmarknaden? (Inkl. företag som förutom el även har verksamhet som naturgas m.m.)
• Hur ser ovanstående frågor ut i ett nordiskt och i ett europeiskt perspektiv?
− Hur har den tilltagande internationaliseringen av elmarknaden påverkat ägarförhållandena på den svenska elmarknaden?
Rapport 2 SOU 2004:129
166
− Hur ser ägarbilden ut i företag som verkar på den svenska elmarknaden eller på de marknader som ligger nära den svenska/nordiska marknaden?
− Vilka av dessa företag är verksamma på den svenska marknaden t.ex. Statkraft, Fortum, Sydkraft/E.ON och Vattenfall m.fl.?
• Hur har strukturförändringarna påverkat konkurrensen sett från konsumenternas perspektiv? Har konsumenternas benägenhet att agera på marknaden påverkats av de aktuella strukturförändringarna?
Metod och avgränsningar
Metod
Till grund för undersökningen ligger:
• intervjuer med kommunala företrädare och företrädare för bolag som förvärvat elhandelsverksamheter.
• uppgifter från databaser angående genomförda transaktioner m.m.
• befintliga utredningar såsom Energimyndighetens rapport angående ”Konsumenten i centrum eller i kläm”, ”Torrår”, ”Elmarknaden 2003”, ”Energiläget 2003” samt ” Utvärdering av nuvarande lagar, författningar och administrativa förfaranden för att identifiera hinder för uppförande av produktionsanläggningar för produktion av el från förnybara energikällor”.
• offentligt material från Montel, Svenska Kraftnät, Svensk Energi,
Energimyndigheten, Svensk Fjärrvärme, Vindkraftbranschen Nord Pool, EU och EURELECTRIC.
• energibolagens årsredovisningar samt information från deras hemsidor.
• enkätundersökning med 300 telefonintervjuer. Syftet med enkätundersökningen var att inhämta uppgifter direkt från konsumenterna. Undersökningen redovisas i bilaga 1.
Rapport 2
167
Avgränsningar
• Arbetet baseras på information som inhämtas dels från berörda bolag, dels från publika källor. Vidare baseras arbetet på de förutsättningar som identifierats och som rimligen kunde förutses vid uppdragstillfället.
• ÖÖPwC har inom ramen för detta uppdrag inte utfört någon granskning av riktigheten i offentligt tillgängligt material, uppgifter lämnade i samband med intervjuerna eller övrigt underlag. Analysen baseras därför på antagande om att dessa är korrekta. ÖÖPwC kan inte och tar inte ansvar för underlagets riktighet eller t ex ofullständigheter i underlaget, och ej heller konsekvenser av detta.
• Vi vill understryka att analysen inte är en exakt vetenskap utan har inslag av subjektiv bedömning, vilket innebär att det kan finnas andra parter som inte instämmer i de slutsatser som presenteras i denna rapport.
• Denna rapport har framtagits för det syfte som redovisats ovan och kan eller får följaktligen inte användas på annat sätt.
2 Bakgrund
Ökad koncentration och utländskt ägande av elhandelsbolag
Den svenska elmarknaden avreglerades år 1996. Avregleringen har inneburit stora förändringar när det gäller såväl antalet elhandelsbolag som ägandet av bolagen.
Utvecklingen de senaste 10 åren kan delas in i följande fyra perioder: Före 1996 Effektivisering, kostnadssynergier 1996
−1999 ”Kamp om kunderna”
2000
−2001 Nya aktörer etablerar sig
2002
−2004 Fokus på lönsamhet
Rapport 2 SOU 2004:129
168
Effektivisering, kostnadssynergier (före 1996)
Inför avregleringen valde en del kommuner att sälja sina elverk, men aktiviteten var låg. Strukturomvandlingen drevs främst av strävan att uppnå kostnadssynergier.
”Kamp om kunderna” (1996
−1999)
I och med avregleringen öppnades elnäten och kunderna fick möjlighet att välja elleverantör. För att understryka att näten öppnats föreskrevs att handel med el inte fick ske i det bolag som ägde elnätet. I princip kom varje eldistributör att starta ett elhandelsbolag.
Konkurrensen om kunderna hårdnade till följd av fallande elpriser och pressade marginaler. Många kommunalt ägda elhandelsbolag valde att samarbeta. Samarbetet fick formen av allianser genom att de olika bolagens kundstockar överfördes till gemensamt ägda nya bolag. Andra – framförallt mindre företag – träffade partnerskapsavtal med de stora kraftbolagen. Partnerskapsavtalen innebar att elhandelsbolagen blev återförsäljare. Utförsäljning av bolag ökade.
Antal elhandelsaktörer i Sverige
80 100 120 140 160 180 200 220 240
19
91
199
2
199
3
19
94
199
5
19
96
199
7
199
8
199
9
20
00
200
1
20
02
200
3
200
4
” Ko s tna ds s yne rgie r”
” Ka m p o m kunde rna ”
Lö ns a m he t
Avre gle ringe n
” Nya a ktö re r”
gö r e ntré
Rapport 2
169
Schablonreformen för elmätning öppnade för konkurrens
Nya aktörer etablerar sig (2000
−2001)
För att välja leverantör måste kunden till en början själv bekosta en mätare som gjorde det möjligt att inte bara mäta total förbrukning utan även förbrukning per timme. Priset för mätaren sattes till 2 500 kronor. Kunderna ansåg det inte värt priset och endast ett mycket begränsat antal av landets totalt 5 miljoner elkunder valde att byta leverantör.
För att få marknaden att fungera bättre slopades kravet på timmätare den 1 november 1999. I stället beslöts att elförbrukningens fördelning över tiden inom ett nätområde skulle fastställas efter en schablon. Beslutet fick namnet schablonreformen.
Efter schablonreformen har antalet kunder som bytt leverantör – eller omförhandlat tidigare avtal – ökat. Elhandelsbolagen började i stor utsträckning använda sig av den nordiska elbörsen (Nord Pool) för att anskaffa kraft, vilket gav dem tillgång till konkurrenskraftiga inköpspriser.
Schablonreformen medförde att aktörer från andra branscher etablerade sig som elförsäljare. Även utländska elförsäljare gjorde entré på den svenska marknaden.
Några av de befintliga aktörerna breddade produktutbudet till att omfatta bl.a. telefoni och bredbandsuppkoppling för att nå nya kunder. Andra försökte genom marknadsföringsåtgärder behålla befintliga kunder, bland annat erbjöd Jämtkraft kunder i det egna nätområdet särskilt fördelaktiga priser.
Fokus på lönsamhet (2002
−2004)
Riskerna i elhandeln var till en början begränsade. Börspriserna var stabilt låga till följd av god tillgång till vattenkraft och milda vintrar. Situationen ändrades vintern 2001/2002. En kort period av kyla medförde att förbrukningen i det svenska systemet närmade sig kapacitetstaket. Priserna i spotmarknaden drevs upp kraftigt, om än för en kortare period. För många av aktörerna stod det efter hand klart att handel med el är förenat med betydande risker. Flera av de som expanderat kraftigt fick problem med lönsamheten under 2002.
Problemen med stigande spotpriser återkom vintern 2002/2003. Priserna drevs efter en torr sommar och höst upp från
Rapport 2 SOU 2004:129
170
ca 20 öre/kWh till ca 70 öre/kWh mätt som månadsgenomsnitt. För att undvika förluster i elförsäljningen 2003 höjde flertalet elhandelbolag priset för att täcka såväl stigande spotpriser som riskkostnader.
Från kamp om kunder till fokus på lönsamhet
före 1996 1996−1999 2000−2001 2002-2004 Kostnads-
synergier
Kampen om kunderna
Nya Aktörer
Lönsamhet
Marknad
Monopol Avreglering
Fallande elpriser
Schablonmätning införs; lättare för kunderna att byta leverantör
Torrår leder till högre priser och ökad pristurbulens på Nord Pool
Drivkrafter/ motiv
Strävan efter kostnadssynergier i nätverksamheten
Marknadsandelar Skalfördelar Riskminimering
Nya aktörer etablerar sig; befintliga aktörer breddar produktutbudet för att vinna nya kunder
Nya aktörer lämnar marknaden Ökande lönsamhetskrav och ökad medvetenhet om risker leder till striktare finansiella värderingsgrunder vid transaktioner
Aktörer
Kraftbolag Kommunala elverk Allianser
Kraftbolag Kommunala elverk Allianser Olje- och bensinbolag Expansiva kommunala bolag Andra etableringar Utländska aktörer
Kraftbolag Kommunala elverk Allianser Olje- och bensinbolag Expansiva kommunala bolag Andra etableringar Utländska aktörer
Kraftbolag Kommunala elverk Allianser Olje- och bensinbolag Expansiva kommunala bolag Andra etableringar Utländska aktörer
Rapport 2
171
De ”tre sfärernas” dominans ökar
Källa: ÖPwC analys.
Källa: ÖPwC analys. ** Försäljningsvolymerna för Sydkraft och Fortum inkluderar även leveranser till spotmarknaden, vilka dock bedöms vara av begränsande omfattning.
1996 hade de tre största bolagen – Vattenfall, Stockholm Energi och Sydkraft – 1,7 miljoner kunder motsvarande en marknadsandel på drygt 30 procent.
Idag har de tre största bolagen – Vattenfall, Sydkraft och Fortum – 2,5 miljoner kunder, motsvarande en marknadsandel på knappt 50 procent. Inräknas även de tre största bolagens intressebolag, såsom Plusenergi med flera, omfattar kundstocken närmare 3 miljoner kunder, motsvarande en marknadsandel på knappt 60 pro-
Marknadsandel mätt som antalet kunder 2003
0
1 000 000 2 000 000 3 000 000 4 000 000 5 000 000 6 000 000
Samtliga bolag Inkl. Intressebolag Inkl. Intressebolag och
partnerskap
Antal kunder
De tre största bolagens andel av elförsäljningen 2003
0% 20% 40% 60% 80% 100%
1
Övriga Sydkraft** Fortum** Vattenfall
De tre största bolagens andel av elförsäljningen 2003
0% 20% 40% 60% 80% 100%
1
Övriga Sydkraft** Fortum** Vattenfall
Rapport 2 SOU 2004:129
172
cent. Tas även hänsyn till bolag med vilka Vattenfall, Sydkraft och Fortum har partnerskapsavtal ökar marknadsandelen till ca 66 procent
1
. De tre största bolagen hade 2003 en elförsäljning på drygt 100 TWh
2
, vilket motsvarade drygt 70 procent av elförbrukningen
inom landet. Störst försäljning hade Vattenfall med 45 TWh.
Antalet elhandelsföretag minskar kraftigt
Förändring av ägarkategorier 1996
−2004
1996 2004
Antal % Antal %
Privata bolag
32
14
16
16
Kommunala bolag
143
65
56
58
Föreningar 37 17 24 25 Statliga bolag 9 4 1 1
Totalt 221 100 97 100
Källa: Svenska Kraftnät och ÖÖPwC analys.
Förändring av storlekskategorier 1996
−2004
1996 2004
Antal % Antal %
<10 000
111
50
49
51
10 001
−50 000
93
42
34
35
50 001
−100 000
10
5
4
4
>100 001
7
3
10
10
Summa 221 100 97 100
Källa: Svenska Kraftnät och ÖÖPwC analys.
1
Beräkning av marknadsandel är osäker då uppgift om antalet kunder i flera fall saknas eller
redovisas endast översiktigt. Detsamma gäller uppgifter om partnerskapsavtal.
2
Försäljningsvolymerna för Sydkraft och Fortum inkluderar även leveranser till spotmark-
naden, vilka dock bedöms vara av begränsande omfattning.
Rapport 2
173
Det finns idag 97
3
elhandelsbolag som säljer el till slutkunder. Det
är en minskning med 124 bolag sedan 1996. Flertalet av bolagen är förhållandesvis små. Många har partnerskapsavtal med något av de tre stora kraftbolagen och säljer el till kunder inom ett begränsat område. Mindre än 20 bolag bearbetar aktivt kunder över hela landet.
Brutto är minskningen större än 124 bolag eftersom det tillkommit ett antal nya aktörer, t.ex. OKQ8, Preem, Kraft och Kultur m.fl. Några av de som tillkommit har hunnit försvinna, t.ex. Agrokraft, Statoil och Kraftkommission i Sverige.
Störst är Vattenfall följt av Sydkraft och Fortum. Vattenfall är helägt av svenska staten medan Sydkraft är ett dotterbolag till tyska E.ON. Till ägarna i Sydkraft räknas även kraftbolagt Statkraft, som äger knappt 45 procent av aktierna. Statkraft är ett av norska staten helägt bolag.
Fortum är ett i Finland börsnoterat företag, i vilket finska staten äger 60 procent av aktierna. Fortum bildades i slutet av 1990-talet genom att kraftbolaget Imatran Voima (IVO) gick samman med oljebolaget Neste, båda ägda av finska staten.
Främst bolag med 10 001
−50 000 kunder har försvunnit
Av resterande elhandelsbolag ägs 56 bolag (58 procent) av kommuner medan 24 bolag (25 procent) ägs av distributionsföreningar. Endast 16 bolag har privata ägare. Några av de kommunalt ägda bolagen bedriver en omfattande energiverksamhet i vilken ingår även elproduktion och fjärrvärme. Det gäller t.ex. Göteborg Energi, Mälarenergi och Tekniska Verken i Linköping samt de mer utpräglade kraftbolagen Jämtkraft och Skellefteå Kraft.
Efter avregleringen år 1996 fanns det totalt 221 elhandelsbolag registrerade. Vattenfall bedrev försäljning genom Vattenfall Elförsäljning och 8 ytterligare bolag, bland annat Gotlands Elförsäljning. Härutöver fanns ett antal kraftbolag, som bedrev såväl nät- som elhandelsverksamhet. Några var kommunalt ägda som Stockholm Energi, Jämtkraft och Skellefteå Kraft.
3
På Svenska Kraftnäts förteckning över Ediel-aktörer i Sverige fanns i maj 2004 153 regist-
rerade elleverantörer. Av dessa bedriver 97 aktiv försäljning av el till slutkund. I de fall flera bolag ingår i en koncern har koncernen räknats som ett elhandelsbolag. Bolag som upphört med verksamhet, men som fortfarande är registrerade har uteslutits.
Rapport 2 SOU 2004:129
174
Andra var börsnoterade eller ingick i noterade koncerner som Gullspång Kraft, Graninge samt Skandinaviska Elverk (SEV). Sydkraft, som var noterat, hade bland ägarna det nordtyska kraftbolaget Preussen Elektra, föregångare till E.ON, samt kommuner i framförallt Skåne.
Till de större kommunalt ägda energibolagen kunde även räknas Norrköping Energi, Örebro Energi och Uppsala Energi.
Det kommunala ägandet dominerade. Sammanlagt 143 av elhandelsbolagen (65 procent) ägdes av kommuner medan 37 bolag (17 procent) ägdes av eldistributionsföreningar. Det privata ägandet uppgick till 14 procent. Häri ingick de ovannämnda noterade bolagen.
Det är främst bolag med 10 000
−50 000 kunder som försvunnit.
Av dessa återstår idag bara en tredjedel jämfört med 1996. En förklaring är att det är främst medelstora kommunala elverk som sålts ut under perioden. Köpare har varit de större kraftbolagen såsom Vattenfall, Sydkraft och Stockholm Energi/Birka samt Graninge. Kraftbolagen har samtidigt köpt andra kraftbolag t.ex. Sydkraft som under 2003 förvärvade Graninge.
Fortum ny stor aktör via förvärv
Förvärv
Vattenfall har efter avregleringen förvärvat sammanlagt 15 elhandelsföretag, varav i en del fall i form av koncerner i vilka ingått även elnät. Säljare har varit kommuner men även privata intressenter. Av större kommunala aktörer som Vattenfall förvärvat kan nämnas Uppsala Energi (2000). Vattenfall har genom förvärv tillförts drygt 300 000 kunder
4
.
Sydkraft har under samma tid förvärvat cirka 30 bolag direkt och indirekt via Graninge, som förvärvades år 2003. Av de större kommunala aktörerna förvärvade Sydkraft Örebro Energi år 1996 och Norrköping Energi år 2000. Förutom dessa rör det sig om mindre och medelstora kommunalt ägda företag. Genom förvärven har Sydkraft tillförts drygt 600 000 kunder
4
.
Gullspång Kraft köpte år 1996 SEV. Året därpå blev Gullspång dotterbolag till IVO. Ytterligare ett år senare lades Gullspång sam-
4
Antal kunder som företag förvärvat är beräknade utifrån antalet kunder som de uppköpta
bolagen hade 1996.
Rapport 2
175
man med Stockholm Energi till Birka Kraft, ägt av IVO och Stockholms kommun till lika delar. Fortum köpte i mars 2002 ut Stockholms kommun ur Birka, vars verksamhet i Sverige slagits samman med Fortums finska verksamhet.
Sammantaget har de bolag som idag ingår i Fortum förvärvat ett 15-tal kommunalt ägda elhandelsföretag med knappt 200 000 kunder
4
. Förvärven har bland annat skett i Stockholmsområdet i form av Täby Energi, Lidingö Energi, Sigtuna Energi med elhandelsbolaget Brista Kraft, samt Ekerö Energi. Även några av de större kommunala energibolagen har förvärvat bolag. Det rör sig om Göteborgs Energi, Lunds Energi, Öresundskraft, Tekniska Verken i Linköping/Östkraft samt Skellefteå Kraft. Tillsammans har dessa förvärvat ett 20-tal bolag med totalt ca 300 000 kunder
4
.
Öresundskraft, som tillhör ett av de mer expansiva elhandelsföretagen, har framförallt vuxit genom förvärv av kundstockar. Drygt 100 000 kunder har sålunda förvärvats genom köp av Statoil och Fjordkraft, två aktörer som gjorde entré efter schablonreformen.
Ett antal bolag har vuxit organsikt. Detta gäller bl.a. Telge Energi, vars kundstock ökat med över 100.000 kunder till totalt 160.000 kunder. Även Kraft och Kultur samt Storuman Energi har expanderat på liknande sätt.
Rapport 2 SOU 2004:129
176
Ökad utländsk ägandet av elhandelsbolag
Källa: ÖPwC analys. Graninges kundstock ingår i sin helhet i Sydkraft 2004 och med 50 procent 2003, då bolaget förvärvades av Sydkraft under andra hälften av 2003.
I dag köper drygt 40 procent av landets kunder el från bolag med ett utländskt ägande. Det ska jämföras med 10 procent år 1996.
Sydkraft är idag i sin helhet ett utlandsägt företag. Vidare har Fortum blivit ensam ägare till Birka.
Utöver Sydkraft och Fortum har ett antal mindre elhandelsbolag utländska ägare. Det rör sig om Kraft och Kultur, Elkraft Sverige, Energibolaget i Sverige samt Storuman Energi. Även olje- och bensinbolagen Preem och Hydro har utländska ägare.
Andel utländskt ägande av svensk elhandelsmarknad
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
1996
2003
2004
Svenska ägare
Utländska ägare
Andel utländskt ägande av svensk elhandelsmarknad
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
1996
2003
2004
Svenska ägare
Utländska ägare
Rapport 2
177
3 Nya elförsäljare på marknaden
• Vilka aktörer har kommit in på elmarknaden samt i vilken omfattning är de fortfarande verksamma?
Elhandelsbolagens utveckling 1999
−2004
Nya aktörer
Vid sidan av kraftbolagen och de kommunala elverken växte ett antal ”nygamla” och ”nya” aktörer fram:
• Kommunalt ägda elförsäljare som gått samman och bildat allianser
• Expansiva kommunalt ägda elförsäljare
• Oljebolag
-124 elhandelsbolag
Kommunala: 143 Övriga: 78
Elhandelsbolag 1996: 221
Elhandelsbolag 2004: 97
Övriga: 41 Kommunala: 56
Varav: -5 allianser -4 expansiva aktörer
Varav: -3 olje- & bensinbolag -5 utländska aktörer
-124 elhandelsbolag
Kommunala: 143 Övriga: 78
Elhandelsbolag 1996: 221
Elhandelsbolag 2004: 97
Övriga: 41 Kommunala: 56
Varav: -5 allianser -4 expansiva aktörer
Varav: -3 olje- & bensinbolag -5 utländska aktörer
Rapport 2 SOU 2004:129
178
• Andra etableringar, dvs. aktörer utan tidigare anknytning till branschen
• Utländska aktörer med inriktning mot enbart elhandel
Fem allianser har 9 procent av marknaden
Avregleringen medförde att ett stort antal små elhandelsbolag bildades. I syfte att fördela inte minst marknadsföringskostnaderna på större volymer gick kommunalt ägda bolag samman och bildade gemensamt ägda elhandelsbolag. Ägandet blev ofta proportionellt mot antalet tillskjutna kunder, vilket gjorde att bolagen fick karaktären av allianser.
I slutet av år 1999 fanns 16 allianser med ett femtiotal ägare. Allianserna hade totalt ca 800 000 kunder, motsvarande en marknadsandel på 15 procent.
Bruttomarginalerna för allianserna var efter avregleringen goda, då dessa som regel hade ett stort antal tillsvidarekunder. Schablonreformen medförde ökad priskonkurrens och försämrade marginaler. Några av allianserna t.ex. Gestrikekraft och Kinnekulle blev uppköpta av kraftbolag. I andra fall blev ägarna själva uppköpta, t.ex. Smålands Energiförsäljning. Det förekom även att kommunerna sålde ut verksamheter på grund av dålig lönsamhet som i fallet Brukskraft.
Idag finns fem allianser kvar med cirka 450 000 kunder. Till de större räknas Dalakraft och Östkraft. Dalakraft ägs av eldistributörer i Dalarna medan Östkraft ägs av bland annat Tekniska Verken i Linköping, Växjö Energi och Borgholms Energi.
Rapport 2
179
före 1996 1996−1999 2000−2001 2002-2004 Kostnads-
synergier
Kampen om kunderna
Nya Aktörer
Lönsamhet
Marknad
Monopol Avreglering
Fallande elpriser
Schablonmätning införs; lättare för kunderna att byta leverantör
Torrår leder till högre priser och ökad pristurbulens på Nord Pool
Drivkrafter/ motiv
Strävan efter kostnadssynergier i nätverksamheten
Marknadsandelar Skalfördelar Utökat produktsortiment Risk minimering
Nya aktörer etablerar sig; befintliga aktörer breddar produktutbudet för att vinna nya kunder
Nya aktörer lämnar ökande lönsamhetskrav och ökad medvetenhet om, risker leder till striktare finansiella värderingsgrunder vid transaktioner
Aktörer
7H Kraft Billinge Energi Brista Kraft Blekinge Energi Brukskraft Dala Kraft Kinnekulle Fyrfasen Fyrstad Kraft Gestrikekraft Höglands Energi KraftAktörerna KREAB Energi Smålands Energi- försäljning Västringen Energi Östkraft
Billinge Energi Brukskraft Dala Kraft Kinnekulle Fyrfasen Fyrstad Kraft Höglands Energi KraftAktörerna KREAB Energi Smålands Energi- försäljning Västringen Energi Östkraft
Dala Kraft Fyrfasen Höglands Energi KraftAktörerna Östkraft
Fyra kommunalt ägda bolag har 13 procent av marknaden
Ett antal kommunala bolag började efter avregleringen att bearbeta kunder utanför det egna nätområdet. Telge Energi lyckades snabbt bygga upp en relativt stor kundstock. Även en så liten aktör som Nora Energi gjorde sig känd över hela landet som leverantör av el. Bolaget etablerade tidigt samarbete med Villaägarnas Riksförbund.
De flesta av bolagen har vuxit organiskt genom kampanjer riktade till kunder i andra nät. Några har emellertid vuxit genom förvärv av andra elhandelsbolag. Öresundskraft har idag över
Rapport 2 SOU 2004:129
180
200 000 kunder efter förvärv av elhandeln i Statoil, Fjordkraft, Västringen samt Brukskraft. De två senare bolagen har förvärvats tillsammans med det norska bolaget Tindra, som i sin tur ägs av Hafslund AS. Även Elbolaget i Norden, numera namnändrat till Lunds Energi, har vuxit genom förvärv. Under 2004 har bolaget även gått samman med Ringsjö Energi.
Idag återstår Telge Energi, Öresundskraft, Mälarenergi samt Lunds Energi, vilka samtliga bedriver en rikstäckande verksamhet. De fyra bolagen har tillsammans 670 000 kunder
5
motsvarande en
marknadsandel på 13 procent, en ökning med närmare 400 000 kunder jämfört med år 1996.
före 1996 1996−1999 2000−2001 2002-2004
Kostnads- synergier
Kampen om kunderna
Nya Aktörer
Lönsamhet
Marknad
Monopol Avreglering
Fallande elpriser
Schablonmätning införs; lättare för kunderna att byta leverantör
Torrår leder till högre priser och ökad pristurbulens på Nord Pool
Drivkrafter/ motiv
Strävan efter kostnadssynergier i nätverksamheten
Marknadsandelar Skalfördelar Utökat produkt- sortiment Risk minimering
Nya aktörer etablerar sig; befintliga aktörer breddar produktutbudet för att vinna nya kunder
Nya aktörer lämnar ökande lönsamhetskrav och ökad medvetenhet om risker leder till striktare finansiella värderingsgrunder vid transaktioner
Aktörer
Borås Energi C4 Energi Elbolaget i Norden Norrköping Energi Nora Energi Ringsjö Energi Telge Energi VästeråsEnergi /Mälarenergi
Borås Energi C4 Energi Elbolaget i Norden Mälarenergi Nora Energi Norrköping Energi Ringsjö Energi Telge Energi Öresundskraft
Borås Energi Elbolaget i Norden Mälarenergi Nora Energi Ringsjö Energi Telge Energi Öresundskraft
Telge Energi Mälarenergi Lunds Energi /Elbolaget i Norden/Ringsjö Öresundskraft
De bolag som försvunnit har blivit uppköpta, i några fall efter att ha redovisat betydande förluster (Borås Energi, C4 Energi och Nora Energi).
5
Varav Telge Energi 160 000 kunder, Öresundskraft 220 000 kunder, Mälarenergi 130 000
kunder samt Lunds Energi 160 000 kunder.
Rapport 2
181
Svårt för oljebolagen att etablera sig som elförsäljare
Flera olje- och bensinbolag såg elförsäljning som ett naturligt komplement till de traditionella produkterna. Genom att utnyttja sina starka varumärken och etablerade kundrelationer räknade bolagen med att snabbt nå stora volymer och därmed kostnadsfördelar.
Fem bolag etablerade sig på den svenska elmarknaden. Statoil, Preem, OKQ8 samt Norsk Hydro inriktade sig i första hand på massmarknaden medan Shell valde att prioritera företagsmarknaden.
Statoil och Norsk Hydro bedrev elhandel i Norge, medan Preem, OKQ8 och Shell inte hade någon erfarenhet från elförsäljning.
Statoil byggde på kort tid upp en kundstock på 60 000 kunder genom aggressiv prissättning. Kunderna var fördelade över hela landet. Preem och OKQ8 hade en med Statoil likartad strategi, men var mindre aggressiva.
Norsk Hydro valde en annan väg genom att förvärva Blekinge Energi. Härigenom fick bolaget omedelbart tillgång till en förhållandevis stor kundstock på ca 30 000 kunder, varav många köpte el på tillsvidareavtal.
före 1996 1996−1999 2000−2001 2002−2004
Kostnads-
synergier
Kampen om kunderna
Nya Aktörer
Lönsamhet
Marknad
Monopol Avreglering
Fallande elpriser
Schablonmätning införs; lättare för kunderna att byta leverantör
Torrår leder till högre priser och ökad pristurbulens på Nord Pool
Drivkrafter/ motiv
Strävan efter kostnadssynergier i nätverksamheten
Marknadsandelar Skalfördelar Utökat produkt- sortiment Risk minimering
Nya aktörer etablerar sig; befintliga aktörer breddar produktutbudet för att vinna nya kunder
Nya aktörer lämnar ökande lönsamhetskrav och ökad medvetenhet om risker leder till striktare finansiella värderingsgrunder vid transaktioner
Aktörer
Shell
Statoil Preem OKQ8 Svenska Shell Norsk Hydro
Preem OKQ8 Norsk Hydro
Rapport 2 SOU 2004:129
182
Såväl Statoil som Shell har dragit sig ur elmarknaden. Statoil sålde år 2002 elförsäljningsverksamheten till Öresundskraft. Statoils system var inte anpassade för elförsäljning. Det förhållande att kunderna var fördelade över hela landet, och därmed återfanns i ett stort antal olika nätområden, gjorde kundhanteringen extra besvärlig. Hanteringskostnaderna blev höga, bland annat till följd av svårigheter som uppstod i samband med leverantörsbyten.
Shell har sålt sin elhandelsverksamhet till Dalakraft. Ett skäl till att Shell drog sig ur elmarknaden torde ha varit svag lönsamhet.
Svagt intresse från aktörer utan branscherfarenhet
Vid sidan av bolag med anknytning till energiområdet har bland andra Agrokraft och Kraftkommission i Sverige etablerat sig som elförsäljare.
Agrokraft bildades redan år 1996 av Lantbrukarnas Riksförbund (LRF). Affärsidén var att sälja ”billig” el och närliggande tjänster till enskilda lantbrukare och till lantbrukets industrier. Målgruppen var i första hand LRF:s 122 000 medlemmar, men bolaget sålde även el till privatpersoner och företag. Ett antal strategiska avtal tecknades med t.ex. SPINTAB och Svenska Missionsförbundet.
Kraftkommission påbörjade verksamheten efter schablonreformen. Affärsidén var att köpa in kraft via Nordpool för att sälja den vidare till kunder, främst mindre företag. Ambitionen var stor och inom fyra år räknade bolaget att komma upp i en omsättning på 500 miljoner kronor.
I dag finns varken Agrokraft eller Kraftkommission kvar som fristående aktörer. Agrokraft såldes år 2001 till norska Bergenhalvöns Kommunale Kraftselskap, (BKK). Bolaget har därefter överlåtits till Fjordkraft AS, ett av BKK ägt elhandelsbolag i Norge. I samband därmed ändrades namnet till Fjordkraft AB. Fjordkraft AB har sedermera sålts till Öresundskraft.
Rapport 2
183
före 1996 1996−1999 2000−2001 2002−2004
Kostnads-
synergier
Kampen om kunderna
Nya Aktörer
Lönsamhet
Marknad
Monopol Avreglering
Fallande elpriser
Schablonmätning införs; lättare för kunderna att byta leverantör
Torrår leder till högre priser och ökad pristurbulens på Nord Pool
Drivkrafter/ motiv
Strävan efter kostnadssynergier i nätverksamheten
Marknadsandelar Skalfördelar Utökat produkt- sortiment Risk minimering
Nya aktörer etablerar sig; befintliga aktörer breddar produktutbudet för att vinna nya kunder
Nya aktörer lämnar ökande lönsamhetskrav och ökad medvetenhet om risker leder till striktare finansiella värderingsgrunder vid transaktioner
Aktörer
Agrokraft
Agrokraft Kraftkommission
Genom aggressiv prissättning lyckades Kraftkommission bygga upp en kundstock på knappt 20 000 kunder. I samband med pristurbulensen på Nord Pool vintern 2002/2003 misslyckades bolaget att ställa erforderlig säkerhet gentemot Nord Pool, vilket fick till följd att leveranserna till slutkund omedelbart fick avslutas. Kunderna överfördes till den så kallade anvisningsleverantören för respektive nätområde. Verksamheten håller på att likvideras.
Begränsat intresse från utländska aktörer med inriktning mot elhandel
Intresset från utländska aktörer med inriktning mot enbart elhandel var från början svalt. De som efter avregleringen etablerade sig i Sverige vände sig i första hand till större företag och kommunalt ägda elförsäljare. Till dessa kan räknas Bergen Energi, Enron Energy och TXU Europe.
Efter schablonreformen förvärvade Fjordkraft AS den av Agrokraft bedrivna elhandelsrörelsen. Östfold Energi, beläget på gränsen till Sverige, gjorde en inbrytning på västkusten. Troms Kraft Marked AS har bildat Kraft och Kultur, vars affärsidé går ut på att vid sidan av el även erbjuda böcker m.m. Andra utländska aktörer som etablerat sig i Sverige är Elkraft Sverige AB, ägt av Elkraft AS samt Energibolaget i Sverige, ägt till 70 procent av
Rapport 2 SOU 2004:129
184
Access Industries (Eurasia) LLC. Till utländska aktörer kan även räknas Storuman Energi som ägs till 50 procent procent av Helgeland Kraft AS.
Av de utländska aktörerna har Fjordkraft efter förluster sålt sin verksamhet till Öresundskraft/Tindra. Östfold Energi uppnådde inte tillräcklig volym för att få lönsamhet i kundhanteringen. Samtidigt har Bergen Energi utvidgat sin verksamhet till att omfatta även slutkundsmarknaden. De utländska aktörerna som idag är verksamma i Sverige bedriver en rikstäckande elförsäljning. I fallet Energibolaget i Sverige sker försäljningen främst till lägenhetskunder och kunder med stor förbrukning.
före 1996 1996−1999 2000−2001 2002−2004 Kostnads-
synergier
Kampen om kunderna
Nya Aktörer
Lönsamhet
Marknad
Monopol Avreglering
Fallande elpriser
Schablonmätning införs; lättare för kunderna att byta leverantör
Torrår leder till högre priser och ökad pristurbulens på Nord Pool
Drivkrafter/ motiv
Strävan efter kostnadssynergier i nätverksamheten
Marknadsandelar Skalfördelar Utökat produkt- sortiment Risk minimering
Nya aktörer etablerar sig; befintliga aktörer breddar produktutbudet för att vinna nya kunder
Nya aktörer lämnar ökande lönsamhetskrav och ökad medvetenhet om risker leder till striktare finansiella värderingsgrunder vid transaktioner
Aktörer
Bergren Energi BKK Kraft Storuman Energi
Bergen Energi BKK Kraft/ Fjord- kraft Elkraft Sverige Energibolaget i Sverige Storuman Energi TXU europé Östfold Energi AS, filial Sverige
Bergen Energi Energibolaget i Sverige Elkraft Sverige Kraft och Kultur Storuman Energi
Övriga aktörer
1)
Helia Elförsäljning
Markedskraft Skandinaviska Energimäklarna
1)
Övriga aktörer säljer ej el till slutkund.
Rapport 2
185
Kraft och Kultur har varit framgångsrikt när de gällt försäljning av el till kommuner och räknar idag 150 av landets kommuner som kunder.
Utländska aktörer måste, liksom de svenska aktörerna, uppfylla de krav som Svenska Kraftnät och skattemyndigheten uppställer om de vill bedriva elförsäljningsverksamhet direkt mot slutkund. Svenska Kraftnäts krav innebär, om bolaget är balansansvarig, att bolaget ska kunna påvisa ekonomisk stabilitet, registreringsbevis från PRV samt kunna kommunicera via Ediel. Skattemyndighetens krav innebär bl.a. annat krav på momsregistrering.
Sammanfattning
− Nya elförsäljare på marknaden
• Den s.k. schablonreformen gjorde det enklare för kunderna att byta leverantör. Reformen öppnade därmed för ökad konkurrens. Nya aktörer i form av oljebolag, utländska elbolag m.fl. började sälja el.
• Ett antal nya, ofta prismässigt aggressiva, aktörer växte fram i form av:
− Kommunalt ägda elhandelsbolag som gått samman och bildat allianser.
− Expansiva kommunalt ägda elhandelsbolag.
− Oljebolag som säljer el
− Andra etableringar
− Utländska aktörer
• Ett stort antal allianser har uppstått efter avregleringen. I slutet av år 1999 fanns 16 allianser med ett femtiotal ägare. Allianserna hade totalt ca 800 000 kunder, motsvarande en marknadsandel på 15 procent. Idag finns fem allianser kvar med cirka 450 000 kunder, motsvarande en marknadsandel på 9 procent.
• Ett antal kommunala bolag började efter avregleringen att bearbeta kunder utanför det egna nätområdet, t.ex. Borås Energi, Elbolaget i Norden, Mälarenergi, Ringsjö Energi, Telge Energi och Öresundskraft. Idag återstår fyra bolag vilka samtliga bedriver en rikstäckande verksamhet. De fyra bolagen har tillsammans 670 000 kunder motsvarande en marknadsandel på 13 procent, en ökning med närmare 400 000 jämfört med 1996.
Rapport 2 SOU 2004:129
186
• Fem oljebolag etablerade sig på den svenska elmarknaden efter schablonreformen: Statoil, Shell, Preem, OKQ8 samt Norsk Hydro. Såväl Statoil som Shell har dragit sig ur elmarknaden. Statoil sålde år 2002 sin elhandelsverksamhet till Öresundskraft medan Shell sålde sin elhandelsverksamhet till Dalakraft. Bolagen anger inte antal kunder explicit.
• Vid sidan av bolag med anknytning till energiområdet etablerade sig Agrokraft och Kraftkommission i Sverige som elförsäljare. I dag finns varken Agrokraft eller Kraftkommission kvar som fristående aktörer. Agrokraft såldes år 2001 och ingår numera i Öresundskraft. Kraftkommission ska likvideras.
• Få utländska aktörer med inriktning mot enbart elhandel har etablerat sig i Sverige. Inledningsvis var det fråga om aktörer som inriktade sig på mot större förbrukare (Enron, TXU m.fl.). Av de utländska aktörerna återstår idag fem bolag som aktivt bedriver försäljning till slutkunder över hela Sverige. Bolagen anger inte antal kunder explicit.
4 Produktion
• Vilka aktörer har kommit in på elmarknaden samt i vilken omfattning är de fortfarande verksamma?
Ökat utländskt ägandet av elproduktionskapaciteten
Elproduktion
Vattenfall, Sydkraft och Fortum stod år 2002 för ca 85 procent
6
av
Sveriges elproduktion. Övrig produktionskapacitet var i huvudsak spridd på industrin och kommunala energiföretag.
Under perioden 1996
−2003 bytte elproduktion motsvarande storleksordningen 25 TWh ägare eller ca 15
−20 procent av landets totala produktion. Flertalet försäljningar har avsett vertikalt integrerade energiföretag. Köpare av dessa bolag har i de flesta fall varit Vattenfall, Sydkraft eller Fortum eller av bolag vilka förvärvats av någon av dessa. Som exempel på de senare kan nämnas Gullspång
6
Källa: Energimyndigheten, Elmarknaden 2003.
Rapport 2
187
och Graninge vilka förvärvats av Fortum respektive Sydkraft. Det har även förekommit att medelstora och mindre kommunala energiföretag har förvärvat produktionskapacitet, exempelvis Skellefteå Kraft och Tekniska Verken i Linköping.
De utländska aktörernas inträde på den svenska marknaden, bl.a. E.ONs och Fortums förvärv av Sydkraft respektive Birka, har sin bakgrund i den tidiga avregleringen av den svenska elmarknaden och dessa aktörers expansionsstrategier.
Större elproducenter som försvunnit som självständiga bolag är Graninge, Birka, Gullspång, Skandinaviska Elverk och Stora Kraft.
Källa: ÖPwC analys.
*Källa: Energimyndigheten, Elmarknaden 2003. Källa: ÖPwC analys.
Andel av Sveriges elproduktion (TWh) 1999-2003
0 20 40 60 80 100 120 140 160
1999 2000 2001 2002 2003
Övriga
Graninge
Skellefteå Kraft Fortum
Birka
Sydkraft Vattenfall
Andel av Sveriges elproduktion (TWh) 1999-2003
0 20 40 60 80 100 120 140 160
1999 2000 2001 2002 2003
Övriga
Graninge
Skellefteå Kraft Fortum
Birka
Sydkraft Vattenfall
Andel utländskt ägande i svensk elproduktion
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
1999
2002
2003*
Svenska ägare Utländska ägare
Andel utländskt ägande i svensk elproduktion
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
1999
2002
2003*
Svenska ägare Utländska ägare
Rapport 2 SOU 2004:129
188
De ”tre sfärernas” dominans ökar
Exempel på större transaktioner, som motsvarar ca 90 procent av såld produktionskapacitet, redovisas i illustrationen nedan.
Övriga försäljningar har till övervägande del avsett kommunala energiföretag. Ägarförändringar avseende verksamhet vilken huvudsakligen omfattade elproduktion har, bortsett från Storas försäljning av Stora Kraft till Fortum och Vattenfalls försäljning av andelar i Ringhals till Sydkraft i samband med Barsebäcks överenskommelsen, endast skett i begränsad omfattning.
Genom att utnyttja befintlig infrastruktur, exempelvis dammar i nedlagd småskalig vattenkraft, kan investeringarna begränsas. Detta leder till en högre lönsamhet och lägre risk för investerarna. Det finns ett relativt stort antal mindre vattenkraftverk som ej längre är i drift. Under slutet av 1950 talet fanns ca 4 000 småskaliga vattenkraftsstationer vilket skall jämföras mot de ca 1 100 som är i drift i dagsläget. Huvuddelen av de avvecklade anläggningarna har avvecklats på grund av bristande lönsamhet.
Den stora potentialen vad gäller utbyggnad av vattenkraft bedöms dock ligga i produktionsökande åtgärder i storskalig vattenkraft. Införandet av elcertifikatsystemet innebär att det i högre grad är lönsamt att genomföra denna typ av åtgärder.
Källa: ÖPwC analys.
Sydkraft eförvärvar andel i Forsmark av av vattenfall i
utbyte mot aktier i HEW
Sydkraft förvärvar 26% i Ringhals i samband med stängningen av Barsebäck
Eon blir
majoritetsägare
i Sydkraft
Edf kontrollerar
Graninge via ägarsamarbete
IVO(Fortum)
blir
huvudägare i
Gullspång
Fortum förvärvar resterande 50% i
Birka Energi
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
2004
Gullspång
förvärvar Skandinaviska
Elverk
Sydkraft förvärvar Örebro Energi
Fortum förvärvar Stora Kraft
Vattenfall och Skelleftekraftt byter vattenkraftstationer
Sydkraft förvärvar Graninge
Exempel på större transaktioner innefattande elproduktion under perioden 1996 -2004
Sydkraft eförvärvar andel i Forsmark av av vattenfall i
utbyte mot aktier i HEW
Sydkraft förvärvar 26% i Ringhals i samband med stängningen av Barsebäck
Eon blir
majoritetsägare
i Sydkraft
Edf kontrollerar
Graninge via ägarsamarbete
IVO(Fortum)
blir
huvudägare i
Gullspång
Fortum förvärvar resterande 50% i
Birka Energi
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
2004
Gullspång
förvärvar Skandinaviska
Elverk
Sydkraft förvärvar Örebro Energi
Fortum förvärvar Stora Kraft
Vattenfall och Skelleftekraftt byter vattenkraftstationer
Sydkraft förvärvar Graninge
Exempel på större transaktioner innefattande elproduktion under perioden 1996 -2004
Rapport 2
189
Vindkraft domineras av privata intressen
Vindkraft
Svensk vindkraft domineras av privata intressenter, privat ägda bolag och samfälligheter/ekonomiska föreningar. Dessa grupper äger tillsammans knappt 70 procent av den vindkraft som byggts i Sverige, medan traditionella energiföretag står för ca 20 procent.
Historiskt svag lönsamhet och osäkerhet avseende långsiktigheten i stödsystemen har medfört att energiföretagen har haft en avvaktande inställning till investering i vindkraft. Beroende på osäkerheten i långsiktigheten i det nuvarande elcertifikatsystemet har de traditionella energibolagen under de senare åren minskat takten något vad det gäller investering i vindkraft.
De större vindkraftsinvesteringar som planeras i Sverige fram till 2010 uppgår till storleksordningen 4,5
−5,0 TWh. Övervägande del av dessa avser havsbaserade vindkraftparker. Ca 75 procent av den planerade utbyggnaden är hänförlig till bolag vars verksamhet är helt inriktad på vindkraft. Återstående ca 25 procent är investeringar som planeras av energibolag. Utländska intressenter förekommer i några av de större projekt som planeras.
Källa: ÖPwC analys.
Ägare av svensk vindkraft - 2004
35%
21%
19% 12%
8%
5%
Vindkraftbolag
Privatpersoner
Energiföretag
Samfälligheter/Ekonomiska föreningar Företag med annan huvudverksamhet
Övriga
Rapport 2 SOU 2004:129
190
Källa: ÖPwC analys.
Havsbaserad vindkraft väntas öka kraftigt
De utländska intressenterna utgörs av traditionella energibolag, bolag med anknytning till tillverkare av turbiner och privata investerare. Bland utländska energibolag kan nämnas franska EDF vilka är huvudägare i Airicole som projekterar Utgrunden II i Kalmarsund. Vidare är norska Fred Olsen Renewebles delägare i Eurowind som har samtliga tillstånd klara för att bygga en vindkraftpark på Lillgrund i Öresund.
Inga av de större planerade projekten är idag påbörjade och osäkerheten får anses vara relativt hög i vilken utsträckning och omfattning de kommer att genomföras.
Elproduktionen från vindkraft varierar i hög utsträckning på grund av variationer i vindförhållandena. Detta innebär att kompletterande produktionskapacitet krävs för att kompensera för låg produktion från vindkraft. Målet är att el från vindkraft i Sverige skall uppgå till 10 TWh 2015 vilket motsvarar ca 7 procent av den totala elproduktionen. Reglerbarheten i den svenska vattenkraften bedöms vara tillräcklig för att kompensera för variationer i vindkraften även om målet på 10 TWh nås.
Elproduktionen från vindkraft och kraftvärme i fjärrvärmenät uppgick år 2002 till 6,6 TWh. Den totala elproduktion uppgick under samma period till 143 TWh vilket innebär att el från vind-
Etablering av vindkraft i Sverige, 1983-2003
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
1989
1988
1987
1986
1985
1984
1983
Övriga
Företag med annan huvudverksamhet
Samfälligheter/Ekonomiska föreningar
Energiföretag
Privatpersoner
Vindkraftbolag
Rapport 2
191
kraft och kraftvärme i fjärrvärmenät utgjorde ca 4,5 procent av den totala elproduktionen.
Källa: Vindkraftbranschen (VIP, VIS, SVIF).
Den planerade utbyggnaden av vindkraft och kraftvärmebaserad elproduktion beräknas uppgå till ca 10 TWh till år 2010. Trots den kraftiga utbyggnaden jämfört med dagens nivå kommer denna produktion även framgent vara relativt begränsad i relation till den totala produktionen. Dessutom kommer en stor del av den planerade utbyggnaden att ägas av någon av de aktörer som redan i dagsläget är dominerande. Sammantaget innebär detta att vindkraft och fjärrvärmebaserad kraftvärme varken i nuläget eller framgent kommer att ha någon nämnvärd inverkan på konkurrenssituationen.
Kommunala bolag dominerar kraftvärmeproduktion
−
kraftig produktionsökning planeras
Av den totala elproduktionen i Sverige år 2001 om 157,8 TWh hänfördes 9,5 TWh från kraftvärmebaserad elproduktion, varav 5,7 TWh var hänförlig kraftvärme i fjärrvärmenät och 3,8 TWh kraftvärme i industrin. Ca 35 procent av den el som producerades i kraftvärmeanläggningar i fjärrvärmenät producerades i anläggningar som ägdes av Vattenfall, Sydkraft eller Fortum. Resterande ca 65 procent ägs direkt eller indirekt av kommuner.
TWh
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Div
Div Utgrunden II Klasåldern Div
0,5
Lillgrund Karlskrona Div
Kriegers Flak – Fas 1
Div
Div Kriegers Flak – Fas 1
Fladen Skottarevet
Div Marakallen, Finngrundet (?)
Större planerade vindkraftprojekt i Sverige
TWh
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Div
Div Utgrunden II Klasåldern Div
0,5
Lillgrund Karlskrona Div
Kriegers Flak – Fas 1
Div
Div Kriegers Flak – Fas 1
Fladen Skottarevet
Div Marakallen, Finngrundet (?)
Större planerade vindkraftprojekt i Sverige
Rapport 2 SOU 2004:129
192
Vattenfalls, Sydkrafts och Fortums större anläggningar har förvärvats i samband med köp av vertikalt integrerade kommunala energiföretag.
Enligt Svensk Fjärrvärmes prognos kommer den fjärrvärmebaserade elproduktionen att öka med 5,2 TWh till år 2010. Härav är ca 80 procent hänförlig till helt ny produktionskapacitet och ca 20 procent till utbyggnad av befintlig kapacitet. Enligt Svensk Fjärrvärme är det ca 30 bolag som planerar att etablera ny kraftvärmeproduktion. De största planerade tillskotten är Sydkrafts kraftvärmeverk i Malmö samt Göteborg Energis kraftvärmeverk i Göteborg.
Källa: Svensk Fjärrvärme.
De tre stora aktörerna beräknas stå för ca 52 procent av den utökade produktionskapaciteten. Resterande del kommer att byggas av kommuner eller kommunalt ägda bolag.
Merparten av de projekt som avser utbyggnad eller nybyggnad är ännu endast på planeringsstadiet. Elprisets utveckling, långsiktigheten och utformningen på elcertifikatsystemet samt framtida kraftvärmebeskattning är avgörande för i vilken omfattning som de planerade projekten kommer att genomföras.
Kraftvärmebaserad elproduktion - GWh
0
2000 4000 6000 8000 10000 12000
2001
2005
2010
Kraftvärmebaserad elproduktion - GWh
0
2000 4000 6000 8000 10000 12000
2001
2005
2010
Rapport 2
193
Biobränsle och naturgas väntas växa kraftigt
Andelen elproduktion baserad på biobränsle och avfall i fjärrvärmenät beräknas öka från ca 30 procent år 2002 till ca 68 procent år 2010. Olja och kol beräknas utgöra ca 2 procent av den totala bränslemixen år 2010 jämfört med år 2002, då motsvarande andel var ca 63 procent. Båda Sydkrafts planerade kraftvärmeverk i Malmö samt Göteborg Energis planerade kraftvärmeverk i Göteborg är naturgasbaserade och utgör tillsammans ca 55 procent av den totala kapacitetsökningen i helt nya anläggningar.
Skattereglerna när det gäller kraftvärmebaserad produktion har ändrats vid upprepade tillfällen. Detta faktum i kombination med osäkerheten i utformningen av nuvarande kraftvärmebeskattning påverkar aktörernas vilja att investera i ny produktionskapacitet negativt.
Källa: Svensk Fjärrvärme, Energimyndigheten-Elmarknaden 2003.
Bränslemix -
Kraftvärmebaserad elproduktion i fjärrvärmenät
30%
68%
45%
2%
19%
6%
30%
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
2002
2010
Naturgas Olja Kol Bio inkl avfall
Rapport 2 SOU 2004:129
194
Sammanfattning
− Produktion
• De 3 stora sfärerna dominerade helt inom elproduktionen i
Sverige år 2002. De har varit köpare i samtliga större transaktioner. Köpen har medfört att deras marknadsandel ökat från cirka 85 procent till cirka 88 procent
7
.
• Främst E.ON:s och Fortums förvärv av bl.a. Birka respektive
Sydkraft har medfört att det utländska ägandet av svensk elproduktion har ökat kraftigt och uppgick 2003 till ca 40 procent.
• De aktörer som försvunnit är främst kommunala energiföretag.
Exempel är t.ex. Birka Energi och Örebro Energi.
• Ny elproduktionskapacitet har kommit till främst inom kraftvärmebaserad elproduktionen och vindkraft.
• Den kraftvärmebaserade elproduktionen domineras av kommunala energiföretag. Fram till år 2010 förväntas elproduktionen från kraftvärme fördubblas från 2002 års nivå på ca 6 TWh till ca 11 TWh år 2010. De kommunala ägarna kommer även att svara för huvuddelen av planerad utbyggnad. Naturgas och biobränsle är dominerande bränslen i utbyggnaden av kraftvärmeproduktionen.
• Fram till år 2010 förväntas elproduktionen från vindkraft flerdubblas från 2002 års nivå på ca 0,6 TWh till drygt 5 TWh år 2010. 75 procent av den planerade utbyggnaden kommer att ske av bolag vars verksamhet är helt inriktad på vindkraft.
• Ägarna till svensk vindkraft domineras av privata intressenter. På grund av svag lönsamhet och osäkerhet i utformningen av stödsystemet har de traditionella energibolagen haft en avvaktande inställning till vindkraft.
• Lönsamheten i såväl vindkraft som kraftvärme är i hög utsträckning beroende av intäkter från elcertifikat. Lagen om elcertifikat i sin nuvarande form gäller till år 2010. Detta medför att investering i vindkraft och kraftvärme är förknippat med stora osäkerheter avseende den framtida lönsamheten, vilket i sin tur medför att den framtida utbyggnaden av miljövänlig elproduktion påverkas negativt. Samtidigt medför detta att det finns stor osäkerhet i prognoserna för den framtida utbyggnaden.
7
Källa: Energimyndigheten, Elmarknaden 2003.
Rapport 2
195
5 Strukturförändringar
− Företagens motiv till
förvärv/försäljning
• Vilka motiv för strukturförändringarna anger företagen samt finns det ytterligare syften och utvecklingstendenser?
• Vilka motiv finns det för inträde och utträde från marknaden?
Säljarnas motiv
Kommunerna svarar för stor del av försäljningarna
Huvuddelen av de företag som sålts har haft kommunala ägare. De vanligaste motiven som kommunerna anger för försäljningar är:
• ökad risk, hårdare konkurrens och osäkerhet som följd av avregleringen. Den konkurrens som uppstod efter avregleringen, främst på elhandelssidan, innebar att kraven på affärsmässighet ökade väsentligt. Risken att verksamheten gick med förlust ökade. Många kommuner ansåg även att en affärsmässig verksamhet väsentligt avvek från normal kommunal verksamhet. Genom att el säljs i konkurrens ansågs det inte längre vara en kommunal uppgift att tillhandahålla el till invånarna i kommunen. Osäkerheten när det gäller prisutvecklingen på Nord Pool samt svårigheten att bygga upp en kompetent organisation har även angivits som skäl till försäljning. Nämnda faktorer resulterade i att osäkerhet uppstod om vilken lönsamhet som var möjlig att uppnå på sikt.
• långsiktigt bättre lönsamhet/avkastning i jämförelse med att behålla energiverksamheten i egen regi. Många kommuner drog slutsatsen att om försäljningslikviden användes för att amortera skulder eller placerades i olika värdepapper skulle avkastningen bli bättre/säkrare än om energiverksamheterna behölls.
Rapport 2 SOU 2004:129
196
Ekonomin avgörande för kommunernas försäljning
ÖPwC har undersökt sambandet mellan kommunernas finansiella ställning och försäljning av kommunala energibolag. En viktig drivkraft bakom försäljningarna är kommunernas svaga finansiella ställning. Närmare 70 procent av kommunerna som avyttrade energiverksamheter uppvisade noll eller negativt resultat året före försäljningen. (Genomsnitt för samtliga kommuner år 2001 var 30 procent)
Ett annat mått på kommunens ekonomi är soliditet, dvs. redovisad andel eget kapital i förhållande till totalt kapital. Majoriteten av de kommuner som avyttrat energiverksamhet hade en soliditet året före avyttringen som var lägre än 30 procent, vilket kan jämföras med genomsnittet på 55 procent.
Däremot förefaller inte partifärg ha haft någon inverkan. Den politiska majoriteten i de kommuner som avyttrat energiverksamheten 1998
−2002 visar sig vara jämt fördelad mellan socialistisk, borgerlig respektive oklar politisk majoritet. Det kan dock noteras att de kommuner som hade borgerlig eller oklar politisk majoritet var något överrepresenterade jämfört med genomsnittet i Sverige under perioden ifråga.
Källa: ÖPwC analys.
Kommun re sultat före e xtra ordinära intäkte r och kostnade r åre t innan
försäljningstidpunkt av e ne rgiv e rksamhe t 1999 - 2002
0% 25% 50%
Negativt resultat Noll-resultat Positivt resultat
Rapport 2
197
Källa: ÖPwC analys.
Källa: ÖPwC analys.
Antal kommune r som sålt e ne rgiv e rksamhe t me d solidite t lägre re spe ktiv e högre än 30% åre t innan
försäljning (unde r pe riode n 1999 - 20001).
0% 20% 40% 60%
Soliditet < 30% Soliditet > 30%
Politisk majoritet i kommuner vid utförsäljning
av kommunala energibolag, 1998 - 2002
0% 10% 20% 30% 40% 50%
Socialistisk majoritet Borgerlig majoritet
Annat
Fördelning enligt mandatfördelning i rikets alla kommuner 1998 0% 10% 20% 30% 40% 50%
Socialistisk majoritet Borgerlig majoritet
Annat
Fördelning enligt mandatfördelning i rikets alla kommuner 1998
Andelen för ett politiskt block beräknas utifrån antal transaktioner med respektive majoritet, relativt totalt antal undersökta transaktioner 1998 – 2002.
Poltisk inriktning är enligt uppgifter från Kommun aktuell:
”Socialistisk” avser majoritet för (s) och (v)
”Borgerlig” avser majoritet för (m), (kd), (fp) och (c)
”Annat” avser (mp) i vågmästarställning eller oklar majoritet
Rapport 2 SOU 2004:129
198
Större utförsäljningar från basindustrin mindre troliga
Kommunernas ansträngda finanser och negativa ekonomiska framtidsutsikter talar för att utförsäljning av kommunala energiföretag kommer att fortsätta. De tre stora bolagens agerande efter tidigare förvärv med höjningar av nättariffer och fjärrvärmepris kan dock motverka kommunernas vilja att avyttra energiverksamhet
Huvudsaklig anledning till att industrin och privata placerare har avyttrat sitt ägande i kraftbranschen, exempelvis försäljningarna av Skandinaviska Elverk och Stora Kraft, torde enligt vår bedömning vara ett behov att frigöra kapital för investeringar inom kärnområden. Bidragande även vid dessa försäljningar bör ha varit det attraktiva prisläget. Ett antal försäljningar har också syftat till att uppnå en rationellare struktur (Vattenfall/Skellefteå kraft och Vattenfall/Sydkraft) eller har berott på politiska beslut (Barsebäck).
Större utförsäljningar av produktionskapacitet från svensk basindustri verkar mindre troliga. Orsaken är främst den senaste tidens relativt höga elpriser samt möjligheten att erhålla elcertifikat. Osäkerhet om hur handel med och tilldelning av utsläppsrätter kommer att påverka elpris och produktionskostnader är även en starkt bidragande orsak till att industrin sannolikt väljer att fortsätta att äga elproduktion. Som exempel kan nämnas att Göran Lundin, Holmens föregående VD, i media utryckt oro för elprisets framtida utveckling och att Holmen genom att utnyttja egen produktionen kan undvika kostnadsökningar orsakade av stigande elpriser.
Köparnas motiv
Skalfördelar avgörande för köp av energibolag
Förvärven har till övervägande del avsett kommunala vertikalt integrerade energiföretag. Ägarförändringar avseende enbart elproduktion har, bortsett från Storas försäljning av Stora Kraft till Fortum och Sydkrafts förvärv av kärnkraft, endast skett i begränsad omfattning.
Köpare har i de flesta fall varit Vattenfall, Sydkraft eller Fortum. Drivkrafterna bakom de tre storas förvärv av vertikalt integrerade energibolag har enligt vår bedömning främst varit strävan efter
Rapport 2
199
skalfördelar och kostnadssynergier vad gäller elförsäljning och eldistribution.
De utländska aktörernas inträde på den svenska marknaden, bl.a. E.ON:s och Fortums förvärv av Sydkraft respektive Birka, har sin bakgrund i den tidiga avregleringen av den svenska elmarknaden och dessa aktörers expansionsstrategier. En drivande faktor har troligtvis även varit möjligheten att förvärva vattenkraft.
Sydkraft angav som ett av motiven för förvärvet av Graninge att det fanns synergier i vattenkraftproduktionen, då de båda bolagens kraftverk i stor utsträckning överlappade varandra geografiskt.
Övriga transaktioner som har omfattat vattenkraft har i de flesta fall motiverats av behov av renodling av verksamheten och/eller behov av att förbättra den finansiella ställningen. Av dessa kan nämnas Vattenfalls försäljning av vattenkraft i Motala ström till Tekniska Verken i Linköping och Fortums (dåvarande Birka Energi) försäljning av vattenkraft till Sydkraft och Graninge 2001. Birka uppgav som skäl till försäljningen att de ville minska på ägandet i vattenkraftstationer där de endast var passiva ägare. Vattenfall å sin sida uppgav att man ville frigöra kapital för andra investeringar.
Vilka motiv finns det för in- och utträde från marknaden?
Inträde/expansion via investeringar i ny verksamhet
Förutom förvärv av befintlig verksamhet har investeringar i ny verksamhet och nya marknader skett både i elhandel och elproduktion.
Elhandel
Inom elhandeln gäller detta t.ex. bensinbolagen Statoil, Preem, Shell och OKQ8 samt expansiva kommunala bolags försäljning till kunder utanför den egna kommunen.
Motiven för bensinbolagens inträde var främst deras bedömning att kunna utnyttja sina starka varumärken och etablerade kundrelationer för att snabbt nå stora volymer och därmed kostnadsfördelar.
Rapport 2 SOU 2004:129
200
De flesta av de expansiva kommunala bolagen har vuxit organiskt genom kampanjer riktade till kunder i andra nät. Motiven för deras expansion har främst varit att via en större kundbas uppnå en kritisk massa.
Statoils system var inte anpassat för elförsäljning. Det förhållandet att kunderna var fördelade över hela landet, och därmed återfanns i ett stort antal olika nätområden, gjorde kundhanteringen extra besvärlig. Hanteringskostnaderna blev höga, bland annat till följd av de svårigheter som uppstod i samband med leverantörsbyten. Statoil sålde därför 2002 elförsäljningsverksamheten till Öresundskraft.
Shell sålde sin elhandelsverksamhet till Dalakraft. Ett skäl till att Shell drog sig ur elmarknaden torde ha varit svag lönsamhet.
Flera av de expansiva kommunala bolagen har försvunnit från marknaden som självständiga bolag. De bolag som försvunnit har blivit uppköpta, i några fall efter att ha redovisat betydande förluster (Borås Energi, C4 Energi samt Nora Energi).
Elproduktion
Tillskott av ny elproduktionskapacitet har främst skett från kraftvärme och vindkraft.
Merparten av de kraftvärmeprojekt som avser utbyggnad eller nybyggnad är ännu endast på planeringsstadiet. Elprisets utveckling, långsiktigheten och utformningen på elcertifikatsystemet samt framtida kraftvärmebeskattning är dock avgörande för i vilken omfattning som de planerade projekten kommer att genomföras.
Ägarna till svensk vindkraft domineras av privata intressenter. Deras drivkrafter för att investera har i stor utsträckning haft inslag av ideell karaktär. De har haft en vilja att aktivt medverka till miljömässigt hållbar omställning av svensk elproduktion. Vad det gäller den framtida utbyggnaden så har graden av, såväl svenska som utländska, kommersiella intressen ökat. Det finns även ett politiskt tryck från staten på framförallt Vattenfall att medverka i en miljömässigt hållbar omställning av elproduktionen.
Det har förekommit viss ägarförändring även inom vindkraft. Den produktionskapacitet som har bytt ägare har dock varit mycket begränsad. Det faktum att den totala vindkraftsproduktionen i sig inte har någon nämnvärd påverkan på konkurrenssitua-
Rapport 2
201
tionen innebär således att dessa ägarförändringar inte haft någon betydelse för konsumenterna.
6 Strukturförändringarnas påverkan på konsumenten
• Vilken effekt har utträdet haft på konsumenterna?
• Hur har strukturförändringarna påverkat konkurrensen sett från konsumenternas perspektiv? Har konsumenternas benägenhet att agera på marknaden påverkats av de aktuella strukturförändringarna?
Konsumenternas valmöjligheter har ökat
De aktörer som etablerade sig efter schablonreformen bidrog till att konkurrenstrycket ökade. Aktörerna var tvungna att slå sig in på elmarknaden med priset som främsta konkurrensmedel. Den höga produktionen av vattenkraft i det nordiska systemet åren 1998
−2000 medförde låga inköpspriser på Nord Pool. För att de nya aktörerna skulle kunna konkurrera tvingades de emellertid till mycket små påslag på sina inköpspriser.
Många av de som tvingades slå sig in på elmarknaden med låga priser har numera försvunnit, de flesta genom uppköp.
Kundernas valmöjligheter ökade väsentligt efter schablonreformen. Från att tidigare bara ha haft ett möjligt leverantörsval, förutom det fåtal som hade elmätare som mätte förbrukning per timme, ökade antalet rikstäckande leverantörer till ett 50-tal
8
genom det tidigare beskrivna tillträdet till marknaden av bl.a. ett antal nya aktörer. Antalet valmöjligheter har nu (maj 2004) mer än halverats.
8
Av ÖPwC gjord uppskattning utifrån genomgång av elförsäljare 1996
−2004.
Rapport 2 SOU 2004:129
202
Samtidigt kan ifrågasättas om de marginaler som de mest aggressiva aktörerna tog ut var tillräckliga för att åstadkomma en uthållig verksamhet. I det fall låga priser urholkat ekonomin och lett till att bolag lagts ner, kan detta dessutom ha drabbat kunderna. Så var fallet när Kraftkommission i december 2002 avstängdes från handel på Nord Pool och kunderna hänvisades till anvisningsleverantören. Effekten av detta blev att kunderna inte längre fick el till avtalade priser. Några av anvisningsleverantörerna tog ut priser motsvarande nivån i tillsvidareavtalen medan andra baserade priserna på gällande spotmarknadspris. I samtliga fall var det pris som togs ut högre, i flera fall mycket högre, än det pris som hade avtalats med Kraftkommission.
Kunderna drabbades även på ett annat sätt. När en leverantör avstängs och leveransen övergår till anvisningsleverantören ska avläsning av kundens förbrukningen fram till leverantörsbytet göras. Genom att Kraftkommission hade ett stort antal kunder fördelade på flera nätområden och leveransen avbröts strax innan julhelgen kom avläsningen i flera nätområden att försenas kraftigt. Oklarheter uppstod härigenom beträffande hur stor del av förbrukningen som Kraftkommission respektive anvisningsleverantören skulle svara för. Någon möjligheten för kunden att kontrollera förbrukningen fanns inte. Kraftkommission hade i slutet av februari 2003 endast lyckas slutavräkna 2/3 av kunderna.
1996
2000
2004
Antal rikstäckande leverantörer
50
0
20
1996
2000
2004
Antal rikstäckande leverantörer
50
0
20
Rapport 2
203
Skillnader i elpriser har minskat något
Skillnaden mellan det högsta och det lägsta priset som de olika elförsäljarna tar ut för ett 1-årsavtal har minskat. Som framgår av diagrammet till höger var skillnaden 5 öre/kWh 2001 mot 3,4 öre/kWh maj 2004. Elpriset har samtidigt ökat från ett medelpris på ca 25 öre/kWh till ca 35 öre/kWh maj 2004. Undersökningen omfattar 22 bolag, varav 18 fortfarande är fristående. En anledning till att skillnaden minskat är att kunderna blivit mer aktiva, vilket har satt press på elförsäljningsbolagen.
Prisbildningen har även blivit mer transparent. De mest aggressiva aktörerna har tvingats ta ut högre bruttomarginaler
9
och
därmed högre priser för att få bättre täckning för bl.a. olika riskkostnader.
En undersökning som ÖPwC gjort omfattande 16 större bolag visar att bruttomarginalen på 1-årsavtal ökat från 2 öre/kWh 1999 till 6 öre/kWh 2002. Marginalen sjönk 2003, vilket ska ses mot bakgrund av pristurbulensen på Nord Pool, särskilt i början av året. Bruttomarginalen på tillsvidareavtalen har samtidigt legat stabilt på nivån 8
−10 öre/kWh under perioden 1999–2002, för att öka till närmare 14 öre/kWh 2003. Ökningen 2003 ska ses mot bakgrund av de kraftiga prishöjningar som flertalet elhandelsbolag gjorde för att kompensera sig för de höga inköpspriserna på Nord Pool.
Källa: Undersökning ÖPwC 2004.
9
Med bruttomarginal menas skillnaden mellan försäljningspris för en viss period och
anskaffningskostnaden motsvarande terminspriset på Nord Pool för samma period.
Elprisets spridning
(mätt som avvikelse från medel)
-3 -2 -1
0 1 2 3
2000 2001 2002 2003 2004 2005
öre/kWh
2001 2002 2003 2004
Rapport 2 SOU 2004:129
204
Källa: Undersökning ÖPwC 2004.
Förvärven har stärkt de stora kraftbolagens dominans något
Den svenska elproduktionskapaciteten var redan före avregleringen av elmarknaden i mycket hög grad koncentrerad till de större aktörerna på energimarknaden. Utredningen ”Konkurrens på elmarknaden” (SOU 2002:7) bedömde emellertid att ingen aktör på den nordiska elmarknaden inklusive Nord Pool hade en dominerande ställning. När marknaden uppdelas i prisområden och en svensk råkraftmarknad uppstår har de tre stora aktörerna tillsammans en mycket stark ställning. Utredningen bedömde ändå att priset bestämdes av fundamentala faktorer.
De dominerande aktörerna har teoretiskt sett möjlighet att utöva marknadsmakt genom möjligheten att styra sin egen produktion. Denna möjlighet kan från tid till annan påverka elpriset på Nord Pool. Som exempel kan nämnas när man väljer att genomföra det årliga stoppet för översyn och bränslebyte inom kärnkraft. Normalt genomförs översyn på kärnkraften under sommarhalvåret då elförbrukningen och elpriset är lägre. Genom att istället ta kärnkraft ur drift för översyn under perioder med högre elförbrukning kan behov uppstå att ersätta denna produktion med annan dyrare produktion, vilket i förlängningen leder till ett ökat elpris under den aktuella perioden.
Andra exempel är möjligheten att styra produktionen genom att ladda kärnkraftreaktorerna i varierande grad och möjligheten att styra vattenkraftproduktionen under perioder med hög förbrukning. Enligt uppgift från Nord Pools marknadsövervakning har det, enligt Nord Pools uppfattning, inte förekommit att producenterna
Bruttomarginal, genomsnitt 16 företag, öre/kWh
0 2 4 6 8 10 12 14 16
1999 2000 2001 2002 2003
Tillsvidarepris vs Nord Pool 12 mån 1-årsavtal vs Nord Pool 12 mån
Bruttomarginal, genomsnitt 16 företag, öre/kWh
0 2 4 6 8 10 12 14 16
1999 2000 2001 2002 2003
Tillsvidarepris vs Nord Pool 12 mån 1-årsavtal vs Nord Pool 12 mån
Rapport 2
205
har utövat otillbörlig marknadsmakt genom att använda sig av ovan angivna möjligheter.
Den produktionskapacitet som sålts efter 2002 har i förhållande till den totala produktionskapaciteten varit relativt begränsad. Sammantaget har dock Vattenfalls, Sydkrafts och Fortums dominerande ställning förstärkts något. Den största aktören Vattenfall har dock under denna period inte förvärvat väsentliga produktionstillgångar.
Jämfört med år 2002 har således konsumenternas valmöjligheter marginellt försämrats främst genom Sydkrafts förvärv av Graninge. EU-kommissionens konkurrensmyndighet, som granskade förvärvet ur konkurrenssynpunkt fann dock inte anledning att ingripa.
Inom Nord Pool har misstankar uppstått om missbruk av marknadsmakt (se kap. 7).
Villakunder mest benägna byta elleverantör
En undersökning har genomförts av olika kundgruppers syn på några aspekter av elmarknadens funktion. Totalt genomfördes 300 telefonintervjuer i kundgrupperna villa, lägenhet och företag. Intervjuerna avsåg kunder i Gävleområdet. Inom området har skett stora strukturförändringar. Elhandelsbolaget Gestrikekraft ägt av Gävle Energi såldes till Vattenfall 1999. Sedermera har Gävle Energi återupptagit elförsäljningsverksamheten.
Byta elleverantör; Mest benägna att byta elleverantör har villakunderna varit.
Källa: ÖPWC enkät.
Har bytt elleverantör sedan 1999
0% 20% 40% 60% 80% 100%
villakunderna företagskunderna lägenhetskunderna
Rapport 2 SOU 2004:129
206
Av störst betydelse för att byta elleverantör av de fyra faktorer som studerades i undersökningen var priset. De tre andra faktorerna, försäljning av bolaget, service och lokal leverantör, hade avsevärt mindre betydelse.
Källa: ÖPWC enkät.
De kunder som inte bytt elleverantör sedan 1999 fick frågan om kunden övervägt eller funderat på att byta under det senaste året. Runt en tredjedel av samtliga kundgrupper har övervägt eller funderat på att byta elleverantör under det senaste året.
Lätt eller svårt att byta elleverantör; De kunder som bytt leverantör upplever det som enkelt att byta leverantör.
Källa: ÖPWC enkät.
Priset har delvis eller definitivt påverkat deras
beslut om att byta elleverantör
0% 20% 40% 60% 80% 100%
villakunderna företagskunderna lägenhetskunderna
Anser att det var enkelt eller mycket enkelt att byta
elleverantör
0% 20% 40% 60% 80% 100%
villakunderna företagskunderna lägenhetskunderna
Anser att det var enkelt eller mycket enkelt att byta
elleverantör
0% 20% 40% 60% 80% 100%
villakunderna företagskunderna lägenhetskunderna
Rapport 2
207
Majoritet tycker inte elmarknaden fungerar väl
De kunder som inte bytt elleverantör sedan 1999 tror att det är väsentligt svårare att byta leverantör än de som gjort det.
Källa: ÖPWC enkät.
Elprisets utveckling; Samtliga kundgrupper är överens om att elpriset till övervägande del utvecklats i negativ riktning.
Källa: ÖPWC enkät.
Tror att det är enkelt eller mycket enkelt att byta
elleverantör
0% 20% 40% 60% 80% 100%
villakunderna företagskunderna lägenhetskunderna
Anser att elpriset utvecklats i mycket negativ
riktning eller i negativ riktning
0% 20% 40% 60% 80% 100%
villakunderna företagskunderna lägenhetskunderna
Rapport 2 SOU 2004:129
208
Service; En majoritet av kunderna bedömde att deras elleverantörs service
10
inte förändrats under de senaste åren.
Källa: ÖPWC enkät.
Noterbart många (28 %) företagskunder kan inte bedöma hur servicen utvecklats från sin elleverantör.
Information och marknadsföring; I samtliga kundgrupper anser 45 procent att marknadsföringen har ökat något eller ökat betydligt under de senaste åren.
Synen på elmarknaden; Endast 4 av 10 kunder tycker att elmarknaden är välfungerande. 6 av 10 kunder anser dessutom att marknaden håller på att tas över av ett antal stora bolag. 6 av 10 anser att konkurrensen på elmarknaden har ökat samt att valmöjligheterna på elmarknaden har ökat.
10
I enkätundersökningen fick kunderna själva bestämma innebörden i servicebegreppet. De vanligaste kontakterna med elleverantören sker via faktura och frågor till kundhanteringsavdelningen.
Ser ingen förändring i servicebeteendet hos sin
elleverantör under de senaste åren.
0% 20% 40% 60% 80% 100%
villakunderna företagskunderna lägenhetskunderna
Rapport 2
209
Elmarknadens faktiska utveckling stämmer överens med konsumenternas uppfattning
Den faktiska utvecklingen på elmarknaden överensstämmer relativt väl med konsumenternas uppfattning enligt telefonundersökningen, inom nedanstående områden:
• Jämfört med tiden före schablonreformen har antalet möjliga elleverantörer till en enskild konsument ökat väsentligt, även om antalet minskat sedan 2000
−2001. Detta kan jämföras med att enligt telefonundersökningen anser 6 av 10 att konkurrensen på elmarknaden har ökat samt att valmöjligheterna på elmarknaden har ökat.
• De ”tre sfärernas” marknadsandel har ökat kraftigt bl.a. via förvärv. Detta kan jämföras med att enligt telefonundersökningen anser 6 av 10 kunder att marknaden håller på att tas över av ett antal stora bolag.
• Elpriset till konsument har ökat bl.a. till följd av torrår och höjda skatter. Detta kan jämföras med att enligt telefonundersökningen anser 7 till 8 kunder av 10 att priset utvecklats i negativ riktning.
Konsumenterna har en låg uppskattning av elmarknadens funktion. En förklaring till detta kan vara att elmarknaden fortfarande är en förhållandevis ung marknad och behöver mer tid för att utvecklas. En rimlig uppskattning baserad på vår erfarenhet i samband med marknadsbedömningar, är att för väl fungerande marknader uttrycker åtminstone 70 procent av kunderna positiv uppskattning av marknadens funktion. Detta kan dock variera från marknad till marknad.
Positiva bedömningar ges dock av andra aspekter av elmarknadsreformerna, t.ex. som nämnts ovan att konkurrens och valmöjligheter ökat. Enligt en attitydundersökning gjord på uppdrag av Svensk Energi i månadsskiftet februari/mars 2004 uppgav två tredjedelar av hushållskunderna att de var positiva till elmarknadsreformen. Förklaringarna till skillnaderna i resultat kan vara att frågorna formulerats olika och att vår undersökning utfördes i ett område med relativt sett större förändringar än genomsnittet och med ett annat urval av tillfrågade.
Rapport 2 SOU 2004:129
210
Priset viktigast för val av elförsäljare
Vår enkätundersökning visar, liksom andra undersökningar, att priset är den mest avgörande faktorn vid val av elleverantör. Intressant för den fortsatta strukturutvecklingen är att mellan en femtedel till en tredjedel av kunderna uppger att de värdesätter att elleverantören skall vara lokal. Detta indikerar att det kan finnas ett marknadsutrymme för lokala leverantörer.
Byte av elleverantör har varit vanligast bland villakunder, vilket är naturligt med hänsyn till att kostnaderna för deras elförbrukning är större än för lägenhetskunder och vinsten av att byta till en leverantör med lägre elpris är större. Tillfrågade företagskunder bytte elleverantör i ungefär samma utsträckning som lägenhetskunder. En möjlig förklaring är att elkostnaderna för berörda företag har varit förhållandevis låga.
En större andel av de som bytt elleverantör uppfattar, jämfört med de som inte bytt, det som enkelt att byta. Detta gäller särskilt villakunder. Elhandelsföretagen hanterar en betydande del av administrativa frågor som följer av ett byte för att förenkla för kunderna, vilket kan vara förklaringen till att en betydande majoritet av de som bytt uppfattar bytet som enkelt. Budskapet att det är lätt att byta elleverantör har dock inte helt gått fram till de som ej provat att byta.
Elleverantörernas service har inte förändrats enligt en klar majoritet av de tillfrågade kunderna. Få, under 10 procent, av villa- och lägenhetskunderna, uppfattade servicen som endera bättre eller sämre. Det vägde ungefär lika mellan de som tyckte att den var bättre som de som tyckte att den var sämre. Enligt Svensk Energis tidigare nämnda undersökning har antalet kunder som kontaktat kundtjänsten ökat markant med varierande betyg vad avser förmåga att förstå kundens problem respektive att lösa det.
Rapport 2
211
7 Hinder för elförsäljare
• Vilka formella och informella hinder på kort och lång möter de potentiella aktörerna inom elhandel?
• Vilka hinder möter befintliga aktörer vid expansion av befintliga verksamheter eller etablering av nya?
• Hur ser möjligheterna ut för företag att etablera konkurrenskraftiga verksamheter inom dessa områden på kort och medellång sikt?
Formella och informella hinder möter befintliga och nya aktörer
Befintliga aktörer Nya aktörer
*)
Kraftanskaffning Volymerna på Nord Pool sjunker vilket påverkar likviditeten i mark- naden och ytterst möjligheten att köpa in el till konkurrenskraftiga priser; lägre volymer kan leda till högre avgifter för aktörer på Nord Pool. Ett antal risker förknippade med elförsäljning.
Riskerna underskattas för att kunna hålla låga marginaler och därmed låga priser; höga avgifter i förhållande till volym; svårt att möta krav på säkerhet från Nord Pool. Krav på säkerhet innebär att de nya aktörerna måste ha ett förhållandevis stort eget kapital.
Administrativa rutiner leverantörsbyten, kundhantering
Krav på investering i system för att kunna hålla låga hanterings- kostnader; aktörer med både nät och elhandel kan dela på hante- ringskostnaderna.
Hantering av kunderna kräver omfattande systemlösningar. Kundhanteringen kräver kompe- tens. Manuella lösningar inte längre möjligt. Rena elhandels- aktörer saknar möjlighet att fördela system och kostnader på annan verksamhet.
Marknad /försäljning
Kunder med tillsvidareavtal går över till avtal med fast eller rörligt pris med lägre marginaler; kraftbolagen som hittills hållit förhållandevis höga priser ändrar strategi och börjar priskonkurrera, vilket försvårar för aktörer utan egen produktion.
Låg kundrörlighet; priset det enda konkurrensmedlet; kan ta tid att nå erforderlig volym; saknar kunder som köper el på tills- vidareavtal.
*) Med nya aktörer avses även utländska aktörer. Vi har i vår analys inte funnit att de utländska aktörerna har andra hinder än de som omnämns i detta kapitel och i kapitel 3.
Rapport 2 SOU 2004:129
212
Hinder på kort, medellång och lång sikt
Vi har definierat kort sikt som 1 år, medellång som 5 år samt lång sikt som över 5 år.
Kort sikt
1 år
Medellång sikt
5 år
Lång sikt
Befintliga aktörer
Kraftanskaffning: - Ett antal risker förknippade med elförsäljning
Administration m.m. - krav på investering i system för att kunna hålla låga hanteringskostnader
Kraftanskaffning: - Dålig likviditet till följd av sjunkande volymer på Nord Pool - Högre avgifter till följd av lägre volymer - Ett antal risker förknippade med elförsäljning
Administration m.m. - Krav på investering i system för att kunna hålla låga hanteringskostnader
Marknad/försäljning - Kunder med tillsvidareavtal går över till avtal med fast eller rörligt pris med lägre marginaler - Kraftbolagen börjar pris- konkurrera, vilket försvårar för aktörer utan egen produk- tion
Kraftanskaffning: - Dålig likviditet till följd av sjunkande volymer på Nord Pool - Högre avgifter till följd av lägre volymer - Ett antal risker förknippade med elförsäljning
Marknad/försäljning - Kunder med tillsvidareavtal går över till avtal med fast eller rörligt pris med lägre marginaler; - Kraftbolagen börjar pris- konkurrera, vilket försvårar för aktörer utan egen produktion
Nya aktörer
Kraftanskaffning: - Riskerna underskattas
Administration m.m. - Omfattande systemlösningar och kompetens - Saknar möjlighet att fördela kostnader för system på annan verksamhet
Marknad/försäljning - Låg kundrörlighet; priset det enda konkurrensmedlet - Saknar kunder som köper el på tillsvidareavtal - Stora kostnader för att bygga upp ett varumärke
Kraftanskaffning: - Riskerna underskattas - Svårt att möta krav på säker- het från Nord Pool
Administration m.m. - Omfattande systemlösningar och kompetens - Saknar möjlighet att fördela kostnader för system på annan verksamhet
Marknad/försäljning - Låg kundrörlighet; priset det enda konkurrensmedlet - Saknar kunder som köper el på tillsvidareavtal - Stora kostnader för att bygga upp ett varumärke
Kraftanskaffning: - Riskerna underskattas - Svårt att möta krav på säker- het från Nord Pool
Administration - Saknar möjlighet att fördela kostnader för system på annan verksamhet
Marknad/försäljning - Låg kundrörlighet; priset det enda konkurrensmedlet - Saknar kunder som köper el på tillsvidareavtal
Rapport 2
213
Låg likviditet på Nord Pool växande hot
Nord Pool
De priser till vilka en elförsäljare kan köpa in kraft varierar beroende på tillgång och efterfrågan. Variationerna är ofta stora. Kalla vintrar med hög efterfrågan på el ger höga priser, medan priserna under sommaren kan vara nog så låga. Det nordiska systemet bygger till stor del på vattenkraft, vilket innebär att priserna skjuter i höjden under torrår då den bortfallande vattenkraften måste ersättas med dyrare kraftslag.
Flertalet större elförsäljare köper el på Nord Pools Spot-marknad (Elspot). För att få handla på Nord Pool krävs att elförsäljaren kan ställa säkerhet motsvarande levererad men ännu ej betald volym. Med stigande elpriser har kravet på säkerheter i kronor ökat. På Nord Pool kan även inköpen prissäkras (Eltermin).
Volymerna i terminshandeln på Nord Pool har ökat kraftigt de senaste åren, vilket inneburit god likviditet i handeln. Volymerna sjönk emellertid 2003. Flera stora internationella aktörer har dragit sig ur marknaden såsom Enron och TXU. (Enron stod för ca ¼ av handeln med finansiella elkontrakt). Kvar finns större producenter och medelstora elförsäljare utan egen produktion. Med sjunkande volymer har likviditeten försämrats, vilket kan påverka möjligheten till konkurrenskraftiga inköpspriser.
Fortsätter utvecklingen finns en betydande risk att de terminskurser som anges för 1 MW inte är representativa vid köp av större volymer. Detta kan komma att påtagligt försämra förutsättningarna för elförsäljare utan egen produktion.
Rapport 2 SOU 2004:129
214
Källa: Nord Pool.
Nord Pool har vidtagit vissa motåtgärder genom att bl.a. erbjuda mindre aktörer lägre fast avgift samtidigt som den rörliga avgiften höjts.
Möjligheterna för en enskild aktör att påverka prisbildningen på Nord Pool har varit föremål för diskussion. I utredningen ”Konkurrens på elmarknaden” (SOU 2002:7) konstaterades dock att man sett få tecken på att producenterna skulle ha manipulerat prisbildningen. I maj 2004 anmälde norska Kredittilsynet en aktör till Ökokrim för misstänkt prismanipulation. Ökokrim valde dock att lägga ner utredningen med motiveringen att myndigheten inte hade tillräckligt med resurser.
Riskerna måste täckas in i marginalerna
Volymrisker Prisområdesrisker
En elförsäljare som sålt el på t.ex. 1-årskontrakt har som regel prissäkrat inköpen utifrån kundens beräknade förbrukning. Skulle det bli kallt kan förbrukningen komma att öka (volymrisk), vilket innebär att elförsäljaren måste köpa in merförbrukningen på spotmarknaden till de priser som då gäller (prisrisk). Dessa priser kan vara väsentligt högre än när kontraktet gjordes upp.
1999
2000
2001
2002
2003
Elspot market
Financial market
Clearing (OTC) market
0 400 800 1200 1600 2000
Nord Pool - Trade & clearing volumes, TWh
Rapport 2
215
Utöver volymrisk och prisrisk finns andra typer av risker. En svensk elförsäljare köper in el på Nord Pool till ett så kallat systempris för hela börsområdet. Försäljningen sker dock i prisområde Sverige. Beroende på begränsningar i överföringskapacitet mellan de olika prisområdena kan priset i olika prisområden komma att avvika från systempriset (prisområdesrisk).
Svensk Energi har gjort en bedömningen av riskkostnaderna i elhandelsverksamheten och kommit fram till att en elförsäljare utöver inköpspriset måste göra ett påslag på mellan 1 till 6 öre för att täck in riskerna.
Vissa av de nya aktörerna har haft bruttomarginaler på omkring 2 öre/kWh. Det kan ifrågasättas om detta är en tillräcklig marginal för att uthålligt täcka alla omkostnader.
Riskkostnader i elhandelsverksamhet
Risktyp Årskostnad (öre/kWh)
Kapacitetsavgifter (p.g.a. prisområdes- skillnader
0,2
−2,0
Förbrukningsprofiler 0,2
−1,5
Volymfel 0,2
−1,0
Balanskraft 0,1
−1,0
Valutasvängningar 0,1-0,8
Summa 0,8
−
6,3
Källa: Svensk Energi.
Affärsmodellen har omprövats av många
Brister i affärsmodellen
En elförsäljare köper in el på Nord Pool eller via bilaterala kontrakt för att sälja dem vidare till slutkunder. Affärsmodellen innebär att elförsäljaren lägger en marginal på inköpspriset för att täcka hanteringskostnader, risker samt ge avkastning.
Efter schablonreformen tillkom en rad aktörer. För att snabbt bygga upp en stor kundstock valde många att konkurrera med låga elpriser. Givet att marknadspriset på inköpt el är i stort sett lika för
Rapport 2 SOU 2004:129
216
alla elförsäljare måste de nya aktörerna hålla mycket låga marginaler. Det innebar att dessa nya aktörer i vissa fall inte fick full täckning för risk- och hanteringskostnaderna. Många av aktörerna underskattade sannolikt riskkostnaderna. Dessa utfaller exempelvis om det blir kraftiga variationer i förbrukningen eller om det uppstår prisområdesskillnader i det nordiska systemet.
Åren 1998
−2000 var det god tillgång på vattenkraft och milda vintrar, med åtföljande låga börspriser. Några större volymavvikelser eller prisområdesdifferenser drabbade inte elhandlarna.
Vintern 2001/2002 vände emellertid börspriserna upp. Under några kalla dagar i slutet av januari 2002 uppstod risk för kapacitetsbrist i det svenska systemet. Dygnspriset på Nord Pools spotmarknaden sköt i höjden, vilket drabbade många elförsäljare. Som följd härav fick flera av elförsäljarna anledning att ompröva affärsmodellen och öka marginalen. Att konkurrera med låga priser med låga marginaler som följd var inte längre lika självklart.
Källa: Nord Pool.
Spot price, Sweden 1996-2003
0 100 200 300 400 500 600 700
dec-95 dec-96 dec-97 dec-98 dec-99 dec-00 dec-01 dec-02
SEK/MWh
Rapport 2
217
Kundhanteringen ett problem
Kundhantering
För att hantera kunderna tar det flesta elförsäljarna ut en fast avgift. Avgiften ska täcka kostnaderna för kundtjänst och debitering.
Många av de aktörer som tillkom efter schablonreformen räknade med att kunna utnyttja befintliga kundtjänst och debiteringssystem. Detta visade sig emellertid inte möjligt. Härtill kom nya krav på registrering och mätning av kunderna. Dåligt utvecklade rutiner med betydande manuella inslag medförde höga hanteringskostnader och orsakade irritation hos kunderna i samband med leverantörsbyten. Fakturorna blev i många fall omfattande och svåra att förstå. För såväl mindre som större aktörer krävs relativt avancerade IT-system för elhandelsverksamheten. För de mindre aktörerna innebär detta en relativt sett stor fast kostnad.
För att möta de ökade hanteringskostnaderna försökte många elförsäljare att öka sin kundstock. Det ökade antalet kunder medförde dock ytterligare problem särskilt om försäljningen var fördelad över många olika nätområden. Elförsäljare som i första hand sålt el till kunder i det ”egna” nätområdet har hittills varit de som haft de lägsta hanteringskostnaderna.
Höga marginaler i tillsvidareavtalen
Korssubventionering
Före avregleringen sålde eldistributörerna el till kunder i det egna nätet. Försäljningen skedde på tillsvidarebasis; kunden kunde inte vända sig till någon annan leverantör eftersom eldistributörerna hade monopol på försäljningen.
Avregleringen innebar att eldistributionen delades upp i elhandel och elnät. Elförsäljningen till kunder i egna nät fortsatte i allt väsentligt enligt samma principer som tidigare, dvs. på tillsvidarebasis. De som var aktiva och övervägde att byta leverantör erbjöds fastprisavtal på 1-, 2-, 3-år, alternativt avtal om rörligt pris. Fastprisavtal var den produkt som elförsäljarna konkurrerade med och konkurrensen medförde att bruttomarginalen i avtalen var lägre än i tillsvidareförsäljningen.
Rapport 2 SOU 2004:129
218
Marginalen i tillsvidareförsäljningen har allt sedan avregleringen varit relativt god. I takt med att börspriset på el stigit har dessutom tillsvidarepriset kunnat höjas. Marginalen i fastprisavtalen har varierat utifrån konkurrenssituationen. Särskilt efter schablonreformen, då många nya aktörer etablerade sig, pressades marginalerna tillbaka. De nya aktörerna hade inte några tillsvidarekunder utan sålde el på fastprisavtal.
Det finns skäl att anta att de goda marginalerna i tillsvidareförsäljningen gjort det möjligt för elförsäljare med stor andel tillsvidarekunder att hålla låga priser när det gäller fastprisavtalen.
Källa: Undersökning ÖPwC 2004.
Antalet aktiva kunder ökar
Låg kundrörlighet
Efter schablonreformen förväntades ett ökat antal kunder byta elleverantör. Elförsäljarna erbjöd produkter främst i form av fastprisavtal i 1-, 2- eller 3-år samt avtal om rörligt pris. Kundrörligheten förblev dock låg till en början. Trots relativt standardiserade produkter har kunderna haft svårigheter att jämföra de olika elförsäljarnas erbjudanden. Priserna har ibland redovisats med moms, ibland utan. Härtill har storleken på den fasta avgiften varierat vilket försvårat prisjämförelserna. Det förekommer även att leveransstarten eller löptiden varierat.
Rörligheten har sedermera ökat, likaså har allt fler omförhandlat sina avtal med den befintliga leverantören. Det är framförallt
Bruttomarginal, genomsnitt 16 företag, öre/kWh
0 2 4 6 8 10 12 14 16
1999 2000 2001 2002 2003
Tillsvidarepris vs Nord Pool 12 mån 1-årsavtal vs Nord Pool 12 mån
Bruttomarginal, genomsnitt 16 företag, öre/kWh
0 2 4 6 8 10 12 14 16
1999 2000 2001 2002 2003
Tillsvidarepris vs Nord Pool 12 mån 1-årsavtal vs Nord Pool 12 mån
Bruttomarginal, genomsnitt 16 företag, öre/kWh
0 2 4 6 8 10 12 14 16
1999 2000 2001 2002 2003
Tillsvidarepris vs Nord Pool 12 mån 1-årsavtal vs Nord Pool 12 mån
0 2 4 6 8 10 12 14 16
1999 2000 2001 2002 2003
Tillsvidarepris vs Nord Pool 12 mån 1-årsavtal vs Nord Pool 12 mån
Rapport 2
219
kunder med en förhållandevis stor förbrukning som varit aktiva. Enligt Svensk Energis undersökning i oktober 2003 hade 70 procent av hushållen med elvärme varit aktiva.
Den senaste TEMO undersökningen som Svensk Energi låtit göra visar att 49 procent av kunderna är aktiva, dvs. bytt leverantör eller omförhandlat avtal. Att kunderna i ökad utsträckningen har omförhandlat avtal ska ses mot bakgrund av den stora prisskillnad som rått mellan fastpris- och tillsvidareavtal under 2003.
Källa: Svensk Energi.
Att allt fler kunder är aktiva och väljer fastprisavtal innebär att kunder med tillsvidareavtal minskar. Marginalen i tillsvidareavtalen har sedan avregleringen varit hög och gjort det möjligt att ”subventionera” fastprisavtalen. Denna möjlighet minskar, vilket förbättrar konkurrensläget för nya aktörer utan tillsvidarekunder.
Sammanfattning
− Hinder för befintliga aktörer
Befintliga elhandelsbolag ställs inför betydande hinder när det gäller att etablera konkurrenskraftig verksamhet på kort och lång sikt. Detta gäller framför allt:
• kraftanskaffning
• kundhantering
• försäljning
Har bytt elleverantör eller omförhandlat pris
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
aug-00 nov-00
feb-01 maj-01
aug-01 nov-01
feb-02 maj-02
aug-02 nov-02
feb-03 maj-03
aug-03 nov-03
feb-04
Rapport 2 SOU 2004:129
220
Många befintliga elförsäljare har inte tillgång till egen produktion utan köper in kraft på Nord Pool för försäljning till slutkunder. Volymerna på Nord Pool sjunker, vilket ger försämrad likviditet och därmed sämre möjlighet att köpa in kraft till konkurrenskraftiga priser. De sjunkande volymerna kan även på lång sikt leda till högre avgifter för aktörerna på Nord Pool. Detta försvårar möjligheterna att etablera konkurrenskraftig verksamhet på medellång till lång sikt.
Flera större aktörer har haft problem när det gäller kundhanteringen. Det gäller allt från att administrera leverantörsbyten till fakturering och betalning. För att klara detta krävs i regel investeringar i främst IT-system för att kunna etablera konkurrenskraftig verksamhet på kort till medellångsikt.
Den konkurrensfördel som befintliga elhandelsbolag har haft jämfört med nya aktörer i form av en kundstock med tillsvidareavtal kan minska i framtiden. Enligt en undersökning från Svensk Energi ökar antalet aktiva kunder som byter elleverantör eller omförhandlar avtal. Det torde innebära att kunder med tillsvidareavtal går över till fastprisavtal, där marginalen är väsentligt sämre. En följd härav är att lönsamheten i elförsäljningen skulle kunna minska på lång sikt.
För nya aktörer som vill etablera elhandelsrörelse är hindren större än för befintliga elhandelsbolag. Många av de nya aktörerna har haft svårt att etablera konkurrenskraftig verksamhet både på kort och lång sikt. Flera av de aktörer som gick in på marknaden efter schablonreformen är idag inte längre verksamma. De nya aktörerna möter utöver de befintliga aktörerna hinder även gällande:
• underskattade risker
• behov av kostsamma systemlösningar för kundhantering m.m.
• hittills låg kundrörlighet
Ett flertal av de nya aktörer som etablerat sig har historiskt underskattat riskerna i elhandeln. Marginalerna har varit för låga för att täcka olika risker. De höga priserna på Nord Pool 2001/2002 samt 2002/2003 ledde till högre riskkostnader och flera av aktörerna fick problem med lönsamheten. Enligt Svensk Energi krävs det idag minst ett påslag på mellan 1 till 6 öre för att täcka in riskerna och därmed etablera konkurrenskraftig verksamhet inom elförsäljning.
Rapport 2
221
Vidare överskattade många nya aktörer möjligheten att använda befintliga IT-system. Idag krävs tillgång till omfattande och kostsamma systemlösningar. Renodlade elhandelsbolag saknar i regel möjlighet att fördela dessa kostnader på annan verksamhet vilket delvis försvårar möjligheten att etablera konkurrenskraftig på kort till medellångsikt verksamhet.
Ett annat hinder som möter nya aktörer som vill etablera konkurrenskraftig verksamhet är låg kundrörlighet. I de TEMO-mätningar som Svensk Energi gör har närmare hälften av alla kunder bytt leverantör eller omförhandlat avtalen. De som omförhandlat avtalen torde emellertid dominera. Nya aktörer har härtill inga kunder med tillsvidareavtal utan måste helt förlita sig till fastprisavtal, där marginalerna hittills varit betydligt lägre på grund av konkurrenstrycket.
Vi har i vår analys inte funnit att de utländska aktörerna har andra hinder än de hinder som gäller nya aktörer.
8 Hinder för elproduktion
• Vilka formella och informella hinder på kort och lång möter de potentiella aktörerna inom elproduktion?
• Vilka hinder möter befintliga aktörer vid expansion av befintliga verksamheter eller etablering av nya?
• Hur ser möjligheterna ut för företag att etablera konkurrenskraftiga verksamheter inom dessa områden på kort och medellång sikt?
• Vilka typer av elproduktion får tillstånd att etablera sig idag samt hur påverkar detta konkurrenssituationen?
Tillståndsprocessen tidskrävande
Tillstånd
För att etablera nya elproduktionsanläggningar krävs miljötillstånd. Enligt svensk lagstiftning krävs i de flesta fall dessutom tillstånd både enligt Plan och bygglagen (PBL) och Miljöbalken. Det nuvarande systemet med två tillståndsförfarande anses vara tungrott
Rapport 2 SOU 2004:129
222
och ineffektivt ur ett kostnadsperspektiv för såväl berörda myndigheter som för de sökande. I syfte att förenkla och effektivisera det nuvarande systemet och därigenom underlätta för investeringar som är till gagn för såväl samhällsekonomi som miljöskydd har regeringen tillsatt två separata kommittéer
11
, Miljöbalkskommittén
och PBL-kommittén som ser över respektive lag. Dessa skall lämna sina slutbetänkanden 30 juni 2005 respektive 31 december 2004.
Kraftvärme
Enligt den undersökning som Svensk Fjärrvärme genomfört bland föreningens medlemmar så anses miljötillstånd inte vara ett hinder för etablering av ny kraftvärmeproduktion. Däremot anses tillståndsfrågan vara en faktor som påverkar investeringen negativt genom att tillståndsprocessen är tidskrävande och att projektets tekniska utformning och val av bränslen kan påverkas. Detta kan leda till att projektets lönsamhet försämras.
Det är inte ovanligt att det i samband med etablering av ny kraftvärme uppstår en relativt stark lokal opinion. Det är framförallt närboende till den planerade anläggningen som ifrågasätter valet av plats för etableringen. I synnerhet gäller detta när avsikten är att bygga en avfallsbaserad anläggning.
Vindkraft
Vindkraft är den energikälla som bedöms ha den största potentialen bland befintliga förnyelsebara produktionstekniker och det är även den teknik som stöter på flest hinder vid etablering av ny miljövänlig produktionskapacitet. Enligt Energimyndigheten är det svårt att få tillstånd om inte det aktuella området utpekats som lämpligt i kommunernas översiktsplaner. För att det skall utpekas som lämpligt för etablering krävs att området har utpekats att vara av riksintresse för vindkraft. Energimyndigheten ansvarar för att utse områden av riksintresse för produktion och distribution av energi. Aktuella områden utgörs av områden vilka bedöms ha särskilt gynnsamma vindförhållanden. Arbete pågår för närvarande med att utse områden av riksintresse. Detta arbete beräknas vara färdigt under 2004.
11
Miljöbalkskommittén (M 1999:03) och PBL-kommittén (M 2002:05).
Rapport 2
223
Vattenkraft
Flertalet av de större vattendragen i Sverige är helt skyddade från utbyggnad av vattenkraft enligt Miljöbalken. Möjligheterna till att bygga vattenkraft i större skala är därför mycket begränsad. Enligt nuvarande lagstiftning görs ingen skillnad på vattenkraft, oavsett storlek. All vattenverksamhet är tillståndspliktig enligt miljöbalken. Detta innebär att tillståndsprövningen även för mindre vattenkraftsanläggningar blir omfattande och resurskrävande. För att minska den administrativa processen och på så sätt underlätta även för mindre aktörer att bygga vattenkraft har Miljöbalkkommittén i ett delbetänkande föreslagit att tre tillståndsnivåer införs.
Enligt Energimyndigheten finns det även en stark opinion emot en utbyggnad av vattenkraft från framförallt miljö- och naturvårdsintressen samt från sportfiskare, vilket försvårar möjligheterna att få tillstånd.
Skattepolitiken försvårar investeringarna
Lönsamhet
Kraftvärme
De senaste åren har stigande priser på el, förhållandevis låga priser på biobränslen och införandet av elcertifikat starkt bidragit till att lönsamheten i kraftvärmebaserad elproduktion har ökat. En stor orsak till förbättrad lönsamhet är även förändringen av kraftvärmebeskattningen. I december 2003 beslutade regeringen, efter stark påtryckning från energibranschen, att el från kraftvärmeverk skall beskattas på samma sätt som el producerad i industrin. Detta beslut gynnade elproduktion vid kraftvärmeverk och ansågs öppna för en utbyggnad av kraftvärme. Under våren 2004 föreslog regeringen dock att kraftvärme i motsats till industriellt mottryck skulle fortsätta att betala koldioxidskatt för värmeproduktionen samt att kraftvärmeproduktion får en förhållandevis låg tilldelning av utsläppsrätter. Detta förslag försämrar lönsamheten och därmed även förutsättningar för en fortsatt utbyggnad.
Rapport 2 SOU 2004:129
224
Längre giltighet för elcertifikat underlättar investeringar
Vindkraft
Med dagens prisnivåer på el är vindkraft inte lönsam. Ökade priser på el som en effekt av införandet av handel med utsläppsrätter bedöms ej heller bli tillräckliga för att vindkraften skall bli lönsam. En förutsättning för en fortsatt utbyggnad av vindkraft är därför en långsiktig stödmodell. Nuvarande elcertifikatsystem gäller till och med 2010. Med nuvarande prisnivåer på elcertifikat tar det dock betydligt längre tid för att en vindkraftinvestering skall bli lönsam. Osäkerheten i långsiktigheten i det nuvarande systemet medför därför att mindre aktörer utan betydande eget kapital troligtvis kommer att få svårt att finansiera planerade investeringar och att de större aktörerna även framgent kommer att ha en avvaktande inställning till investering i vindkraft.
Vattenkraft
Investering i småskalig vattenkraft har inte ansetts vara lönsam. Orsaken till detta är främst att den producerade volymen el blir förhållandevis begränsad i relation till investeringens storlek. Dessutom är drift- och underhållskostnaderna blir förhållandevis höga.
Priset för elcertifikat har sedan införandet legat på ca 200 SEK/MWh och varierat mellan 90
−325 SEK/MWh
12
, vilket
skall jämföras med 90 SEK/MWh som var den ersättning som utgick till småskalig vattenkraft i det föregående stödsystemet. Detta innebär således att elcertifikatsystemet medfört en betydande lönsamhetsförbättring för småskalig vattenkraft. Den förbättrade lönsamheten till trots är återbetalningstiden för investering i ny småskalig vattenkraft betydligt längre än giltighetstiden i det nuvarande stödsystemet. Detta innebär således att de som investerar i ny småskalig vattenkraft endast kan räkna med att erhålla intäkter från elcertifikat under de första åren av investeringens beräknade livslängd. Osäkerheten i utformningen av eventuella framtida stödsystem medför därför att investering i ny småskalig vattenkraft är förknippat med betydande risker. Vidare har priset på elcertifikat varit volatilt, vilket ger en osäker i prisbild.
12
Svenska Kraftnät: ElmarknadsKontakt 2/2004.
Rapport 2
225
Sammanfattning
− Hinder för produktion
• Riksdagens beslut om att avveckla kärnkraften och Miljöbalkens skydd av oreglerade älvar innebär i praktiken att utbyggnad av storskalig kraftproduktion (exklusive gasbaserad) i Sverige ej är möjlig.
• De viktigaste hindren för en fortsatt utbyggnad av miljövänlig elproduktion utgörs av betydande osäkerheter om framtida lönsamhet och möjligheten att erhålla erforderliga tillstånd för etablering av ny produktionskapacitet.
• Möjligheten att erhålla tillstånd för ny småskalig vattenkraft och landbaserad vindkraft anses vara mycket begränsade. Möjligheten för att få tillstånd för att ta avvecklade vattenkraftanläggningar i drift är dock bättre, även om det även här finns starkt motstånd från miljö- och naturvårdsintressen.
• Vad det gäller etablering av vindkraft så kommer möjligheterna att få tillstånd att öka om det aktuella områdets definierats som område av riksintresse för etablering av vindkraft.
• Trots i vissa fall starkt lokalt motstånd bedöms dock förutsättningarna för att etablera kraftvärme som goda.
• Lönsamheten i såväl småskalig vattenkraft, vindkraft som kraftvärme baserad elproduktionen är i hög grad beroende av statligt stöd. Osäkerheten i långsiktigheten i elcertifikatsystemet och den framtida prisnivån på elcertifikat medför att investering i miljövänlig elproduktion är förknippade med betydande risker. Vad det gäller kraftvärmen är lönsamheten även i hög grad beroende av utformningen av den framtida energibeskattningen och den framtida tilldelningen av utsläppsrätter.
• Sammantaget medför svårigheten att erhålla tillstånd och stora osäkerheter om framtida lönsamhet att utbyggnaden av miljövänlig elproduktion påverkas negativt.
Rapport 2 SOU 2004:129
226
9 Vertikalt integrerade bolag
• Vilka fördelar respektive nackdelar finns det ur konkurrenssynpunkt med vertikalt integrerade företag på elmarknaden? (Inkl. företag som förutom el även har verksamhet som naturgas m.m.)
Vertikalt integrerade bolag vanliga inom energisektorn
Många elhandelsbolag ingår i vertikalt integrerade koncerner, i vilka även bedrivs nätverksamhet och/eller produktion.
Elhandelsbolag ingående i vertikalt integrerade koncerner har haft – och har delvis fortfarande – vissa fördelar jämfört med fristående elhandelsbolag. Det gäller framförallt gentemot fristående elhandelsbolag som slagit sig in på marknaden och successivt byggt upp en kundstock. Fördelarna är inte lika stora när det gäller elhandelsbolag som förvärvat befintliga kundstockar med viss andel tillsvidarekunder (jfr Hydros köp av Blekinge Energi) eller de allianser som tillkommit efter avregleringen.
Produktion
Överföring
(nät)
Elhandel
Det traditionella
elverket
Kraftbolaget
Rapport 2
227
Vertikalt integrerade bolag vanliga inom energisektorn
Elhandelsbolag ingående i integrerade koncerner med även nätverksamhet
Elhandelsbolag i en vertikalt integrerad koncern fick vid avregleringen tillgång till de kunder som fanns i nätbolaget. Dessa kunder hade till en början tillsvidareavtal. Många av kunderna har fortsatt att köpa el på tillsvidareavtal, dvs. inte varit aktiva på elmarknaden. Marginalen i tillsvidareavtalen har alltsedan avregleringen varit högre än vad som varit möjligt att ta ut i de konkurrensutsatta fastprisavtalen och avtalen om rörligt pris (se avsnittet 7 om bruttomarginal för tillsvidarekunder).
De goda marginalerna i tillsvidareavtalen kan ha gjort det möjligt för vertikalt integrerade bolag att erbjuda ”extra” låga priser när det gäller fastprisavtalen (korssubventionering).
Fristående elhandelsbolag som successivt byggt upp en egen kundstock saknar kunder med tillsvidaravtal. Dessa elhandelsbolag måste arbeta upp en ny, egen kundstock baserad på fastprisavtal och avtal om rörligt pris. För att snabbt nå volym erbjöd aktörerna låga priser som inte alltid täckte hanteringskostnader och risker.
En annan fördel som de vertikalt integrerade bolagen har är att tillsvidareavtalen kan prisändras med kort varsel (1 månad). För en elförsäljare innebär detta att det är lättare att hantera riskerna i verksamheten. Uppstår avvikelser mot kundernas beräknade förbrukning och volymavvikelsen måste köpas in i spotmarknaden till ofta höga priser, kan elhandelsbolaget kompensera sig genom att på en månads sikt höja priset gentemot tillsvidarekunderna.
I ett fastprisavtal går det inte att kompensera sig för volymavvikelser eller andra risker efter det att avtal tecknats och priset väl är bestämt.
Samordningsmöjligheter för vertikalt integrerade bolag
Elhandelsbolag ingående i integrerade koncerner med även nätverksamhet (forts.)
I vertikalt integrerade koncerner har som regel elhandelsbolaget varit den s.k. anvisningsleverantör som nätbolaget utsett att träda in i det fall leveranserna till kunder inom nätområdet inte fullföljts (jfr. fallet med Kraftkommision). Detta gäller även de som flyttat
Rapport 2 SOU 2004:129
228
till ett nätbolags distributionsområde och inte anmält att elavtal tecknats. Någon konkurrensutsatt upphandling av anvisningsleverantör har inte behövt ske.
Vidare har vertikalt integrerade bolag fördelar i och med att kostnaderna för kundtjänst, debitering m.m. kan delas mellan elhandelsbolaget och nätbolaget. Detta gör att vissa fasta kostnader för t.ex. system kan slås ut på en större volym.
I stället för en el- och en nätfaktura räcker det för de integrerade bolagen med en faktura genom att nätbolagets fordran överlåtits på elhandelsbolaget (eller omvänt).
En fristående elförsäljare har inga direkta samordningsmöjligheter. Dessutom har det visat sig svårt för aktörer från andra branscher såsom olje- och bensinbolagen att nå samordningsmöjligheter mellan elförsäljningen och övrig verksamhet.
De vertikala bolagens samordningsfördelar när det gäller IT-system kan dock tänkas minska i framtiden, bl.a. genom outsourcing av olika moment i kundhanteringen.
Vertikelt integrerade bolag med produktion har lättare att hantera risker
Elhandelsbolag ingående i integrerade koncerner med även produktion
Fördelarna för de elhandelsbolag som ingår i vertikalt integrerade koncerner jämfört med fristående elhandelsbolag och allianser är inte lika påtagliga när det gäller produktionen.
För elhandelsbolag ingående i integrerade koncerner med även produktion föreligger dock möjlighet att inom koncernen hantera vissa typer av risker som t.ex. prisområdesrisk.
Merkostnader för elhandeln till följd av prisområdesskillnader motsvaras i princip av merintäkter för elproduktionen. Om priset i prisområde Sverige blir högre än systempriset ökar kostnaderna med mellanskillnaden eftersom elförsäljaren måste köpa in kraften i prisområde Sverige samtidigt som inköpet har prissäkrats till systempris. Ingår även produktion i koncernen säljs denna till samma pris som gäller för prisområde Sverige, vilket ger en merintäkt i förhållande till systempris och kompenserar för elhandelns merkostnader. Avtal om försäljning av egen produktion till fasta priser kan dock ledda till att potentiella fördelen inte alltid uppnås.
Rapport 2
229
En fristående elförsäljare har möjlighet att täcka riskerna i den finansiella marknaden genom t.ex. prisområdesterminskontrakt, vilket dock innebär en kostnad.
Vertikalt integrerade koncerner med egen produktion behöver heller inte basera anskaffningskostnaden på Nord Pools priser. Jämtkraft med egen produktion har t.ex. periodvis haft mycket låga tillsvidarepriser i förhållande till andra elhandelsbolag.
Fristående elförsäljare måste i princip köpa kraften till på Nord Pool gällande priser (spot och termin).
Synenergieffekter mellan elproduktion och elförsäljning
Fördelar för vertikalt integrerade elproduktionsbolag
Fördelarna med vertikalt integrerade energibolag ur ett elproduktionsperspektiv kan till viss del sägas vara analoga med de som nämnts för elförsäljningsverksamhet. Aktörer med både elproduktion och elförsäljning har, jämfört med aktörer som endast har elproduktion eller elförsäljning, i de flesta fall större möjlighet att påverka den egna verksamhetens riskexponering. Exempelvis kan en aktör med både egen elproduktion och elförsäljningsverksamhet, genom att prissäkra nettot av försäljningsvolym och egen produktion, minska den totala riskexponeringen gentemot variationer i det nordiska elpriset. På detta sätt skapas en naturlig prissäkring av såväl producerad som försåld el. Värdet av denna möjlighet kan dock skilja sig åt betydligt mellan olika aktörer. Exempelvis påverkas värdet i hög grad av möjligheten att styra den egna elproduktionen.
En effekt av ovanstående är vidare att dessa aktörer får en minskad handelsvolym på Nord Pool, vilket i sin tur leder till att kravet på säkerhet mot Nord Pool minskar.
Handel med el på Nord Pool ställer höga krav på kompetens och system. De erforderliga systemen är kostsamma och det kan vara svårt för en mindre aktör att attrahera personal med rätt kompetens. De krav som finns med avseende på kompetens och system är i hög grad samma som för inköp av el till elförsäljning. Detta medför således att det kan finnas en kostnadsfördel för de aktörer som bedriver båda produktion, handel med el och elförsäljning.
Flera av de vertikalt integrerade energiföretagen bedriver såväl eldistribution, elproduktion och produktion och distribution av
Rapport 2 SOU 2004:129
230
värme inom samma geografiska områden. Detta torde medföra att drift- och underhållspersonal i viss utsträckning kan hantera drift och underhåll för samtliga dessa verksamheter. En gemensam drift- och underhållsorganisation torde även innebära synergimöjligheter på administrativ nivå.
Inga påtagliga nackdelar med vertikal integration
Nackdelar med vertikalt integrerade bolag
Några egentliga nackdelar finns inte med de vertikalt integrerade koncernerna jämfört med fristående elhandelsbolag och allianser. Möjligen kan verksamhetsgrenars olika fokus medföra att elhandeln inte ges tillräcklig uppmärksamhet. För små integrerade koncerner kan det dessutom vara svårt att nå tillräcklig volym i elhandeln, vilket även inneburit att det varit svårt att anställa kompetent personal. Detta har medfört att ett antal vertikalt integrerade bolag har sålt elhandelsverksamheten eller ingått allianser med andra elhandelsbolag. Detta är dock främst en följd av för små volymer snarare än av integration.
Ur koncernperspektiv finns som tidigare nämnts fördelar med att ha både egen elproduktion och elförsäljning. Ur ett strikt produktionsperspektiv kan det dock finnas nackdelar med bolag som samtidigt bedriver elproduktion och elförsäljning. I de fall den egna produktionen används till att prissäkra den egna försäljningen kan detta leda till att intäkterna från elproduktionen inte maximeras.
På motsvarande sätt kan en aktör med både elproduktion och elförsäljning välja att ha en modell för prissättning av el i elförsäljningsverksamheten som inte är optimal för elproduktionsverksamheten. Ett exempel är om bolaget av konkurrensskäl eller för att stödja de egna kunderna, väljer att sälja el under marknadspris och därigenom subventionerar elförsäljningsverksamheten på bekostnad av elproduktionen.
Rapport 2
231
Hittills låg tillväxt och få aktörer på gasmarknaden
Vertikalt integrerade bolag med gasverksamhet
Naturgas introducerades i Sverige i mitten av 1980-talet, och svarar idag för ca 1,5 procent av den totala energitillförseln. Naturgasens marknadsandel har i princip varit oförändrat låg sedan introduktionen i mitten av 1980-talet, och har även i dagsläget en marginell roll i svensk energiförsörjning. Eftersom den totala energitillförseln i Sverige ökat endast marginellt sedan mitten av 1980-talet, har naturgasen fått konkurrera med befintliga bränslen och infrastruktur. Vidare har naturgasen på grund av utformningen av kraftvärmebeskattningen inte kunnat ta marknadsandelar i elproduktion. Den kraftvärmebeskattning som infördes 1 januari 2004 anses dock av marknadens aktörer öka attraktiviteten för naturgasbaserad elproduktion.
Det svenska naturgasnätet är koncentrerat till södra och västra Sverige. Det svenska naturgasnätet är anslutet till det danska nätet i Dragör, där naturgas inmatas till Sverige.
Transmissionsnätet i västra Sverige ägs av Nova Naturgas AB. Transmissionsnätet som försörjer Sydkrafts gasdistribution samt inmatning till Småland ägs av Sydkraft. De båda ägarna är idag operatörer och ansvariga för drift av respektive ledningar. Övriga naturgasaktörer är distributörer, ofta i kombination med egen naturgasanvändning i exempelvis fjärrvärme: Göteborg Energi AB, Lunds Energi AB, Varberg Energi AB, Ängelholms Energi AB och Öresundskraft AB. Ytterligare en aktör är Fortum via sitt ägande i Svensk Naturgas AB och Nova Naturgas.
Rapport 2 SOU 2004:129
232
Källa: Svenska Gasföreningen, hemsida 2004-03-12.
Gasföretagen delvis vertikalt integrerade
Såväl EU-direktivet (Europaparlamentets och Rådets direktiv 2003/55/EG av den 26 juni 2003 om gemensamma regler för den inre marknaden för naturgas, och om upphävande av direktiv 98/30/EG) som förslagen i SOU 2003:113 får konsekvenser för aktörerna på naturgasmarknaden. Ett av förslagen i SOU 2003:113 är att överföring av gas juridiskt skall skiljas från handel med gas på motsvarande sätt som gäller för el. Detta har lett till att förändringar initierats, som i vissa fall redan lett till konkreta handlingar. Sedan en tid pågår en process, där de svenska naturgasaktörerna vidtager flera förberedande åtgärder inför avregleringen av gasmarknaden. Ett exempel på detta är Nova Naturgas försäljning av sina handels- och distributionsverksamheter till det danska energibolaget Dong.
Helt integrerade gasföretag som täcker hela kedjan från gasutvinning – transmission – distribution – försäljning saknas i Sverige. Däremot finns bolag som omfattar kedjan anskaffning –
Rapport 2
233
distribution – försäljning, men distributionsverksamheten kommer att ligga i ett separat bolag om utredningsförslagen genomförs. Vidare finns i Nova Naturgas och Sydkrafts ägarkrets bolag som täcker hela värdekedjan.
Ägare av transmissionsnätet för naturgas i Sverige
Källa: Hemsidor, publik information, ÖPwC analys.
Nova Naturgas
Nova Naturgas
Sydkraft Gas
Sydkraft Gas
Dong
Statoil
Fortum
Gazprom
E.ON
Ruhrgas
Gasum
Sydkraft
Sydkraft
Statkraft
Finska staten
Övriga
Övriga
20% 25%
25%
24%
6%
29,6%
29,6%
20,4% 20,4%
55%
44,6%
Nova Naturgas
Nova Naturgas
Sydkraft Gas
Sydkraft Gas
Dong
Statoil
Fortum
Gazprom
E.ON
Ruhrgas
Gasum
Sydkraft
Sydkraft
Statkraft
Finska staten
Övriga
Övriga
20% 25%
25%
24%
6%
29,6%
29,6%
20,4% 20,4%
55%
44,6%
Rapport 2 SOU 2004:129
234
Vertikal integration ger synenergier
Verksamhet hos ägare av naturgastransmissionsnät i slutet av 2003 före påbörjade strukturförändringar. Nova Naturgas ägde distributionsledningar i mycket begränsad omfattning. Regeringen har ännu inte utsett systemansvarig eller systembalansansvarig för svensk naturgasmarknad.
Aktörer som täcker hela värdekedjan kan påverka den egna verksamhetens riskexponering på motsvarande som beskrivits för elmarknaden.
Mellan anskaffning, distribution och försäljning finns operativa synergieffekter främst i hantering och organisation t.ex. vad avser gemensam personal, administrativa system och rutiner. Dessa torde i allt väsentligt kunna tas till vara även om verksamheterna delas upp i olika bolag som tillhör samma koncern, på motsvarande sätt som på elmarknaden.
För bolag som täcker hela värdekedjan, alltså även gasutvinning, finns ytterligare fördelar. Detta hänger samman med att en likvid marknad för gasanskaffning saknas på motsvarande sätt som Nord Pool kan förse elhandlare med el på elmarknaden.
En svensk aktör kan därför behöva anskaffa gas från t.ex. Dong för leveranser till sina kunder samtidigt som Dong kan konkurrera om samma kund.
Även horisontell integration bedöms ge synergier
Flera gasföretag i Europa bedriver även annan verksamhet som el, värme, vatten mm (horisontal integration). I Sverige är Sydkraft och tidigare nämnda gasdistributionsföretag huvudsakligen horisontellt integrerade.
Nova Naturgas Sydkraft Gas Handelsverksamhet Handelsverksamhet
(Distributionsverksamhet) Distributionsverksamhet
Stamnätsverksamhet Stamnätsverksamhet
Systemansvarig Systemansvarig eget transmissionnät eget transmissionnät
Rapport 2
235
Enligt våra undersökningar anser flera europeiska energiföretag att en sådan horisontell integration innebär fördelar:
• flera olika energikällor för el och värmeproduktion ökar försörjningstryggheten och minskar riskerna för t.ex. för negativa effekter av politiska beslut.
− Politiska beslut vad avser energibeskattning påverkar konkurrenskraften för olika energikällor
− Gasen väntas öka sin marknadsandel i Europa, främst på bekostnad av kol.
− Gas kommer i ökad utsträckning att behöva importeras främst från Ryssland och Nordafrika till följd av minskad gasutvinning i Storbritannien och övriga Europa
• kunna förse kunderna med olika typer av energitjänster (s.k.
”multi-utility offering”), vilket dock ökar kundernas beroende av en leverantör. Fördelarna bedöms uppstå genom:
− Bättre försäljningsmöjligheter genom att befintliga affärsrelationer kan utnyttjas för att sälja fler produkter
− Kostnadsbesparingar vad avser försäljning och marknadsföring, administration och fakturering samt att kostnader för att upprätthålla och utveckla varumärket kan fördelas på en större volym
− Kunna ge kunderna bättre service, men även skapa större hinder för kunderna att byta leverantör
− Erfarenhetsöverföring (best practice) mellan olika verksamhetsområden
Det kan noteras att det råder olika uppfattningar bland aktörer om fördelen med horisontell integration. Vissa förordar istället specialisering.
10 Nordiskt och europeiskt perspektiv
• Hur ser ovanstående frågor ut i ett nordiskt och i ett europeiskt perspektiv
− Hur har den tilltagande internationalieringen av elmarknaden påverkat ägarförhållandena på den svenska elmarknaden?
Rapport 2 SOU 2004:129
236
− Hur ser ägarbilden ut i företag som verkar på den svenska elmarknaden eller på de marknader som ligger nära den svenska/nordiska marknaden?
− Vilka av dessa företag är verksamma på den svenska marknaden t.ex. Statkraft, Fortum, Sydkraft/Eon och Vattenfall m.fl.?
Norden
− en fungerande elmarknad
De fyra nordiska länderna utgör en gemensam marknad för handel med el. Förbrukningen uppgår till 380 TWh, vilket gör marknaden till en av de största i Europa. Norden har kommit längre än resten av EU i genomförande av direktiv, både vad avser avreglering och att införliva direktiven i nationell lag.
De nordiska länderna är sedan gammalt sammanbundna genom ett antal överföringsförbindelser. Ursprungligen var tanken att optimera produktionen utifrån skillnaderna i kraftslag mellan länderna, med ett norskt helt vattenkraftbaserat system som den ena ytterligheten, och ett danskt till övervägande delen kolbaserat system, som den andra. De olika förutsättningarna i produktionen har lett till skillnader i nordisk energipolitik. Gemensamt för energipolitiken är dock inriktningen mot framtida försörjningstrygghet och ökad användning av förnyelsebara energikällor. Elanvändningen i den nordiska marknaden antas öka enligt prognos av EURELECTRIC
13
med 14 procent till år 2020.
Avregleringen innebar att det skapades en gemensam marknadsplats för handel med el. På Nord Pool möts ett stort antal kraftproducenter och större elköpare. Priset sätts utifrån utbud och efterfrågan och ger ett effektivt utnyttjande av tillgängliga resurser. Prisbildningen är transparent, vilket är en förutsättning för full konkurrens. Nord Pool tillhandahåller tre marknadsplatser. Det är en spotmarknad för fysisk kraft, en marknad för standardiserade finansiella kontrakt (främst elterminer), samt en marknad för clearing av bilaterala kontrakt. Eftersom en stor del av de bilaterala kontrakten relateras till spotpriset, blir Nord Pool därigenom en central faktor på marknaden. Spotmarknaden omsätter drygt 110 TWh (ca en tredjedel av total förbrukning).
13
EURELECTRIC Statistics and prospects for the European electricity sector EURPROG 2002.
Rapport 2
237
Den nordiska elmarknaden i stort har visat sig fungera även under extrema förhållanden. När Enron inte kunde ställa tillräckliga säkerheter avstängdes bolaget från all finansiell handel på elbörsen, varvid företagets positioner inom finansiell handel och clearing tvångsstängdes. Genom Nord Pools krav på säkerheter uppstod inga motpartsförluster. När TXU:s europeiska verksamhet försattes i konkurs, skedde dels avveckling av bolagets positioner på Nord Pool under ordnande former, dels tog en annan aktör över bolagets kundåtaganden.
Ett annat exempel på en fungerande marknad är att handeln kunde upprätthållas utan avbrott trots de extremt höga priser som gällde vid årsskiftet 2002/2003.
Nordisk och svensk elmarknad domineras av samma aktörer
Genom att utlandsförbindelserna till kontinenten och Ryssland byggts ut har priserna utjämnats mellan Norden och Nord-Europa. Detta har givet ett robustare system med mindre risk för stora prisvariationer. Prisvariationerna mellan torr- och våtår kan dock fortfarande bli betydande eftersom det nordiska systemet till över 50 procent baseras på vattenkraft. Vid extrema situationer, som till exempel våtår i Norge och torrår i Sverige, kan flaskhalsar uppstå till följd av otillräckliga överföringsförbindelser, vilket leder till prisområdesdifferenser.
De dominerande aktörerna i Norden är Vattenfall, Sydkraft, Fortum och Statkraft. Dessa står tillsammans för ca 48 procent av den totala elproduktionen. (Det kan jämföras med Vattenfalls, Sydkrafts, Fortums andel i Sverige som uppgick till ca 88 procent.)
När det gäller försäljningen till slutkund står Vattenfall, Sydkraft och Fortum tillsammans för ca 25 procent av försäljningen i Norden.
Rapport 2 SOU 2004:129
238 Källa: Energimyndigheten, Elmarknaden 2003. Källa: Montel, ÖPwC analys.
Norge
− små strukturförändringar
Elmarknaden i Norge omfattar 2 miljoner hushåll och mindre företag. Från och med år 1995 står det kunderna fritt att välja leverantör oberoende av förbrukning.
Totalt finns 220 elhandelsföretag, vilket är en minskning med 20 bolag sedan år 1999. Flertalet bedriver även annan verksamhet, i första hand kraftproduktion och/eller eldistribution. 70 bolag bedriver enbart elhandel. Bolagen ägs i regel av kommuner. Antalet bolag som endast bedriver elhandel ökade fram till år 2001 och var
* Exkl andel i Sydkraft
Andel av nordisk elproduktion 2002
18%
12%
11%
7%
52%
Vattenfall Fortum Statkraft* Sydkraft Övriga
* Exkl andel i Sydkraft
Andel av nordisk elproduktion 2002
18%
12%
11%
7%
52%
Vattenfall Fortum Statkraft* Sydkraft Övriga
Andel av nordiska slutskundsmarknaden
6%
8%
10%
5%
4% 6% 4%
57%
Vattenfall Sydkraft Fortum Hafslund Statkraft alliansen Disam Nesa Övriga
Andel av nordiska slutskundsmarknaden
6%
8%
10%
5%
4% 6% 4%
57%
Vattenfall Sydkraft Fortum Hafslund Statkraft alliansen Disam Nesa Övriga
Rapport 2
239
då 88 bolag. Antalet har därefter minskat med 18 bolag som följd av pristurbulensen 2002/2003.
Att strukturen inte har förändrats mer än som varit fallet kan förklaras av att ägandet i Norge är mycket hårt reglerat. Bland annat krävs omsättningskoncession för att få bedriva elhandel. I likhet med Sverige har ett antal fristående elhandelsföretag etablerats efter avregleringen. Fjordkraft, ägt av BKK, samt Statoil kan nämnas som exempel. Snittförbrukningen per kund är högre i Norge än i Sverige, främst till följd av det stora inslaget av eluppvärmning. Det är också vanligare att kunderna köper el till rörligt pris.
De senaste åren har det dock skett en viss koncentration. Hafslund har bland annat förvärvat Oslo Energis kundstock och är idag Norges största elhandelsföretag med över 600.000 kunder.
Ett betydande block har även skapats genom att Statkraft förvärvat Trondheims energiverk (TEV) samt köpt in sig i BKK, Agder och Skagerak Energi. Samtliga är betydande elhandelsföretag. Blocket ifråga har tillsammans över 500.000 kunder. För att norska konkurrensverket ska tillåta Statkraft att behålla TEV måste Statkraft avyttra viss kraftproduktion. Statkraft ägs av den norska staten.
Elproduktionen utgörs i princip uteslutande av vattenkraft. Denna ägs till ca 52 procent av kommuner och fylkeskommuner. Den norska statens andel uppgår, via Statskraft, till ca 33 procent. Inräknas även de bolag som ingår i Statkraftalliansen
14
uppgår
marknadsandelen till 44 procent. Den privata industrin äger ca 15 procent. Det utländska ägandet är begränsat. Detta beror främst på den norska s.k. hjemfallslagen. Enligt denna har staten förköpsrätt när det privata ägandet och/eller utländska ägandet av vattenkraft överstiger 1/3. Utnyttjar staten inte förköpsrätten blir koncessionen istället tidsbegränsad.
14
I Statkraftalliansen ingår: Statkraft, TEV, Skagerak Energi, BKK, Agder Energi, Fjordkraft samt Baltic Cabel.
Rapport 2 SOU 2004:129
240
Källa: Statkraft, ÖPwC analys, Vannkraft Öst och E-Cos uppgifter baserar sig på uppskattade värden.
Finland
− relativt stor strukturförändring
Elmarknaden i Finland omfattar 2,9 miljoner hushåll och mindre företag. Marknaden avreglerades år 1997. Ett år senare infördes schablonreformen för kunder med liten förbrukning.
Totalt finns ett 90-tal elhandelsföretag. Störst är Fortum (500 000 kunder) och Vattenfall (drygt 300 000 kunder). Vattenfall har förvärvat ett antal energiföretag och har nu en marknadsandel inom elförsäljning på ca 14 procent. E.ON äger majoriteten i Espo Elektriska som har en marknadsandel på cirka 7 procent. Även de större stadsägda energibolagen som Helsingfors Energi, Vanda Energi, Åbo Energi, Tammerfors, Jyväskylä och Uleåborg är betydande aktörer.
Under hand har en viss koncentration skett. Före avregleringen fanns 12 regionala eldistributörer med vardera 50 000 till 200 000 kunder. Fem av dessa har köpts upp av kraftbolag, varav Vattenfall köpt 3, Fortum 1 och Graninge 1 bolag. I övrigt är det förhållandevis få kommunalt ägda distributörer som fått nya ägare. Detta kan förklaras av att inget kraftbolag får äga mer av eldistributionen i Finland än vad som motsvarar 25 procent av samtliga nätkunder.
Kundrörligheten är mindre än i Sverige och Norge. Våren 2000 uppskattade motsvarigheten till Svensk Energi att 2 procent av
Andel volym av norsk elproduktion 2003
33%
8%
8%
6%
6% 4% 6%
2% 2%
25%
St atkraft
E-CO
Norsk Hydro
BKK
Agder Energi
Ly se Energi
Vannkraft Ös t
Nord-Tröndelag
Rapport 2
241
kunderna bytt leverantör, men att över hälften av all el köptes enligt avtalspris.
Framförallt är det de större stadsägda energibolagen som har slagit vakt om sina kunder och erbjudit konkurrenskraftiga priser. Det förekommer att försäljningen sker under marknadspris på Nord Pool genom att aktör med egen produktion subventionerar försäljningen. Detta gäller t.ex. Helsingfors Energi som har bland de lägsta priserna i Finland. Detta är även anledningen till att inga fristående elförsäljare etablerats sig i Finland.
Elproduktionskapacitet utgörs till 65 procent av värmekraft, 18 procent vattenkraft och 16 procent kärnkraft. Finland har ett relativt stort importbehov av el. 2002 uppgick importbehovet till ca 14 procent av det totala elbehovet. För att klara det ökande elbehovet och minska importbehovet kommer kärnkraften att byggas ut .
Finsk elproduktion domineras av två aktörer, Fortum och PVO, vilka tillsammans har ca hälften av den totala elproduktionen. Den privata industrin är även betydande elproducenter, såväl direkt som via ägande i PVO.
Källa: ÖPwC analys.
Ägarandelar finsk elproduktion 2001
33%
21%
11% 8% 6% 3%
2%
2%
2%
12%
Fortum
TVO
PVO
Helsingin Energia Kemijoki
Vaskiluoden Voima Tampereen Sähkölaitos Oulun Energia
Alholmens kraft
Övriga
Ägarandelar finsk elproduktion 2001
33%
21%
11% 8% 6% 3%
2%
2%
2%
12%
33%
21%
11% 8% 6% 3%
2%
2%
2%
12%
Fortum
TVO
PVO
Helsingin Energia Kemijoki
Vaskiluoden Voima Tampereen Sähkölaitos Oulun Energia
Alholmens kraft
Övriga
Rapport 2 SOU 2004:129
242
Danmark
− små förändringar i slutkundsmarknaden
Elmarknaden i Danmark omfattar 3 miljoner hushåll och mindre företag. Avregleringen dröjde till år 1999 och först år 2003 blev det fritt för samtliga kunder att välja elleverantör. Många anser att det ännu inte råder fri konkurrens då el måste köpas från vindkraftverk och andra förnyelsebara källor. Den danska produktionskapaciteten är uppdelad i konkurrensutsatta centraliserade anläggningar och decentraliserade anläggningar. Elproduktionen från de centraliserade anläggningarna kan säljas fritt i det nordiska elsystemet. Den decentraliserade produktionen utgörs av vindkraft och mindre lokala produktionsanläggningar. För närvarande handlar det om 40 procent av försåld volym. Delar av den decentraliserade produktion utgörs av s k prioriterad produktion, vilken skall utgöra en viss andel den totala elförbrukningen i Danmark. Priset för decentraliserad produktion fastställs enligt dansk lag. Kostnaden härför bärs helt av slutförbrukarna.
Omstruktureringen av den danska elmarknaden har varit begränsad. Orsaken är främst den så kallade Lex Nesa, vilken innebär att vinst som uppstår för en kommun vid försäljning av aktier i energibolag skall avräknas mot det stadsstöd som kommunen erhåller. Under 2003 uppnåddes dock en politisk majoritet för en liberalisering av den aktuella lagen. Totalt finns ca 100 eldistributörer som traditionellt svarat för försäljning av el till slutkunder. Efter avregleringen har det etablerats ett 30-tal elhandelsföretag. Flertalet av bolagen ägs av större inhemska och utlänska energiproducenter. Vattenfall, Fortum, Statoil finns sålunda alla representerade bland elhandelsföretagen. De utländska aktörena har inte tagit någon större del av slutkundsmarknaden, då de i första hand vänt sig till större förbrukare.
De två största elhandelsbolagen är Disam och Nesa med 800 000 respektive 530 000 slutkunder. Disam har 27 procent av marknaden och Nesa 18 procent.
Elproduktion utgörs till största delen av kol och naturgasbaserad värmekraft. Danmark är även det land i Norden som har störst andel vindkraft. År 2002 utgjorde vindkraften ca 13 procent av den totala elproduktionen. Elsam och Energi E2 är de enskilt största elproducenterna i Danmark. Deras produktion utgör tillsammans ca 66 procent av Danmarks totala elproduktion. Deras andel av konkurrensutsatt produktion är i det närmaste 100 procent. Elsam bildades under 2000 genom en sammanslagning av ett antal pro-
Rapport 2
243
ducenter på Fyn och Jylland. Även Energi E2 bildades under 2000 genom en sammanslagning av producenter på Själland.
Tyskland
− begränsade strukturförändringar
Tyskland är EU:s största elmarknad med en förbrukning på 500 TWh, motsvarande 23 procent av EU:s totala förbrukning. Marknaden är fragmenterad med närmare 1.050 aktörer. Antalet kunder uppgår till 44 miljoner. Före avregleringen fanns 8 stora regionala integrerade bolag, ca 80 regionala elleverantörer samt 900 kommunala elverk. Avregleringen har medfört att de 8 stora integrerade bolagen genom sammanslagningar reducerats till 4 bolag, E.ON, RWE, Vattenfall och EnBW. Vattenfall har kommit att bli en stor aktör genom köp av VEAG, Bewag och HEW.
Strukturförändringarna när det gäller de regionala och lokala distributörerna har varit av begränsad omfattning. Fortfarande finns det cirka 900 lokala elverk. Samarbetet mellan de olika lokala aktörerna har dock ökat. Enligt uppgift kommer det tyska konkurrensverket att rekommendera att RWE och E.ON ej förvärvar mer än 20 procent av aktierna i något av de 900 elverk som finns i Tyskland.
Efter avregleringen har det tillkommit många nya aktörer. Flera av bolagen har utländska ägare, framför allt gäller detta bolag som sysslar med trading. Små och medelstora elhandelsföretag har gått samman och bildat strategiska allianser i syfta att stärka sin marknadsposition. De nya aktörerna har tvingat de etablerade bolagen att bli mer konkurrenskraftiga. Förutom att erbjuda konkurrenskraftigare priser har fokus i ökad grad inriktats på ökad kundlojalitet genom förbättrad service. Många bolag har infört kundkort
Marknadsandel elproduktion Danmark
Elsam
36%
EnergiE2
30%
Övriga, kommunala kraftvärmeverk
34%
Rapport 2 SOU 2004:129
244
som kan användas för att erhålla förmåner från bolag med vilka elhandelsbolagen samarbetar.
Kundrörligheten har ökat och inom hushållssegmentet har 30 procent bytt leverantör. När det gäller företagssegmentet är kundrörligheten ännu högre. 50 procent av småföretagen har bytt leverantör och i det närmaste alla av de större industrikunderna.
Landet har överkapacitet när det gäller elproduktion, men importerar trots detta en mindre del. Framförallt är det frågan om kunder som till följd av geografisk närhet köper el från utländska leverantör (EDF m.fl.) Beslut har fattats att gradvis avveckla kärnkraften och ersätta denna med bl.a. gaskraft, kolkraft och förnyelsebara energikällor. De fyra stora integrerade bolagen svarar för över 80 procent av elproduktion.
Källa: ÖPwC analys.
Ande l av tysk e lproduktion 2003
0 %
Ko l 4 7%
Kärnkraft
2 6 %
O lja
1% N aturg as
9 %
Vatte nkraft
4 %
Vind kraft
3 %
Ö vrig a källo r
3 %
Imp o rterad kra ft
7%
Rapport 2
245
Källa: ÖPwC analys.
Polen
− avreglering och privatisering pågår
Den polska elmarknaden omfattar ca 14 miljoner hushåll och mindre företag. El till slutkunder har traditionellt sålts genom 29 regionala distributionsföretag. 27 av bolagen ägs av staten, medan två bolag har som ägare Vattenfall och tyska RWE. Utländska aktörer har i stort varit utestängda från marknaden.
Den polska elmarknaden är avreglerad för de största förbrukarna och förväntas i december 2005 vara helt avreglerad för samtliga kunder. Som ett led i avregleringen har den polska staten bjudit ut två av de regionala bolagen till försäljning.
Polens elproduktion uppgick 2002 till cirka 144 TWh. Elproduktionen är till 90 procent kolbaserad. Cirka 15 procent av den producerade kraften kommer från kraftvärmeverk. Delar av den polska elmarknaden är privatiserad och ett flertal utländska aktörer bedriver verksamhet inom olika delar av den polska marknaden. Fram till 2002 hade cirka 27 procent av produktionskapaciteten privatiserats och de stora aktörerna på marknaden är Elektrim, EDF/EnBW, Electrabel och PSEG.
Den polska regeringen har uttryckt att vattenkraften samt de tre största kraftverken utgör en nationell strategisk reserv. Vattenfall har förvärvat andelar i Elektrocieplownie Warsawskie (69,2 %) som är den största kraftvärmeproducenten i Polen samt GZE (75 %) som är ett distributionsbolag med cirka 1 miljon kunder.
Marknadsande l av tysk e lproduktion
RWE 32%
E.ON 30%
V attenfall
12%
EnBW
7%
Övriga
19%
Rapport 2 SOU 2004:129
246
Avregleringsplan Andel av marknaden som är avreglerad
Aug 1998
500 GWh
21%
1999 100 GWh 36% 2000 40 GWh 43% 2001 10 GWh 51% 2004 1 GWh 59% Dec 2005 Inga restriktioner 100%
Installerad kapacitet (MW) Produktion (GWh)
Kraftverk och kraftvärmeverk:
30,121
132,351
- Kol
29,755
130,227
- Övriga bränslen
366
2,124
Industriella kraftverk och kraftvärmeverk: 2,638 7,760
Vattenkraft 2,125 3,905 Förnyelsebara energikällor 125 109
Totalt 35,009 144,125
Källa: ÖPwC analys.
Thermal
Power Plants &
CHPs
(72) - 30,121 MW
Industrial
PPs>0,5 MW (169) - 2,638 MW
Hydro
Ips (130) - 2,125 MW
Capacity 35,009 MW Peak Demand 23,207 MW
Private Renewable
PPs (565) - 125 MW
Polish Power Grid
220 kV, 400 kV, 750 kV
Balancing Market
Power Exchange
(< 2%)
Independent
traders
33 distribution / supply companies
Households (13,5m) Other customers, incl. Industrial (2m)
Generation
Transmission
Long Term Contracts (70%)
Export
Import
Regulated
Tariffs (URE)
Regulated Tariffs
(URE)
Electricity flow
Payment flow
Net export of 11.5 TWh
Rapport 2
247
Baltikum
− långsam avreglering pågår
Estland
Den estniska elmarknaden omfattar ca 0,5 miljoner hushåll och mindre företag. Marknaden är idag endast avreglerad till 10 procent. Estland saknade länge en fullständig lagstiftning inom energiområdet, men år 1998 infördes en marknadsorienterad energilag. År 2006 beräknas större kunder kunna välja leverantör motsvarande en marknadsandel på 20 procent. År 2009 ska 35 procent av marknaden vara avreglerad och år 2015 ska alla kunder fritt kunna välja leverantör.
Estlands elproduktion uppgår till cirka 8 TWh. Eesti Energia är den helt dominerande aktören. Bolaget svarar för 98 procent av elproduktionen som till stor del baseras på oljeskiffer. El distribueras till stor del genom lokala distributionsföretag, varav något har blivit privatiserat. Ingen ytterligare privatisering planeras för närvarande. Viss export av el sker.
Eesti Energia äger oljeskifferutvinningsbolag, elproduktion, stamnät och lokal eldistributionen i Estland. Det estländska näringsdepartementet avser enligt uppgift framgent att vertikalt bryta upp bolaget i flera självständiga bolag, men inga konkreta planer eller beslut har presenterats ännu.
Fortum bedriver verksamhet inom olja, kraftvärme och eldistribution genom Fortum Elekter AS.
Lettland
Den lettiska elmarknaden omfattar ca 0,8 miljoner hushåll och mindre företag. Elmarknaden i Lettland är idag avreglerad till 11 procent. I december 1994 anslöt sig Lettland till European Energy Charter, vilken legat till grund för lagar inom energiområdet.
Lettlands elproduktion uppgår till cirka 4 TWh. Det statliga bolaget Latvenergo svarar för nästan all produktion (97 %) och distribution av el samt kontakter med utländska elproducenter. Latvenergo producerar och distribuerar även fjärrvärme. Den lettiska elproduktionen är främst baserad på vattenkraft, som dock inte räcker för att täcka den inhemska efterfrågan.
Efter Lettlands EU-inträde förväntas landet avreglera elmarknaden på ett liknande sätt som övriga EU-medlemmar. Större
Rapport 2 SOU 2004:129
248
industriella kunder anses vara kvalificerade köpare av energi och har därför redan fått möjlighet att välja andra elleverantör. Latvenergos infrastruktur är i behov av modernisering och den lettiska staten förväntas privatisera Latvenergo. Vattenfall är aktivt i Lettland genom ett dotterbolag som utvecklar energisystem. Fortum har ett antal bensinstationer och driver en egen oljeterminal i Riga.
Litauen
Den litauiska elmarknaden omfattar drygt 1 miljon hushåll och mindre företag. Litauen har en ambitiös nationell energistrategi och en ny energilag trädde i kraft år 1995. 26 procent av marknaden är idag avreglerad.
Litauens elproduktion uppgår till cirka 15 TWh. Lietuvos Energija JSC har monopol på överföring och distribution av el. Staten äger 91 procent av bolaget. Viss export av el sker.
Den litauiska elproduktionen består mestadels av kärnkraft från Ignalina, som ägs av den litauiska staten. Litauen exporterar för närvarande betydande volymer, men en förändring är att vänta då Ignalina ska stängas år 2005.
Sammanlagt finns sju registrerade elproducenter i Litauen. Regeringen avser att omstrukturera och därefter privatisera Lietuvos Energija. Större elförbrukare får sedan år 2003 ingå avtal med andra publika leverantörer till priser som är godkända av en kommission för reglering av priser och energi. Litauen avser att gradvis avreglera elmarknaden fram till år 2010, då samtliga elkunder ska kunna välja leverantör.
E.ON äger 35,7 procent av Lietuvos Dujos som är ett vertikalt integrerat naturgasbolag samt andel i Lietuvos Energija som erhölls i bytesaffären HEW/Vattenfall.
Få helt avreglerade länder i Europa
Enligt EU:s elmarknadsdirektiv ska industrikunder kunna välja leverantör från den 1 juli 2004 och hushållskunder från den 1 juli 2007. Även Baltikum och Polen omfattas från och med den 1 maj 2004 av EU:s regelverk. Endast ett fåtal länder har idag helt avreglerade marknader.
Rapport 2
249
Källa: Second Benchmarking Report on the Implementation of the InternalElectricity and Gas Market (updated report incorporating Candidate Countries). Commission staff working paper, SEC (2003) 448, 16/04/2003.
För att kunna bilda en gemensam europeisk elmarknad är regionala marknader ett mellansteg. Norden och Storbritannien är exempel på regionala marknader. Avgränsningen styrs av befintliga överföringsförbindelser, infrastrukturens uppbyggnad m.m.
* I Nordirland har endast 35% av elmarknaden möjlighet att välja elleverantör. ** Inklusive Norge.
Andel av respektive lands slutkonsumenter med valfrihet att välj a elleverantör inom Östersjöområdet och EU per februari 2003
Övriga EU
Östersjöregionen**
34%
34%
45%
52%
56%
57%
63%
70%
100%
100%
100%
100%
10%
11%
26%
51%
100%
100%
100%
100%
Grekland
Frankrike
Portugal
Belgien
Irland
Luxemburg
Nederländerna
Italien
Spanien
Storbritannien*
Österrike
Tyskland
Estland
Lettland
Litauen
Polen
Danmark
Finland
Norge
Sverige
* I Nordirland har endast 35% av elmarknaden möjlighet att välja elleverantör. ** Inklusive Norge.
Andel av respektive lands slutkonsumenter med valfrihet att välj a elleverantör inom Östersjöområdet och EU per februari 2003
Övriga EU
Östersjöregionen**
34%
34%
45%
52%
56%
57%
63%
70%
100%
100%
100%
100%
10%
11%
26%
51%
100%
100%
100%
100%
Grekland
Frankrike
Portugal
Belgien
Irland
Luxemburg
Nederländerna
Italien
Spanien
Storbritannien*
Österrike
Tyskland
Estland
Lettland
Litauen
Polen
Danmark
Finland
Norge
Sverige
34%
34%
45%
52%
56%
57%
63%
70%
100%
100%
100%
100%
10%
11%
26%
51%
100%
100%
100%
100%
Grekland
Frankrike
Portugal
Belgien
Irland
Luxemburg
Nederländerna
Italien
Spanien
Storbritannien*
Österrike
Tyskland
Estland
Lettland
Litauen
Polen
Danmark
Finland
Norge
Sverige
Rapport 2 SOU 2004:129
250
Källa: Draft Strategy Paper Medium term vision for the internal electricity market, June 2003.
Varje land i EU med något undantag en egen elmarknad
Elanvändningen inom det utvidgade EU – EU-25 – uppgår till ca 2 800 TWh (655 GW). Förbrukningen beräknas öka med 50 procent till 2030
15
.
Av elproduktionen är ca 50 procent baserad på fossila bränslen, drygt 33 procent på kärnkraft och 15 procent på vattenkraft.
Målet inom EU-15 är att andelen el från förnyelsebara källor skall öka till 22 procent 2010. Flera länder avser att ställa om elsystemet och ersätta olja och kärnkraft med ökad användning av förnyelsebara källor samt naturgas. Finland har som enda land beslutat att bygga ut kärnkraften. Utvecklingen drivs av miljömål och försörjningstrygghet.
Olika förutsättningar för elproduktion mellan EU:s medlemsländer leder till stora skillnader i slutkundspriser. Intresset för att utjämna priserna har hittills varit svagt. Handeln mellan medlemsländerna motsvarar endast 7
−8 procent av elanvändningen. Ett antal marknadsplatser har etablerats men likviditeten är med undantag av
15
European Commission Directorate-General for Energy and Transport. European Energy and Transport Trends to 2030, January 2003.
Potentiella framtida regionala elmarknader inom EU Potentiella framtida regionala elmarknader inom EU
Rapport 2
251
Nord Pool otillfredsställande. Ett skäl torde vara att överföringsförbindelserna mellan länderna är otillräckliga. Inom flera länder dominerar dessutom ett eller ett fåtal bolag elproduktionen.
Källa: PricewaterhouseCoopers och Platts.
Motiv till strukturförändringar
− internationellt
Strukturförändringar på energimarknaden uppkommer dels av att säljare önskar avyttra verksamheten, dels av att köpare önskar förvärva verksamhet.
De internationella energimarknadsaktörernas motiv till att genomföra förvärv har kartlagts av PricewaterhouseCoopers under ett antal år. Motiven och deras inbördes rangordning har varierat över åren. I undersökningen år 2004 uppges de viktigaste motiven vara att öka kundbasen samt att uppnå skalfördelar, att hantera riskexponeringen. Exempel på det sistnämnda är att kombinera olika typer av produkter (el, värme, gas), eller att kombinera elförsäljning med elproduktion genom vertikal integrering.
Bakom drivkrafterna ligger önskemål om dels konsolidering, dels horisontell och vertikal integration över hela värdekedjan.
* Avser pris baslast 2004 per 22 mars 2002
Överföringskapacitet (GW) och marknadspriser* (EUR/MWh) mellan regioner i EU
* Avser pris baslast 2004 per 22 mars 2002
Överföringskapacitet (GW) och marknadspriser* (EUR/MWh) mellan regioner i EU
Rapport 2 SOU 2004:129
252
Intressant är dock att expansion på nya marknader uppges vara ett mindre viktig drivkraft år 2004. Tidigare år har detta motiv uppgivits vara ett viktigt skäl för strukturaffärer.
Källa: PricewaterhouseCoopers, ”Supply Essentials: Utilities Global Survey 2004”. Undersökningen omfattar 177 företagsledare och beslutsfattare i 56 länder i Europa, Nord- och Sydamerika, Asien, Mellanöstern och Afrika. Skala: 1=minst viktig, 5=mest viktig.
Hinder för investering
− internationellt
Energimarknadsaktörerna är generellt sett mer försiktiga i investeringar jämfört med tidigare år. I Europa har transaktionsvärdet på förvärv inom energiområdet minskat med 74 procent från 2002 till 2003.
Enligt undersökningar av PricewaterhouseCoopers de senaste åren framgår att osäkerheter i investeringarnas förutsättningar är det viktigaste skälet till att en aktör avstår från investering eller t.o.m. överväger utträde från en marknad. Aktörerna anger instabila marknadsförutsättningar och bristande transparens (exempelvis förändringar i reglering, beskattning, subventioner, politiska förutsättningar, legala förutsättningar m.m.) som de viktigaste faktorerna som negativt kan påverka investeringsbeslut.
För Europa är de viktigaste exemplen på politisk osäkerhet och bristande transparans:
Drivkrafter för strukturaffärer
2,6 2,6 2,6
2,7
3,0
3,2
3,3 3,3
0,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0
Reglerings-krav
Avyttra icke-kärnverksamhet
Bredda produktutbud
Förvärva kompetens Geografisk expansion
Riskhantering
Skalfördelar
Förvärva nya kunder
Rapport 2
253
• fördelar för nationella bolag
• icke transparant tillträde för ”third-party” till elnäten
• ineffektiv reglering
Den nordiska marknaden bedöms i undersökningen som mer avreglerad och omstrukturerad än andra marknader. Vidare bedöms konkurrensen ha sänkt priserna. Detta leder till att intresset för förvärv är begränsat.
Källa: PricewaterhouseCoopers, ”Supply Essentials: Utilities Global Survey 2004”. Undersökningen omfattar 177 företagsledare och beslutsfattare i 56 länder i Europa, Nord- och Sydamerika, Asien, Mellanöstern och Afrika Skala: 1=minst viktig, 5=mest viktig
Sammanfattning
− Nordiskt och europeiskt perspektiv
Enligt EU:s elmarknadsdirektiv ska industrikunder kunna välja leverantör från den 1 juli 2004 och hushållskunder från den 1 juli 2007. I de nordiska länderna kan alla kunder fritt välja elleverantör. För att kunna bilda en gemensam europeisk elmarknad är regionala marknader ett mellansteg. Norden och Storbritannien är exempel på regionala marknader.
Inom flera länder i Europa dominerar ett eller ett fåtal bolag elproduktionen. Den nordiska elproduktionen domineras av Vattenfall, Statkraft, Sydkraft och Fortum. Bolagen svarar tillsammans för 48 procent av den total produktionen i Norden.
Faktorer som skulle kunna leda till att en aktör "avstår från investering eller lämnar en marknad"
2,4
2,7
3,0
3,1
3,4 3,4
3,5
4,0
0,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0
Aktörers förluster tidigare
Kompetensbrist
Beskattning
Kapitalmarknaden
Ökande reglering Strategisk förändring Bristande transparens
Politisk osäkerhet & instabil marknad
Rapport 2 SOU 2004:129
254
(Det kan jämföras med Vattenfalls, Sydkrafts och Fortums andel i Sverige som uppgår till ca 88 procent). När det gäller elförsäljning till slutkund i Norden har Vattenfall, Sydkraft och Fortum tillsammans en marknadsandel på ca 25 procent.
Norge var det land som först avreglerade elmarknaden och redan 1995 var det möjligt för konsumenterna att fritt välja leverantör. Den norska marknaden är mer fragmenterad än den svenska. Detta kan delvis förklaras av att ägandet i Norge är hårt reglerat, t.ex. krävs det omsättningskoncession för att få bedriva elhandel. Produktionen ägs till största delen av kommuner, fylkeskommuner samt staten.
I Finland är det från och med 1998 möjligt för kunderna att fritt välja leverantör. Omstruktureringen av branschen har inte gått lika långt som i Sverige. Ett skäl till detta är att ingen enskild aktör får äga mer av distributionsnäten än vad som motsvarar 25 procent av samtliga kunder. Största elproducenterna är Fortum och PVO.
Den danska elmarknaden avreglerades först 2003. Omstruktureringen av marknaden har varit begränsad till följd av Lex Nesa, dock har politisk majoritet nåtts för att liberalisera lagen. De största producenterna är Elsam och Energi E2.
I Tyskland har det skett stora strukturförändringar efter avregleringen. I dag återstår 4 regionala, helt integrerade bolag (E.ON, RWE, Vattenfall och EnBW). Marknaden är dock fortfarande fragmenterad med ca 900 lokala elverk. De största producenterna är det fyra regionala bolagen (80 % av den totala produktionen).
Den polska elmarknaden är avreglerad till 59 procent. I december 2005 beräknas marknaden vara helt avreglerad. Vattenfall och RWE är två aktörer som bedriver verksamhet i Polen. Fram till 2002 hade 27 procent av produktionen privatiserats.
I de baltiska länderna är elmarknaderna endast delvis avreglerade. Litauen är den marknad där avregleringen kommit längst (26 %). De statliga elverken äger en stora andel av såväl produktion som distribution.
Rapport 2
255
Bilaga 1
− Enkätundersökning
Sammanfattning
− Nordiskt och europeiskt perspektiv
Sammanfattning
Nedan görs enklare sammanfattning av undersökningen. Målgruppen för undersökningen finns inom kundsegmenten villa-, lägenhets-, och företagskunder. Urvalet hämtades från Gävle Energis kunder. Totalt genomfördes 100 telefonintervjuer i respektive kundgrupp.
Undersökningen var uppbyggd kring följande frågeområden;
• Har kunden bytt elleverantör efter 1999
• Svårt eller lätt att byta elleverantör?
• Elprisets utveckling
• Elleverantörernas service
• Information och marknadsföring från elföretagen
• Synen på elmarknaden
Byta elleverantör
Mest benägna att byta elleverantör har villakunderna varit. 57 procent av villakunderna har bytt elleverantör sedan 1999 motsvarande siffror för företagskunderna är 42 procent och för lägenhetskunderna 41 procent.
Skäl för byte
Störst betydelse för att byta elleverantör av de fyra faktorer som studeras i undersökningen har priset varit. 85 procent av villakunder säger att priset delvis eller definitivt påverkat deras beslut om att byta elleverantör. För lägenhetskunder är siffran 72 procent och för företagskunder 86 procent
Rapport 2 SOU 2004:129
256
Funderat/övervägt att byta leverantör
De kunder som inte bytt elleverantör sedan 1999 fick frågan om kunden övervägt eller funderat på att byta under det senaste året. Runt en tredjedel av samtliga kundgrupper har övervägt eller funderat på att byta elleverantör under det senaste året.
Lätt eller svårt att byta elleverantör?
Överlag kan det konstateras att kunderna upplever det som enkelt att byta leverantör. 96 procent av villakunderna anser att det var enkelt eller mycket enkelt att byta elleverantör, 80 procent av lägenhetskunderna och 73 procent av företagskunderna tyckte det var enkelt eller mycket enkelt att byta.
Tror du det är lätt eller svårt att byta elleverantör
De kunder som inte bytt elleverantör sedan 1999 fick svara på frågan om de tror det är lätt eller svårt att byta. 49 procent av villakunderna tror att det är enkelt eller mycket enkelt att byta elleverantör, 62 procent av lägenhetskunderna och 79 procent av företagskunderna tror att det är enkelt eller mycket enkelt att byta.
Elprisets utveckling
Samtliga kundgrupper är överens om att priset övervägande utvecklats i negativ riktning. 73 procent av villakunderna anser att elpriset utvecklats i mycket negativ riktning eller i negativ riktning, motsvarande siffra för lägenhetskunderna är 74 procent och för företagskunderna är siffran 80 procent.
Lokal elleverantör
Mest betydelse tillmäter lägenhetskunderna att elleverantören skall vara lokal. Av dessa säger 36 procent att de delvis eller definitivt önskade en lokal elleverantören motsvarande siffra för villakunder och företagskunder är 20 procent.
Rapport 2
257
Service
Kunderna bedömde även hur deras elleverantörs service utvecklats under de senaste åren. Här anser 76 procent av villakunderna och 70 procent av lägenhetskunderna att de inte kan notera någon skillnad. Bland företagskunderna är det 56 procent som inte kan se någon förändring i servicebeteendet hos sin elleverantör under de senaste åren. Noterbart många (28 %) företagskunder kan inte bedöma hur servicen utvecklats från sin elleverantör.
Information och marknadsföring
De olika kundsegmenten är överens om att marknadsföringsaktiviteterna har ökat de senaste åren. I samtliga kundgrupper anser 45 procent att marknadsföringen har ökat något eller ökat betydligt under de senaste åren.
Synen på elmarknaden
Elmarknaden kan utvecklas än mer i samtliga kundgrupper. En förklaring till detta kan vara att elmarknaden fortfarande är en förhållandevis ung marknad och behöver mer tid för att utvecklas. En rimlig uppskattning och baserad på vår erfarenhet, i samband med marknadsbedömningar, är att åtminstone 70 procent av kunderna skall tycka att marknaden är välfungerande. Detta kan variera från marknad till marknad.
Mest tydligt är det i totalbedömningen av marknaden där knappt 4 av 10 kunder tycker att den är välfungerande. En annan svaghet i marknaden är att knappt 6 av 10 anser att konkurrensen på elmarknaden har ökat.
6 och 10 kunder anser dessutom att marknaden håller på att tas över av ett antal stora bolag. Ett faktum som bekräftas i andra delar av denna studie som PricewaterhouseCoopers genomfört. Men samtidigt tycker 6 av 10 att valmöjligheterna har ökat på elmarknaden.
Rapport 2 SOU 2004:129
258
Inledning
Syfte
Syftet med den kvantitativa telefonundersökningen är att redovisa olika kundgruppers syn på elmarknadens funktion ur några avseenden. Undersökningen är uppbyggd kring följande frågeområden;
• Har kunden bytt elleverantör efter 1999
• Svårt eller lätt att byta elleverantör?
• Elprisets utveckling
• Elleverantörernas service
• Information och marknadsföring från elföretagen
• Synen på elmarknadens utveckling de senaste åren
• Arbetsprocessen
Målgruppen har varit tre kundkategorier. Dessa kunder finns inom kundsegmenten villa-, lägenhets-, och företagskunder. Urvalet hämtades från Gävle Energis kunder och kompletterades med uppgifter från telefonkatalogen. De respondenter som hämtades från telefonkatalogen var boende eller verksamma i Gävle kommun. Skälet till att Gävle Energis kunders valdes ut är att de varit föremål för ägarförändringar på elmarknaden under de senaste åren.
Metoden för att samla in fakta har bestått av telefonintervjuer. Totalt uppgick antalet intervjupersoner till 300 stycken fördelat enligt nedan.
Tabell 1. Målgrupper för enkätundersökningen
Målgrupp Antal intervjuer Svarsfrekvens Villakund 100 71 % Lägenhetskund 100 72 % Företagskund 100 63 % Totalt 300
I bortfallet kan noteras att ett antal personer inte vill delta i undersökningen, 27 personer har inte gått att få tag i trots sju kontaktförsök, 19 personer har inte känt sig berörda av frågeställningen och därför avböjt intervju och 20 personer har varit sjuka
Rapport 2
259
eller bortresta under fältperioden. Fältarbetet pågick mellan den 5 maj till 23 maj.
Bakgrundsvariabler
I undersökningen studeras följande bakgrundsvariabler:
• villakund
• lägenhetskund
• företagskund
Samtliga frågor har databearbetats mot förekommande bakgrundsvariabler, men de kommenteras endast när statistiskt säkra avvikelser förekommer från totalbilden. I vissa fall kan statistiska avvikelser förekomma men kommenteras inte på grund av att basen (antalet individer) är för litet. I texten redovisas enbart procenttal, för att inte trötta ut läsaren med allt för mycket siffror.
Resultatredovisning
Har kunden bytt elleverantör sedan 1999?
Tabell 2. Andel av olika kunder som bytt respektive inte bytt elleverantör sedan 1999
Målgrupp
Ja
Nej
Villakund
57
37
Lägenhetskund
41
56
Företagskund
42
53
Totalt 47 49
Mest benägna att byta elleverantör har villakunderna varit. 57 procent av villakunderna har bytt elleverantör sedan 1999 motsvarande siffror för företagskunderna är 42 procent och för lägenhetskunderna 41 procent. En möjlig förklaring till att företagen inte är så benägna att byta elleverantör kan vara att flertalet av företagskunderna i underökningen är mindre serviceföretag där elkostnaden inte har så stor betydelse för verksamheten.
Rapport 2 SOU 2004:129
260
Fyra faktorer som påverkar beslutet om att byta elleverantör
De kunder som bytt elleverantör sedan 1999 tillfrågades om fyra olika faktorer påverkat deras beslut att byta. Dessa faktorer är om bolaget såldes, priset, servicen och om kunden önskade en lokal elleverantör.
Bolaget såldes
Minst betydelse sett till samtliga tre kundgrupper har det faktum att bolaget såldes. Bland företagen säger 94 procent att deras beslut om att byta elleverantör inte alls eller inte särskilt mycket påverkades av att bolaget såldes motsvarande siffra för lägenhetskunderna är 92 procent och för villakunderna 74 procent.
Servicen
65 procent av villakunderna menar att servicen inte alls eller inte särskilt mycket påverkat deras beslut att byta elleverantör. Bland lägenhetskunderna är samma siffra 52 procent och bland företagskunderna 87 procent. Hushållskunderna villa- och lägenhetskunder prioriterar servicen något högre än vad företagssektorn gör.
Lokal elleverantör
Mest betydelse tillmäter lägenhetskunderna att elleverantören skall vara lokal. Av dessa säger 36 procent att de delvis eller definitivt önskade en lokal elleverantören motsvarande siffra för villakunder och företagskunder är 20 procent.
Priset
Störst betydelse av de fyra faktorer som studeras har priset. 85 procent av villakunder säger att priset delvis eller definitivt påverkat deras beslut om att byta elleverantör. För lägenhetskunder är siffran 72 procent och för företagskunder 86 procent.
Rapport 2
261
Lätt eller svårt att byta elleverantör?
De kunder som bytt elleverantör fick också svara på frågan om de tyckte det var lätt eller svårt att byta. Överlag kan det konstateras att kunderna upplever det som enkelt att byta leverantör. 96 procent av villakunderna anser att det var enkelt eller mycket enkelt att byta elleverantör, 80 procent av lägenhetskunderna och 73 procent av företagskunderna tyckte det var enkelt eller mycket enkelt att byta.
Noterbart är 13 procent av företagen upplevde att det var svårt att byta leverantör. Undersökningen kan inte fastslå skälen till detta utan kan bara spekulera i att det t.ex. kan bero på långa bindningsavtal eller att det är förhållanden som ligger utanför företagets egen påverkansmöjlighet.
Funderat/övervägt att byta leverantör
De kunder som inte bytt elleverantör sedan 1999 fick frågan om de övervägt eller funderat på att byta under det senaste året.
Tabell 3. Andel av olika kunder som övervägt att byta elleverantör
Målgrupp
Ja
Nej
Villakund
29
71
Lägenhetskund
26
74
Företagskund
32
68
Totalt 29 71
Runt en tredjedel av samtliga kundgrupper har övervägt eller funderat på att byta elleverantör under det senaste året.
Rapport 2 SOU 2004:129
262
Tror du det är lätt eller svårt att byta elleverantör
De kunder som inte bytt elleverantör sedan 1999 fick svara på frågan om de tror det är lätt eller svårt att byta. 49 procent av villakunderna tror att det är enkelt eller mycket enkelt att byta elleverantör, 62 procent av lägenhetskunderna och 79 procent av företagskunderna tror att det är enkelt eller mycket enkelt att byta.
Noterbart är att 17 procent av villakunderna inte kan bedöma om de tror att det är lätt eller svårt att byta elleverantör. Noterbart är också att bland hushållskunderna (villa och lägenhet) tror nästan 2 av 10 kunder att det är svårt.
Elprisets utveckling
Kunderna fick ta ställning till hur de anser att elpriset utvecklats under de senaste åren. Samtliga kundgrupper är överens om att priset övervägande utvecklats i negativ riktning. 73 procent av villakunderna anser att elpriset utvecklats i mycket negativ riktning eller i negativ riktning, motsvarande siffra för lägenhetskunderna är 74 procent och för företagskunderna är siffran 80 procent. Bland hushållskunderna (villa och lägenhetskunderna) kan inte 1 av 10 kunder bedöma prisutvecklingen under de senaste åren.
Service
Kunderna bedömde även hur deras elleverantörs service utvecklats under de senaste åren. Här anser 76 procent av villakunderna och 70 procent av lägenhetskunderna att de inte kan notera någon skillnad. 8 procent av villakunderna anser att servicebeteendet blivit sämre och 9 procent att det utvecklats till det bättre. 4 procent av lägenhetskunderna bedömer att servicen försämrats och 13 procent att servicen blivit bättre.
Bland företagskunderna är det 56 procent som inte kan se någon förändring i servicebeteendet hos sin elleverantör under de senaste åren. Noterbart många (28 %) företagskunder kan inte bedöma hur servicen utvecklats från sin elleverantör.
9 procent av företagskunderna anser att servicebeteendet blivit sämre och 8 procent att servicen utvecklats till det bättre.
Rapport 2
263
Information och marknadsföring
Samtliga kunder tillfrågades om de som elkund hade noterat om elföretagens information och marknadsföring har ökat eller minskat eller är oförändrad under de senaste åren.
De olika kundsegmenten är överens om att marknadsföringsaktiviteterna har ökat de senaste åren. I samtliga kundgrupper anser 45 procent att marknadsföringen har ökat något eller ökat betydligt under de senaste åren.
Andelen som tycker att marknadsföringen minskat är 5 procent bland villakunderna, 3 procent för lägenhetskunderna och 6 procent inom företagssektorn.
12 procent av villakunderna har inte noterat någon information och 14 % vet inte om de gjort det eller inte.
15 procent av lägenhetskunderna har inte noterat någon information och 5 procent vet inte om de gjort det eller inte.
8 procent av företagskunderna har inte noterat någon information och 19 procent vet inte om de gjort det eller inte.
Kundernas syn på elmarknaden under de senaste åren
I detta avsnitt studeras om hur de olika kundgrupperna ser på elmarknaden dess funktion och utveckling under de senaste åren. Det som studeras är om konkurrensen på elmarknaden ökat, om det finns monopoltendenser på marknaden, om valfriheten ökat, hur de lokala elföretagen hävdar sig prismässigt och om kunden föredrar ett lokalt elföretag framför ett stort bolag.
Villakunder
65 procent av villakunderna anser att valmöjligheterna att kunna välja elbolag har ökat medan 9 procent inte anser detta. 10 procent vet inte om detta är fallet. 64 procent av villakunderna anser samtidigt att elmarknaden håller på att tas över av ett antal stora bolag. 6 av 10 villakunder tycker att konkurrensen på elmarknaden har ökat under de senaste åren.
Rapport 2 SOU 2004:129
264
Figur 1. Villakundernas syn på elmarknaden
Hälften av villakunderna menar att lokala elleverantörer kan erbjuda minst lika konkurrenskraftiga elpriser som större elleverantörer medan nästan 2 av 10 inte tycker detta och 17 procent vet inte.
Hälften föredrar ett lokalt elföretag framför ett stort bolag och en fjärdedel av villakunderna är av motsatt uppfattning.
34 procent av villakunderna anser att elmarknaden totalt sett är en väl fungerande marknad och 41 procent tycker inte att elmarknaden är väl fungerande.
Lägenhetskunder
Lägenhetskundernas syn på elmarknaden präglas till vissa delar av okunskap vilket andelen vet inte svar indikerar. 69 procent av lägenhetskunderna anser att valmöjligheterna att kunna välja elbolag har ökat under de senaste åren medan 17 procent inte anser detta. 7 procent vet inte om detta är fallet. 6 av 10 lägenhetskunder tycker att konkurrensen på elmarknaden har ökat under de senaste åren. En fjärdedel eller 23 procent kan inte se att konkurrensen på elmarknaden har ökat.
Instämmer inte (1-2) Instämmer (4-5)
Medel
Vet ej/ Ej svar
20
60
11
9
9
64
16
11
9
65
16
10
17
50
16
17
24
50
18
7
16. Totalt sett är elmarknaden en väl fungerande marknad
41
34
21
3
Betyg
11. Konkurrensen på elmarknaden har ökat
12. Elmarknaden håller på att tas över av ett antal stora bolag
13. Valmöjligheterna att kunna välja elbolag har ökat
14. Lokala elleverantörer kan erbjuda minst lika bra konkurrenskraftiga elpriser som större elleverantörer
15. Jag väljer hellre ett lokalt elföretag framför än ett stort bolag
100% 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100%
Rapport 2
265
Figur 2. Lägenhetskundernas syn på elmarknaden
59 procent av villakunderna anser att elmarknaden håller på att tas över av ett antal stora bolag och 10 procent är av motsatt uppfattning.
44 procent av lägenhetskunderna föredrar ett lokalt elföretag framför ett stort bolag och en fjärdedel av lägenhetskunderna är av motsatt uppfattning.
Nästan 4 av 10 lägenhetskunderna menar att lokala elleverantörer kan erbjuda minst lika konkurrenskraftiga elpriser som större elleverantörer medan nästan 1 av 10 inte tycker detta. Noterbart många vet inte, 33 procent .
44 procent av lägenhetskunderna anser att elmarknaden totalt sett är en väl fungerande marknad och 26 procent tycker inte att elmarknaden är väl fungerande. 15 vet inte.
Företagskunder
Företagskunderna uppvisar en viss okunskap om elmarknadens funktion vilket den förhållandevis höga andelen vet inte svar indikerar. 67 procent av företagskunderna anser att elmarknaden håller
Instämmer inte (1-2) Instämmer (4-5)
Vet ej/
Medel
Ej svar
23
61 11
5
10
59 15
16
17
69 8
7
10
39 18
33
23
44 20
13
26
15
15
44
Betyg
11. Konkurrensen på elmarknaden har ökat
12. Elmarknaden håller på att tas över av ett antal stora bolag
13. Valmöjligheterna att kunna välja elbolag har ökat
14. Lokala elleverantörer kan erbjuda minst lika bra konkurrenskraftiga elpriser som större elleverantörer
16. Totalt sett är elmarknaden en väl fungerande marknad 15. Jag väljer hellre ett lokalt elföretag framför än ett stort bolag
100% 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100%
100% 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100%
Rapport 2 SOU 2004:129
266
på att tas över av ett antal stora bolag och 12 procent är av motsatt uppfattning. 14 procent vet inte.
Figur 3. Företagskundernas syn på elmarknaden
Företagskunderna är något mer lokalpatriotiska än vad hushållskunderna är. Nästan 6 av 10 företag föredrar ett lokalt elföretag framför ett stort bolag och en fjärdedel av företagskunderna är av motsatt uppfattning.
5 av 10 företagskunderna menar att lokala elleverantörer kan erbjuda minst lika konkurrenskraftiga elpriser som större elleverantörer medan nästan drygt 1 av 10 inte tycker detta. Noterbart många vet inte, 25 procent .
Hälften av företagskunderna anser att valmöjligheterna att kunna välja elbolag har ökat under de senaste åren medan 22 procent inte anser detta. 11 procent vet inte om detta är fallet.
Nästan 5 av 10 företagskunder tycker att konkurrensen på elmarknaden har ökat under de senaste åren. En tredjedel eller 36 procent håller inte med om att konkurrensen på elmarknaden har ökat.
33 procent av företagskunderna anser att elmarknaden totalt sett är en väl fungerande marknad och hela 47 procent tycker inte att elmarknaden är väl fungerande. 8 procent vet inte.
Instämmer inte (1-2) Instämmer (4-5) Varken Vet ej
eller
36
47
8 8
12
67
8 14
22
50
17 11
14
53
8 25
23
58
8 11
47
33
11 8
12. Elmarknaden håller på att tas över av ett antal stora bolag
13. Valmöjligheterna att kunna välja elbolag har ökat
14. Lokala elleverantörer kan erbjuda minst lika bra konkurrenskraftiga elpriser som större elleverantörer
16. Totalt sett är elmarknaden en väl fungerande marknad 15. Jag väljer hellre ett lokalt elföretag framför än ett stort bolag
Betyg
11. Konkurrensen på elmarknaden har ökat
100% 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100%
Rapport 2
267
Sammanfattning bedömning för de tre kundgrupperna
Elmarknaden kan utvecklas än mer i samtliga kundgrupper. En förklaring till detta kan vara att elmarknaden fortfarande är en förhållandevis ung marknad och behöver mer tid för att utvecklas. En rimlig uppskattning och baserad på vår erfarenhet, i samband med marknadsbedömningar, är att åtminstone 70 procent av kunderna skall tycka att marknaden är välfungerande. Detta kan dock variera från marknad till marknad.
Mest tydligt är det i totalbedömningen av marknaden där knappt 4 av 10 kunder tycker att den är välfungerande. En annan svaghet i marknaden är att knappt 6 av 10 anser att konkurrensen på elmarknaden har ökat.
6 och 10 kunder anser dessutom att marknaden håller på att tas över av ett antal stora bolag. Ett faktum som bekräftas i andra delar av denna studie som PricewaterhouseCoopers genomfört. Men samtidigt tycker 6 av 10 att valmöjligheterna har ökat på elmarknaden.
Rapport 3
Uppföljning av
leverantörsbytesprocessen m.m.
maj 2004
ECON Analys AB
Rapport R-2004-066
Rapport 3
271
Innehåll
Sammanfattning och slutsatser.................................. 273
1 Bakgrund ......................................................... 273
2 Problem och metod ........................................... 275
3 Tidigare genomförda undersökningar ................... 276
3.1 Resultat från tidigare undersökningar .................................. 276
3.2 Slutsatser från tidigare undersökningar ................................ 277
4 Sammanfattande resultat av uppföljningen under maj 2004......................................................... 278
4.1 Resultat av uppföljningen...................................................... 278
4.2 Eget PRODAT system eller ombud..................................... 280
4.3 Kvaliteten i nätföretagens svar på elhandelsföretagens anmälningar ............................................................................ 281
4.4 Felkällor i elhandelsföretagens anmälningar ........................ 282
4.5 Rapportering av mätvärden ................................................... 283
5 Elhandelsföretagens syn på leverantörsbytes- och mätvärdesprocesserna m.m. ............................... 285
6 Slutsatser och rekommendationer ....................... 286
Rapport 3
273
Sammanfattning och slutsatser
Sammanfattning
El- och gasmarknadsutredningen (N 2003:04) har anlitat ECON för att undersöka hur leverantörsbytesprocessen för el fungerar och om det finns tänkbara förbättringar att göra.
ECON har tidigare utfört liknande undersökningar vid åtta tillfällen under tidsperioden år 2000
−2002. I den senaste undersökningen i oktober 2002, i vilken 18 elhandelsföretag deltog, var antalet anmälningar av leverantörsbyten 2 094 och 89 procent av alla anmälda leverantörsbyten genomfördes på utsatt tid.
I den nu föreliggande undersökningen medverkade 21 elhandelsföretag i stort sätt identiska med de företag som medverkade i de tidigare undersökningarna. Antalet anmälda leverantörsbyten var 14 701 och 93 procent av alla anmälda leverantörsbyten genomfördes vid utsatt tidpunkt. Det bör noteras att resultat domineras kraftigt av ett enskilt företag som anmälde ca 60 procent av bytena och för detta företag var andelen genomförda leverantörsbyten 90 procent.
Antalet leverantörsbyten har ökat kraftigt liksom andelen leverantörsbyten som sker på utsatt tid. Andelen rapporterade startmätarställningar är också betydligt högre än vid tidigare genomförda undersökningar
Ett problem som kvarstår enligt de flesta elhandelsföretagen är att kvaliteten på de mätvärden som rapporteras av nätbolagen fortfarande är bristfällig. Ytterst drabbar detta problem elkunden som får felaktiga räkningar. Bristfälliga mätrapporter leder också till att både ”den nya och gamla” leverantören tvingas att sinsemellan justera ersättningen för avslutad respektive påbörjad elleverans.
1 Bakgrund
El- och gasmarknadsutredningen (N 2003:04) har bland annat i uppdrag att analysera om det finns tänkbara förbättringar att göra på elmarknaden och hur specifika krav på elmarknadens olika aktörer lämpligen bör utformas samt utreda behovet av sanktionssystem mot nätföretag som inte följer ellagens föreskrifter om leverantörsbyten.
Rapport 3 SOU 2004:129
274
ECON har vid flera tillfällen genomfört uppföljningar av leverantörsbytes- processen på uppdrag av Schablondelegationen (Delegationen) och Statens Energimyndighet (STEM) i syfte att belysa hur stort antal av de anmälda bytena som kunde genomföras på föreskrivet sätt. Uppföljningarna bygger på uppgifter från ett 20-tal elhandelsföretag. Uppföljningarna gav en samlad bild av vad som har fungerat och inte fungerat vid leverantörsbytena och vilka förbättringar som har kunnat noteras när allt fler aktörer använder sig av det föreskrivna kommunikationssystemet.
ECON har presenterat sammanfattande rapporter av de tidigare uppföljningarna. Rapporterna innehåller också en relativt omfattande kvantitativ sammanfattning av antalet anmälda respektive genomförda byten, antal byten som bekräftats enligt föreskrift osv. samt några förklaringar till de orsaker som har förhindrat leverantörsbytena. Bland dessa har noterats avsaknad av eller brister i användningen av kommunikationssystem för leverantörsbytesanmälan hos ett antal aktörer samt att aktörernas/deras ombuds system inte alltid uppfyllt gällande Ediel standard. Ett av de största problemen som noterades hos företagen var att elektronisk kommunikation vid leverantörsbyten ännu inte används enligt föreskrift.
Delegationen har vid uppföljningstillfällena informerat aktörerna om resultaten och lämnat några rekommendationer till förbättringsåtgärder. Delegationen avslutade sitt uppdrag vid årsskiftet 2001/2002. Efter det genomförde ECON fortsatta uppföljningar på uppdrag av STEM. Senaste uppföljningen ägde rum i oktober 2002.
Utredningen vill nu följa upp utvecklingen under våren 2004 och har givit ECON i uppdrag att genomföra en förnyad uppföljning liknande de tidigare. Uppföljningen skall kompletteras med elhandelsföretagens syn på hur leverantörsbytesprocessen fungerar och om det finns några åtgärder i form av ändringar i regelverket som skulle säkerställa eller förenkla leverantörsbytesprocessen.
Rapport 3
275
2 Problem och metod
När schablonavräkningsreformen infördes i november 1999, bedömde både branschen och myndigheterna att det var angeläget att följa upp leverantörsbytesprocessen och dra lärdomar som leder till förbättring i den. Nu har det dock gått en tid sedan den senaste uppföljningen togs fram. Samtidigt som branschen har noterat ett ökande antal leverantörsbyten saknas en uppdaterat bild av hur dessa byten har fungerat. Den nu aktuella uppföljningen som beskrivs närmare i denna rapport, syftar till att aktualisera bilden av leverantörsbytesprocessen och, liksom tidigare, belysa hur leverantörsbytesprocessen fungerar samt problem som fortfarande finns kvar.
Detta sker nu som tidigare genom att söka information hos ett 20-tal elhandelsföretag och kartlägga i den mån det varit möjligt deras erfarenheter och problem vid leverantörsbytena. En viktig fråga är att följa upp vilka åtgärder som aktörerna vidtagit för att få processen att fungera och vilka förbättringar som kan noteras sedan tidigare uppföljningar. Det är därför viktigt att valet av målgrupp för denna undersökning omfattar i stort samma grupp av aktörer som tidigare undersökningar och på det sättet säkra en kontinuitet i uppföljningen.
Aktörernas struktur är dock allt annat än statisk. Företag säljs och slås samman, grupper av företag organiseras för att kunna agera samlat på marknaden. Därför har ECON reviderat målgruppen från tidigare undersökningstillfällena och utökat den något för att kompensera en del bortfall av tidigare aktörer. Målgruppen för undersökningen består av 20 aktiva elhandelsföretag. Inom gruppen finns företag som representerar olika lösningar för leverantörsbyteshantering i egen regi eller ombud, liksom företag med olika typer av ägande och marknadsprofil.
Insamling av uppgifter för undersökningen har skett på två sätt:
• Enkät. Kortfattade enkäter har sänts via e-mail till företagen i målgruppen. Enkätinnehållet har utformats med utgångspunkt i de tidigare uppföljningarna men med fokus på hur aktörerna uppfyller regelverket, föreskrifter och standarder. Vid denna uppföljning gäller även att belysa på nära håll de felande länkarna i informationsutbytet mellan aktörerna och följa upp vilka åtgärder som vidtas av aktörerna för att begränsa felen. Enkätsvaren återspeglar även elhandelsföretagens synpunkter
Rapport 3 SOU 2004:129
276
på brister i nuvarande leverantörsbytessystemet samt ger företagen eventuella förslag till åtgärder för att säkerhetsställa eller förenkla dessa processer.
• Kompletterande intervjuer. Att besvara enkäten var frivilligt för de tillfrågade företagen. Företagen kunde välja att besvara enkäten fullständigt, delvis eller inte alls. Av de 24 tillfrågade företagen har 21 besvarat enkäten relativt fullständigt. De inkomna uppgifterna har genom löpande kontakt med företagen kontrollerats och kompletterats.
3 Tidigare genomförda undersökningar
Undersökningar av liknade karaktär har genomförts av ECON vid åtta tillfällen under tidsperioden september 2000 till oktober 2002. Uppdragsgivare för de senaste undersökningarna har varit Energimyndigheten efter det att Schablondelegationen lagts ner. Syftet med undersökningarna var då som nu att studera hur leverantörsbytesprocessen fungerar från elleverantörernas synvinkel. I undersökningen från den 1 oktober 2002 tillställdes enkäten 21 elhandelsföretag, som även tidigare har medverkat i motsvarande undersökningar.
3.1 Resultat från tidigare undersökningar
De 18 företagen, som besvarade den senaste enkäten har rapporterat att sammanlagt 2 904 leverantörsbyten anmäldes under augusti 2002, av vilka samtliga avsåg byte den 1 oktober 2002. Av dessa byten kunde 89 procent genomföras utan förseningar, jämfört med 92 procent vid undersökningstillfället i maj 2002.
När det gäller företagens förmåga att följa regelverket var resultatet betydligt sämre. Endast 40 procent av de anmälda leverantörsbytena (via meddelande Z03) bekräftades inom fem arbetsdagar från nätbolagens sida. Detta är en markant försämring jämfört med föregående undersökning i maj 2002, då 52 procent bekräftades i tid.
Några orsaker till förseningar från nätföretagens sida har varit att:
Rapport 3
277
• anläggningsidentitet saknades i 60−85 procent av fallen
• nätområdesidentitet saknades i 5−10 procent av fallen
• el-användarens identitet saknades i 10−15 procent av fallen
• annat fel har uppstått i 5−10 procent av fallen.
Enligt regelverket ska nätägaren vid anmält leverantörsbyte rapportera mätarställning för kundens uttagspunkt senast tio arbetsdagar efter aviserat bytesdatum. Per den 1 oktober 2002 rapporterades 39 procent av mätarställningarna inom föreskriven tid. Detta är en klar försämring jämfört med undersökningen i maj 2002, då motsvarande antal var 60 procent.
3.2 Slutsatser från tidigare uppföljningar
Trots att det anses vara en stor brist vid leverantörsbyten, har det låga antalet av rapporterade mätarställningar och orsaken till detta, inte blivit utrett närmare. Avsaknaden av mätarställningar i rätt tid påverkar elräkningen till kunden och avräkningen av elleveransen mellan ”den gamla och nya” leverantören. Risken är att kunden får försenade, felaktiga eller dubbla fakturor. Även de balansansvariga företagen kan drabbas om det är ett stort antal kunder som ”har lämnat” en leverantör utan att deras förbrukning har blivit slutligen avräknat. För att undvika detta har ”den nya” elleverantören behövt lägga ned resurser för att manuellt följa upp och få fram mätvärden från nätbolagen.
Generellt sett har ungefär hälften av elhandelsföretagen ansett att leverantörsbytesprocessen fungerar medan den andra hälften tyckt att processen inte fungerat som den skall. Huvudproblemen enligt dessa, har varit att många nätägare inte följer reglerna för bytesbekräftelse eller rapportering av mätarställningar. De noterar också att de initiala problemen med elektronisk kommunikation av anmälan och bekräftelse har förbättrats markant vid senaste undersökningarna.
Rapport 3 SOU 2004:129
278
4 Sammanfattande resultat av uppföljningen under maj 2004
ECON sände enkät till 24 elhandelsföretag och 21 företag har besvarat enkäten helt eller delvis. De företag som inte besvarat enkäten, har avböjt på grund av personalbrist eller nyligen genomförd sammanslagning av två elhandelsföretag med numera gemensam hantering av leverantörsbytesprocessen.
4.1 Resultat av uppföljningen
Antalet anmälda leverantörsbyten som skulle genomföras den 1 maj 2004 var 14 747. Åtta elhandelsföretag har angivit att det var färre byten i maj 2004 jämfört med en ”normal månad”, medan två företag har angivit att det var fler byten än för en ”normal” månad. Resten av företagen har inte besvarat frågan.
I tabell 4.1 visas en sammanställning av enkätsvaren. För att möjliggöra uppföljningen av eventuella förändringar visas resultaten från samtliga tidigare uppföljningar tillsammans med den senaste som gäller den 1 maj 2004 ( skuggat fält).
Rapport 3
279
Tabell 4.1. Antal leverantörsbyten anmälda samt andelen bekräftade och obekräftade anmälningar
Sept 2000*
Dec 2000*
Mars 2001
Maj 2001
Okt 2001
Dec 2001
Maj 2002
Okt 2002
Maj 2004
Antal lev-byten anmälda
8 000 18 000 3 873 1 531 2 790 2 776 1 938 2 904
14 747
Andel genomförda byten utan försening
74 % 85 % 85 % 79 % 89 % 88 % 92 % 89 %
93 %
Andel anmälda levbyten bekräftade inom 5 dagar
38 % 35 % 50 % 56 % 46 % 56 % 52 % 40 %
86 %**
Andel anmäln med påtalade fel inom 5 dagar
8 % 5 % 7 % 7 % 13 % 5 % 5 % 4 %
4 %**
Andel obesvarade anmäln efter 5 arbetsdagar
56 % 60 % 43 % 37 % 41 % 39 % 43 % 56 %
10 %**
Andel rapporterade mätarställningar inom 10 vardagar
46 % 32 % 60 % 39 %
88 %***
* Vid dessa två uppföljningstillfällen ingick elhandelsföretag inom organisationen ”Oberoende Elhandlare”. ** 19 av de 21 elhandelsföretagen har besvarat enkäten *** 20 av de 21 elhandelsföretagen har besvarat enkäten
Antalet leverantörsbyten som anmäldes under mars 2004 till de 21 elhandelsföretag som ingick i undersökningsgruppen var 15 218 varav 14 747 avsåg leverantörsbyte den 1 maj 2004. Av dessa anmälningar genomfördes leverantörsbytet för 13 664 eller 93 procent. Det visar ett bättre resultat än vid den senaste undersökningen i oktober år 2002.
Det bör noteras att ett enda företag av de tillfrågade har haft mer än 60 procent av samtliga leverantörsbyten under månaden. Det innebär att hanteringen av bytena just för det företaget kraftig påverkar det sammanlagda resultatet, t.ex. antalet leverantörsbyten som kunde genomföras i tid var på 90 procent, dvs. lägre än för de övriga i gruppen.
Vid den senaste uppföljningen anmälde de tillfrågade elhandelsföretagen ett mycket större antal leverantörsbyten än tidigare. Ett större antal byten ställer högre krav på administrationen på före-
Rapport 3 SOU 2004:129
280
tagen och kommunikationen emellan företagen för att bytena skall hinna genomföras i tid. Resultatet visar trots det höga antalet leverantörsbyten för maj 2004 på en klar förbättring i andelen leverantörsbyten som kunde genomföras i tid.
En iakttagelse är att ju fler leverantörsbyten som skall genomföras desto viktigare är det att de administrativa systemen och kommunikationerna fungerar. Det är administrativt tungt att manuellt följa upp felaktigheter i kommunikationen. Det högre antalet genomförda byten i kombination med det lägre antalet påtalade felaktigheter i anmälningarna kan t.ex. tala för en förbättring i underlagen från elhandelsföretagen eller i kommunikationen emellan elhandels- och nätföretagen.
4.2 Eget PRODAT system eller ombud
Den del av elhandelsföretagens Ediel-system som är avsedd för att hantera leverantörsbytesanmälningarna benämns PRODAT. En majoritet av de tillfrågade företagen använder egna PRODAT system men det finns ett antal som anlitar externa leverantörer av PRODAT tjänsten. Antalet företag som hanterar ”PRODAT” i egen regi framgår av nedanstående diagram.
Rapport 3
281
Diagram 4.1. Antal anmälda respektive andel genomförda leverantörsbyten per 1 maj 2004 samt PRODAT lösning
Av diagrammet framgår att 12 elhandelsföretag kunde genomföra alla anmälda leverantörsbyten per den 1 maj 2004. För de övriga 9 elhandelsföretagen varierar andelen genomförda byten från 90 procent till 99 procent.
4.3
Kvaliteten i nätföretagens svar på elhandelsföretagens anmälningar
Enligt gällande föreskrifter är nätföretagen skyldiga att bekräfta en anmälan om leverantörsbyte från ett elhandelsföretag inom 5 arbetsdagar. I tabell 4.2 visas en sammanställning av hur nätföretagen uppfyller kraven på att bekräfta anmälda leverantörsbyten.
Två elhandelsföretag som ingår i undersökningsgruppen har administrativa system, som inte i efterhand kan ge information om hur deras anmälningar har hanterats. I undersökningen ingår därför bara 19 elhandelsföretag som tillsammans hade 5 064 leverantörs-
0
1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000
Eget Eget Eget
Ombud
Eget Eget Eget Eget Eget
Ombud
Eget Eget Eget Eget Eget Eget Eget Eget
Ombud
Eget Eget
PRODAT lösning
Antal anmälda leverantörsbyten 1 maj 2004
84% 86% 88% 90% 92% 94% 96% 98% 100% 102%
Andel genomförda leveransbyten utan förseninga r
Antal aviserade byten 1 oktober Andel genomförda utan försening
Rapport 3 SOU 2004:129
282
byten anmälda per den 1 maj 2004. I tabell 4.2 har rader med anmälda byten som inte genomförts grå markerats.
Tabell 4.2. Nätföretagens bekräftelser av leverantörsbytena, såväl genomförda som ej genomförda byten
Status Antal Procent av antal anmälda leverantörsbyten
Förekommer hos antal elhandelsföretag
Genomförda lev-byten 1 maj 2004
Antal anmälningar bekräftade inom 5 dagar
4 358 86 %
18
Genomförda lev-byten 1 maj 2004
Antal felaktiga anmälningar bekräftade inom 5 dagar
162 3 % 14
Genomförda lev-byten 1 maj 2004
Antal obesvarade anmäl- ningar inom 5 dagar
440 9 % 15
Ej genomförda lev-byten 1 maj 2004
Antal felaktiga anmälningar bekräftade inom 5 dagar
62
1 %
6
Ej genomförda lev-byten 1 maj 2004
Antal obesvarade anmäl- ningar av nätbolagen
42
1 %
5
Sammanlagt kunde 98 procent av de anmälda bytena genomföras i tid. Kolumnen till höger visar antalet företag som har fått föreskriftsenliga respektive felaktiga bekräftelser av sina anmälningar.
Av tabellen framgår också att 9 procent av anmälningarna blev bekräftade senare än 5 arbetsdagar, men leverantörsbytet kunde ändå genomföras vid den utsatta tidpunkten. En liten del anmälningar, 1 procent besvaras överhuvudtaget inte av nätägaren.
Tabellen visar också antalet leverantörsbyten som returnerades av nätföretaget pga. felaktigheter. Av dessa felaktiga anmälningar (4 procent av det totala antalet anmälningar) kunde 3 procent av samtliga korrigeras av elhandelsföretaget och bytena kunde genomföras i tid. Endast 1 procent av samtliga blev försenade så att bytena inte kunde genomföras den 1 maj.
4.4
Felkällor i elhandelsföretagens anmälningar
Av totalt 5 064 anmälningar av leverantörsbyte den 1 maj 2004 har nätbolagen bedömt 224 eller 4 procent, som felaktiga. Av dessa kunde 162 eller 3 procent korrigeras av elhandelsföretagen så att
Rapport 3
283
leveransbytet kunde genomföras vid avtalad tidpunkt. Av tabell 4.3 kan utläsas frekvensen av olika fel som leder till att nätbolagen inte kan bekräfta leverantörsbytet. Det är speciellt två felkällor som dominerar, att uppgifter om anläggningens identitet (ID) saknas eller att uppgifter om elabonnenten saknas eller avviker från nätbolagets register.
Tabell 4.3. Fördelning av felorsaker i anmälningarna av leverantörsbyte
Anläggnings-ID Områdes-ID
Uppgifter om leverantör
Uppgifter om elabonnenten
Annat fel
Antal Andel Antal Andel Antal Andel Antal Andel Antal Andel
123 55 % 2 1 % 9 4 % 74 33 % 16 7 %
Felorsaken tycks till större delen bero på uppgifter som elleverantören har ansvar för eftersom elhandlaren är skyldig att ange korrekt uppgift på områdes- och anläggnings-ID i sin anmälan.
De allra flesta elhandelsföretag, 75 procent, anmäler sina leverantörsbyten löpande vart efter de tecknar nya elleveransavtal med kunden. Endast ett elhandelsföretag har svarat att alla nya elleveransavtal tecknade under en månad anmäls till respektive nätföretag i slutet av månaden. Resterande elhandelsföretag har rutinen att anmäla bytena till nätföretagen vid ett antal tillfällen under månaden när ett antal nytecknade elleveransavtal finns.
De flesta elhandelsföretagen, 13 av 18, har angivit att det förekommer avvikelser mellan kunduppgifterna i deras egen kundregister och nätföretagens register. Detta är ett relativt stort problem som korrigeras i efterhand när nätföretaget returnerar de ”felaktiga” anmälningarna.
4.5
Rapportering av mätvärden
Den delen av Ediel-systemet som hanterar rapportering av mätvärden benämns MSCONS. Enligt föreskrifterna skall nätbolaget lämna uppgifter om startmätarställningen till ”den nya och den gamla” elleverantören senast 10 arbetsdagar efter leverantörsbytesdagen. Diagram 4.2 visar antalet leverantörsbyten där startmätarställningen rapporterades inom föreskriven tid. I denna del har
Rapport 3 SOU 2004:129
284
20 elhandelsföretag med tillsammans 5 232 leverantörsbyten besvarat enkäten.
Diagram 4.2. Antalet genomförda leverantörsbyten per elhandelsföretag och andelen rapporterade startmätarställningar per elhandelsföretag
Diagrammet visar sammantaget på en klar förbättring jämfört med tidigare undersökningar. Numera har totalt 88 procent av alla startmätarställningar lämnats i tid av nätbolagen till elhandelbolagen, jämfört med bara 39 procent i oktober 2002.
Det noteras också att andelen rapporterade startmätarställningar mellan företagen saknar korrelation med antalet anmälda leverantörsbyten. Andelen rapporterade mätarställningar inom 10 arbetsdagar varierar mellan de tillfrågade företagen. En orsak kan vara att leverantörsbytena har skett inom olika nätområden som till olika grad klarat av rapporteringen i tid. Denna undersökning omfattar inte kartläggning av nätbolagens rapportering av mätarställningar.
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Elhandelföretag
Antal leverantörsbyten
0% 20% 40% 60% 80% 100% 120%
Andel mätvärden i tid
Antal leverantörsbyten för respektive elhandelföretag Andel leverantörsbyten där elhandelföretaget erhöll startmätarsställning i tid
Rapport 3
285
5 Elhandelsföretagens syn på leverantörsbytes- och mätvärdesprocesserna m.m.
Sammanfattningsvis har elhandelsföretagen lämnat synpunkter på leverantörsbytes- och mätvärdesprocessen enligt följande;
Enligt de flesta elhandelsföretagen fungerar leverantörsbytesprocessen tillfredställande. Det är endast några procent av bytena som inte sker vid utsatt tidpunkt för avsedd leveransstart. En orsak till fördröjningen i den mån en sådan förekommer är att det fortfarande finns en, om dock liten, andel anmälningar som bedöms som felaktiga av nätbolagen. Sådana anmälningar i vilka anläggnings ID eller personuppgifter inte stämmer överens med motsvarande uppgifter i nätföretagens egna register returneras till elhandelsföretagen.
Särskilt de företag som har många leveransbyten påtalar att korrigeringen av felaktiga anmälningar via telefon och e-mail tar mycket resurser i anspråk och att regelverket inte är helt klart utformat på denna punkt. Två elhandelsföretag anser dessutom att kravet som ställs från nätbolagen angående identiteten på den person som tecknar el- och nätavtal är svår att tillämpa. De föreslår istället en tydligare styrning av de specifika krav på de uppgifter som skall finnas i en anmälan av ett leverantörsbyte.
I de fall leverantörsbytet inte kunde genomföras på utsatt datum, meddelas kunden om förseningen via brev eller telefon. Om fördröjningen bedöms bero på omständigheter som inte kunden rår över, kompenseras kunden ekonomiskt av de flesta elhandelsföretagen.
De flesta företag har påtalat att mätvärdesrapporteringen fungerar sämre än leverantörsbytesprocessen i övrigt. Vid leveransstart lämnar nätbolagen ca 12 procent av alla startmätarställningar senare än de 10 arbetsdagar som föreskrifterna kräver. Även de mätarställningar som rapporteras i tid är i många fall inte baserade på faktisk avläsning utan är preliminärt framräknade. När kunder flyttar från en anläggning rapporteras mätarställningarna sent till elhandelsföretagen. Felaktiga och försenade mätarställningar innebär, förutom merarbete för elhandelsföretagen, också att kunderna får felaktiga elräkningar.
Ett förslag till åtgärd som har lämnats i enkätsvaren för att minska problemen med startmätarställningarna, är att utreda vidare
Rapport 3 SOU 2004:129
286
om att den nya kunden kan tilldelas ett större ansvar för att rätt startmätarställning tas fram vid leveransstart.
Kommunikationen av mätarställningar mellan företagen sker i många fall via e-mail istället för via Ediel. På så sätt skapas ytterligare fördröjningar och försämrad kvalitet på mätvärdesrapporteringen. Speciellt de företag som administrerar stort antal byten understryker att kommunikation måste ske via Ediel.
Några av de tillfrågade elhandelsföretagen ställer sig positiva till tätare möjligheter till leverantörsbyten och anser att det är något som på sikt bör utredas. De flesta anser dock att möjlighet till tätare leverantörsbyte t.ex. var 14:e dag, inte kan genomföras före den 1 juli 2009. Innan dess bör reformen med månadsavläsning prioriteras och tilldelas de resurser som krävs av marknadens aktörer.
Det företag som har de flesta leverantörsbyten ser införandet av ett centralt register för elanläggningar, elmätare m.m. som ett alternativ till nuvarande enskilda företagskundregister. Detta förväntas minska såväl de totala kostnaderna för leverantörsbytes- och mätvärdesprocesserna som att förbättra säkerheten av systemdriften jämfört med nuvarande system.
Av enkätsvaren kan det också noteras att en viss osäkerhet råder hos elhandelsföretagen angående hur mätvärdeshanteringen kommer att fungera med två olika system, schablonberäkning av förbrukningen och faktisk förbrukning, under åren fram till den 1 juli 2009, när reformen med månadsavläsning av elmätarna skall var genomförd.
6 Slutsatser och rekommendationer
Antalet anmälda leverantörsbyten per den 1 maj 2004 var betydligt större än i motsvarande undersökning den 1 oktober 2002 (14 747) respektive (2 904). De elhandelsföretag som deltagit i de båda undersökningarna är i stort sätt identiska. Andelen anmälda leverantörsbyten som faktisk genomfördes den 1 maj 2004 var 93 procent jämfört med 89 procent i undersökningen 1 oktober 2002.
Två elhandelsföretag har administrativa system som i efterhand inte kan besvara enkätens frågor om antalet bekräftade anmälningar inom 5 arbetsdagar. Antalet anmälda leverantörsbyten för de
Rapport 3
287
19 resterande elhandelsföretagen var för 1 maj 2004 5 064 respektive 2 904 för okt 2002. Andelen genomförda leverantörsbyten för denna grupp av 19 företag var 98 procent. Att återstående leverantörsbyten inte kunde genomföras på avtalat tidpunkt berodde på att felaktiga anmälningar inte kunde korrigeras i tid eller att nätbolagen inte besvarat elhandelsföretagens anmälningar på leverantörsbytet.
Felaktigheter i anmälan om leverantörsbyte beror till stor del på att elhandelsföretagen har avvikande person- och identitetsanläggningsuppgifter från de uppgifter nätägaren har i sina register. Av enkätsvaren framgår att på den punkten råder oklarhet i gällande föreskrifter och aktörerna tolkar föreskriften olika.
De elhandelsföretag som administrerar många leverantörsbyten anser att all kommunikation mellan aktörerna måste ske via Ediel och att åtgärder bör vidtagas så att alla uppfyller denna del av regelverket.
För inrapporteringen av startmätarställningar har det skett en tydlig förbättring. Andelen startmätarställningar som rapporteras i tid var för den 1 maj 2004 88 procent jämfört med 39 procent för undersökningen den 1 oktober 2002.
Att döma av enkätsvaren är rapportering av mätvärden den process som idag orsakar de flesta problemen för såväl elhandelsföretagen som deras kunder. Nätföretagen lämnar startmätarställningarna sent och startmätarställningarna kan vara beräknade och inte avlästa. Vid avflyttning av kunder kommer avlästa mätarställningar sent och kvaliteten på mätarställningar är inte tillfredställande.
Enligt elhandelsföretagens enkätsvar finns en del åtgärder för att uppnå en så gott som hundraprocentig funktion på leverantörsbytesprocessen och mätvärdeshanteringen. I det sammanhanget bör följande punkter övervägas att utredas vidare:
• Inför tydligare direktiv på vilka personer som får teckna elavtal.
Åtgärden bör minska antalet felaktiga anmälningar av leverantörsbyten.
• Överväg åtgärder mot nätföretag som inte besvarar anmälningar om leverantörsbyten inom 5 arbetsdagar med följden att tidpunkten för utlovad leveransstarten fördröjs.
• Ett stort antal leverantörsbyten sker vid utlovad tidpunkt, trots att inte nätföretagen har besvarat anmälan inom 5 arbetsdagar. Saknar tidsperiodens längd relevans?
Rapport 3 SOU 2004:129
288
• Vidta åtgärder för att förbättra kvaliteten på rapporteringen av mätarställningar. Debiteringsunderlaget skall vara korrekt för att minska antalet felaktiga elfakturor och avräkningsproblem mellan ”den gamla och nya” elleverantören.
• Tvingande styrning så att all kommunikation mellan marknadens parter skall ske via Ediel.
• På sikt bör ett centralt register för elkunder, nätkunder och anläggnings ID m.m. införas. Registret skulle skapa ordning och reda på leverantörsbytena samt förenkla hantering av mätarställningarna. Principerna skall vara samma som idag, men istället för att stora mängder meddelanden skickas mellan marknadens aktörer kommer detta upplägg att administreras inom en och samma ”system”.
Rapport 4
Ersättning till styrelse och vd
som indikation på
korssubventionering mellan nätföretag och elhandelsföretag
Av Öhrlings PricewaterhouseCoopers
2004-05-03
Rapport 4
291
Innehåll
1 Inledning.......................................................... 293
1.1 Uppdraget............................................................................... 293
1.2 Metod...................................................................................... 294
1.3 Avgränsningar ........................................................................ 294
2 Analys.............................................................. 294
2.1 Vertikal integration................................................................ 294
2.2 Omfattning............................................................................. 295
2.3 Förekomst av gemensam styrelse och/eller vd .................... 296
2.4 Ersättning till styrelse och vd................................................ 298
2.5 Anställd personal ................................................................... 305
3 Sammanfattning ............................................... 306
Bilaga 1 Elnätsföretag i undersökningen................................. 307
Bilaga 2 Förordning (1995:1145) om redovisning av nätverksamhet............................................................. 313
Bilaga 3 NUTFS 1998:1 Föreskrifter och allmänna råd om ändring av föreskrifter och allmänna råd (1995:1) om r… ......................................................................... 319
Rapport 4
293
1 Inledning
1.1 Uppdraget
I El- och gasmarknadsutredningens delbetänkande El- och naturgasmarknaderna
− En europeisk harmonisering (SOU 2003:113), har utredningen tagit upp frågan om åtskillnad mellan nätföretag och konkurrensutsatt verksamhet. Utredningen analyserade därvid närmare årsredovisningarna från sex vertikalt integrerade elhandelsbolag i koncerner med mellan 3 000 och 10 000 nätkunder. Härmed avsåg utredningen att skapa sig en uppfattning om hur dessa företag fördelar ersättning till styrelse och vd mellan elhandelsverksamhet och annan verksamhet. Av genomgången, som avsåg år 2002, framkom att elhandelsföretagens kostnader i form av löner och andra ersättningar till styrelse och vd varierade kraftigt. Att kostnaderna för styrelse och vd i några fall var försumbara eller lika med noll togs som indikation på att handelsverksamhetens ledningskostnader i dessa fall bärs av annan verksamhet, förmodligen elnätsverksamheten. Ett sådant förfaringssätt skulle kunna tyda på korssubventionering.
El- och gasmarknadsutredningen har givit Öhrlings PricewaterhouseCoopers (ÖPwC) i uppdrag att göra en mer fullständig kartläggning över ersättning till styrelse och vd i elnät- och elhandelsföretag som ingår i en koncern. Följande frågor ska besvaras:
• Hur många samt vilka företag/koncerner omfattas av beskrivningen vertikalt integrerade elhandelsbolag i koncerner?
• I hur många fall har de vertikalt integrerade elhandelsbolagen gemensam styrelse och vd med ett nätföretag?
• Har de berörda företagen både gemensam vd och gemensam styrelse eller enbart ettdera? I förekommande fall anges om det rör sig om gemensam vd eller gemensam styrelse.
• Hur fördelar sig kostnaderna mellan nätföretag och elhandelsföretag vad gäller ersättning till styrelse och vd i de fall dessa är gemensamma?
• Hur ofta förekommer det att nätföretaget bär hela eller en oproportionerligt stor del av kostnaderna för en sådan gemensam vd och/eller styrelse, (dvs. hur frekvent är detta beteende)?
• Hur många nätföretag bekostar helt styrelse och vd?
• Hur ser det ut i övriga fall?
• Hur fördelar sig antalet anställda mellan bolagen?
Rapport 4 SOU 2004:129
294
Uppdraget skall resultera i ett underlag som utredningen kan använda för att klarlägga hur vanligt förekommande ovan beskrivna företeelse är inom gruppen vertikalt integrerade elhandelsbolag i koncerner.
1.2 Metod
Till grund för underökningen ligger en av El- och gasmarknadsutredningen tillhandahållen förteckning över elnätsbolag.
För att genomföra uppdraget har ÖPwC gått igenom årsredovisningar samt annat relevant material. ÖPwC har även tagit del av de årsrapporter som elnätsföretagen lämnar till Statens Energimyndighet (STEM).
För de koncerner som bedriver såväl elhandel som nätverksamhet har styrelsernas sammansättning samt förekomsten av gemensam vd kartlagts. Detsamma gäller ersättning till styrelse och vd i de bolag som ingår i de olika koncernerna. Dessa har indelats utifrån antal nätkunder.
1.3 Avgränsningar
I undersökningen ingår inte företag som ägs av Vattenfall, Fortum, Sydkraft och Graninge. Vidare har ekonomiska föreningar och andelsföreningar utelämnats. Utredningen omfattar inte heller kommunalt ägda elnät som inte bedrivs i bolagsform. I det senare fallet utgår ingen ersättning till styrelse och vd i aktiebolagsrättslig mening.
Rapporten är skriven för personer med god insikt i elmarknaden. Undersökningen avser situationen vid årsskiftet 2002/2003.
2 Analys
2.1 Vertikal integration
Med vertikalt integrerade elhandelsbolag i koncerner avses företagsbildningar i vilka ingår företag som bedriver såväl nät- som elhandelsverksamhet. Även annan verksamhet kan förekomma såsom produktion och distribution av fjärrvärme.
Rapport 4
295
Verksamheten kan vara organiserad utifrån att det bolag som bedriver nätverksamhet är moderbolag med elhandelsbolaget som dotterbolag. Även det omvända kan förekomma. Ett tredje alternativ är att såväl nät- som elhandelsbolaget är dotterbolag till ett fristående moderbolag (holdingbolag). Nedan redovisas de olika alternativen.
Bild 1. Organisationsstruktur
2.2 Omfattning
• Hur många samt vilka företag/koncerner omfattas av beskrivningen vertikalt integrerade elhandelsbolag i koncerner?
Med de avgränsningar som gäller för undersökningen har identifierats totalt 56 koncerner som bedriver verksamhet med elnät och elhandel i separata bolag. Koncernerna hade i genomsnitt 24 700 elnätskunder eller totalt 1 386 669 elnätskunder, vilket motsvarar 27 procent av Sveriges samtliga elnätskunder. Flertalet av koncernerna är kommunalt ägda.
Undersökningen omfattar såväl små som förhållandevis stora bolag. Till de senare räknas Göteborg Energi, Mälarenergi, Tekniska Verken i Linköping samt Öresundskraft, samtliga med mer än 50 000 kunder. I koncernerna ingår i några fall delägd elhandelsverksamhet. Göteborgs Energi äger till exempel 50 procent av elhandelsbolaget Plusenergi. En förteckning över de elnätsbolag som ingår i undersökningen framgår av bilaga 1.
Moderbolag
Elnät
Dotterbolag
Elhandel
Moderbolag
Elhandel
Dotterbolag
Elnät
Moderbolag
Holding
Dotterbolag
Elhandel
Dotterbolag
Elnät
Moderbolag
Elnät
Dotterbolag
Elhandel
Moderbolag
Elhandel
Dotterbolag
Elnät
Moderbolag
Holding
Dotterbolag
Elhandel
Dotterbolag
Elnät
Rapport 4 SOU 2004:129
296
Tabell 1. Redovisad organisationsstruktur
Elnät MB Elhandel MB Antal MB Summa
Antal kunder <5 000
5 4 1 10
Antal kunder <20 000 16
7
5
28
Antal kunder <50 000 4
4
2
10
Antal kunder <50 001 1
3
4
8
26 18 12 56
Av de 56 elnätsbolagen bedriver 26 bolag nätverksamheten i moderbolaget (MB). 21 av dessa bolag är förhållandevis små (mindre än 20 000 kunder). I de större bolagen (över 50 000 kunder), som vanligtvis även bedriver annan verksamhet än elnät och elhandel, återfinns elnätsverksamheten som regel i ett dotterbolag.
2.3 Förekomst av gemensam styrelse och/eller vd
• I hur många fall har de vertikalt integrerade elhandelsbolagen gemensam styrelse och vd med ett nätverk?
Av de koncerner som ingår i undersökningen har i 39 fall nätbolaget samma styrelse och vd som elhandelsbolaget.
Med gemensam styrelse avses att en majoritet av styrelseledamöterna är gemensamma. Att samtliga skulle vara gemensamma är ofta inte fallet då de anställdas styrelserepresentation inte är gemensamma i det fall såväl nät- som elhandelsbolaget har anställd personal.
1
1
I ett fall har styrelse och vd ansetts gemensam trots att det inte funnits någon vd i elhan-
delsbolaget. Det gäller ett privatägt mindre bolag där vd i elnätsbolaget varit ende styrelseledamot i elhandelsbolaget.
Rapport 4
297
Tabell 2. Förekomst av gemensam styrelse och/eller vd
Gemensam
styrelse och
VD
Endast gemensam
VD
Endast gemensam
styrelse
Inget gemensamt
Summa
Antal kunder <5 000 9
0
0 1
10
Antal kunder <20 000 23
0
2 3
28
Antal kunder <50 000 5
2
0 3
10
Antal kunder <50 001 2
0
1 5
8
39 2 3 12 56
• Har de berörda företagen både gemensam vd och gemensam styrelse eller enbart ettdera? I förkommande fall anges om det rör sig om gemensam vd eller gemensam styrelse.
Förutom att 39 koncerner har gemensam styrelse och vd har 2 koncerner gemensam vd men inte styrelse, och 3 gemensam styrelse men inte vd, dvs. totalt 44 koncerner har gemensam styrelse och/eller vd.
I de 2 koncerner med enbart gemensam vd rör det sig om förhållandevis stora kommunalt ägda koncerner. En tänkbar förklaring till att styrelsen inte är gemensam för nät- respektive elhandelsbolaget kan vara att kommunerna eftersträvat att fördela de olika uppdragen på så många ledamöter som möjligt.
När det gäller de 3 koncerner som har enbart gemensam styrelse är det i ett fall fråga om en koncern som har delägt elhandelsbolag med egen vd. I två fall rör det sig om nätverksamhet med egen vd.
2.3.1 Sambandet mellan gemensam styrelse/vd och storlek
Det är i första hand de mindre företagen som har gemensam styrelse och vd. Av de 39 koncernerna med gemensam styrelse och vd är det 32
− 82 procent − som har mindre än 20 000 elnätskunder.
Av de större koncernerna med över 50 000 elnätskunder är det endast 2
− av totalt 8 − som har gemensam styrelse och vd. Nätverksamheten är i dessa förhållandevis omfattande, vilket kan motivera en särskild ledning i form av vd. Dessutom är det bland de större koncernerna vanligare att elhandelsbolaget är delägt.
I de fall koncernerna inte har gemensam styrelse och vd finns ofta en viss personunion. Förutom att vd i moderbolaget är ord-
Rapport 4 SOU 2004:129
298
förande i styrelsen i dotterbolaget förekommer det att ledamöterna i dotterbolagets styrelse är anställda tjänstemän i koncernen.
Sammanfattningsvis kan konstateras att 44 koncerner har gemensam styrelse och/eller vd. 34 av dessa
− 77 procent − har färre än 20 000 kunder. Av de 12 som inte har vare sig styrelse eller vd gemensamt är det 8
− 67 procent − som har fler än 20 000 kun-
der.
2.4 Ersättning till styrelse och vd
2.4.1 Bakgrund
Enligt aktiebolagslagen ska ersättning till styrelse och vd redovisas åtskiljd från övriga personalkostnader. Uppgifter om ersättningen till styrelse och/eller vd kan utelämnas i de fall att ingen ersättning har utgått.
Ersättningen till styrelse och vd redovisas med ett gemensamt belopp, någon uppdelning på styrelse respektive vd görs som regel inte. Merparten av ersättningen torde dock avse lön till vd.
I det fall något bolag vid sidan av vd även haft en vice vd ingår även ersättningen för denne.
Uppgifter om ersättning till styrelse och vd kan beroende på koncernstruktur (se 2.1) anges i årsredovisningar för koncernen, moderbolag och dotterbolag. I samtliga fall anges ersättning till styrelse och vd för koncernen. Hur ersättningen sedan fördelats mellan de i koncernen ingående bolagen framgår i vissa fall endast indirekt och i vissa fall inte alls. I vissa fall svarar moderbolaget för dotterbolagets administration. Den ersättning moderbolaget får härför kan omfatta även ersättningar för dotterbolagets styrelse och vd. Storlek på ersättning för styrelse och vd anges dock inte explicit.
2.4.2 Ersättning till styrelse och vd enligt årsredovisningarna
För de 56 koncerner som ingår i undersökningen uppgick ersättningen till styrelse och vd år 2002 till i genomsnitt 1,2 miljoner kronor per koncern. Ersättningen varierar beroende på storlek. I koncerner med mindre än 5 000 elnätskunder uppgick ersättningen till i genomsnitt 0,7 miljoner kronor, medan ersättningen i koncerner med mer än 50 000 elnätskunder uppgick till i genomsnitt
Rapport 4
299
drygt 3 miljoner kronor. I den förstnämnda gruppen är i regel styrelse och vd gemensam, vilket inte alltid är fallet i de större företagen. Ersättningen i de större koncernerna omfattar därför i regel ofta mer än en befattningshavare, dvs. vd i moderbolaget samt vd i ett eller flera dotterbolag.
Diagram 1. Genomsnittlig ersättning till styrelse och vd (koncernen)
• Hur fördelar sig kostnaderna mellan nätföretag och elhandelsföretag vad gäller ersättning till vd och styrelse i de fall dessa är gemensamma?
Styrelse och vd är gemensam i 39 av de 56 koncernerna. Ersättning till styrelse och vd i dessa 39 koncerner uppgick till totalt 29,5 miljoner kronor eller i genomsitt 0,8 miljoner per koncern. De i koncernerna ingående nätbolagen redovisade ersättningar på totalt 17,6 miljoner kronor medan motsvarande för elhandelsbolagen var 7,7 miljoner kronor. Resterade del 4,2 miljoner avsåg annan verksamhet ingående i koncernerna eller där det inte varit möjligt att fördela ersättningar mellan nät- och elhandelsbolagen.
I 18 av nätbolagen, med gemensam styrelse och vd, var den redovisade ersättningen densamma som för koncernen (100 %) (se diagram 2). I flertalet av dessa fall är nätbolaget moderbolag och elhandelsbolaget dotterbolag utan anställd personal. I 9 nätbolag
0
500 000 1 000 000 1 500 000 2 000 000 2 500 000 3 000 000 3 500 000
Antal kunder
<5.000
Antal kunder
<20.000
Antal kunder
<50.000
Antal kunder
>50.001
Rapport 4 SOU 2004:129
300
motsvarade ersättningen 42 procent till 97 procent av den för koncernen redovisade ersättningen. För resterande 12 nätbolag:
• uppger 4 bolag att ersättningen redovisas i moderbolaget. Det framgår dock inte om och i så fall till hur stor del av ersättningen för styrelse och vd som avser nätbolaget.
• uppger 5 bolag att ingen eller nästan ingen ersättning har utbetalats.
• lämnar 3 bolag inga uppgifter om ersättning.
Diagram 2. Nätbolagets andel av ersättningen till styrelse och vd i koncernen
Det förhållandet att ersättningen inte redovisas i nätbolaget innebär inte att den redovisas i elhandelsbolaget. I några fall ägs nät- och elhandelsbolaget av ett holdingbolag i vilket ersättningen redovisas. Det kan vidare förekomma, som nämnts ovan, att särskild administrationsersättning betalas av dotterbolaget till moderbolaget. Elhandelsbolagens andel av kostnader för styrelse och vd kommenteras i nästkommande fråga.
Det är framförallt i de mindre koncernerna med upp till 20 000 kunder, som större delen av ersättningen till styrelse och vd redovisas i nätbolaget. Det är även dessa som vanligen är moderbolag i koncernerna.
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
Rapport 4
301
• Hur ofta förekommer det att nätföretaget bär hela eller en oproportionerligt stor del av kostnaderna för en sådan gemensam vd och/eller styrelse, (dvs. hur frekvent är detta beteende)?
Ersättning till styrelse och vd redovisas i 19 fall endast i nätbolaget. I 11 fall redovisas ersättningen i såväl i nät- som elhandelsbolaget. För övriga 9 fall redovisas ersättning endast i elhandelsbolaget i 6 fall och i 3 fall i holdingbolaget.
Tabell 3. Redovisning av ersättningen till styrelse och vd
Ersättning
redovisas i nät
och elhandel
Ersättning redovisas endast i nät
2
Ersättning redovisas endast
i elhandel
Ersättning redovisas i
holdingbolag
Summa
Antal kunder <5 000
2 4 2 1 9
Antal kunder <20 000
6
13
3
1
23
Antal kunder <50 000
2
2
0
1
5
Antal kunder <50 001
1
0
1
0
2
11 19 6 3 39
I de 11 bolagen varierar den totala ersättningen från knappt 500 tkr till 1 400 tkr för de olika nät- respektive elhandelsbolagen. I flertalet fall är nätbolagets andel av ersättningen större än bolagets andel av omsättningen.
Utöver de 39 koncerner med gemensam styrelse och vd finns 5 koncerner där antigen styrelse eller vd är gemensam, vilket framgår i tabell 5 och tabell 6. I inget av dessa fall bär nätbolaget hela eller en oproportionellt stor del av kostnaderna. Jämförelserna mellan nätbolagets ersättningsandel och omsättningsandel visar en splittrad bild.
2
I ett fall redovisas ersättningen som om den utgått endast i nätbolaget trots att en försum-
bar del (2 %) avser annan verksamhet.
Rapport 4 SOU 2004:129
302
Tabell 4. Redovisning av ersättningen till styrelse och vd i de 11 i koncernerna som redovisar ersättningen både i nät- och elhandelsbolaget
Bolag nr Ersättning för styrelse och vd redovisat i nät-
bolaget
Ersättning för styrelse och vd
redovisat i elhandelsbolaget
Ersättning för styrelse och vd
redovisat i koncernen
Nätbolagets
andel av koncernens ersättning
Nätbolagets
andel av koncernens nettoomsättning
1
−
638 000
655 000 0 %
23 %
2
okänd
okänd
817 000
okänd
33 %
3
−
743 000
743 000 0 %
18 %
4
586 000
822 000 1 408 000
42 %
30 %
5
289 000
376 000
665 000
43 %
24 %
6
171 000
12 119
941 589
18 %
57 %
7
438 173
197 131
635 304
69 %
62 %
8
829 000
80 000
909 000
91 %
77 %
9
470 000
17 000
487 000
97 %
41 %
10
556 000 0
575 000
97 %
56 %
11
948 000
32 000
979 000
97 %
66 %
Tabell 5. Redovisning av ersättningen till styrelse och vd i de koncerner som endast har gemensam vd
Bolag nr Ersättning för styrelse och vd redovisat i nät-
bolaget
Ersättning för styrelse och vd
redovisat i elhandelsbolaget
Ersättning för styrelse och vd
redovisat i koncernen
Nätbolagets
andel av koncernens ersättning
Nätbolagets
andel av koncernens nettoomsättning
1
68 700
751 600
820 000
8 %
28 %
2
277 000
1 362 000 1 639 000
17 %
18 %
Tabell 6. Redovisning av ersättningen till styrelse och vd i de koncerner som endast har gemensam styrelse
Bolag nr Ersättning för styrelse och vd redovisat i nät-
bolaget
Ersättning för styrelse och vd
redovisat i elhandelsbolaget
Ersättning för styrelse och vd
redovisat i koncernen
Nätbolagets
andel av koncernens ersättning
Nätbolagets
andel av koncernens nettoomsättning
1
3
3 000
15 000 1 327 000
0 %
7 %
2
93 000
998 000 1 091 000
9 %
3 %
3
638 000
1 323 000 1 323 000
48 %
19 %
3
Bolagets elnät ingick i moderbolaget fram till 2002-06-30. Därefter i ett dotterbolag.
Rapport 4
303
• Hur många nätföretag bekostar helt vd och styrelse? Undersökningen omfattar totalt 56 koncerner. I de 44 koncerner för vilka styrelse och/eller vd är gemensam bekostar nätbolaget i 19 fall helt styrelse och vd, se föregående sida.
• Hur ser det ut i övriga fall? I de 12 koncerner, vilka saknar gemensam styrelse och/eller vd, bekostar i inget fall nätbolaget i sin helhet styrelse och vd, se tabell nedan. I ett fall är ersättningen som belastat elhandelsbolaget försumbar (16 000 kr).
Tabell 7. Redovisning av ersättningen till styrelse och vd i de koncerner som varken har gemensam styrelse eller vd
Bolag nr Ersättning för styrelse och vd redovisat i nät-
bolaget
Ersättning för styrelse och vd
redovisat i elhandelsbolaget
Ersättning för styrelse och vd
redovisat i koncernen
Nätbolagets
andel av koncernens ersättning
1
698 997
460 000
1 443 000
42 %
2
514 000
16 000
1 228 000
42 %
3
665 000
534 000
1 416 000
47 %
4
622 866
1 130 298
1 753 164
36 %
5
579 000
732 000
1 311 000
44 %
6
526 000
1 587 000
3 875 000
14 %
7
1 106 522
884 987
3 748 952
30 %
8
592 000
509 000
3 298 000
18 %
9
2 114 000
690 000
5 241 000
40 %
10
55 000
864 000 2 373 000
2 %
11
929 000
2 616 000
4 280 000
22 %
12
813 000
1 240 000
3 500 000
23 %
När de gäller de 44 koncerner för vilka styrelse och/eller vd är gemensam bekostar i 6 fall elhandelsbolaget styrelse och vd och i 3 fall de för nät- och elhandelsbolaget gemensamma moderbolaget.
2.4.3 Kostnad för styrelse och vd enligt årsrapporterna till STEM
Nätbolagen skall i de årsrapporter som lämnas till STEM uppge om för koncernen gemensamma kostnader fördelats mellan de i koncernen ingående bolagen och verksamheterna. Se 6 § Förordning
Rapport 4 SOU 2004:129
304
(1995:1145) om redovisning av nätverksamhet (bilaga 2) samt 4 § Närings- och teknikutvecklingsverkets föreskrifter om allmänna råd om ändring i Närings- och teknikutvecklingsverkets föreskrifter om allmänna råd (1995:1) om redovisning av nätverksamhet
− NUTFS 1998:1 (bilaga 3). Revisor ska även intyga att den avlämnade årsrapporten endast omfattar samtliga intäkter och kostnader samt tillgångar, avsättningar, skulder och eget kapital som har samband med den bedrivna verksamheten (NUTFS 1998:1 7 § Särskild granskning av nätverksamhet).
I årsrapporterna behöver endast anges hur de kostnader som nätverksamheten har gemensamt med övrig verksamhet fördelats. Inget krav ställs på att ersättning till styrelse och vd särskilt specificeras.
I koncernerna som har gemensam styrelse och vd framgår det av årsrapporten att för koncernen gemensamma kostnader fördelats. Det kan gälla kostnader för gemensam administration, kundtjänst m.m. Fördelningsnyckeltalen varierar då tillämpningsföreskrifterna lämnar stort utrymme att fördela kostnaderna.
Av de 19 nätbolagen som bär hela kostnaden för styrelse och vd framgår av årsrapporten att 8 bolag hänför en del av kostnaderna till annan verksamhet, t.ex. fjärrvärme eller via faktura till elhandelsverksamheten. Dessa 8 bolag fördelar mellan 20 procent till 66 procent av kostnaderna till andra koncernverksamheter.
2.4.4 Sammanfattning
Såsom ersättningar till styrelse och vd redovisas i de årsredovisningar som inlämnats till PRV bär nätbolaget hela eller en i förhållande till verksamheten stor del av kostnaderna för styrelse och vd i 19 av 39 bolag, dvs. 49 procent.
Av årsrapporterna till STEM framgår att i 8 av dessa bolag har kostnaderna fördelats mellan nätverksamhet och andra verksamheter som fjärrvärme och elhandel.
En säker slutsats kan inte dras ens för de återstående 11 bolagen då som tidigare nämnts, styrelse och vd ersättning kan ingå i dotterbolagens administrationsersättningar till moderbolaget. För övriga bolag är det svårt att dra någon säker slutsats även om ersättningens andel i flertalet fall är större än omsättningens andel.
Rapport 4
305
För resterande 20 bolag är bilden splittrad. 11 bolag redovisar ersättning både i nät- och elhandelsbolag. I flertalet fall är nätbolagets andel av ersättningen större än andelar av omsättningen. 6 bolag redovisar ersättningen endast i elhandelsbolaget, och i tre fall endast i holdingbolaget.
2.5 Anställd personal
• Hur fördelar sig antalet anställda mellan bolagen?
I de vertikalt integrerade elhandelsbolagen i koncerner förekommer det att personal är anställd i endast ett av de bolag som ingår i koncernen. Så är fallet i 23 koncerner av de 56 koncernerna som ingår i undersökningen. I 21 av dessa 23 är personalen anställd i nätbolaget och i 2 är personalen anställd i elhandelsbolaget.
I 33 av koncernerna är personalen anställd i såväl nätbolaget som elhandelsbolaget. Det gäller framförallt de större koncernerna (>20 000 kunder).
Tabell 8. Fördelning av antalet anställda mellan bolagen
Personal
anställd både i
elnäts- och elhandelsbolaget
Personal anställd i
endast elnätsbolaget
Personal anställd i
endast
elhandelsbolaget
Summa
Antal kunder <5 000
3 6 1 10
Antal kunder <20 000
14
14
0
28
Antal kunder <50 000
9
1
0
10
Antal kunder <50 001
7
0
1
8
33 21 2 56
Rapport 4 SOU 2004:129
306
3 Sammanfattning
• Totalt 56 bolag som bedriver nätverksamhet ingår i koncerner i vilka även ingår elhandelsbolag (”vertikalt integrerade elhandelsbolag”). Vissa avgränsningar har gjorts i urvalet, bland annat har nätbolag som ingår i Vattenfall, Fortum, Sydkraft och Graninge utelämnats.
Nätbolagen har i genomsnitt knappt 25 000 kunder. Till vertikalt integrerade elhandelsbolag som ingår i undersökningen räknas emellertid även förhållandevis stora företag som Göteborgs Energi, Mälarkraft, Tekniska verken i Linköping samt Öresundskraft.
• 39 av nätbolagen har såväl gemensam styrelse som vd. 32 av dessa är förhållandevis små företag med mindre än 20 000 nätkunder. 2 bolag har enbart gemensam vd medan 3 bolag har enbart gemensam styrelse.
• För de 39 nätbolag där styrelsen och vd är gemensam med i koncernen ingående elhandelsbolag bär nätbolagen i 19 fall hela eller en oproportionellt stor del av ersättningen till styrelse och vd, enligt de årsredovisningar som lämnats till PRV. Av årsrapporterna framgår att i 8 av dessa bolag har kostnaderna fördelats mellan nätverksamhet och andra verksamheter som fjärrvärme och elhandel.
En säker slutsats kan inte dras ens för de återstående 11 bolagen då som tidigare nämnts styrelse och vd ersättning kan ingå i dotterbolagens administrationsersättningar till moderbolaget.
För resterande 20 bolag är bilden splittrad. 11 bolag redovisar ersättning både i nät- och elhandelsbolag. I flertalet fall är nätbolagets andel av ersättningen större än andel av omsättningen. 6 bolag redovisar ersättningen endast i elhandelsbolaget, och i tre fall endast i holdingbolaget.
• Av de 56 koncerner som ingår i undersökningen har
33 koncerner (59 %) personal anställd i såväl nät- som elhandelsbolaget. I 21 fall (38 %) är all personal anställd i nätbolaget och i 2 fall (4 %) i elhandelsbolaget.
Rapport 4
307
Bilaga 1 Elnätsföretag i undersökningen
Elnätbolag i undersökningen
AB Vetlanda Energi Alingsås Energi Nät Almnäs Bruk Alvesta Elnät Bengtsfors Energi Nät AB Bodens Energi Nät AB Borlänge Energi AB, Elnätsverksamheten Dala Elnät Elektra Nät Elverket Vallentuna AB Energiverken i Halmstad Elnät AB Eskilstuna Energi & Miljö Elnät AB Falkenberg Energi AB Gislaved Energi AB Göteborg Energi Nät AB Habo Kraft AB Herrljunga Elektriska AB Hjo Energi AB Härjeåns Nät AB Jämtkraft Elnät AB Jönköping Energi Nät AB Karlsborgs Energi AB Karlshamn Energi AB Karlskoga Elnät AB Karlskrona Affärsverk AB Karlstads Elnät AB Linde Energi AB Linköping Kraftnät AB Ljusdal Elnät AB Luleå Energi Elnät AB Lunds Energi Elnät AB Mälarenergi elnät AB Mölndal Energi Nät AB Norrtälje Energi AB Näckåns Elnät AB
Rapport 4 SOU 2004:129
308
Nässjö Affärsverk AB Oskarshamn Energi Nät AB Pite Energi AB Ringsjö Energi AB Sala-Heby Energi AB Skellefteå Kraft Elnät AB SEVAB Nät AB Skånska Energi Nät AB Sollentuna Energi AB Sperlingsholms Kraftlednings AB Staffanstorps Energi AB Sölvesborg Energi och Vatten AB Telge Energi AB Tranås Energi AB Umeå Energi AB Varberg Energi AB Vimmerby Energi AB Värnamo Elnät AB Åkab Nät och Skog AB Öresundskraft AB Övik Energi Nät AB
Elnätbolag som exkluderats ifrån undersökningen
AB Kramfors Energiverk Ale Elförening ek. Arvika Elnät Bergs Tingslags Elektriska AB Birka Nät AB Birka Nät AB Bjäre Kraft EF Bjärke Energi EF Björklinge Energi EF Björnekull Energi AB Blåsjön Nät Boo Energi EF Borgholm Energi Elnät AB Borås Energi Nät Brittedals ELNÄT EF Bromölla Energi AB
Rapport 4
309
C4 Elnät AB Carlfors Bruk E. Björklund & Co KB Degerfors Energi Ekerö Energi Ekfors Kraft AB Eksjö Elnät Emmaboda Elnät AB Envikens Elnät AB Falbygdens Energi AB Falu Elverk AB Filipstad Energinät AB Gagnefs Elverk AB Gotlands Energiverk AB Graninge Elnät AB Graninge Elnät Nord AB Graninge Enköping Elnät AB Graninge Järfälla Elnät AB Graninge Kalmar Energi AB Graninge MälarKraft AB Graninge Roslags Energi AB Graninge Sollefteå Elnät AB Grästorp Energi ek.för Gävle Energi AB Götene E.D.F Elföreningen EF Hallstaviks Elverk ek.för Hamra Besparingsskog Hedemora Energi AB Hedesunda Elektriska AB Hjärtums Elförening EF Hofors Elverk AB Härnösand Elnät AB Härryda Energi AB Höganäs Energi AB Höörs Energiverk (kommun) Jukkasjärvi Sock.Belysför upa Katrineholm Energi AB Katrineholm Energi AB Kommunal Teknik Trelleborg KREAB Blekinge AB KREAB Energi AB KREAB Torsås AB
Rapport 4 SOU 2004:129
310
Kristinehamn Energi Elnät AB Kungälv Energi AB Kviinge El Ekonomisk förening Kvänumbygdens Energi EF Landskrona kommun Larvs Elektriska Distributionsförening Leksand-Rättvik Elnät AB Lerum Energi AB Lidköpings Elverks nätverksamhet Ljungby Energinät AB LJW Nät HB LKAB Nät AB LKAB Nät AB Lycksele Elnät AB Lysekils Energi AB Malungs Elnät AB Mariestad Töreboda Energi AB Mellersta Skånes Kraft EF Mjölby Kraftnät AB Nacka Energi AB Nora Bergslags Energi AB Nors o Segerstads El.förening Nossebroortens Energi EK förening NVSH Energi AB Nybro Elnät AB Nynäshamn Energi AB Närkes Kils Elektriska EF Ockelbo Kraft AB Olofströms Kraft AB Olseröds Elektriska Distributionsför u.p.a Oxelö Energi AB Partille Energi AB Ronneby Miljö o Teknik AB Ryssa Elverk AB Rödeby Elverk EF Sandhult-Sandareds Elektriska EF Sandviken Energi Elnät AB Sjogerstads Elektriska Distr EF Sjöbo Elnät AB Skara Energi AB Skurups Elverk (kommun)
Rapport 4
311
Skövde Elnät (kommun) Smedjebacken Energi Nät AB Sundsvall Energi Elnät AB Sydkraft Elnät Billeberga AB Sydkraft Elnät Hässleholm AB Sydkraft Elnät Lessebo AB Sydkraft Elnät Malmö AB Sydkraft Elnät Mälardalen AB Sydkraft Elnät Nord AB Sydkraft Elnät Osby AB Sydkraft Elnät Syd AB Sydkraft Elnät Syd AB Sydkraft Kungsbacka AB Sydkraft Östnät AB Sydkraft Östnät VSÅ AB Sydkraft Östnät VSÅ AB Säffle-Årjäng Elnät AB Sävsjö Energi AB Söderhamn Elnät AB Södra Hallands Kraftförening upa Teknik Väsby AB Tibro Elnät Tidaholms Elnät Tidaholms Energi AB Trollhättan Energi AB Töre Energi Ekonomiska Förening Töreboda Energi AB Uddevalla Energi AB Ulricehamns Energi AB Uppvidinge Eldistribution AB Vaggeryds Kommuns Elverk Vallebygdens Energi EF Varabygdens Energi EF Varbergsortens Elkraft EF Vattenfall Östnät AB Viggafors Elektriska andelsförening Vinninge Elektriska Förening EF Vattenfall Norrnät AB Vattenfall Sveanät AB Vattenfall Västnät AB Västbo Kraft AB
Rapport 4 SOU 2004:129
312
Västerbergslagens Elnät AB Västerviks Kraft Elnät AB Västra Orusts Energitjänst EF Växjö Energi Elnät AB Ystad Energi AB Ålem Energi AB Ånge Elnät AB Årsunda Kraft & Belysningsförening Ängelholms Energi AB Österfärnebo El EF Österlens Kraft EF Österlens Kraft Produktion AB Östernärkes Kraft AB Östra Kinds Elkraft EF
Rapport 4
313
Bilaga 2 Förordning (1995:1145) om redovisning av nätverksamhet
Inledande bestämmelse
1 § Enligt 3 kap. 2 § ellagen (1997:857) skall nätverksamhet ekonomiskt redovisas skilt från annan verksamhet. Redovisningen skall, enligt 3 kap. 5 § första stycket ellagen, särskilt granskas av revisor. Denna förordning innehåller närmare föreskrifter om sådan redovisning och revision. Med nätmyndighet avses i förordningen nätmyndigheten enligt 1 kap. 6 § ellagen. Förordning (1997:865).
Redovisning av nätverksamhet
Årsrapport
2 § Den som bedriver nätverksamhet skall särskilt för nätverksamheten upprätta årsrapport för varje räkenskapsår. Denna består av balansräkning, resultaträkning, noter och förvaltningsberättelse. I årsrapporten skall även ingå en finansieringsanalys om det krävs enligt
3 § I årsrapporten skall balansräkning och resultaträkning från närmast föregående räkenskapsår ingå, sammanställda så att de är jämförbara med motsvarande redovisning för året. Årsrapporten skall i övrigt upprättas enligt god redovisningssed som den tilllämpas av aktiebolag. I en bilaga till förvaltningsberättelsen skall en särskild rapport bifogas. Den särskilda rapporten skall innehålla uppgifter som behövs för att bedöma skäligheten i nättariffer samt för att kunna jämföra olika nätverksamheter. Förordning (1997:865).
3 a § Årsrapporten skall innehålla en finansieringsanalys om
1. nettovärdet av nätverksamhetens tillgångar enligt balansräkningarna för de två senaste räkenskapsåren överstiger ett gränsbelopp som motsvarar 1 000 gånger det basbelopp enligt lagen (1962:381) om allmän försäkring som gällde under den sista månaden av respektive räkenskapsår,
Rapport 4 SOU 2004:129
314
2. antalet anställda i nätverksamheten under de två senaste räkenskapsåren i medeltal överstigit 200, eller
3. nätverksamheten bedrivs i aktiebolag och bolagets aktier eller skuldebrev är noterade vid en börs eller auktoriserad marknadsplats. I finansieringsanalysen skall nätverksamhetens investeringar och finansiering under räkenskapsåret redovisas. Förordning (1997:865).
4 § I årsrapporten skall upplysning lämnas om koncernbidrag till eller från det företag som bedriver nätverksamheten samt uppgift om ägartillskott i den mån det berör nätverksamheten.
4 a § I noter till årsrapporten skall upplysning lämnas om följande uppgifter angående sådana företag som nämns i 1 kap. 5 § årsredovisningslagen (1995:1554) (intresseföretag).
1. Inköp och försäljning avseende intresseföretag.
2. Intäkter från övriga värdepapper och fordringar avseende intresseföretag som utgör anläggningstillgångar.
3. Övriga ränteintäkter och liknande intäkter som härrör från intresseföretag.
4. Räntekostnader och liknande kostnader avseende intresseföretag.
5. Andelar i intresseföretag som avser kortfristiga placeringar.
6. Ställda säkerheter och ansvarsförbindelser till förmån för intresseföretag. Förordning (1999:11).
5 § har upphävts genom förordning (1997:865).
Årsrapportens utformning
6 § Samtliga till nätverksamheten direkt hänförliga intäkter och kostnader skall redovisas i resultaträkningen. Om nätverksamhet bedrivs tillsammans med annan verksamhet, skall gemensamma intäkter och kostnader redovisas efter fördelning enligt adekvata och dokumenterade fördelningsgrunder på ett sätt som ger en rättvisande bild av nätverksamheten.
7 § Samtliga till nätverksamheten direkt hänförliga tillgångar, avsättningar och skulder samt eget kapital skall redovisas i balansräkningen. Tillgångar, avsättningar och skulder samt eget kapital
Rapport 4
315
som är gemensamma för nätverksamheten och annan verksamhet skall fördelas enligt adekvata och dokumenterade fördelningsgrunder mellan rörelsegrenarna på ett sätt som ger en rättvisande bild av nätverksamheten. Förordning (1997:865).
7 a § I de fall god redovisningssed som den tillämpas av aktiebolag innebär andra värderingsprinciper i årsrapporten än vad som gäller i den officiella årsredovisningen skall uppgift lämnas om vilka justeringar som skett av värdena samt orsaken till justeringen. Förordning (1999:11).
8 § I förvaltningsberättelsen skall upplysningar lämnas dels om sådana förhållanden som är viktiga för bedömningen av nätverksamhetens ställning och resultat men som inte skall redovisas i resultaträkning eller balansräkning, dels om händelser som inträffat under räkenskapsåret eller därefter om de är av väsentlig betydelse för nätverksamheten. Förordning (1997:865).
Anläggningsregister
9 § Ett anläggningsregister för nätverksamheten skall upprättas och hållas aktuellt. Registret skall upprättas enligt god redovisningssed som den tillämpas av aktiebolag och för varje tillgång, som helt eller delvis är avsedd att stadigvarande brukas eller innehas i nätverksamheten, innehålla uppgift om anskaffningstidpunkt, anskaffningsvärde, avskrivningsplan, årets planenliga och ackumulerade planenliga avskrivningar. Nätmyndigheten får i det enskilda fallet medge undantag från föreskriften i första stycket. Särskilda bestämmelser för vissa former av nätverksamhet
9 a § Årsrapport skall upprättas för varje nätkoncession för område. Om nätmyndigheten, enligt 3 kap. 3 § första stycket ellagen (1997:857), har beslutat att flera nätkoncessioner för område skall redovisas samlat skall dock en årsrapport upprättas för samtliga nätkoncessioner för område som omfattas av nätmyndighetens beslut. Förordning (2002:692).
10 § Om en nätkoncessionshavare, som redovisar flera nätkoncessioner för område samlat med stöd av ett beslut enligt 3 kap. 3 § första stycket ellagen (1997:857), övergår till redovisning av ett
Rapport 4 SOU 2004:129
316
eller flera koncessionsområden för sig, skall han på begäran av nätmyndigheten kunna visa dels hur anläggningstillgångarnas planenliga restvärde har fördelats på vart och ett av de berörda koncessionsområdena, dels hur kostnaderna för avskrivning och ränta har beräknats för vart och ett av de berörda koncessionsområdena. Förordning (2002:692).
11 § Om en nätkoncession för linje avser en ledning som organisatoriskt och tekniskt ingår i ett nät som innehas med stöd av nätkoncession för område och som helt är belägen inom koncessionsområdet, skall redovisningen av nätkoncessionen för område även innefatta nätkoncessionen för linje. Förordning (1997:865).
12 § Vid redovisning av nätverksamhet som avser regionledningar skall av nätkoncessionshavarens redovisning framgå
1. kostnader för varje anslutning till annan nätkoncessionshavares ledning, ställverk eller anslutning direkt till en transformator fördelade på varje region enligt 4 kap. 8 § andra stycket ellagen (1997:857),
2. kostnader för varje nedtransformering, och
3. övriga kostnader inom varje normalt spänningsintervall för nätkoncessionshavarens samtliga regionledningar. Förordning (2002:692). Särskild granskning av nätverksamhet
13 § Revisor som granskar redovisning av nätverksamhet enligt 3 kap. 5 § ellagen (1997:857) skall vara auktoriserad eller godkänd. Om nätverksamhet bedrivs tillsammans med annan verksamhet och den samlade verksamheten enligt de föreskrifter som gäller för associationsformen skall granskas av minst en auktoriserad revisor, skall den revisor som granskar nätverksamheten vara auktoriserad. Nätmyndigheten får i det enskilda fallet medge undantag från föreskriften i första stycket, om inte företaget enligt annan lagstiftning är skyldigt att ha auktoriserad eller godkänd revisor. Förordning (1997:865).
14 § Årsrapportshandlingarna för nätverksamheten skall senast fem månader efter räkenskapsårets utgång avlämnas till revisor för sådan granskning som avses i 15 §.
Rapport 4
317
15 § Revisorn skall i det intyg som skall ges in till nätmyndigheten enligt 3 kap. 5 § andra stycket ellagen (1997:857) ange om årsrapporten upprättats enligt gällande föreskrifter och i överensstämmelse med god redovisningssed som den tillämpas av aktiebolag. Sedan revisorn slutfört sin granskning skall han teckna en hänvisning till intyget på årsrapporten. Revisorns granskning omfattar inte den särskilda rapport som enligt 2 § skall biläggas förvaltningsberättelsen. Förordning (1997:865).
Insändande av årsrapportshandlingar m.m.
16 § Bestyrkt kopia av årsrapporten samt revisorsintyg skall ha kommit in till nätmyndigheten senast sju månader efter räkenskapsårets utgång. Årsrapporten skall skrivas under av samtliga behöriga ställföreträdare för det företag som driver nätverksamheten, med angivande av dagen för underskrift. Förordning (1997:865).
Bemyndiganden
17 § Nätmyndigheten får meddela närmare föreskrifter om
1. hur anläggningstillgångar skall specificeras,
2. kompletterande noter om fördelningsprinciper, principer för intern prissättning och metoder för gränsdragning mellan underhåll och investering,
3. upprättande av nyckeltal för avkastningsmått och finansiella mått, och
4. de uppgifter som skall ingå i den särskilda rapport som skall bifogas förvaltningsberättelsen, såsom ekonomiska uppgifter, uppgifter om leveranssäkerhet, nättäthet, personalresurser och de uppgifter i övrigt som behövs för att kunna jämföra olika nätverksamheter. Förordning (2002:692).
Överklagande
18 § Nätmyndighetens beslut enligt denna förordning får inte överklagas. Förordning (1998:1151).
Rapport 4 SOU 2004:129
318
Övergångsbestämmelser
1997:865 Denna förordning träder i kraft den 1 januari 1998 och tillämpas första gången i fråga om årsrapport för nätverksamhet avseende det räkenskapsår som inleds närmast efter den 31 december 1997.
1998:1151 Denna förordning träder i kraft den 1 oktober 1998. Äldre föreskrifter gäller fortfarande i fråga om överklagande av beslut som har meddelats före ikraftträdandet
1999:11 Denna förordning träder i kraft den 3 februari 1999 och tillämpas första gången i fråga om årsrapport för nätverksamhet avseende det räkenskapsår som inleds närmast efter den 31 december 1998.
Rapport 4
319
Bilaga 3 NUTFS 1998:1 Föreskrifter och allmänna råd om ändring av föreskrifter och allmänna råd (1995:1) om r…
Närings- och teknikutvecklingsverkets föreskrifter och allmänna råd om ändring i Närings- och teknikutvecklingsverkets föreskrifter och allmänna råd (1995:1) om redovisning av nätverksamhet;
beslutade den 10 december 1997.
Med stöd av 17 § förordningen (1995:1145) om redovisning av nätverksamhet meddelar Nätmyndigheten vid Närings- och teknikutvecklingsverket följande föreskrifter och allmänna råd. Nätmyndigheten vid Närings- och teknikutvecklingsverket föreskriver att 1, 3
−7 §§ skall ha nedanstående lydelse. NUTFS 1995:1 har härefter följande lydelse.
Inledande bestämmelser
1 § I dessa föreskrifter ges bestämmelser om redovisning av nätverksamhet i enlighet med 3 kap. 4 § ellagen (1997:857).
Redovisning av nätverksamhet
Årsrapport
Allmänt om årsrapport
2 § Uppgifter som lämnas i årsrapport avseende nätkoncession för område skall även innefatta sådan nätkoncession för linje som avses i 11 § förordningen (1995:1145) om redovisning av nätverksamhet.
3 § Det skall framgå vilket eller vilka anläggningsnummer för nätkoncession för område respektive för nätkoncession för linje som uppgifterna i årsrapporten avser.
Rapport 4 SOU 2004:129
320
Balansräkning Allmänt råd om schema för balansräkning. Följande schema för balansräkning bör i tillämpliga delar följas för nätverksamheten. Schemat följer Föreningen Auktoriserade Revisorers FARS vägledning för uppställning av balansräkning.
TILLGÅNGAR Tecknat men ej inbetalt kapital
Anläggningstillgångar
Immateriella anläggningstillgångar Balanserade utgifter för forsknings- och utvecklingsarbeten och liknande arbeten Koncessioner, patent, licenser, varumärken samt liknande rättigheter Hyresrätter och liknande rättigheter Goodwill Förskott avseende immateriella anläggningstillgångar
Materiella anläggningstillgångar Byggnader och mark Maskiner och andra tekniska anläggningar Inventarier, verktyg och installationer Pågående nyanläggningar och förskott avseende materiella anläggningstillgångar
Finansiella anläggningstillgångar Andelar i koncernföretag Fordringar hos koncernföretag Andelar i intresseföretag Fordringar hos intresseföretag Andra långfristiga värdepappersinnehav Lån till delägare eller till delägare närstående Andra långfristiga fordringar
Omsättningstillgångar
Varulager m.m.
Rapport 4
321
Råvaror och förnödenheter Varor under tillverkning Färdiga varor och handelsvaror Pågående arbete för annans räkning Förskott till leverantörer
Kortfristiga fordringar Kundfordringar Fordringar hos koncernföretag Fordringar hos intresseföretag Övriga fordringar Förutbetalda kostnader och upplupna intäkter
Kortfristiga placeringar Andelar i koncernföretag Egna aktier Övriga kortfristiga placeringar
Kassa och bank
EGET KAPITAL OCH SKULDER
EGET kapital
4
Bundet eget kapital Aktiekapital Överkursfond Uppskrivningsfond Reservfond
Fritt eget kapital Balanserad vinst eller förlust Årets resultat
Obeskattade reserver
4
Vad gäller eget kapital bör anpassning ske till den fördelning av eget kapital som gäller för
den juridiska person i vilken nätverksamhet bedrivs.
Rapport 4 SOU 2004:129
322
Avsättningar Avsättningar för pensioner och liknande förpliktelser Avsättningar för skatter Övriga avsättningar
Långfristiga skulder Obligationslån Skulder till kreditinstitut Skulder till koncernföretag Skulder till intresseföretag Övriga skulder
Kortfristiga skulder Skulder till kreditinstitut Förskott från kunder (får även redovisas som avdragspost under Varulager m.m.) Leverantörsskulder Växelskulder Skulder till koncernföretag Skulder till intresseföretag Skatteskulder Övriga skulder Upplupna kostnader och förutbetalda intäkter
POSTER INOM LINJEN
5
Ställda säkerheter och ansvarsförbinder Panter och därmed jämförliga säkerheter som har ställts för egna skulder och för förpliktelser som redovisas som avsättningar, varje slag för sig Övriga ställda panter och därmed jämförliga säkerheter, varje slag för sig Ansvarsförbindelser Pensionsförpliktelser som inte har upptagits bland skulderna eller avsättningarna och som inte heller har täckning i pensionsstiftelses förmögenhet Övriga ansvarsförbindelser
5
Vad gäller poster inom linjen avses den juridiska personens inom linjen poster och inte bara
nätverksamhetens.
Rapport 4
323
Resultaträkning Allmänt råd om schema för resultatträning. Schemat för kostnadsslagsindelad resultaträkning bör i tillämpliga delar följas för nätverksamheten. Schemat följer Förenngen Auktoriserade Revisorers FARS vägledning för kostnadsslagsindelad resultaträkning.
Schema för kostnadsslagsindelad resultaträkning
Nettoomsättning Förändring av lager av produkter i arbete, färdiga varor och pågående arbete för annan räkning Aktiverat arbete för egen räkning Övriga rörelseintäkter
Rörelsens kostnader
Råvaror och förnödenheter Handelsvaror Övriga externa kostnader Personalkostnader Avskrivningar och vedskrivningar (samt återföringar därav) av materiella och immateriella anläggningstillgångar Nedskrivningar av omsättningstillgångar utöver normala vedskrivningar Jämförelsestörande poster Övriga rörelsekostnader
Rörelseresultat Resultat från finansiella investeringar: Resultat från andelar i koncernföretag Resultat från andelar i intresseföretag Resultat från övriga värdepapper och fordringar som är anläggningstillgångar (med särskild uppgift om intäkter från koncernföretag) Övriga ränteintäkter och liknande resultatposter (med särskild uppgift om intäkter från koncernföretag) Räntekostnader och liknande resultatposter (med särskild uppgift om kostnader avseende koncernföretag)
Resultat efter finansiella poster Extraordinära intäkter Extraordinära kostnader Bokslutsdispositioner Skatt på årets resultat (inkomstskatter, betalda och latenta) Övriga skatter
Rapport 4 SOU 2004:129
324
Årets resultat Noter Allmänt råd om tilläggsupplysningar för anläggningstillgångar. Enligt 5 kap. 3 § årsredovisningslagen (1995:1554) skall tilläggsuppgifter lämnas om varje post som tas upp som anläggnngstillgång i balansräkningen. Dessa poster bör specificieras enligt följande.
Ingående anskaffningsvärde x Inköp x Försäljningar/utrangeringar x Omklassificeringar x Utgående ackumulerade anskaffningsvärden x Ingående avskrivningar x Försäljningar/utrangeringar x Omklassificeringar x Årets avskrivningar x Utgående ackumulerade avskrivningar x Ingående uppskrivningar x Försäljningar/utrangeringar x Omklassificeringar x Årets uppskrivningar x Årets nedskrivningar x Årets avskrivningar på uppskrivet belopp x Utgående ackumulerade uppskrivningar netto x Ingående nedskrivningar x Försäljningar/utrangeringar x Återförd vedskrivning x Omklassificeringar x Årets vedskrivningar (anskaffningsvärde) x Utgående ackumulerade vedskrivningar (anskaffningsvärde) x Utgående planenligt restvärde x
4 § I noter skall följande tilläggsupplysningar lämnas:
1. Beskrivning av de principer som använts för att till nätverksamheten fördela intäkter och kostnader samt tillgångar, skulder, avsättningar, obeskattade reserver och eget kapital som ej är direkt hänförbara till specifik rörelsegren.
Rapport 4
325
Beskrivning av de principer som använts för intern prissättning av varor och tjänster som berör nätverksamheten, mellan såväl koncernbolag som rörelsegrenar.
Beskrivning av de metoder som använts för gränsdagning mellan underhållskostnader och investeringar. Vid kombinerat underhåll och värdehöjande förbättring skall de principer som använts för gränsdragning mellan underhållskostnader och investeringar beskrivas.
2. Specifikation av immateriella och materiella tillgångar per balansdagen i tillämpliga delar enligt nedan:
Belopp i tkr Anläggningskategori
Anskaff- ningar
Uppskrivningar
Nedskriv - ningar
Ackumulerade planenliga avskrivningar
Planenligt restvärde
Balanserade utgifter för forsknings- och utvecklingsarbeten och liknande arbeten Koncessioner, patent, licenser, varumärken samt liknande rättigheter Hyresrätter och liknande rättigheter Goodwill Förskott avseende immateriella anläggningstillgångar
Summa immateriella anläggningstillgångar Eldistributionsanläggningar och mätare Elproduktionsanläggningar Byggnader och mark Maskiner och andra tekniska anläggningar Inventarier verktyg och installationer Pågående nyanläggningar och förskott avseende materiella anläggnings- anläggningar
Summa materiella anläggningstillgångar
Total
Rapport 4 SOU 2004:129
326
I posterna eldistributionsanläggningar och mätare samt elproduktionsanläggningar skall samtliga maskiner och andra tekniska anläggningar samt inventarier, verktyg och installationer som avser eldistribution respektive elproduktion ingå bland maskiner och andra tekniska anläggningar samt inventarier, verktyg och installationer skall endast de anläggningstillgångar som ej avser eldistributionsanläggningar och mätare samt elproduktionsanläggningar redovisas. Ingår eldistributionsanläggningar och elproduktionsanläggningar i byggnader och mark skall uppgift lämnas härom. Planenlig avskrivningstid samt bedömd ekonomisk livslängd, skall anges för respektive anläggningskategori tillsammans med betydelsefulla ändnringar i avskrivningsprinciperna.
3. Specifikation över planenligt restvärde per balansdagen för eldistributionsanläggningar och mätare i tillämpliga delar enligt nedan.
Belopp i tkr Anläggningskategori
Anskaffnings- värde
Ackumulerade avskrivningar enligt plan
Planenligt restvärde
Mätare och styrutrustning Ledningar inom lokalnät, lågspänning inkl. kabelskåp Ledningar inom lokalnät, högspänning
*)
Nätstationer i lokalnät Mottagnings- och fördelningsstationer anslutna till lokalnät Regionnätsledningar Regionstationer exkl. transformatorer Transformatorer i regionnät Ledningar inom storkraftnät Stamstationer Övrigt (skall specificeras)
Summa
*) Om nätkoncession för linje ingår i nät som innehas med stöd av nätkoncession för område enligt 11 § förordningen (1995:1145) om redovisning av nätverksamhet, skall denna inkluderas i posten ledningar inom lokalnät, högspänning. I förekommande fall skall, för varje anläggningskategori enligt ovan, även specificeras årets uppskrivningar och nedskrivningar. Planenlig avskrivningstid samt bedömd ekonomisk livslängd, skall anges för respektive anläggningskategori tillsammans med b etydelsefulla ändringar i avskrivningsprinciperna.
Rapport 4
327
Allmänt råd och specifikation av eldistributionsanläggningar och mätare. Föreligger svårigheter att för tid före 1 januari 1996 rekonstruera värden och uppgifter avseende eldistributionsanläggningar och mätare enligt ovan, kan schabloner enligt adekvata och dokumenterade fördelningsgrunder användas för att specificera anläggningstillgångarna.
4. Specifikation över planenligt restvärde per balansdagen för elproduktionsanläggningar i tillämpliga delar enligt nedan.
Belopp i tkr Anläggningskategori
Anskaffningsvärde
Ackumulerade avskrivningar enligt plan
Planenligt restvärde
Elproduktionsanläggningar, uteslutande avsedda för att täcka nätförluster Mobila reservkraftaggregat, avsedda för tillfälligt bruk vid elavbrott
Summa
Förvaltningsberättelse
5 § I förvaltningsberättelsen skall nyckeltal redovisas i en flerårsöversikt för minst de senaste fem åren. Översikten skall upprättas i enlighet med de redovisningsprinciper som tillämpas i den senaste årsrapporten, om inte sådan omräkning är förenad med särskilda svårigheter. Tillämpas olika redovisningsprinciper i flerårsöversikten skall upplysning härom lämnas. För tid före den 1 januari 1996 behöver flerårsöversikt inte redovisas. Översikten skall innehålla följande nyckeltal:
1. Avkastning på sysselsatt kapital (%)
2. Avkastning på eget kapital (%)
3. Avkastning på totalt kapital (%)
4. Räntetäckningsgrad (%)
5. Kassaflöde före förändring i rörelsekapital och investeringar (%)
6. Kassaflöde före investeringar (tkr)
7. Kassaflöde efter investeringar (tkr)
8. Självfinansieringsgrad (%)
Rapport 4 SOU 2004:129
328
Följande definitioner skall användas för nyckeltalen:
1. Avkastning på sysselsatt kapital. Resultat efter finansiella poster plus finansiella kostnader i procent av genomsnittligt sysselsatt kapital. Genomsnittet beräknas normalt som genomsnittet av in- och utgående balans. Finansiella kostnader inkluderar räntekostnader, valutakursdifferenser på lån och andra finansiella kostnader. Sysselsatt kapital avser balansomslutningen minskad med icke räntebärande skulder inklusive latenta skatteskulder i obeskattade reserver.
2. Avkastning på eget kapital. Resultat efter finansiella poster i procent av genomsnittligt justerat eget kapital. Genomsnittet beräknas normalt som genomsnittet av in- och utgående balans. Resultatet beräknas efter avdrag för full skatt (betald skatt plus andel av bokslutsdispositionerna baserad på den aktuella skattesatsen) och minoritetsandel och inklusive andel i intressebolags vinst efter full skatt. I det egna kapitalet inkluderas andel i intressebolags justerade egna kapital men ej minoritetsandelar.
3. Avkastning på totalt kapital. Resultat efter finansiella poster plus finansiella kostnader i procent av genomsnittlig balansomslutning. Genomsnittet beräknas normalt som genomsnittet av in- och utgående balans. Finansiella kostnader inkluderar räntekostnader, valutakursdifferenser på lån och andra finansiella kostnader.
4. Räntetäckningsgrad. Resultat efter finansiella poster plus finansiella kostnader dividerat med finansiella kostnader. Bland finansiella kostnader inräknas kursförluster på utlandslån eftersom dessa ses som en form av räntekostnad.
5. Kassaflöde före förändring i rörelsekapital och investeringar. Rörelseresultat plus avskrivningar plus finansiella intäkter minus finansiella kostnader, plusminus andra justeringar minus betald skatt.
6. Kassaflöde före investeringar. Kassaflöde före förändring i rörelsekapital och investeringar plusminus förändring i rörelsekapital (exklusive likvida medel och räntebärande poster) dvs. kundfordringar, varulager, andra icke finansiella omsättningstillgångar, leverantörsskulder och andra kortfristiga räntefria rörelseskulder.
Rapport 4
329
7. Kassaflöde efter investeringar. Kassaflöde före investeringar minus nettoinvesteringar i anläggningstillgångar, dvs. direkta investeringar i anläggningstillgångar, t.ex. fastigheter och maskiner, direkta försäljningar av anläggningstillgångar, investeringar i finansiella anläggningstillgångar, försäljning av finansiella anläggningstillgångar, investeringar i dotterbolagsaktier samt försäljningar av dotterbolagsaktier.
8. Självfinansieringsgrad. Kassaflöde före investeringar dividerat med investeringar.
6 § För nätkoncession för område skall den särskilda rapport som bifogas förvaltningsberättelsen innehålla följande information.
1. Identitetsfaktorer Anläggningar 1.1 Ledningslängd lågspänning fördelad på luftledning och jordkabel, inklusive serviser (km). 1.2 Ledningslängd högspänning fördelad på luftledning och jordkabel, inklusive serviser (km) 1.3 Antal nätstationer samt total installerad transformatoreffekt i nätstationerna.
Med lågspänning avses spänning som nominellt uppgår till högst 1 000 volt växelspänning mellan friledare. Är den nominella spänningen högre än vad som nu sagts, benämns den högspänning.
Nätabonnemang 1.4 Totalt antal abonnemang i inmatningspunkt 1.5 Antal abonnemang för inmatning från småskaliga elproduk-
tionsanläggningar
1.6 Antal abonnemang i gränspunkt 1.7 Totalt antal högspänningsabonnemang i uttagspunkt 1.8 Totalt antal lågspänningsabonnemang i uttagspunkt 1.9 Antal abonnemang i uttagspunkt med leverans som inte sker med stöd av leveranskoncession fördelat på högspänning respektive lågspänning. Överföring 1.10 Nätets sammanlagda abonnerade effekt (MW) 1.11 Maximalt överförd effekt (MW)
Rapport 4 SOU 2004:129
330
1.12 Inmatad energi från småskaliga elproduktionsanläggningarna (MWh) 1.13 Överförd energi exklusive nätförluster fördelat på högspänning och lågspänning (MWh) 1.14 Medelvärde av de senaste 5 årens nätförluster (%) 1.15 Under året inköpt energi för att täcka nätförluster (MWh) 1.16 Under året producerad energi för att täcka nätförluster (MWh)
Med sammanlagd abonnerad effekt avses avtalad effekt för inmatning i inmatningspunkt och gränspunkt. Maximalt överförd effekt avser årets högsta värde under en timme.
2. Intäkter 2.1 Intäkter från abonnemang fördelat på inmatningspunkt och gränspunkt (tkr) 2.2 Intäkter från högspänningsabonnemang i uttagspunkt (tkr) 2.3 Intäkter från lågspänningsabonnemang i uttagspunkt (tkr)
3. Kostnader 3.1 Kostnader för abonnemang till överliggande och angränsande nät (tkr) 3.2 Kostnader för drift och underhåll (tkr) 3.3 Kostnader för mätning och rapportering (tkr) 3.4 Kostnader för att täcka nätförluster fördelat på inköp och egen produktion (tkr) 3.5 Ersättning till innehavare av produktionsanläggning för inmatning av el enligt 3 kap. 15 § ellagen (1997:857)(tkr)
Allmänt råd om kostnader för drift och underhåll. Kostnaderna för drift och underhåll bör fördelas på kostnader för drift och beredskap respektive kostnader för förebyggande underhåll
4. Nyckeltal
Nätavgifter för typkunder uttryckt i öre/kWh 4.1 Lägenhet med årsförbrukning 2 000 kWh, säkringsstor-
lek 16 A
4.2 Villa med årsförbrukning 5 000 kWh, säkringsstorlek 16 A 4.3 Villa med årsförbrukning 20 000 kWh, säkringsstorlek 20 A
Rapport 4
331
4.4 Abonnent som bedriver jord- och/eller skogsbruk jämte anslutet hushåll med årsförbrukning 30 000 kWh, säkringsstorlek 35 A 4.5 Näringsverksamhet med årsförbrukning 100 MWh, säkringsstorlek 50 A 4.6 Småindustri eller motsvarande med årsförbrukning 350 MWh, effekt 100 kW alternativt 160 A 4.7 Mellanstor industri med årsförbrukning 5 000 MWh, effekt 1 MW 4.8 Elintensiv industri med årsförbrukning 140 000 MWh, effekt 20 MW
Med nätavgift avses summan av fast avgift och rörlig avgift. I fall då det förekommer flera alternativa nättariffer för typkunden avses det för typkunden mest fördelaktiga alternativet. Med effekt för respektive typkund avses abonnerad effekt.
Överföringskostnad
4.9 Överföringskostnad per överförd energimängd (öre/kWh)
Överföringskostnad avser summan av rörelsekostnad och avskrivningar enligt plan.
Leveranssäkerhet 4.10 Avbrottsfrekvens fördelad på aviserade och oaviserade av-
brott
4.11 Medelavbrottstid fördelad på aviserade och oaviserade avbrott 4.12 Avbrottsfrekvens och medelavbrottstid orsakad av störning i överliggande nät respektive produktionsanläggning 4.13 Särskilda händelser gällande leveranssäkerheten som t.ex. storstörning eller onormalt långa avbrott
Ett avbrott definieras som en händelse när en abonnent eller abonnentgrupp är spänningslös längre än 3 minuter. Avbrottsfrekvensen beräknas som antal avbrott dividerat med antal abonnemang. Medelavbrottstid definieras som summa abonnentavbrottstid dividerat med antal abonnemang. Abonnentavbrottstiden beräknas som produkten av avbrottets varaktighet och antal spänningslösa abonnemang vid avbrottstillfället. Summan abonnent-
Rapport 4 SOU 2004:129
332
avbrottstid avser abonnentavbrottstiden för samtliga under året inträffade avbrott.
Allmänt råd om avbrottsfrekvens och medelavbrottstid. Avbrottsfrekvens och medelavbrottstid bör anges för högspänning respektive lågspänning.
7 § För nätkoncessioner för linje avseende regionnät skall den särskilda rapport som bifogas förvaltningsberättelsen innehålla följande information.
Med regionnät avses ledningar där spänningen understiger 220 kV vilka används för överföring av el mellan regioner och områden och som utnyttjas med stöd av nätkoncession för linje.
1. Identitetsfaktorer
Anläggningar 1.1 Ledningslängd luftledning per spänningsintervall (km) 1.2 Ledningslängd jordkabel per spänningsintervall (km). För-
delningen skall göras för intervallen 130
−70 kV och 50−20 kV.
Nätabonnemang 1.3 Totalt antal abonnemang för inmatning från produktions-
anläggningar
1.4 Antal abonnemang för inmatning från småskaliga elproduktionsanläggningar 1.5 Totalt antal abonnemang i gränspunkt 1.6 Totalt antal abonnemang i uttagspunkt
För definitioner hänvisas till förordningen (1995:1179) om mätning och rapportering av överförd el.
Överföring 1.7 Sammanlagd abonnerad effekt (MW) 1.8 Maximalt överförd effekt (MW) 1.9 Inmatad energi från småskaliga elproduktionsanläggningar
(MWh)
1.10 Överförd energi exklusive nätförluster (MWh) 1.11 Nätförluster (MWh) 1.12 Nätförluster (%) 1.13 Under året inköpt energi för att täcka nätförluster (MWh)
Rapport 4
333
Med sammanlagd abonnerad effekt avses avtalad effekt för inmatning i inmatningspunkt och gränspunkt. Maximalt överförd effekt avser årets högsta värde under en timme.
2. Intäkter 2.1 Intäkter från abonnemang i inmatningspunkt och gränspunkt (tkr) 2.2 Intäkter från abonnemang i uttagspunkt (tkr)
3. Kostnader 3.1 Kostnader för anslutning till överliggande och angränsande nät (tkr) 3.2 Kostnader för drift och underhåll (tkr) 3.3 Kostnader för mätning och rapportering (tkr) 3.4 Kostnader för att täcka nätförluster fördelat på inköp och egen produktion (tkr)
Allmänt råd om kostnader för drift och underhåll. Kostnaderna för drift och underhåll bör fördelas på kostnader för drift och beredskap respektive kostnader för förebyggande underhåll.
4. Nyckeltal Nätpriser för typkunder uttryckt i öre/kWh 4.1 Mellanstor indusutri med årsförbrukning 5 000 MWh, effekt 1 MW 4.2 Elintensiv industri med årsförbrukning 140 000 MWh, effekt 20 MW 4.3 Stor elintensiv industri på 130 kV med årsförbrukning 500 000 MWh, effekt 66 MW. Om motsvarande typkund eller nät inte finns inom verksamheten skall detta anges. med nätavgift avses summan av fast avgift och rörlig avgift. I fall då det förekommer flera alternativa nättariffer för typkunden avses det för typkunden mest fördelaktiga alternativet. med effekt för respektive typkund avses abonnerad effekt.
Överföringskostnad 4.4 Överföringskostnad per överförd energimängd (öre/kWh)
Överföringskostnad avser summan av rörelsekostnad och avskrivningar enligt plan.
Leveranssäkerhet 4.5 Avbrottsfrekvens
Rapport 4 SOU 2004:129
334
4.6 Genomsnittlig avbrottstid (AIT) 4.7 Icke-levererad energi (ENS)
Ett avbrott definieras som en händelse när en abonnent eller abonnentgrupp är spänningslös längre än 3 minuter. Avbrottsfrekvensen beräknas som antal avbrott dividerat med antal abonnemang. Övriga uppgifter upprättas enligt UNIPEDE:s definitioner. Genomsnittlig avbrottstid (Average Interruption lime) beräknas som 8760*60*ENS/AD, där AD (Annual demand) motsvarar årlig överförd energi. ENS aser Energy not supplied.
Särskild granskning av nätverksamhet
Allmänt råd om utformande av revisorsintyg avseende årsrapport för nätverksamhet
Intyg för (den som bidriver nätverksamhet NN) avseende årsrapport beträffande nätverksamheten för räkenskapsåret 19xx.
I egenskap av revisor(er) i NN har jag (vi) granskat NN:s årsredovisning för år 19xx i enlighet med god revisionssed och avlämnat revisionsberättelse 19xx
−xx.
Årsrapporten är upprättad enligt 3 kap. 1
(1997:857), förordningen (1995:1145) om redovisning av nätverksamhet och föreskriften (NUTFS 1995:1, 2
−5 §§) om redovisning av nätverksamhet och har hämtats ur NN:s räkenskaper som har granskats av mig (oss).
Vid granskningen har inte framkommit något som tyder på att NN:s redovisningsrutiner och internkontrollsystem inte är så utformade att den avlämnade årsrapporten endast omfattar samtliga intäkter och kostnader samt tillgångar, avsättningar och skulder samt eget kapital som har samband med den bedrivna nätverksamheten. /alternativt/ Granskningen föranleder följande kommentarer/anmärkningar:
Datum
Namnförtydligande Auktoriserade) revisorer)/godkänd(a) revisor(er)
Rapport 4
335
Övriga bestämmelser
8 § Nätmyndigheten kan efter ansökan medge dispens från dessa föreskrifter om särskilda skäl föreligger.
Dessa föreskrifter
6
och allmänna råd träder i kraft den 1 januauri
1996.
Dessa föreskrifter
7
träder i kraft den 3 februari 1998 och skall
tillämpas första gången i fråga om årsrapport för nätverksamhet avseende det räkenskapsår som inleds närmast efter den 31 december 1997.
BO LINDÖRN
Ulrika Sigerud (Chefsjurist)
Information om NUTFS Närings- och teknikutvecklingsverkets föreskrifter och allmänna råd kan beställas hos NUTEK Förlag, Trycksaksexpeditionen, fax 08-681 92 05.
6
NUTES 1995:1.
7
NUTES 1998:1 13.
Rapport 5
Kortfattad beskrivning av förslag till
reformering av elmarknaden
Av Gunnar Fabricius Svenska Kraftbörsen AB
Rapport 5
339
Innehåll
Inledning ........................................................................ 341
Iakttagelser som leder fram till reformförslaget ................... 341
Inledande slutsatser och reformförslag ............................... 342
Förväntad handel med prisförsäkringar ............................... 342
Intressanta utvecklingsmöjligheter i övrigt .......................... 346
Några reflexioner över nuvarande modell ............................ 348
Svar på specifika frågor .................................................... 349
Rapport 5
341
Inledning
Detta PM syftar till att på uppdrag av El och gasmarknadsutredningen kortfattat beskriva av den s.k. Fabriciusmodellen för den svenska elmarknaden. Tonvikten har lagts på att beskriva huvuddrag och principer snarare än detaljer. I det avslutande avsnittet besvaras dock ett antal särskilt angivna frågeställningar på detaljnivå.
Till fördelarna med reformen hör att väsentliga avigsidor med den nuvarande marknaden bortfaller om förslaget genomförs. Ett sparsmakat urval av dessa nackdelar redovisas i det näst sista avsnittet.
Iakttagelser som leder fram till reformförslaget
Handeln med el är ledningsbunden. Fysisk el kan endast säljas av producenter och köpas av konsumenter (som kan mata in respektive ta ut el ur nätet).
En absolut förutsättning för elmarknadens funktion är att det råder balans mellan den sammanlagda inmatningen och det sammanlagda uttaget av el. Inmatningen och uttaget måste därför relateras till ett gemensamt referenspris som skapar balans.
För att garantera timvis balans måste ett jämviktspris etableras per timme och alla säljare och köpare måste utväxla el till det priset. Fysisk el kan därmed i realiteten inte handlas bilateralt utan endast i en gemensam transaktion där alla utbyter el med alla.
Det samlade intresset av att producera och konsumera el bör utgöra underlag när jämviktspriset skapas. Prisbildningen måste ske genom ett auktionsförfarande. Ett och samma pris gäller då för alla parter.
Producenter kan som regel lämna egna bud till auktionsförfarandet i och med att de kan planera sin produktion.
I princip omfattas konsumenter (hushåll och företag) av reformen. Konsumenter kan generellt inte lämna egna bud (själva poängen med en ledningsbunden marknad är att de ska kunna använda den el som de i varje tillfälle har behov av). Det är dock konsumenternas samlade efterfrågan som ligger till grund för pris-
Rapport 5 SOU 2004:129
342
bildningen. Efterfrågan prognostiseras bäst
1
centralt och med ut-
gångspunkt från agregerad information om aktuell förbrukning.
När elen prissätts per timme måste konsumenternas förbrukning avräknas per timme. Ej timmätta konsumenter kan avräknas efter den timvisa schablonprofilen i respektive nätområde.
Inledande slutsatser och reformförslag
Elnätet ger direkt tillgång till handel med fysisk el. Anslutna producenter och konsumenter handlar i princip samma el, till samma pris per timme. Priset bestäms på spotmarknaden och styrs av tillgång och efterfrågan. Handeln med el kan därmed renodlas och förenklas.
Svenska Kraftnät bör svara för att prognostisera den samlade efterfrågan och lämna underlag till prisbildningen för svenskt prisområde på Nord Pool. Nätbolagen bör ha som uppgift att transferera betalningar för inköp av el från konsumenterna till spotmarknaden. En ändamålsenlig lösning kan vara att nätbolagen debiteras spotpris för inmatad el och debiterar konsumenterna spotpris för uttagen el och nätförluster, i tillägg till nätavgiften. Nätverksamhet får inte samordnas
2
med verksamhet som bedriver
handel med eller försäljning av prisförsäkringar på el.
Resultatet blir att handeln med el för konsumenternas del kommer att uppfattas som en helt igenom fysisk företeelse. Nätet ger dem access till marknaden. De handlar el genom att trycka på strömbrytaren, per objekt
3
som kopplas in på nätet.
Även för producenternas del är det fråga om att handla fysisk el genom att koppla in och styra objekt, men med utgångspunkt från resultatet av budgivningen på spotmarknaden.
Förväntad handel med prisförsäkringar
En av de stora poängerna med reformförslaget är att regelverket endast ska omfatta den renodlade handeln med el. Handeln med och utformningen av prisförsäkringar ska inte låsas av lagstift-
1
Prognosnoggrannheten ökar p.g.a. sammanlagringsfördelar och att mer aktuell och agre-
gerad information om förbrukningen kan användas som underlag.
2
Detta bör även innefatta rapportering av mätvärden mellan nätbolag och andra än konsu-
menter.
3
Med objekt avses här alla elektriska apparater och anläggningar som för konsumenternas
del förbrukar och för producenternas del producerar el.
Rapport 5
343
ningen utan fritt kunna utvecklas och anpassas till marknadsaktörernas behov. Detta är alltså endast ett försök att beskriva en förväntad utveckling av en prisförsäkringshandel.
Utgångspunkten är att prisförsäkringar handlas för att fylla ett behov. Vi utgår från att prisförsäkringarna handlas mellan marknadens konsumenter och producenter därför att de har ett ömsesidigt behov av att minska sina risker. Frågan är då vilket behov konsumenterna och producenterna har av prisförsäkringar när de i utgångsläget handlar el per objekt. Det borde bero på vilka prisrisker som uppstår när olika objekt manövreras.
Till att börja kan man konstatera att det inte borde finnas något behov av att prisförsäkra ett mindre antal små objekt, helt enkelt därför att de manövreras utan nämnvärda prisrisker. Det skulle rimligen innebära att vanliga småkonsumenter inte har anledning att skaffa sig några prisförsäkringar. Ett enklare och billigare sätt för små konsumenter att hanterar sina ytterst begränsade prisrisker är att undvika att slå på alltför många strömbrytare när priset är högt.
Bland vanliga konsumenter är det i första hand de som har elvärme som kan behöva fundera på att prisförsäkra sig. De riskerar att använda relativt sett mycket effekt samtidigt som priset kan vara högt. Ett lämpligt alternativ skulle då kunna vara att köpa en takprisförsäkring som ger en ekonomisk kompensation (beräknad utifrån den prisförsäkrade effekten) när spotpriset överstiger takpriset. En villaägare skulle exempelvis kunna prisförsäkra 10 kW elvärme mot priser som överstiger 40 öre/kWh och för detta betala en begränsad premie. När priset understiger 40 öre/kWh sker ingen kompensation, vilket vi antar är acceptabelt för villaägaren.
Stora företag och industrier använder i normalfallet en hög effekt mer kontinuerligt dvs. när priserna kan vara både höga och låga. Därför kan det finnas anledning att använda en prisförsäkring som har samma kontinuerliga funktion i förhållande till spotpriset. Stora förbrukare använder förmodligen fastpriskontrakt, som låser priset för en viss effekt på en viss nivå.
Köparen av ett fastpriskontrakt behöver till skillnad från köparen av takpris inte betala någon premie till säljaren. Orsaken är att köparen och säljaren i fastpriskontraktet har en ömsesidig betalningsförpliktelse till varandra, köparen när spotpriset är lägre och säljaren när spotpriset är högre än det fasta priset. Det är också anledningen till att fastpris bara används för att prisförsäkra objekt som används kontinuerligt. Exempelvis skulle ett fastpriskontrakt
Rapport 5 SOU 2004:129
344
på 25 öre/kWh för 10 kW elvärme inte vara speciellt fördelaktigt för köparen när spotpriset understiger 25 och elvärmen samtidigt är avstängd.
Även objekt i form av produktionsanläggningar har ett varierande behov av prisskydd beroende på vilka möjligheter de har att producera el i förhållande till spotpriset.
Ett värmekraftverk av kondenstyp kan startas när priset överstiger den rörliga produktionskostnaden. Problemet är att den rörliga kostnaden ofta kan vara förhållandevis hög. Det är därför är osäkert om anläggningen kan köras och generera några intäkter. Samtidigt vill ägaren säkerställa intäkter motsvarande de fasta kostnaderna för anläggningen. Lösningen är att sälja takprisförsäkringar med ett takpris som överensstämmer med den rörliga kostnaden. Takpriset innebär i och för sig en betalningsförpliktelse till köparen när priset överstiger takpriset. Om anläggningen faktiskt körs kan emellertid den rörliga intäkten (spotpriset minus den rörliga kostnaden) användas för att täcka kostnaderna för betalningsförpliktelsen. Vinsten för säljaren är den fasta premieintäkten vid försäljningen av försäkringen, som ska täcka de fasta kostnaderna.
Kärnkraftverk är värmekraftverk av kondenstyp med förhållandevis låga rörliga kostnader. I normalfallet understiger de rörliga kostnaderna nivån på marknadens fastpriskontrakt. Det borde i utgångsläget innebära att kärnkraftägaren både kan sälja takprisförsäkringar och fastpriskontrakt. Omständigheterna för kärnkraft är dock lite speciella i och med att anläggningarna är så stora. Vad händer om ett kärnkraftverk drabbas av en längre driftstörning? Eller ännu värre, om SKI meddelar att en hel grupp kärnkraftverk måste stängas av och kontrolleras under en längre period. Spotpriset rakar då i höjden och med detta följer ökade betalningsförpliktelser samtidigt som produktionen står. Försäljningen av de nämnda kontrakten kan alltså innebära ett ökat risktagande och för en kärnkraftproducent, tvärt emot avsikten. Ett alternativ som innebär minskad risk är att istället köpa en golvprisförsäkring. Den kan skydda mot extrema lågpriser under våtår och för detta betalar kärnkraftproducenten en begränsad premie till säljaren av golvpriset.
Vattenkraftverk löper generellt sett risken att producera som mest när spotpriset är lågt och som minst när det är högt. I vilken omfattning beror på möjligheterna att magasinera vatten. Det kan därför vara oklokt av vattenkraftproducenten att ta på sig betalningsförpliktelser vid högpris för mer än effektkapaciteten under
Rapport 5
345
ett torrår. Frågan är om dock om vattenkraftproducenten alls skulle sälja prisförsäkringar som begränsar möjligheterna att utnyttja magasinet och sälja vattnet till högsta spotpris. Det leder inte nödvändigtvis till minskad risk. Ett alternativ som innebär minskad risk är att istället köpa en golvprisförsäkring som skyddar mot låga spotpriser.
Vindkraft kan bara producera el när det blåser. Då kan priset vara lågt. När det inte blåser kan priset vara högt. Även för vindkraftproducenten torde alltså det mest intressanta alternativet vara att köpa golvpris.
Det finns alltså bland producenter ett tämligen varierande behov av prisförsäkringar. Dessutom ett anmärkningsvärt behov av att köpa golvpris.
Vi återkommer nu till konsumentsidan. Golvpris måste nämligen generellt säljas av konsumenter. De byter därmed möjligheten att köpa el till ett lägre pris än golvpriset mot en fast premieintäkt. Framförallt bör det finnas ett intresse av att sälja golvpris hos förbrukare som investerat i anläggningar som bara är lönsamma när priset understiger en viss nivå. När priset överstiger nivån har de flexibilitet att helt enkelt stänga ner sin produktion. Ett speciellt stort intresse borde finnas hos förbrukare vars ”break-even” hamnar under nivån på fastpriskontrakt. Antag exempelvis att en industri kan producera sin vara med vinst vid ett elpris på under 20 öre/kWh. Det är osäkert om priset kommer ner till den nivån men företaget vill ändå försöka säkra en fast intäkt för att täcka fasta kostnader. Typiska säljare av golvpris skulle vara extremt elintensiva verksamheter med stor flexibilitet i konsumtionen av el. Exempel är vissa smältverk och en stor mängd elpannor.
Man kan även ställa sig frågan vem som säljer fastpriskontrakt. Förmodligen finns det trots allt ett intresse hos vattenkraftproducenter att sälja fastpris upp till effektkapaciteten under torrår. Värmekraftverk med låga rörliga kostnader som inte har några högprisrisker är givna säljare. Det är möjligt att vissa kärnkraftverk kan tillhöra den kategorin om det tecknar en separat avbrottsförsäkring. Andra kärnkraftverk kan troligtvis bedöma de ovan nämnda riskerna som små och se stora fördelar med försäljning av fastpriskontrakt.
Det finns en intressant symmetri i hur objekt på konsument- och producentsidan som manövreras på samma sätt relativt spotpriset kan utbyta risk med hjälp av en viss typ av prisförsäkring. För objekt som slås på när spotpriset överstiger en viss nivå verkar
Rapport 5 SOU 2004:129
346
det lämpligt att utbyta risk med hjälp av takprisförsäkringar. Kontinuerligt påslagna objekt handlar fastpriskontrakt. Objekt som slås på när spotpriset understiger en viss nivå handlar golvpris. Om el handlas per objekt öppnas en ny marknad för behovsstyrd riskhantering.
Prisförsäkringar som utgår från ett behov på objektnivå kan också ha andra fördelar. Framförallt är det förhållandevis enkelt att bestämma prisförsäkrad effekt. Ett objekt förbrukar ofta en förutsägbar effekt vid takpriset eller golvpriset i en försäkring.
När mängderna är bestämda kan prisförsäkringarna avräknas enbart med hjälp av information om spotpriset. Handeln med prisförsäkringar kan därmed standardiseras, vilket leder till låga transaktionskostnader och hög konkurrens. Det vanliga finansiella systemet kan användas för att förmedla och avräkna även prisförsäkringar på el, med betydande effektivitetsvinster som följd.
Handeln med och försäljning av prisförsäkringar bör regleras av värdepapperslagstiftningen.
Intressanta utvecklingsmöjligheter i övrigt
Spotmarknaden
Med central prognostisering baserad på aktuell information om den faktiska förbrukningen kan tiden mellan prognos, prisbildning och leveranstimme kortas. Idag görs prognoser för nästkommande dygn med hjälp av föregående dygns förbrukning. Med central prognostisering borde det vara möjligt att minska tidsskillnaden till någon timme. En bättre fungerande prisbalansering på spotmarknaden borde leda till minskade resurskrav för frekvensbalanseringen på reglermarknaden. Långsiktigt bör det finnas ytterligare möjligheter att närma sig en prisbildning i realtid på spotmarknaden.
Det finns sannolikt möjligheter att avskaffa kravet på säkerheter för handel med fysisk el på spotmarknaden när nätbolagen sköter transfereringen av betalningar från konsumenterna.
Prisspridning
Reformen innebär att alla aktörer handlar till ett och samma pris per timme. Därmed blir det enkelt att distribuera information om det aktuella priset till konsumenterna. En lämplig metod kan vara
Rapport 5
347
att sprida priset via radions rikstäckande FM-band. Det kan då avkodas med hjälp av enkla och billiga radiomottagare för visning och styrning av förbrukning i princip var som helst hos en elanvändare.
Mätning
Efter reformen behöver mätarna endast läsas av inför fakturering av konsumenternas förbrukning. Det minskar komplexiteten och kommunikationsbehoven i de mätsystem som installeras. Den samhällsekonomiska vinsten av att installera timregistrerande elmätare blir väsentligt större eftersom det är timmätning i kombination med leverans till spotpris som skapar verkliga incitament till effektiv elanvändning.
Effektiv elanvändning
Handel till spotpris, direkt tillgång till aktuell prisinformation, utbyggd timregistrerande elmätning och en fungerande prisbildning på effekt bör skapa helt nya möjligheter att utveckla ny teknik för effektiv elanvändning.
Nättariffer
Efter reformen bör en sakligt grundad nättariff enbart utgöras av en fast årsavgift som är relaterad till konsumentens maximala effektuttag.
Konkurrensregler
Konkurrensen med avseende på fysisk el skapas enbart i prisbildningen på spotmarknaden. Frågan är därför om det är speciellt relevant att tillämpa den allmänna konkurrenslagstiftningen på elmarknaden. Ett bättre alternativ skulle kunna vara att utveckla speciella budregler för att säkerställa en genomlyst och trovärdig prisbildning på spotmarknaden.
Rapport 5 SOU 2004:129
348
Elskatt
Ett av motiven till den föreslagna reformen är att skapa en marknad med prisbildning på effekt istället för energi. Därför kan det finnas skäl att analysera om det finns möjligheter förändra dagens energiskatt i fasta ören/kWh till en skattesats som relateras till det löpande spotpriset.
Några reflexioner över nuvarande modell
Det grundläggande problemet med den nuvarande ellagen är att den faktiskt inte syftar till att konsumenterna ska köpa el. Istället syftar den till att de ska köpa en viss typ av prisförsäkringar. Konkurrens ska enligt den nuvarande modellen skapas genom att ”välja leverantör”. Ett leverantörsbyte leder dock inte till någon bättre konkurrens med avseende på handel med fysisk el. För konsumenternas del kan dock elmarknaden skenbart uppfattas som fungerande. En konsument som byter får ett lägre pris än om han inte byter. Orsaken är att lagstiftningen infört ett tvång för alla konsumenter att teckna ”elavtal”. Detta kan sedan utnyttjas till att mjölka passiva konsumenter på pengar. Frågan är om inte ellagen därmed i princip bryter mot en annan lag, nämligen konsumentköplagen som förbjuder negativa försäljningsklausuler.
De prisförsäkringar som lagstiftarna har förutsatt att konsumenterna ska köpa ska avräknas mot i efterhand uppmätt förbrukning. Det utmynnar i modellen med konkurrens genom leverantörsbyten och handel med elavtal. Ett elavtal omfattar all el som levereras fram till att avtalet löper ut. Det skapar en konceptuell bild av handel med energi och en valsituation där det framstår som mycket enklare att jämföra fasta priser mot varandra. Regelverket skapar på så sätt en marknad för prisförsäkringar med fast pris på energi.
4
De framreglerade prisförsäkringarna skapar ett fundamentalt effektbalansproblem. När konsumenterna handlar el till fast pris saknar de incitament att anpassa förbrukningen till spotpriset. Man kan säga att konsumenterna kan handla effekt gratis. Problemet förvärras av att passiva lågförbrukande konsumenter subventionerar aktiva konsumenter som byter leverantör. Konsumenter som förbrukar stora mängder effekt kan på så sätt handla effekt gratis till ett förhållandevis lågt energipris. När marknaden börjar närma
4
Energi i meningen all energi som levereras i avtalet.
Rapport 5
349
sig effektbrist kan en ond cirkel uppstå. Effektbrist bör leda till stigande spotpriser, ett ökat intresset av att handla energi till fast pris och ytterligare förvärrad effektbrist.
På en marknad med kostnadsfri tillgång till effekt går det inte att introducera nya avtal som tar betalt för effekt. Därmed saknas både incitament att spara på effekt för konsumenterna och marknadsmässiga möjligheter att ta betalt för investeringar i effektproduktion. Lagstiftningen låser på så sätt marknaden till en avtalsform som kan resultera i marknadskollaps, alternativt höga kostnader för att undvika en kollaps. Det kan vara värt att notera att universallösningen bättre mätning inte hjälper om konsumenterna fortsätter att handla energi till fast pris.
Handeln med ”fast pris på energi” återförsäkras av elsäljarna genom att avspegla det fasta priset i finansiella fastpriskontrakt (terminer). Dessa omsätts sedan för att hantera ”volymrisken” som uppstår på grund av konsumenternas varierande förbrukning. Den framreglerade avtalsformen för slutkunder cementerar därmed även den finansiella delen av elmarknaden. Den finansiella handeln omsätter idag i stort sett enbart fastpriskontrakt. För flertalet av de olika produktionsslagen på marknaden finns det därmed inga lämpliga prisförsäkringskontrakt och inga möjligheter att effektivt hantera risk per produktionsanläggning. Det ökar risken för producenter som bara har en typ av produktionsanläggningar. Följden blir att producenter gärna bildar allt större koncerner med ”en väl balanserad produktionsmix”. För att bekosta denna konsolidering erfordras mycket pengar, vilken man kan hämta hem genom att köpa kundmassa och konsolidera även nät- och elsäljardelen av elmarknaden. Allt detta på grund av den nuvarande elmarknadens funktionssätt.
Svar på specifika frågor
Kan modellen införas enbart på den svenska elmarknaden?
Tanken är naturligtvis att om detta är en effektiv modell så kommer den att implementeras inte bara i Sverige utan även i de andra nordiska länderna. Speciellt med tanke på de intressanta möjligheterna till att utväxla risk mellan olika nordiska aktörer. Om modellen införs enbart i Sverige så kommer svenska konsumenter handla el till spotpris. I tillägg handlar basindustri förmodligen
Rapport 5 SOU 2004:129
350
fastpris (terminer) och elvärmekonsumenter takprisförsäkringar. Handeln med takpris bör säkerställa tillräcklig effektkapacitet vid höglast. Sammantaget bör det leda till ökade incitament att minska effektanvändningen vid höga spotpriser.
Med en kombination av mycket elvärme och fasta priser bidrar förmodligen den svenska marknaden idag särskilt mycket till effektproblem i det nordiska elsystemet. Effektproblemet borde inte förvärras för Nordisk del om reformen införs ensidigt i Sverige. Frågan är om andra länder kan utnyttja en ensidig reform och vara free-riders på att svenska konsumenter betalar för effekt. Det borde inte vara så. Genom att köpa takprisförsäkringar betalar svenska konsumenter bara för sina egna behov, inte för andras behov av effektkapacitet.
Den fysiska handeln med el över gränserna borde inte påverkas på något anmärkningsvärt sätt. Befintlig produktion körs mot spotpris i respektive prisområde. Minskat maximalt effektuttag i Sverige skulle möjligen minska problemen med flaskhalsar i höglastsituationer.
Det är inte helt lätt att spekulera i vad som händer med den finansiella handeln ”över gränserna”. Generellt bör reformen leda till en ökad finansiell handel över gränserna. En marknad öppnas för prisförsäkringar som det finns behov av att utväxla mellan olika aktörer i olika länder. Elmarknaden öppnas dessutom för finansiella aktörer på ett helt annat sätt än idag. Å andra sidan driver dagens handel med fastprisavtal för slutkunder upp handeln med terminsavtal på Nord Pool. Frågan är dock i vilken omfattning som denna kan betecknas som en handel över någon gräns.
Den europeiska marknaden kan knappast påverkas av några reformer i Sverige eller i Norden. Den nordiska elmarknaden omsätter upp till cirka 70 000 MW medan den fysiska överföringskapaciteten till kontinenten begränsas till några tusen MW.
Omfattar modellen enbart handel på Nord Pool eller omfattas även handel på andra, eventuellt framtida, spotmarknader?
En slutsats av resonemanget om elmarknadens funktion är att auktionsförfarandet på Nord Pool ensamt bör svara för prisbalanseringen på elmarknaden. Spotmarknaden bör ha monopol på prisbildning med avseende på fysisk el. Det finns som tidigare nämnts också intressanta möjligheter att utveckla spotmarknaden
Rapport 5
351
mot en prisbildning i realtid, om den i högre grad samordnas med systemansvaret. Det bör alltså av ett flertal skäl inte finnas något utrymme för någon annan spotmarknad än Nord Pool eller motsvarande. Elbas bör kunna avskaffas.
Hur påverkas stora elköpares (exempelvis industriföretags) möjligheter att sluta bilaterala avtal med elproducenter?
En av de stora poängerna med reformen är att verkligen frikoppla handeln med fysisk el från handeln med prisförsäkringar. I praktiken sker frikopplingen genom att nätbolagen inte vidareförmedlar information om mätvärden eller annat fakturaunderlag till några säljare av prisförsäkringar. Det finns dock inget förbud mot finansiella avtal som har samma effekt som de nuvarande ”fysiska leveransavtalen”. Ett fast pris på energi kan exempelvis ordnas genom att köparen skickar fakturan från nätbolaget till säljaren (svensk eller utländsk) och att en finansiell avräkning sedan sker.
Reformen innebär att kravet på balansansvar i normalfallet avskaffas på konsumentsidan. Det bör öka möjligheterna för industriföretag att sluta rent finansiella bilaterala avtal med både svenska och utländska producenter.
Utländska elköpare torde ha samma möjlighet som idag att teckna avtal med svenska elproducenter.
Kan stora elköpare (exempelvis industriföretag) agera som köpare eller säljare på Nord Pool?
Elköpare har i princip samma möjligheter som producenter att medverka i budgivningen på Nord Pool. Grundregeln borde dock vara att med budgivning följer också ett balansansvar. En köpare med egenproduktion skulle därmed kunna lämna nettobud på både sälj- och köpsidan. En variant kan vara att det finns möjligheter att samverka med en central prognostiseringstjänst för elköpare som är särskilt stora.
Rapport 5 SOU 2004:129
352
Omfattar modellen några styrmekanismer eller förutsättningar för hur stor del av den el som produceras i Sverige som kommer att säljas via Nord Pool?
Konsumenterna handlar med automatik sin el via Nord Pools spotmarknad. Om all efterfrågan utgör underlag för prisbildningen bör det rimligen innebära att all produktion säljs via Nord Pool.
För producenterna borde skillnaderna vara ytterst marginella i och med att produktionen körs mot spotpriset oavsett marknadsmodell. Som tidigare nämnts bör ledtiderna i budgivningen drastiskt kunna kortas vilket bör tillfredsställa höga krav på flexibilitet för producenterna.
Små producenter och kraftverk med produktion som inte kan planeras bör kunna hanteras inom ramen för en central prognostisering. Det bör exempelvis vara möjligt att göra ganska exakta prognoser över den sammanlagda vindkraftproduktionen i landet, med uppgifter om aktuella vindstyrkor från SMHI. Vindkraftverk skulle då kunna leverera när det blåser, utan krav på balansansvar.
Beskriv hur konsumenternas situation förändras om modellen införs
Konsumenterna får automatisk tillgång till renodlad handel med el. Utifrån denna kan de själva välja om det finns anledning att anpassa förbrukningen till spotpriset eller hantera prisrisk med hjälp av prisförsäkringar.
Reformen ökar incitamenten för att anpassa förbrukningen till spotpriset. Det bör leda till mindre svängningar uppåt och nedåt på spotmarknaden, dvs. lägre volatilitet och minskade prisrisker. Risken att vanliga konsumenter (typ hushåll) ska behöva betala ett högt elpris minskar. Dels minskar prisrisken på spotmarknaden, dels kan inte passiva konsumenter mjölkas på pengar genom att standardmässigt påföras prisförsäkringar som de aldrig har frågat efter.
Tanken är att reformen i princip kan införas redan idag eftersom konsumenterna kan avräknas med hjälp av den timvisa schablonprofilen i respektive nätområde. Därefter kan en betydligt med kostnadseffektiv timmätarreform genomföras än vad som är möjligt på dagens marknad, för relevanta konsumentgrupper. Det borde ha som resultat att konsumenter som känner att de har anledning att påverka sin uppmätta konsumtion per timme vid
Rapport 5
353
höga spotpriser också har möjlighet att göra detta. En konsumentgrupp som i grunden har små möjligheter att minska den faktiska förbrukningen är villaägare utan alternativ till direktverkande elvärme. De skulle möjligen kunna undvika kortvariga prisspikar på någon timme.
Det bör tilläggas att konsumenterna alltid har ett incitament att dra ner förbrukningen för att minska ett högt spotpris, oavsett hur den egna förbrukningen mäts. Det minskar den totala efterfrågan och påverkar därmed prisbildningen på spotmarknaden.
Rapport 6.a
Naturgasmarknad i förändring
Av ÅF-Energi & Miljö AB
Stockholm 2004-06-08
SOU 2004:129 Rapport 6.a
357
Innehåll
1 Sammanfattning ............................................... 359
2 Bakgrund ......................................................... 361
3 Naturgasmarknaden .......................................... 362
3.1 Naturgasanvändning i Sverige ............................................... 363
3.2 Naturgasens roll i energisystemet......................................... 365
3.3 EG:s direktiv om en gemensam marknad för naturgas ....... 366
3.4 Förändrade marknadsförutsättningar................................... 367
3.5 Energibeskattning .................................................................. 368
3.6 Marknadens aktörer ............................................................... 369
3.7 Ägarstruktur........................................................................... 371
4 Prissättning vid handel med naturgas.................. 372
4.1 Långa avtalstider..................................................................... 372
4.2 ”Take or pay” vid marknadsöppning .................................... 373
4.3 Alternativkostnad och prisföljning....................................... 375
4.4 Prismodeller för köp av naturgas .......................................... 377
4.5 Naturgaspriser till slutkunder ............................................... 379
4.6 Prissättning
− trender ............................................................ 381
5 Transport i Sverige ............................................ 384
5.1 Hur prissätts transporterna................................................... 385
5.2 Kapacitet i det svenska naturgassystemet............................. 388
5.3 Kapacitetsbegränsningar i avtal ............................................. 389
Rapport 6.a SOU 2004:129
358
6 Pågående och planerade utbyggnader av naturgassystemet...............................................391
6.1 Utbyggnad av naturgasnätet i Bohusläns..............................391
6.2 Utbyggnad av kraftvärme i Göteborg och Malmö...............392
6.3 Sydkraft Gas förprojekterar för Mellansverige.....................393
6.4 Fortum planerar för Stockholm och Bergslagen ..................394
7 Internationell utveckling.....................................395
7.1 Naturgas i Europa ..................................................................397
7.2 Trender för prisutveckling i ett urval av europeiska länder.......................................................................................399
8 Slutsatser .........................................................402
9 Referenser ........................................................407
SOU 2004:129 Rapport 6.a
359
1 Sammanfattning
Utredningens frågeställningar spänner över ett brett område. Det finns behov av att frågeställningarna belyses ur flera perspektiv och djupare än vad som varit möjligt inom ramen för denna översiktliga studie. Den marknadsöppning som har påbörjats inom hela EU har medfört stora omstruktureringar och förändringar under de senaste åren. Transportbolag har bildats, spothandeln utökats, gamla villkor i avtal måste omförhandlas och de olika aktörernas roller förändras.
Handel med naturgas har kännetecknats av stora investeringar. Det har medfört att alla aktörer har haft ett behov av långa avtal för att säkerställa en trygg avkastning på insatt kapital. Avtalstider på 20 år har varit vanliga och även upp till 30 år har förekommit. De större kunderna och distributörerna har på en monopolmarknad varit beredda att ta på sig volymrisker genom så kallade ”take or pay”-avtal. Säljaren av gas har tagit prisrisken genom att erbjuda prisföljning mot främst olja men även kol. Prissättningsprincipen har ifrågasatts, speciellt under perioder med höga oljepriser. Kunden har dock garanterats att naturgasen alltid är konkurrenskraftig mot olja.
På marknader med utbyggd infrastruktur med flera tillförselvägar går utvecklingen mot ett eget pris på gasen och den direkta prisföljningen mot olja i avtalen minskar. Det finns idag sju mer eller mindre utvecklade marknadsplatser för naturgas i Europa, så kallade ”hubs”. Storbritannien betraktas som den mest utvecklade öppna marknaden idag, men även i Belgien sker en liknande utveckling. Den svenska och delvis även den danska marknaden ligger lite vid sidan om de etablerade marknadsplatserna och påverkas marginellt av prisutvecklingen på dessa.
Olika aktörer på marknaden bedömer att konkurrensutsättningen av handeln med naturgas kommer att leda till allt mer kundanpassade erbjudanden. Ett exempel på anpassning är danska DONG:s avtal med Göteborg Energi, där en följning mot elprisutvecklingen sker för den gas som används för elproduktion, medan gasen som används för värmeproduktion prissätts på ett mer traditionellt sätt.
Genom så kallade ”take or pay”-avtal har till exempel distributörer, som förlorat kunder till andra leverantörer, förbundit sig att ta emot gas som han inte längre har full avsättning för. Så länge
Rapport 6.a SOU 2004:129
360
tidigare ingångna avtal löper, kommer beskriven situation att kvarstå. Hur åtagandena eventuellt skall reduceras beror dock på hur avtalen i övrigt är utformade, vilket gör att den uppkomna situationen måste lösas från fall till fall. Några aktörer kommer sannolikt att drabbas ekonomiskt. Eftersom i stort sett samtliga äldre avtal i Sverige löper ut hösten 2005
−2006, huvuddelen 2005, kommer den ekonomiska skadan att vara begränsad. När nya avtal skall tecknas är parterna medvetna om den nya marknadssituationen och avtalen utformas med hänsyn till den.
Under ett uppbyggnadsskede har det inte varit nödvändigt att allokera kostnaderna för transporterna till varje kundkategori, utan naturgasleverantören har kunnat ansluta nya kunder efterhand, om de på marginalen givit ett positivt tillskott. Vid den marknadsöppning som nu sker separeras handel och transport och kunden får betala, dels priset på den energi som köps, dels transportkostnaderna. Den som distribuerar naturgasen till slutkund skall enligt direktivet redovisa en distributionskostnad som inkluderar kostnader i överliggande nät. Denna utformning gör att nätavgifterna inte fullt ut upplevs som transparenta.
Tarifferna för det svenska stamnätet har en hög kapacitetsandel, vilket innebär att den effekt som kunden behöver vid höglast får stor påverkan på transportpriset, även om denna kapacitet (effekt) behövs under mycket kort tid. En kund som utnyttjar maximal kapacitet under en kort tid av året får nästan lika stora transportkostnader som den som tar ut samma effekt under hela året. I Danmark, som tidigare hade liknande tariffer, har detta problem observerats och tarifferna har omarbetats. Vid en övergång från strikt marknadsprissättning mot kundens alternativ till generella transportavgifter för alla kunder ställs höga krav på utformningen av tarifferna. Med för hög kapacitetsavgift kan initialkostnaderna bli så höga att kunder med kortvariga behov av hög kapacitet väljer att avstå från naturgas.
I den tidigare importkedjan hade den svenska importören avtal och transporträtter som innebar vissa konkurrensbegränsningar. I och med den omfördelning av roller som nu sker är aktörernas inställning att tidigare hinder för full konkurrensen elimineras. Nova Naturgas säljer sin handel till DONG och Nova Naturgas blir enbart ett transportbolag. Redan i denna situation blir deras respektive roller tydligare, då Nova Naturgas inte kommer att transportera egen gas. En till synes naturlig utveckling är att hela
SOU 2004:129 Rapport 6.a
361
högtrycksystemet får en och samma systemoperatör och det första ledet i transportkedjan får helt transparenta och jämförbara tariffer.
I studien har inte kunnat fastställas om tidigare ingångna avtal om transporträtter i Danmark har givit, eller kommer att ge, någon part konkurrensfördelar. Enligt den danska transportören Gastra transporterar Nova Naturgas enligt villkoren i dessa avtal. Gastra kan inte lämna uppgifter om dessa avtal är fördelaktigare än de transporttariffer som tillämpas efter marknadsöppningen. Eftersom Nova Naturgas har valt att transportera enligt villkoren i de tidigare avtalen kan förmodas att dessa är fördelaktigare än transport enligt de publicerade tarifferna. Huruvida DONG kommer att åberopa dessa avtal om transporträtt efter att de tagit över handelsverksamheten från Nova Naturgas är ännu en öppen fråga.
Avgörande för hur mycket energi det svenska nätet kan transportera är vilken lastfaktor marknaden har och till vilken plats i landet gasen skall transporteras. Förutsatt att kraftvärmen i Göteborg behöver de gasvolymer som planerats, att marknaden norr om Göteborg växer enligt planerna, att en gaskombianläggning byggs även i Malmö samt att Sydkraft Gas utbyggnadsplaner upp till Jönköping realiseras, bedöms den årliga mottagningskapaciteten i det svenska systemet kunna uppgå till 17
−18 TWh per år. Skall ledningssystemet klara större volymer, behöver det kompletteras med kompressorer eller dubbleras på vissa sträckor. Enligt danska uppgifter finns tillräcklig kapacitet i överföringen till Sverige för ovan beskriven marknad.
2 Bakgrund
ÅF-Energi & Miljö har fått i uppdrag av El- och gasmarknadsutredningen att översiktligt analysera och belysa:
• naturgasmarknadens funktionssätt,
• prissättningsprinciper och prisutveckling,
• transportavgifter genom Sverige samt transporträtt genom
Danmark samt
• nuvarande och möjlig kapacitet i Danmarksförbindelsen och i det svenska stamnätet.
Rapport 6.a SOU 2004:129
362
Projektet har genomförts genom intervjuer med en rad aktörer på naturgasmarknaden vilka representerar leverantörer, distributörer och större naturgaskunder. Intervjuerna har kompletterats med litteraturstudier, inklusive sökningar via internet.
Uppdraget har genomförts av civilingenjörerna Hans Åkesson och Karin Byman.
3 Naturgasmarknaden
Naturgas började användas i Sverige 1985, då nätet byggdes ut i södra och västra Sverige. Stamledningen från Malmö till Göteborg stod klar 1988. Därefter har huvudsakligen en förtätning skett inom det befintliga distributionsområdet. Under årens lopp har ett flertal alternativ för att dra en större ledning genom Sverige studerats.
Naturgasen som används i Sverige kommer från det danska fälten Tyra och Harald i Nordsjön. Danmark har ledningar till kontinenten, vilket gör att Sverige är sammankopplat till de kontinentala systemen. Den svenska gasleveransen går via Dragör utanför Köpenhamn till Klagshamn utanför Malmö. Från Klagshamn, som idag har Sveriges enda mottagningsstation, distribueras gasen vidare ut via det svenska naturgasnätet.
SOU 2004:129 Rapport 6.a
363
Figur 1. Naturgasnätets utbredning i Sverige 2003
Källa: Svenska Gasföreningen.
3.1 Naturgasanvändning i Sverige
I de områden där naturgas distribueras idag är marknadstäckningen på samma nivå som i övriga Europa. Totalt är cirka 55 000 slutkunder anslutna till det svenska naturgasnätet. Naturgas distribueras i 32 kommuner och fördelningen på olika kundkategorier är följande. Hushållskunderna dominerar och är totalt drygt 50 000 till antalet och det finns cirka 3 500 företagskunder. Cirka 16 000 av hushållskunderna använder gas enbart för matlagning, så kallade spiskunder. Naturgasen används för uppvärmning av småhus, cirka 30 000 stycken, och flerbostadshus cirka 4 000 stycken.
Det har skett betydande förändringar i marknadssammansättning sedan naturgasen introducerades, vilket visas i Figur 2. Vid introduktionen 1985 användes främst naturgas inom industrin, där den ersatte olja och till viss del kol. Sedan dess har antalet industrikunder minskat, (volymmässigt har användningen dock ökat) samtidigt som kraft- och värmeverk har ökat sin användning. Även inom övrigsektorn har användningen av naturgas ökat markant. Flerbostadshus och småindustrier står för merparten av övrig-
Rapport 6.a SOU 2004:129
364
sektorns användning. Naturgasens användning som fordonsbränsle ökar, men volymmässigt och i relation till övrig användning är den liten.
Figur 2. Utvecklingstrenden
1
för användningen av naturgas i
Sverige 1985 till 2003, fördelat på användarsektorer, TWh
Källor: Vattenfall Naturgas AB, Energiläget 2003 och SCB.
Företagskunderna står för en mycket stor andel av den totala konsumtionen, cirka 95 procent.
Naturgasens värmevärde
I naturgassammanhang används olika värmevärden. Det faktiska undre värmevärdet på leveranserna från Danmark är idag 11,1 MWh/1000 Nm
3
. I det svenska statistiska underlaget, SCB, används värmevärdet 9,9 MWh/1000 Nm
3
. Internationellt har man i naturgassammanhang börjat använda det övre värmevärdet, som är 10 procent högre än det undre och följaktligen ligger på 12,2 MWh/1000 Nm
3
. På den svenska slutkundsmarknaden används fortfarande det undre värmevärdet.
1
Redovisningen är översiktlig och bygger på flera olika källor.
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
1985 1990 1993 1997 2002
Övrigt
Kraft- och värmeverk Industri
TWh
SOU 2004:129 Rapport 6.a
365
3.2 Naturgasens roll i energisystemet
För ett optimalt utnyttjande av naturgassystemet bör uttagsmönstret vara så jämnt fördelat som möjligt över året. Olika kundkategorier har sina typiska uttagsmönster. Industrier har ofta ett jämnt behov av naturgas under året, endast med korta avbrott för underhåll eller revisioner. För de flesta industrier är ofta olja eller gasol de främsta alternativen till naturgas. Inom fjärrvärmesektorn trängs naturgasen undan av förnybar energi och naturgasens marknadsandelar för denna användning har minskat. I Figur 3 nedan illustreras ett så kallat varaktighetsdiagram, där effektbehovet över årets 8 760 timmar fördelas i storleksordning. Värmeproduktionen styrs av utomhustemperaturen, vilket gör att uttagsmönstren inom fjärrvärmesektorn ser helt annorlunda ut än inom industrin.
Figur 3. Exempel på varaktighetsdiagram för värmesystem
Gasens roll som baslast i fjärrvärmesystem utan elproduktion har minskat kraftigt under de år som gasen använts i Sverige. Längst ned i basen används ofta olika former av biobränslen samt avfall men även värmepumpar. Dessa energislag producerar värme under större delen av året. Högre upp i belastningsdiagrammet kan gas ha ett visst utrymme, men har idag inte möjlighet att konkurrera mot helt obeskattade förnybara bränslen. Högst upp i belastningsdiagrammet ligger en triangel som illustrerar topplast. För att producera den värmen lämpar sig olja mycket bra och gasen har svårare att konkurrera på grund av höga fasta transporttariffer. I ett antal värmeverk används dock naturgasen som topplast och för reserv.
Mellanlast
Baslast
Topplast
Effekt
8760 h
Mellanlast
Baslast
Topplast
Effekt
8760 h
Rapport 6.a SOU 2004:129
366
Gasen är framför allt konkurrenskraftig i kraftvärmeverk med samtidig el- och värmeproduktion eller i industriella mottrycksanläggningar. Ett kraftvärmeverk utnyttjas under den kalla delen av året, oktober till april, och samtidigt som el produceras försörjs ett fjärrvärmesystem med värme, mellanlast i Figur 3. Naturgasens stora fördel i denna tillämpning är att den producerade elmängden blir stor i förhållande till producerad värmemängd. Med en viss storlek på värmesänkan
2
kan en större elproduktion åstadkommas
än om fasta bränslen används. Även för den här tillämpningen är konkurrensen hård från förnybara bränslen till följd av införandet av handel med elcertifikat och utsläppsrätter. Till viss del bromsas effekterna av dessa handelssystem av den nya kraftvärmebeskattning som införts från och med 2004.
Vissa industrier behöver ånga under hela året och om elproduktionen blir en trång sektor finns det en betydande framtida potential för samtidig el- och värmeproduktion inom framför allt massa- och pappersindustrin.
3.3 EG:s direktiv om en gemensam marknad för naturgas
EU har som mål att skapa en gemensam marknad för naturgas i Europa. I februari 1998 antogs det så kallade naturgasdirektivet. Det införlivades i svensk lagstiftning i augusti 2000, då en ny naturgaslag trädde i kraft.
Öppningen av naturgasmarknaden sker genom att naturgasföretag och så kallade berättigade kunder får tillträde till det nationella systemet av naturgasledningar. De berättigade kunderna kan teckna naturgasavtal med valfri gasleverantör och är inte bundna till den gasleverantör som förfogar över nätet till vilken kunden är ansluten.
Enligt EG-direktiven
3
måste åtminstone följande kundkategorier
vara berättigade kunder: fram till den 1 juli 2004 är berättigade kunder de som har gaseldad kraftproduktion, oberoende av förbrukningsnivå samt övriga slutförbrukare med en årlig förbrukning som överstiger 25 Mm
3
per förbrukningsställe. Det första året
måste marknadsöppningen uppgå till minst 20 procent. Från och
2
Det värmebehov som finns i till exempel ett fjärrvärmenät utgör en värmesänka där värme
från till exempel samtidig el- och värmeproduktion kan avsättas.
3
Europaparlamentet och Rådets direktiv 2003/55/EG, Europaparlamentets och Rådets
direktiv 98/30/EG.
SOU 2004:129 Rapport 6.a
367
med 1 juli, 2004 är samtliga icke-hushållskunder berättigade och från och med 1 juli, 2007 skall alla kunder vara berättigade kunder.
Den svenska naturgasmarknaden är avreglerad i enlighet med direktivets krav, men gränsen för berättigade kunder fram till den 1 juli 2004 sattes till 15 miljoner kubikmeter. Sverige valde således att utöka antalet berättigade kunder genom att sätta storleksgränsen lägre än vad som stipulerades i direktivet.
3.4 Förändrade marknadsförutsättningar
Genom EG:s naturgasmarkandsdirektiv, förändrad energibeskattning och införandet av handel med utsläppsrätter sker en förändring av förutsättningarna på naturgasmarkanden. Avregleringen gör att positionerna mellan aktörerna ändras. Redan nu har några större slutkunder i Sverige valt att teckna leveransavtal direkt med den danske gasleverantören, DONG. DONG å sin sida tappar marknadsdelar i Danmark.
För att främja en ökad kraftvärmeproduktion föreslog regeringen i Energiproposition 2001/2002 (prop. 2001/02:143) att kraftvärmebeskattningen skulle förändras så att kraftvärmen i fjärrvärme likställs med kraftvärmeproduktionen inom industrin. Förslaget trädde i kraft 1 januari 2004 och innebär att kraftvärmeproducenter får göra avdrag för hela energiskatten och för närvarande 79 procent av koldioxidskatten för bränslen som förbrukas för värmeproduktion i kraftvärmeverk. Tidigare fick avdrag endast göras för halva energiskatten. Bakgrunden till förändringen är att energi- och miljöskatterna på fossila bränslen har fördubblats sedan 1991. Skattehöjningar i kombination med stigande priser på fossila bränslen har lett till att befintliga kraftvärmeanläggningar inte haft ekonomiska förutsättningar för att användas.
De förändrade skattereglerna bedöms kunna leda till att elproduktion i befintliga kraftvärmeverk ökar med cirka 1 TWh per år och även till förbättringar för investeringar i ny kraftvärme. El från ett nytt så kallat gaskombikraftvärmeverk bedöms komma att kosta cirka 35 öre per kWh med de nya skattereglerna i jämförelse med cirka 45 öre per kWh med tidigare regler
4
.
Förändringen av kraftvärmebeskattningen har medfört att Göteborg Energi har fattat ett beslut om att uppföra ett nytt kraftvärmeverk (Ryaverket) baserat på ovan nämnda teknik och i
4
El från nya anläggningar 2003, Elforsk.
Rapport 6.a SOU 2004:129
368
Malmö planerar Sydkraft att bygga en liknande anläggning (Öresundsverket). Se även kapitel 6.2 beträffande anläggningsdata och tidplaner för dessa anläggningar.
Enligt Svensk Fjärrvärmes prognos kommer elproduktionen i fjärrvärmesystemen att öka från knappt 5 TWh elproduktion idag till 11 TWh 2010, utgående från de förutsättningar som gäller idag (inklusive lägre energiskatt för kraftvärme) och ett antagande om ett stigande elpris. Byggs ovan nämnda kraftvärmeverk, kommer de att stå för en betydande del av denna tillkommande elproduktion.
EU:s utsläppshandelsdirektiv kommer också ha betydelse för naturgasmarknaden. Eftersom utsläppen av koldioxid från förbränning av naturgas är 30 till 50 procent lägre än för olja och kol, kommer utsläppshandeln att leda till förbättrad konkurrenskraft för naturgas gentemot övriga fossila bränslen i de handlade sektorerna, det vill säga inom delar av industrin och i el- och värmeproduktionsanläggningar. Gasen konkurrerar emellertid som baslastbränsle mot biobränslen och avfall. Handeln med utsläppsrätter försämrar i sin tur gasens konkurrenskraft gentemot biobränsle.
3.5 Energibeskattning
Naturgas belastas med energi- och koldioxidskatt. Den allmänna energiskatten, som funnits i flera decennier, betalas för de flesta bränslen och är oberoende av energiinnehållet. Koldioxidskatten, som infördes 1991, betalas per utsläppt kilo koldioxid för alla bränslen utom biobränslen och torv. Den generella nivån på koldioxidskatten uppgår 2004 till 91 öre per kilo koldioxid
5
.
Skattesatserna varierar mellan olika typer av slutkunder. Industrin får göra skattenedsättning för hela energiskatten och 79 procent av koldioxidskatten. Från och med den 1 januari 2004 har kraftvärmebeskattningen förändrats så att kraftvärmeanläggningar har samma skattesatser som industrin för bränslen som används för värmeproduktion i kraftvärmeverk. Tidigare fick avdrag endast göras för halva energiskatten, medan koldioxidskatten betalades fullt ut. I Tabell 1 nedan redovisas skattesatserna för naturgas som gäller från och med den 1 januari 2004.
5
Budgetproposition 2003/2004:1.
SOU 2004:129 Rapport 6.a
369
Tabell 1. Skattesatser för naturgas, 1 januari 2004 kronor per 1 000 m
3
Energiskatt Koldioxidskatt Totalt
Motordrivet fordon, fartyg, luftfartyg 0 1 105 1 105 Industri och kraftvärmeverk 0 409 409 Annat ändamål 237 1 946 2 183
Källa: Skatteverket.
Vid användning av naturgas i fordon är skattesatserna lägre än vid annan naturgasanvändning.
Av det totala priset på naturgas svarar skatten för cirka 27 procent för industrikunder och kraftvärmeanläggningar (koldioxidskatt), vilket kan jämföras med en skatteandel på cirka 54 procent för hushållskunder (energi- och koldioxidskatt samt mervärdesskatt).
Figur 4. Skattens andel av det totala naturgaspriset januari 2004
Källa: ÅF:s bearbetning av uppgifter från SCB och Skattemyndigheten.
3.6 Marknadens aktörer
Den svenska naturgasmarknaden karakteriseras av ett fåtal aktörer. Flera av dessa aktörer har integrerat flera led i naturgasens försäljningskedja. Genom att helt eller delvis äga eller kontrollera andra aktörer på marknaden såsom leverantörer, distributörer och själva även vara slutanvändare är några stora koncerner aktörer i flera delar av naturgaskedjan.
Stor industri
Bränslepris
73%
Koldioxid
skatt 27%
Stor hushållskund
Energi- och Koldioxidskatt
34%
Moms
20%
Bränslepris
46%
Rapport 6.a SOU 2004:129
370
I Figur 5 beskrivs de aktörer som finns på marknaden idag, juni 2004, deras roller samt deras del av gasomsättningen 2003.
Figur 5. Aktörer på den svenska naturgasmarknaden år 2003. Import och handel i miljoner normalkubikmeter naturgas (MNm
3
)
Import DONG ca 30
Nova Naturgas
ca 900
Handel Göteborg
Energi
Nova Naturgas
Varberg
Energi
Lunds Energi
Ängelholms
Energi
Öresunds-
kraft
Sydkraft
Gas
6
171 MNm
3
99 MNm
3
8 MNm
3
69 MNm
3
22 MNm
3
91 MNm
3
464 MNm
3
18 % 11 % 1 % 7 % 2 % 10 % 50 %
Danska DONG, som är den största handelsaktören i Danmark, påbörjade den 1 november 2003 naturgasleveranser till Göteborg. Avtalet är tvåårigt och omfattar leveranser av 150 miljoner m
3
per år. DONG har tecknat ytterligare ett avtal med Göteborg Energi för perioden 2006
−2011 om leveranser av 370 miljoner m
3
per år och med Öresundskraft för perioden 2005
−2008 om leve-
ranser av 65 miljoner m
3
per år. Lunds Energi har tecknat avtal med
Nova Naturgas för framtida leveranser.
Svensk Naturgas, som ingår i Fortumkoncernen skall utveckla, finansiera och genomföra ett investeringsprojekt som syftar till att skapa den infrastruktur som är nödvändig för att kunna bygga upp en fungerande naturgasmarknad i Mellansverige. Fortums primära affärsintresse är att använda naturgas för kraftvärmeproduktion i egna anläggningar och avser vid ett genomförande att bredda ägandet i transportsystemet för naturgas. Svensk Naturgas kan, givet att marknaden efterfrågar detta, koordinera intressena hos dem som önskar köpa naturgas. Svensk Naturgas har idag ingen aktiv roll i den svenska importen eller handeln med naturgas.
6
Sydkraft köpte under 2003 naturgas från Nova Naturgas, som levererade vidare till Lunds
Energi, Ängelholms Energi och till Öresundskraft, men Sydkraft Gas hade ingen egen import.
SOU 2004:129 Rapport 6.a
371
3.7 Ägarstruktur
Aktörerna på den svenska naturgasmarknaden kan delas upp i två kategorier utifrån ägarstruktur. Sydkraft, Nova Naturgas och Svensk Naturgas ägs av utländska privata eller statliga bolag, medan Göteborg Energi, Varberg Energi, Lunds Energi, Ängelholms Energi och Öresundskraft ägs av svenska kommuner. Det tyska energibolaget E.ON har en mycket stor ägarandel i den svenska naturgasverksamheten. E.ON är majoritetsägare i Sydkraft och har genom sitt ägande av Ruhrgas även en andel i Nova Naturgas. Fortum har en ägarandel i Nova Naturgas och driver utredningsverksamhet i Svensk Naturgas.
Alla naturgasföretag, förutom Nova Naturgas, har även andra verksamheter inom el- och fjärrvärmemarknaden. Nova Naturgas har deklarerat att de lämnar handelsledet i och med avregleringen och eftersträvar att bli ett renodlat transportbolag på den svenska marknaden. I Figur 6 nedan illustreras ägarstrukturen på den svenska naturgasmarknaden.
Figur 6. Ägarstruktur på den svenska naturgasmarknaden
Källa: Årsredovisningar, bearbetning ÅF.
Naturgasföretag Ägare
Kommunala bolag Kommunala bolag
Ängelholms Energi Ängelholms Energi
Lunds Energi Lunds Energi
Göteborg Energi Göteborg Energi
Öresundskraft Öresundskraft
E.ON E.ON
Sydkraft Sydkraft
Ruhrgas Ruhrgas
Nova Naturgas Nova Naturgas
Statoil Statoil
DONG DONG
Fortum Fortum
Statkraft Statkraft
DONG DONG
Svensk Naturgas Svensk Naturgas
Varberg Energi Varberg Energi
Rapport 6.a SOU 2004:129
372
Nova Naturgas har sålt sin handelsverksamhet till det danska bolaget DONG. Övertagandet sker från och med den 1 juli 2004. Köpet förutsätter ett godkännande från det svenska Konkurrensverket.
4 Prissättning vid handel med naturgas
Naturgasmarknaden är en så kallad nätverksindustri, det vill säga utvinning/produktion, transport och försäljning är starkt beroende av en infrastruktur. Denna infrastruktur kan antingen vara transport av naturgas i gasfas genom ledningar eller vätskefas som LNG-transporter till havs. Naturgasledningar kan inte byggas i alla miljöer och vid besvärliga geografiska förutsättningar blir de kostsamma. Med rätt förutsättningar och stora transportvolymer kan naturgasledningar vara mycket kostnadseffektiva för överföring av energi. LNG-transporter har en hög initialkostnad, medan transporternas längd har lägre kostnadspåverkan, vilket gör att LNGtransporter är lämpliga vid besvärliga geografiska förhållanden och långa avstånd. LNG-tekniken har utvecklats och idag övervägs även LNG-transporter med mindre fartyg och kortare transportsträckor, bland annat i Norden. För Sveriges och även Nordens del är LNG–transporter något nytt, även om sådana har diskuterats sedan lång tid. I den här rapporten beskrivs främst situationen och förutsättningarna för ledningsbunden naturgas.
Den svenska naturgasmarknaden karakteriseras av att de stora naturgasföretagen har integrerats i flera led i naturgasens försäljningskedja. Det har åstadkommits genom att företagen helt eller delvis ägt eller kontrollerat andra aktörer på marknaden, såsom leverantörer och distributörer. Några av företagen har egna anläggningar och är därmed även slutkunder.
4.1 Långa avtalstider
På grund av att produktion och transport av gas är mycket kapitalintensivt har leverantörsavtal traditionellt varit mycket långsiktiga. Avtal mellan länder kan ha avtalstider på mellan 20 och 30 år och innehålla så kallade ”take or pay”-åtaganden. Dessa åtaganden innebär att kunden åtar sig att alltid betala för en avtalad minsta volym
SOU 2004:129 Rapport 6.a
373
oavsett om den tas emot den eller inte. ”Take or pay”-avtal förekommer förutom mellan länder, också mellan importörer och distributörer samt i vissa fall även gentemot större förbrukare, exempelvis kraftvärmeverk. Speciellt vid uppbyggnaden av marknader är båda parter intresserade av att teckna långa kontrakt för att säkerställa stora investeringar. Mot industrin är oftast avtalstiden kortare, 3
−5 år, och det har blivit vanligt att dessa förlängs med ett år i taget. ”Take or pay”-åtaganden är mindre vanliga i avtal mot industrin. De långa avtalen kan även kompletteras med kortsiktiga inköpsavtal där gas köps på dygnsbasis.
4.2 ”Take or pay” vid marknadsöppning
Genom tidigare ingångna avtal kan till exempel en distributör ha åtagit sig att ta emot en minsta volym naturgas från sin leverantör genom ett ”take or pay”-avtal. När avtalet tecknades var inte distributören konkurrensutsatt, vilket gjorde att ingen annan leverantör kunde konkurrera med honom på slutmarknaden. I och med öppningen av marknaden uppstår konkurrens på slutmarknaden. I några fall har det lett till att distributören passerats i försäljningskedjan genom att distributörens leverantör sålt gas direkt till slutmarknaden. I och med ”take or pay”-avtalet har distributören förbundit sig att ta emot gas som han inte längre har full avsättning för. Så länge tidigare ingångna avtal löper kommer beskriven situation att kvarstå.
Det kan tyckas naturligt att detta skall regleras mellan aktörerna så att den som mister sin kund skall kompenseras med en sänkning av ”take or pay”-volymen. Hur åtagandena skall reduceras beror dock på hur avtalet i övrigt är utformat, vilket gör att den uppkomna situationen måste lösas från fall till fall. Eftersom inte gasavtalen är officiella, är det inte möjligt att peka på en generell lösning av frågan. Efter att ha intervjuat ett flertal kunder, distributörer och leverantörer är vår uppfattning att marknaden kan hantera de problem som eventuellt uppstår.
Några aktörer kommer sannolikt att drabbas ekonomiskt, men till följd av att i stort sett samtliga avtal i Sverige som tecknades när marknaden inte var konkurrensutsatt löper ut 2005
−2006, med några undantag, kommer den ekonomiska skadan för distributörer att vara begränsad.
Rapport 6.a SOU 2004:129
374
Den svenska naturgaslagen säger att ”Den som innehar en naturgasledning är skyldig att på skäliga villkor transportera naturgas.” För att skydda en innehavare av gasledningar finns följande undantag från denna skyldighet i den i lagen. Innehavaren av en naturgasledning som har gjort inköpsåtaganden i avtal om köp av naturgas får, efter ansökan, av regeringen beviljas ett tillfälligt undantag från skyldigheten. Ett sådant undantag får beviljas bara om ledningsinnehavaren får eller kan antas få allvarliga ekonomiska och finansiella svårigheter till följd av skyldigheten.
”Ett undantag skall avse transporten av en viss mängd naturgas under viss angiven tid från en viss angiven leverantör till en eller flera angivna förbrukare.”
Åtminstone ytterligare ett land, Frankrike, tillämpar i princip samma undantag, vilket innebär att den distributör som har ”take or pay”-åtaganden mot sin leverantör kan få dispens från skyldigheten att transportera gas för annans räkning. I Frankrike ges dispens från skyldigheten i högst ett år. Varken i Sverige eller i Frankrike
7
har möjligheten att söka dispens utnyttjats.
Sett ur ett svenskt perspektiv är risken för att någon skall lida allvarlig ekonomisk skada enligt vår bedömning mycket begränsad. Enligt de uppgifter som har varit möjliga att få fram har slutkunderna korta avtal utan ”take or pay”. Distributörerna har, möjligen med något undantag, möjlighet att använda naturgas i egna anläggningar, främst fjärrvärmeverk, vilket begränsar den ekonomiska skadan för dem.
Vår bedömning efter ingående diskussioner med flertalet aktörer, som tillsammans motsvarar 90
−95 procent av marknaden, är att sannolikheten för att någon aktör i Sverige kommer att utnyttja dispensmöjligheten är mycket liten.
När nya avtal skall tecknas är parterna medvetna om den nya marknadssituationen, och avtalen utformas med hänsyn till den. Den som har möjlighet, tar risken, att binda sig för en viss volym har bättre förutsättningar att förhandla till sig ett bra pris på gasen än den som inte är beredd att ta den risken. En öppen marknad leder också till att om någon får överskott på gas, oberoende av orsaken till detta, har möjlighet att sälja gasen vidare. I Danmark har Gastra etablerat en så kallad Gas Transfer Facilities (GTF) från den 1 januari 2004 och har därmed öppnat för en bilateral handel
7
Uppgift från CRE, Commission de Régulation de e’Energie.
SOU 2004:129 Rapport 6.a
375
mellan transportkunderna. En liknande utveckling kan förväntas i Sverige.
4.3 Alternativkostnad och prisföljning
Priset på naturgas styrs av ett flertal faktorer. För större kunder fastställs ett startpris (baspris) genom förhandlingar med utgångspunkt från användarens alternativ. I avtalen överenskommes normalt att priset för naturgasleveransen skall indexeras mot prisutvecklingen för olja. Indexeringen kan ske mot en blandning av oljekvaliteter, men även mot kol och på senare tid finns även exempel på följning mot ett noterat elpris. Däremot är säljaren inte beredd att indexera mot bränslen som inte har en säker notering, till exempel biobränslen. För enhetliga kunder med liten användning tillämpas oftast tariffer. Generellt prissätts naturgasen något lägre än det alternativbränsle kunden har, det vill säga alternativkostnadsprissättning. Priset på naturgasen kan således variera beroende på vilka alternativa bränslen som kunden har att tillgå.
Naturgasens prisförändring har även en viss tidsfördröjning mot sitt indexerade alternativ, till exempel olja, vilket visas i Figur 7. I Danmark har naturgaspriset indexerats med en viss tidsfördröjning mot råoljepriset på till exempel oljebörsen i Rotterdam.
Figur 7. Naturgasprisets utveckling i Storbritannien och USA i förhållande till oljepris och importpriser för LNG till Europa
Källa: Statistical review of world energy 2003.
USD per miljoner Btu
0,00 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00
198
4
198
6
198
8
199
0
199
2
199
4
199
6
199
8
200
0
200
2
Råoljepriser LNG till EU Naturgas UK
Rapport 6.a SOU 2004:129
376
Prisutvecklingen i Sverige följer utvecklingen av de internationella importpriserna för naturgas till EU. I botten ligger ytterst en oljeprisföljning i de flesta marknader, vilket även påverkar den svenska marknaden. I Figur 8 redovisas den genomsnittliga prisutvecklingen för importpriserna till EUområdet. Importpriserna nådde sin hittills högsta nivå under början av år 2001 som en följd av höjda oljepriser under slutet av år 2000. Under år 2003 har importpriserna varit relativt oförändrade.
Figur 8. Genomsnittliga importpriser till EU-området
Källa: Energy Prices and Taxes, IEA, 1:st quarter 2004 , IEA 2004.
Priset från naturgasleverantören beror även på kundens krav på variation i leveranserna. En jämn gasleverans över året ger det lägsta gaspriset. För att klara variationerna på marknaden krävs normalt ett lager i systemet. En viss utjämning över året uppnås, även om vissa förbrukare kan avstå från naturgas och övergå till olja under höglastperioderna, så kallade avkopplingsbara kunder. Kunden har ofta olja som ett alternativ till naturgas. Att utnyttja naturgas för kortvariga topplaster innebär att det måste finnas kapacitet i ledningar och/eller i lager för detta. I många fall är därför olja ett billigare alternativ för den typen av last och speciellt om inte naturgas används för annan last i en sådan anläggning. I Figur 9 visas schematiskt vad som är mest fördelaktigt för kapacitetsutnyttjandet i nätet och de temperaturberoende behov som är typiskt på en marknad som den svenska. Behovet som skall täckas varierar
0,00 2,00 4,00 6,00 8,00 10,00 12,00 14,00 16,00
jan-00 jul-00 jan-01 jul-01 jan-02 jul-02 jan-03
Import av LNG Import via pipelines
öre/kWh
SOU 2004:129 Rapport 6.a
377
starkt över året, medan gasleverantören eftersträvar en jämn nivå på leveranserna över året för ett optimalt utnyttjande av produktionsanläggningarna och distributionsnäten.
Figur 9. Schematisk bild över skillnaden i önskad leveransprofil och marknadens behov
Källa: ÅF.
4.4 Prismodeller för köp av naturgas
På samma sätt som inom den avreglerade elmarknaden utvecklar och erbjuder gasleverantörerna olika priserbjudanden anpassade för olika kunders behov. Ett bra exempel för att ge en bild av prismodellerna är att beskriva de utbud som DONG går ut med till sina kunder. De har publicerat fyra olika prismodeller för gaskunder:
• List pris
• Fast pris
• Prisband
• Prismax
Listpriset kan de kunder välja som vill ha ett rörligt pris. Listpriset indexeras mot Rotterdamnoteringar för olika oljekvaliteter.
Fast pris. I fastprisavtalen avtalas om ett fast pris under en viss period som för närvarande erbjuds i perioder från en månad och upp till 2 år. När avtalet tecknas överenskommes om ett fast pris som gäller oförändrat för vald period.
0 2 4 6 8 10 12
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Januari till december
Mängd gas
Önskad leveransprofil
Marknadens behov
Rapport 6.a SOU 2004:129
378
Figur 10. Illustration fastpris
Källa: DONG.
I figuren illustreras hur listpriset kan variera över perioden medan det fasta priset är oförändrat. Den kund som väljer fast pris säkrar sitt pris till en förutbestämd nivå.
Prisband är en finansiell produkt där kunden begränsar prissvängningarna. Naturgaspriset följer oljeprisutvecklingen men överstiger aldrig en förutbestämd nivå men understiger inte heller en fastställd miniminivå
Figur 11. Prisband
Källa: DONG.
Prisbandsavtal kan tecknas månadsvis eller för perioder upp till två år.
Prismax är en liknade konstruktion som prisband, men i denna modell betalar kunden en premie för att maximera priset till en viss nivå. Prismax kan tecknas månadsvis eller för perioder upp till två år.
På något längre sikt kan man förvänta sig att det kommer att gå att köpa gas till någon form av noterat pris.
SOU 2004:129 Rapport 6.a
379
4.5 Naturgaspriser till slutkunder
De naturgaspriser för slutkunder i Sverige som redovisas i det här kapitlet utgår främst från SCB:s prisstatistik. Den baseras på Eurostats anvisningar för insamling av prisstatistik i EU:s medlemsländer. Enligt dessa anvisningar samlar SCB in hypotetiska priser från ett urval försäljare av naturgas i Sverige. De ingående företagen tillfrågas om vilket pris de skulle sätta för en kund med en viss förbrukning. Statistiken ger således inte information om de faktiska priserna. Det finns dock för närvarande inga andra statistiskt säkerställda uppgifter att tillgå och statistiken bedöms vara relevant för att visa prisutvecklingen under de senaste åren. Priserna är angivna i löpande penningvärde och konsumentprisindex, KPI, har lagts in i syfte att spegla konsumentprisernas utveckling under vald period. I slutet av kapitlet redovisas även statistik sammanställd av industrin.
Utvecklingen av naturgaspriserna för hushållskunder baserad på SCB:s statistik redovisas i Figur 12.
Figur 12. Beräknade naturgaspriser för hushållskunder i Sverige 1997
−januari 2004, exklusive skatt, öre per kWh i löpande penningvärde
Källa: SCB. Anm: Liten hushållskund
8
motsvarar en årlig konsumtion av 2 326 kWh, mellanstor hushållskund
23 260 kWh och stor hushållskund 290 750 kWh.
8
Värmevärdet.
0,0 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0
jan
-97
jul-
97
jan
-98
jul-
98
jan
-99
jul-
99
jan
-00
jul-
00
jan
-01
jul-
01
jan
-02
jul-
02
jan
-03
jul-
03
jan
-04
Liten Hushållskund Mellanstor hushållskund
Stor hushållskund
KPI
öre/kWh
Rapport 6.a SOU 2004:129
380
Den prisuppgång som har skett sedan 2001 följer den uppgång av internationella gas- och råoljepriser som redovisats i kapitel 4. Hushållskunderna debiteras efter gasbolagens tariffer, vilket gör att prisvariationerna till en och samma kundgrupp bör vara små.
För industrikunder redovisar SCB prisstatistik från 2001 och framåt, Figur 13.
Figur 13. Naturgaspriser för industrikunder 2001
−januari 2004,
exklusive skatt, öre/kWh i löpande penningvärde
Källa: SCB. Anm: Liten industri motsvarar en årliga konsumtionav 0,1163 GWh, mellanstor
9
industri 11,63
GWh och stor industri 116,3 GWh.
Prisnivåerna för industrikunderna är lägre än för hushållskunderna. Sedan 2001 har priserna sjunkit något för samtliga kundkategorier, för att åter börja stiga januari 2004. För den stora och medelstora industrin fastställs priserna via förhandlingar och ofta sker en förlängning av avtalen med ett år i taget. Som framgår av figuren kan inte samma följning mot den allmänna oljeprisutvecklingen noteras för industrin. Att industrin synes ha en lägre ökningstakt än hushållen kan möjligen förklaras med att det allmänna konkurrensläget varit sådant att gasbolagen inte kunnat höja sina priser i takt med den internationella oljeprisutvecklingen.
9
Värmevärdet. (För åren 1997
−2001 har värmevärdet 9,72 använts och fr.o.m. år 2002
9,99 MWh/1 000 Nm
3
naturgas.)
0,0 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 30,0 35,0
jan-01 jul-01 jan-02 jul-02 jan-03 jul-03 jan-04
Liten industri Mellanstor industri Stor industri KPI
öre/kWh
SOU 2004:129 Rapport 6.a
381
Ett antal stora industrikunder i Syd- och Västsverige har gått samman i Swedish Industrial Gas Consortium, SIGC. Dessa företag har publicerat statistik över naturgaspriset för industrigruppen och dessa redovisas i Figur 14. Priserna som industrin redovisar ligger i paritet med de priser som SCB redovisar för större industriella typkunder från och med januari 2002.
Figur 14. Genomsnittligt naturgaspris inklusive transport, exklusive skatt, för industrikunder i Sverige inom SIGC
10
Källa: SIGC.
4.6 Prissättning
− trender
Traditionellt har gaspriserna satts i relation till priset på olja. Enligt många bedömare kommer naturgaspriserna i de långa stora kontrakten på leverantörssidan även i framtiden att följa oljepriset, minst under den kommande tioårsperioden. Däremot är bedömningarna att andra priskonstruktioner kommer att utformas mot slutkunderna, ett exempel på det är prisföljning mot elprisets variation. Sådana avtal möjliggörs genom att olika former av prissäkringar tillämpas för att minska aktörernas riskexponering.
Det utvecklas även alternativ. Det finns sju mer eller mindre utvecklade marknadsplatser (så kallade ”hub”) för gas i norra Europa: NBP (National Balancing Point) i Storbritannien, Zeebrügge i Belgien, TTF (vid den holländska kusten) samt Emden-Bunde-Oude vid den tysk-holländska gränsen och Baumgarten där Österrike möter Slovakien. Nord Pool och Gastra har utrett förutsätt-
10
SIGC Swedish Industrial Gas Consortium består av naturgasanvändarna Kemira, Pilkington, StoraEnso, Trelleborg och Öresundskraft.
0 5 10 15 20
1998 jan 1999 jan 2000 jan 2001 jan 2002 jan 2003 jan 2004 jan öre/kWh
Rapport 6.a SOU 2004:129
382
ningarna för att skapa en marknadsplats och i förlängningen en spotmarknad för naturgas i Danmark. Se karta i Figur 15.
Storbritannien har den mest utvecklade marknaden för naturgas i Europa. Där finns en utvecklad spotmarknad, där olika gasaktörer konkurrerar och det har därmed skapats en gas mot gaskonkurrens. Spotmarknaden påverkar även prisbildningen i bilaterala avtal. Genom att ledningen mellan England och Belgien, The Interconnector, togs i drift 1998, har även marknadsplatsen i Zeebrügge utvecklats. I Zeebrügge möts gas från England, Norge och även LNG från till exempel Algeriet. Genom ”The Interconnector” sker en prisföljning mellan NBP i Storbritannien och Zeebrügge. På de övriga marknaderna sätts gaspriset fortfarande i huvudsak mot olja.
I England planeras LNG-terminaler för att säkra gastillförseln i framtiden. Det gör att det även under vissa förhållanden kan ske en prispåverkan från gasmarknaderna i USA. De LNG-transporter som kommer från till exempel Afrika eller Mellanöstern kan då välja att landa i Europa eller gå vidare till USA. Även i USA planeras nya LNG-terminaler för att säkra gastillförseln till marknaden.
Figur 15. Marknadsplatser för naturgas i Europa
SOU 2004:129 Rapport 6.a
383
Främst den svenska, men även den danska, gasmarknaden är isolerad och prispåverkan från NBC och Zeebrügge är därmed mycket begränsad. Planerad utbyggnad av en ledning från Danmark till Holland borde dock leda till en större prispåverkan mellan marknaderna, om den kommer till stånd. Den finska gasmarknaden har sina egna speciella förutsättningar och hänger inte ihop med de övriga gasmarknaderna på kontinenten, åtminstone inte prisbildningsmässigt.
Den tyska gasmarknaden har idag inte samma förutsättningar för en konkurrensutsatt gasmarknad som den engelska. Marknaden är i större utsträckning uppbyggd i parallella system (ibland till och med parallella ledningssystem) mellan leverantör – kund, vilket gör att de olika leverantörerna inte lika lätt går in och konkurrerar om varandras kunder. I vilken takt utvecklingen på den marknaden kan ske har inte kunnat bedömas inom ramarna för denna studie.
I samband med avregleringen av gasmarknaderna sker också en snabb omstrukturering. När till exempel den danska gasmarknaden öppnades för alla kunder den 1 januari i år (2004) bytte närmare 10 procent leverantör – samma dag. Det är de stora industrikunderna som är snabbast med att byta leverantör. De befintliga danska gasleverantörerna tappar marknad åt nya aktörer, exempelvis Shell, Sydkraft Gas och Statoil Gazelle. Samtidigt etablerar exempelvis DONG nya kundrelationer i Sverige och Tyskland.
Hela denna strukturförändring som pågår gör också att de olika gaskontrakten ändrar utseende. För att ta nya kunder är gasleverantörerna villiga att skräddarsy olika lösningar för sina kunder. Ett känt exempel är DONG:s leveransuppgörelse med Göteborg Energi för det planerade kraftvärmeverket Rya. För Rya sker en prisföljning mot el för den del av gasen som används för elproduktion, medan resterande del, gas för värmeproduktion, sätts enligt en mer traditionell modell. Avtalet är banbrytande, enligt DONG, men kommer sannolikt att få efterföljare. Uppgörelsen med Rya sträcker sig över en längre tidsperiod, eftersom det handlar om en investering i ett kraftvärmeverk och Göteborg Energi vill ha förutsägbara villkor. Gasaktörerna kan också säkra sig mot stora elprissvängningar genom att använda olika instrument på elmarknaden. På Nord Pool går det dock bara att köpa finansiella kontrakt på tidsperioder upp till fyra år.
I och med att såväl större energikunder som energiföretag har erfarenhet av den avreglerade elmarknaden finns kunskap om olika modeller för prissäkring av sina energiaffärer mot olika produkter.
Rapport 6.a SOU 2004:129
384
Exempelvis valutor, råolja eller andra råvaror kanske handelsstål eller pappersmassa? Det gör att gaspriset i teorin kan konstrueras att följa prisutvecklingen för en mängd olika varor över den tid som olika derivat handlas. Det blir därmed ett alternativ till olika bilaterala avtalsformer med prisföljning.
5 Transport i Sverige
I Sverige sker idag transport av naturgas nästan uteslutande i markförlagda ledningar. Alternativet är att kondenserad gas, LNG (Liquified Natural Gas), transporteras med fartyg eller lastbil. Denna typ av transport är försvinnande liten i Sverige idag men kan komma att öka. Produktionskapacitet för LNG byggs ut på många platser i världen bland annat i Norge och LNG leveranser som ett alternativ till import av ledningsbunden naturgas har fått ökad aktualitet även i Sverige.
Ett ledningssystem för naturgas kan delas in i följande huvuddelar:
• Stamledning
• Grenledningar
• Mottagningsstationer
• Fördelnings- och distributionsnät
Stamledningarna är stålrör med en diameter på 500
−1500 millimeter. I Sverige är diametern på stamledningarna 500
−600 millimeter. Totalt bedöms det svenska naturgasnätet omfatta 539 kilometer överföringsledningar, 3 000 kilometer distributionsledningar.
För att klara av belastningsvariationer och ha reserv vid eventuella avbrott används gaslager. Det finns inga kommersiella lager i Sverige. För den svenska marknaden utnyttjas vid behov gaslager i Danmark. Avbrytbara leveranser är ett alternativ till lager.
För kortsiktiga belastningsvariationer kan så kallad linepack utnyttjas. Linpack innebär att mer gas än vad som förbrukas tillförs nätet, volymen och trycket i nätet ökas. Vid efterföljande belastningstoppar kan sedan gasen tas ut utan att minsta tillåtna leveranstryck underskrids. Vilken storlek på linepack som är möjlig att åstadkomma begränsas av vilken utrustning som finns för tryckhöjning i hela systemet, ända från källan, samt marknadens för-
SOU 2004:129 Rapport 6.a
385
brukningsmönster. Med en eller flera kompressorer på strategiska platser i systemet ökar möjligheterna att utnyttja linepack för lastutjämning.
5.1 Hur prissätts transporterna
Historiskt har alternativkostnaden för kunden varit styrande när naturgaspriset fastställts. Principen har varit att naturgasen skall konkurrera och vara något billigare än kundens alternativ. Naturgassäljaren har vid prissättningen eftersträvat att sätta ett pris på gasens mervärden relativt alternativen och få betalt för detta när kundens pris fastställs. Kunden har å sin sida hävdat att denna vinst skall gottskrivas honom och inte leverantören. Vem som har lyckats bäst i detta avseende kan inte generellt beskrivas, eftersom naturgasavtalen inte ges offentlighet. Gasbolagen hävdar att det har varit svårt att ta ut detta mervärde vid förhandlingar. Den betalbarhet som fastställs genom att värdera kundens alternativ skall täcka alla kostnader från källan till kunden samt ge en vinst för samtliga aktörer i försörjningskedjan. Med denna princip har det inte funnits något behov av att speciellt redovisa transportkostnaden till kunden. Det pris som kunden betalar har således inte speglat produktions- eller distributionskostnaderna utan kostnaderna för alternativet till naturgas. Även andra marknader har delvis byggts upp med samma prissättningsprinciper till exempel den svenska fjärrvärmemarknaden.
Under ett uppbyggnadsskede har det inte varit nödvändigt att allokera kostnaderna för transporterna till varje kundkategori. Leverantören av naturgas har kunnat ansluta nya kunder efterhand om de på marginalen givit ett positivt tillskott.
Vid den marknadsöppning som nu sker separeras handel och transport. Det gör att kunden får dels ett pris på den energi som köps och dels ett på transportkostnaderna. De aktörer som tagit rollen som transportbolag har publicerat transporttariffer.
Nova Naturgas tariff är konstruerad så att alla betalar efter samma tariff oberoende av var gasen levereras utefter stamledningen. Denna tariffutformning har både för- och nackdelar. De kunder som ligger nära leveranspunkten till Sverige kan med rätta hävda att de är med och betalar transporten för kunder längre bort i systemet. Tariffutformningen skulle säkert inte ifrågasättas på
Rapport 6.a SOU 2004:129
386
samma sätt i en väl utbyggd infrastruktur med matningar från flera importpunkter.
Tarifferna för det svenska stamnätet har en hög kapacitetsandel, vilket innebär att den effekt som kunden behöver vid höglast får stor påverkan på transportpriset, även om denna kapacitet (effekt) behövs under mycket kort tid. Transportkostnaden för en kund som utnyttjar maximikapacitet under en kort tid av året får nästan lika stora transportkostnader som den som tar ut samma effekt under hela året.
Tarifferna för transport i det svenska stamnätet, Nova Naturgas, innehåller följande element
11
:
1. Administrativ avgift fast avgift per leveranspunkt, oberoende av årsvolym.
2. Avgift för avtalad timvolym avgift för utnyttjad kapacitet, baserad på maximalt timuttag av naturgas, oberoende av årsvolym.
3. Mät- och reglerstationsavgift fast avgift per leveranspunkt, oberoende av årsvolym.
4. Högbelastnings avgift avgift för transporterad volym under perioden november - mars, volymsberoende.
5. Överutagsavgift och överleveransavgift avgift baserad på kapacitetsutnyttjande, uttag per timme och år, oberoende av årsvolym.
6. Myndighetsavgifter, avgift baserad på uttagen årsvolym.
Den som distribuerar naturgasen till slutkund skall enligt den modell Sverige valt redovisa en distributionskostnad som inkluderar kostnader i överliggande nät. En slutkund med flera distributörer mellan sig och den svenska importpunkten skall betala transportkostnader enligt de tariffer som den distributör som ligger närmast honom i distributionskedjan publicerar. Dessa tariffer skall inkludera kostnader för transport i överliggande nät från importpunkten.
11
Nova Naturgas hemsida, www.novanaturgas.com.
SOU 2004:129 Rapport 6.a
387
Sydkraft Gas har valt en tariff, för stamnätsanslutna kunder, som tar hänsyn till var kunden tar ut sin gas från systemet, det vill säga tariffen är avståndsberoende. Sydkraft Gas bedömer att den avståndsberoende tariffen medför en variation på plus/minus 15 procent på kapacitetsdelen av tariffen och kapacitetsdelen utgör 85
−90 procent av den totala transportkostnaden. Sydkraft Gas baserar sin kapacitetsavgift på månadsmedeleffekten under den månad då gasuttaget är störst och skiljer sig därmed från Nova Naturgas som i sin tariff baserar kapacitetsavgiften på högsta timeffekt under året. Genom att inte direkt tillämpa de villkor som gäller i överliggande nät utsätter sig efterföljande led för en risk
Relationen mellan fasta och rörliga avgifter för transporten beror på vilket mönster man har i sitt uttag. I Sverige kan, med nuvarande utformning av tarifferna, den fasta delen i vissa fall utgöra 85
−90 procent av den totala transportavgiften, medan man i Danmark bedömer att kapacitetsdelen kan sänkas till 75 procent med den nya tariffutformningen med månadstariffer.
Den naturgas som används i Sverige får med nödvändighet högre transportkostnader till följd av att naturgasen måste transporteras längre sträcka än om den används i Danmark. Förutom att det uppstår transportkostnader i Danmark måste transporten genom Sverige betalas.
Vid en övergång från strikt marknadsprissättning mot kundens alternativ till generella transportavgifter för alla kunder ställs höga krav på utformningen av tarifferna. Med för hög kapacitetsavgift kan initialkostnaderna bli så höga att kunder med kortvarigt behov av hög kapacitet väljer att avstå från naturgas.
Det är, enligt El- och gasmarknadsutredningens delbetänkande (SOU 2003:113), Energimyndigheten som i fortsättningen skall godkänna företagens metoder för tariffutformning. Beslut i denna fråga fattas först under hösten 2004, då riksdagen kommer att ta ställning till de ändringar i naturgaslagen som är föranledda av EUdirektivet. De större naturgaskunderna i Sverige hävdar att de via höga naturgaspriser bidragit till att täcka kapitalkostnaderna och ställer krav på att detta beaktas i transporttarifferna. Med nuvarande tariffer anser de att detta förhållande inte på något sätt har beaktats.
Några synpunkter som lyfts fram vid intervjuer i denna studie är följande. Systemet med att distributören har avståndsberoende tariffer och inkluderar kostnaderna i överliggande nät i sina tariffer
Rapport 6.a SOU 2004:129
388
har kritiserats för att inte vara transparent och ett system med så kallade frimärkstariffer, där tariffen är medelvärdet för samtliga transporter i nätet, har förespråkats. Andra framhåller systemet med att distributören bokar utrymme i nätet och att de sammanlagringsvinster som uppstår kommer transportbolaget tillgodo. Vinsterna kan användas för investeringar eller sänkta kostnader i transmissionssystemet. I det senare fallet förutses att transportbolaget, som har monopol på transporterna, övervakas av en myndighet, så att skäliga transporttariffer tillämpas.
5.2 Kapacitet i det svenska naturgassystemet
Fysisk kapacitet
När den möjliga transportkapaciteten i det svenska nätet skall fastställas, måste hänsyn tas till flera faktorer. I tidigare utredningar har angivits att kapaciteten uppgår till 22 TWh per år utan att systemet kompletteras med kompressorer och att kapaciteten kan höjas till 30 TWh per år genom att kompressorer används. Idag finns inga kompressorer i det svenska systemet.
Avgörande för hur mycket energi det svenska nätet kan transportera är vilken lastfaktor marknaden har och till vilken plats i landet gasen skall transporteras. Med stora förbrukningar i södra Sverige som tappas ur systemet kan större volymer tas emot än om motsvarande uttag sker längre norrut. Sannolikt är ovan angivna bedömningar baserade på en hög marknadslastfaktor och att naturgasen förbrukas utefter stamledningen mellan Malmö och Göteborg. Potentialbedömningar för de marknader som för närvarande förefaller som mest troliga ger en något annan bild.
De uppgifter vi har fått om möjlig mottagningskapacitet till Sverige har kontrollerats genom översiktliga beräkningar. Beräkningarna baserar sig på antaganden om vilka tryck som behövs på olika ställen i nätet och vilket tryck som kan levereras från Danmark. Med den geografiska utbyggnad av nätet som kan antas ske under de närmaste 2
−4 åren kan följande bild ges.
• Ytterligare kunder kommer till norr om Göteborg
• Kraftvärmen byggs ut i Göteborg
• Sydkraft Gas nät byggs ut norrut till Boxholm
• Viss användning i Öresundsverket
SOU 2004:129 Rapport 6.a
389
I och med denna utbyggnad skulle den årliga naturgasanvändningen uppgå till 17
−18 TWh. Beräkningarna visar att denna energimängd är vad som kan transporteras utan att systemet behöver förses med kompressorer eller förstärkas på annat sätt. Att energimängden blir lägre än den tidigare bedömningen på 22 TWh beror sannolikt på att andra antaganden om marknadens geografiska utbredning och lastfaktor.
Avgörande för vilken energimängd som kan föras in till Sverige är kapaciteten från Danmark. Den kapaciteten påverkas av marknadsutvecklingen i Danmark och hur naturgaslagren där kan användas och kommer att användas för att vid behov höja trycket i ledningen till Sverige. Nästa steg blir att komplettera systemet med kompressorer.
Historiskt har det största flödet varit cirka 5 miljoner m
3
per
dygn till Sverige och en grov uppskattning är att detta kan ökas med cirka 3 miljoner m
3
per dygn utan förstärkningar i Danmark.
Denna kapacitet bedöms vara tillräcklig för att försörja det svenska systemet med ovan redovisade utbyggnad.
Med förstärkningar på olika sätt med dubbleringar av ledningar och kompressorer i systemet kan den tidigare kapacitetsuppgiften på 30 TWh betraktas som största möjliga volym från Danmark. Ytterligare tillförsel söderifrån kan uppnås om Sydkraft Gas planerade ledning, Baltic Gas Interconnector, från Tyskland byggs. Energimyndigheten har tillstyrkt byggande av ledningen i ett yttrande till regeringen.
I kapitel 6 beskrivs pågående och planerade utbyggnader mera utförligt.
5.3 Kapacitetsbegränsningar i avtal
Med den tidigare monopolsituationen hade vissa aktörer en dominerande ställning och avtal som begränsade andra aktörers möjlighet att konkurrera på lika villkor. I samband med marknadsöppningen har marknaden kännetecknats av en situation där tidigare ingångna avtal skall fungera tillsammans med tariffer och regler anpassade för en fullt konkurrensutsatt marknad. Ett exempel är att några distributörer har förbrukat den gas de kontrakterat för vintermånaderna snabbare en planerat. De har vänt sig till leverantören för att köpa ytterligare leveranser i tron att de haft en viss kapacitet i nätet som är bokad och betald över tid räknat.
Rapport 6.a SOU 2004:129
390
Leverantörens tolkning är att överenskommen energivolym är levererad till distributören och att denne har betalt för gasvolymen inklusive transport oberoende av när i tiden leveransen har skett. För ytterligare leveranser förväntar sig leverantören att distributören även betalar transport enligt transporttariffen som gäller sedan marknaden öppnats.
I något fall har importören hävdat kapacitetsbrist i Danmark som orsak till att inte leveranserna till viss kund kunnat utökas som denne önskat. Sannolikt har importörens avtal varit sådant att nämnda begränsning fanns i aktuellt avtal med dennes leverantör. Vid några tillfällen har kunden i denna situation kunnat få utökade leveranser genom att vända sig direkt till leverantören i Danmark, som inte har några avtalsbegränsningar, och tecknat avtal med denne direkt. Transport i det svenska nätet har därefter avtalats separat.
Den utveckling som nu sker, som innebär att transporterna skiljs från handeln med naturgas, medför att aktörerna i de olika leden i naturgaskedjan bedömer att många av de tidigare avtalsmässiga komplikationerna kommer att försvinna. Till detta kommer att ett led i handelskedjan försvinner när Nova Naturgas säljer sin handelsdel till sin tidigare leverantör DONG, förutsatt att den planerade försäljningen fullföljs. Därmed elimineras ett problem med många aktörer i handelskedjan som ofta påtalats som en fördyrande faktor, inte minst från slutkunderna.
I studien har inte kunnat fastställas om tidigare ingångna avtal om transporträtter i Danmark har givit, eller kommer att ge, någon part konkurrensfördelar. Enligt Gastra transporterar Nova Naturgas enligt villkoren i dessa avtal. Gastra kan inte lämna uppgifter om dessa avtal är fördelaktigare än de transporttariffer som tillämpas efter marknadsöppningen. Eftersom Nova Naturgas har valt att transportera enligt villkoren i de tidigare avtalen kan förmodas att dessa är fördelaktigare än transport enligt de publicerade tarifferna. Huruvida DONG kommer att åberopa dessa avtal om transporträtt efter att de tagit över handelsverksamheten från Nova Naturgas är ännu en öppen fråga. Enligt de uppgifter som framkommit vid diskussioner kring frågan med ett antal aktörer har det inte framkommit några uppgifter om att frågeställningarna skulle ha utretts tidigare. Är det angeläget att detta görs är vår uppfattning att det måste utföras av en konkurrensmyndighet med befogenhet att begära in nödvändiga uppgifter och gå igenom villkoren i avtalen.
SOU 2004:129 Rapport 6.a
391
6 Pågående och planerade utbyggnader av naturgassystemet
6.1 Utbyggnad av naturgasnätet i Bohusläns
För närvarande bygger Nova Naturgas ut naturgasnätet med en 70 kilometer lång ledning från Hisingen via Kungälv till Stenungsund.
Figur 16. Utbyggnad Bohuslän 2004
Källa: NOVA Naturgas .
Rapport 6.a SOU 2004:129
392
Längs den nya ledningen kommer naturgasen främst att användas som en råvara i industrin. Exempel på företag som kommer att gå över till naturgas är Perstorp Oxo och Eka Chemicals. I Perstorp Oxo:s petrokemiska fabrik i Stenungsund kommer gasen att ersätta cirka 60 000 ton tjockolja, motsvarande 0,7 TWh per år. Hos Eka Chemicals kommer naturgasen att ersätta cirka 25 000 ton gasol, motsvarande 0,3 TWh. En kortsiktig bedömning för regionen är en marknad på 1,2
−1,5 TWh. Någon mer långtgående bedömning har inte funnits att tillgå.
6.2 Utbyggnad av kraftvärme i Göteborg och Malmö
Ett nytt kraftvärmeverk med naturgas som bränsle är beslutat och kommer att uppföras i Ryahamnen i Göteborg. Driftstarten är planerad till hösten 2005. Kraftvärmeverket kommer att bli en så kallad gaskombianläggning med en eleffekt på 260 MW och en värmeeffekt på 290 MW. Bränsleförbrukningen beräknas uppgå till cirka 300 miljoner normalkubikmeter naturgas per år, vilket motsvarar cirka 3 000 GWh. Det ger en produktion på cirka 1 250 GWh el och 1 450 GWh värme per år. Kraftvärmeverket beräknas kunna täcka 30 procent av elbehovet och 25 procent av värmebehovet i Göteborg. Naturgasen köps direkt från danska DONG och enligt avtal skall de leverera 370 miljoner kubikmeter naturgas per år för användning främst i Rya kraftvärmeverk. Ryaverkets driftsförutsättningar får anses mer säkra med hänsyn till att elpriset och gaspriset är kopplade till varandra i ingånget gasavtal.
Ett kraftvärmeverk av samma typ planeras även i Malmö, men där har inga investeringsbeslut fattats ännu. I inlämnad tillåtlighetsansökan ansöks om att få använda 5 600 GWh naturgas per år i anläggningen. Anläggningen är planerad för värmeeffekten 250 MW och eleffekten 400 MW. Tidplanen för anläggningen är, förutsatt att tillståndet blir klart under hösten 2004, att investeringsbeslut kan tas under våren 2005. Anläggningen skulle då kunna vara i kommersiell drift 2009.
Läggs nuvarande bedömningarna för driften av Öresundsverket till Ryaverkets bedömda produktion, skulle de båda anläggningarna producera i storleksordningen 4 TWh el och 2 TWh värme.
SOU 2004:129 Rapport 6.a
393
6.3 Sydkraft Gas förprojekterar för Mellansverige
Sydkraft Gas har projekterat en förlängning av befintlig ledning upp till Jönköping för att sedan fortsätta en utbyggnad mot Mellansverige. För tillfället pågår förprojektering av sträckningar från Jönköping via Boxholm och Norrköping mot Oxelösund respektive Örebro.
En grov tidplan för utbyggnaderna är följande om projekten kommer till genomförande:
• Jönköping 2006
• Boxholm 2007
• Norrköping 2008
• Örebro/Oxelösund 2009
Sydkraft Gas uppger att det finns en betydande potential i Mellansverige förutsatt att de rätta förutsättningarna kan skapas. I området norr om Jönköping finns 10
−15 större potentiella kunder i form av kraftvärmeverk, massa- och pappersindustri och stålindustrier. I ett femtonårsperspektiv bedöms en marknadspotential på 12
−14 TWh föreligga i området. I ett kortare perspektiv bedömer Sydkraft Gas att marknaden upp till Jönköping har en tillkommande potential på cirka 1,5 TWh.
Rapport 6.a SOU 2004:129
394
Figur 17. Kartan visar schematiskt Sydkraft Gas planer för utbyggnad i Mellansverige
6.4 Fortum planerar för Stockholm och Bergslagen
Förprojektering för att främst nå Stockholm och Bergslagen har påbörjats. Följande marknadsbild har identifierats:
Figur 18. Marknadspotential i Mellansverige
Gaspotential TWh
Kraft- och fjärrvärme
11
−17
Massa- och pappersindustri 3
−5
Järn- och stålindustri
3
−4
Övrig marknad
3
−5
Totalt 20
−30
Källa: Svensk Naturgas/Fortum.
SOU 2004:129 Rapport 6.a
395
Redovisad marknadsbild inkluderar delar av Södermanland och Östergötland och överlappar delvis Sydkraft Gas marknadspotential för deras Mellansverige-projekt.
7 Internationell utveckling
Naturgasen har blivit ett allt större energislag för världens energiförsörjning. En starkt bidragande orsak till den denna utveckling är att naturgasen spelar en allt större roll som en huvudstrategi i miljö- och klimatpolitiken i många länder. Huvudanledningen till detta är att naturgasen starkt bidrar till att reducera koldioxidemissionerna om den ersätter andra fossila bränslen och då främst olja och kol. Naturgasen har även avsevärt lägre emissioner av bland annat stoft, tungmetaller och svavel än olja och kol men även i jämförelse med andra bränslen har naturgasen lägre emissioner.
Sedan 1990 har konsumtionen av naturgas ökat med i genomsnitt 1,8 procent per år och den totala användningen av naturgas i världen uppgår till 26 500 TWh (2002). Denna användning utgör 24 procent av den totala kommersiella energianvändningen globalt. Enligt IEA:s prognoser fram till 2030 kommer efterfrågan på naturgas att fördubblas till år 2030 och naturgasens andel av den totala energianvändningen att öka till 28 procent
12
.
Även i EU:s medlemsländer svarade naturgas för 24 procent av den totala energianvändningen år 2002, vilket kan jämföras med en andel på mindre än 2 procent i Sverige. Naturgasens andel av den totala energianvändningen i olika länder varierar, från någon procent i Portugal och Irland till närmare 40 procent av den totala energianvändningen i Storbritannien
13
.
Naturgasproduktionens fördelning i världen visar en annan fördelning än för olja. Produktionen av naturgas är starkt koncentrerad till ryska federationen och USA, vilka tillsammans svarade för cirka 44 procent av den totala produktionen 2002. I Europa har Norge och Holland störst produktion av naturgas.
12
World Energy Outlook 2002, IEA.
13
BP Statistical Energy Review 2003.
Rapport 6.a SOU 2004:129
396
Figur 19. Produktion och konsumtion per region i miljarder m
3
Källa: BP Statistical Review 2003.
I Figur 20 visas en sammanställning av kända naturgasreserver i världen. De största kända samlade naturgasreserverna finns i Ryssland (15 procent) och i Mellanöstern (36 procent). Endast 2 procent av reserverna finns inom EU. Totalt beräknas de kommersiellt utvinningsbara reserverna i världen uppgå till 156 000 miljarder m
3
och beräknas, med dagens användning, räcka i drygt 60 år.
miljarder m
3
0 200 400 600 800 1 000 1 200
Eu
rop
a o
ch
Eu
ras
ien
Me
llan
ös
ter
n
No
rda
me
rika
La
tina
me
rika
Afr
ika
As
ien
oc
h O
cea
nie
n
Produktion Konsumtion
SOU 2004:129 Rapport 6.a
397
Figur 20. Kända naturgasreserver i världen 2002, miljarder kubikmeter
Källa: BP Statistical Review 2003.
7.1 Naturgas i Europa
Kartan i Figur 21 visar det europeiska naturgassystemet år 2002 samt planerade utbyggnader. Observera att kartan endast visar större överföringsledningar. De regionala och lokala näten tillkommer och de är i vissa områden mycket förgrenade.
Rapport 6.a SOU 2004:129
398
Figur 21. Naturgasnätet i Europa 2002
Källa: Eurogas.
Naturgasfyndigheternas geografiska läge tillåter inte alltid att rörsystem byggs för transporter till användare. En växande del av naturgasen distribueras därför som vätskeformig naturgas, LNG. Idag är flera LNG-terminaler under uppförande i Europa. Befintliga LNG-terminaler samt de som är under uppförande är markerade på kartan i Figur 21. LNG har främst varit aktuellt, där avstånden mellan produktion och användare varit för stort för rörtransport eller där det inte varit tekniskt möjligt att bygga rörledningar. På större marknader används LNG också för att möta korttidsvariationer och säkra säsongsmässig lastutjämning. LNG
SOU 2004:129 Rapport 6.a
399
kan också användas för introduktion av naturgas på marknader under uppbyggnad till volymer som kan motivera ledningsbyggnad.
7.2 Trender för prisutveckling i ett urval av europeiska länder
Nedan redogörs för prisutvecklingen för olika kategorier av slutkunder. Den historiska prisutvecklingen redovisas i Figur 22 för hushållskunder och i Figur 23 för industrikunder. Urvalet av länder har gjorts mot bakgrund av att Storbritannien, Nederländerna och Tyskland har en väl utbyggd infrastruktur för naturgas och har använt naturgas under lång tid. Finland har en speciell situation genom att de får leveranser enbart österifrån och på samma sätt som Sverige endast har en tillförselväg. Danmark har tagits med, eftersom naturgasleveranserna till Sverige kommer från, eller via, Danmark.
Här är det dock viktigt att påpeka att statistiken över naturgaspriser inte är helt tillförlitlig, främst på grund att det finns få aktörer på naturgasmarknaden i jämförelse med exempelvis elmarknaden, men även att priserna för slutkunderna varierar med vilken typ av tariff och avtal som slutkonsumenten har. I denna jämförelse redovisas IEA:s prisstatistik. Den är baserad på genomsnittspriser för olika slutkunder i respektive land. Genomsnittspriset för de olika slutkundskategorierna har beräknats utgående från uppgifter om kostnader per levererad enhet naturgas till hushållskunder och uppgifter om intäkter per enhet leverans till industrikunder från gasleverantörerna.
Rapport 6.a SOU 2004:129
400
Figur 22. Naturgaspriser för hushållskunder 1993
−2003, exklusive
skatt och moms, öre/kWh
Källa: Energy Prices & Taxes, 1:st Quarter 2004, IEA. Anm: Priserna för hushållskunder är ett genomsnittspris för samtliga slutkunder i övrigsektorn. Det beräknas genom uppgifter om naturgasföretagens genomsnittliga kostnader per enhet gasleverans till hushållskunder.
Som framgått innehåller den här typen av statistik flera felkällor och figurerna har tagits med främst för att spegla trenderna i de olika länderna. Att göra direkta prisjämförelser mellan länderna utifrån denna statistik är mindre lämpligt.
• Danmark: Tendensen i Danmark är att priserna har fallit under den studerade perioden. Det låga priset år 1999 kan vara en indikation på att statistiken inte är helt tillförlitlig.
• Tyskland: Har haft förhållandevis stabila priser under den period det finns statistik för.
• Nederländerna: Inflationen har varit högre än i de övriga länderna som undersökts, speciellt de tre senaste åren, vilket kan förklara trenden med stigande priser där.
• Storbritannien: Trenden är stigande priser under den studerade perioden. Inflationen har inte, som i Nederländerna, varit högre än i övriga undersökta länder.
0,0 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 30,0 35,0 40,0
1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
Danmark
Finland Nederländerna
Storbritannien Tyskland
öre/kWh
SOU 2004:129 Rapport 6.a
401
Finland: Möjligen kan man utifrån statistiken för Finland dra slutsatsen att prisnivån där är lägre än i de andra länderna, men trenden är att de har stigit och hamnat på en högre nivå än tidigare.
Figur 23. Naturgaspriser för industrikunder 1993
−2003, exklusive
skatt
Anm: Uppgifter för Danmark saknas. Källa: Energy Prices and Taxes, 4:th Quarter 2003, IEA. Priserna för industrikunder är ett genomsnittspris för samtliga slutkunder i industrisektorn. Det beräknas genom uppgifter om naturgasföretagens genomsnittliga intäkter per enhet gasleverans till industrikunder.
Naturgaspriserna till industrikunder har legat på en relativt sett stabil nivå mellan år 1993 och år 2000, vilket visas i Figur 23. Efter år 2000 har dock priserna stigit i samtliga redovisade länder.
• Danmark: Uppgifter för Danmark saknas vad avser industristatistiken.
• Tyskland: Har haft förhållandevis stabila priser under den period det finns statistik för.
• Nederländerna: Inflationen har varit högre än i de övriga länderna som undersökts, speciellt de tre senaste åren, vilket kan förklara trenden med stigande priser där.
0,0 2,0 4,0 6,0 8,0 10,0 12,0 14,0 16,0
19
93
19
94
19
95
19
96
19
97
19
98
19
99
20
00
20
01
20
02
20
03
Finland Nederländerna Storbritannien Tyskland
öre/kWh
Rapport 6.a SOU 2004:129
402
• Storbritannien: Trenden är stigande priser under den studerade perioden. Inflationen har inte, som i Nederländerna, varit högre än i övriga undersökta länder.
• Finland: Möjligen kan man utifrån statistiken för Finland dra slutsatsen att prisnivån där är lägre än i de andra länderna men att den steg kraftigt 2001 för att därefter hamna på en högre nivå än tidigare.
Vid jämförelser av priser är det viktigt att valutakursernas ändringar beaktas. Minskningen i England kan åtminstone delvis förklaras av att priserna är omräknade i svenska kronor, och kronan har stärkts mot det brittiska pundet mellan år 2001 och 2003.
8 Slutsatser
Utredningens frågeställningar spänner över ett brett område. Det finns ett behov av att frågeställningarna belyses ur flera perspektiv och djupare än vad som varit möjligt inom ramen för denna översiktliga studie. Den marknadsöppning som påbörjats inom hela EU har medfört stora omstruktureringar och förändringar under de senaste åren. Transportbolag har bildats, spothandeln utökats, gamla villkor i avtal måste omförhandlas och de olika aktörernas roller förändras.
Med utgångspunkt från en beskrivning av hur naturgasmarknaden ser ut i Sverige och vilka villkor som gäller beskrivs i rapporten de förändringar som redan har skett och vilka som kan förväntas.
Handel med naturgas har kännetecknats av stora investeringar. Det har medfört att alla aktörer har haft ett behov av långa avtal för att säkerställa en trygg avkastning på insatt kapital. Avtalstider på 20 år har varit vanliga och även upp till 30 år har förekommit. De större kunderna och distributörerna har, på en monopolmarknad, varit beredda att ta på sig volymrisker genom så kallade ”take or pay”-avtal. Säljaren av gas har tagit prisrisken genom att erbjuda prisföljning mot främst olja men även kol. Prissättningsprincipen har ifrågasatts, speciellt under perioder med höga oljepriser. Kunden har dock garanterats att naturgasen alltid är konkurrenskraftig mot olja.
SOU 2004:129 Rapport 6.a
403
På marknader med utbyggd infrastruktur med flera tillförselvägar går utvecklingen mot ett eget pris på gasen och den direkta prisföljningen mot olja i avtalen minskar. Det finns idag sju mer eller mindre utvecklade marknadsplatser för naturgas i Europa, så kallade ”hubs”. Storbritannien betraktas som den mest utvecklade öppna marknaden idag, men även i Belgien sker en liknande utveckling. Genom The Interconnector, ledningen som förbinder England och Belgien, kopplas marknaderna fysiskt till varandra och priserna på dessa marknader har en tydlig koppling. Under en period då The Interconnector var tagen ur drift gick spotpriserna i England och på europeiska kontinenten isär. När ledningen åter togs i drift återgick priserna till samma nivå. På en gemensam marknadsplats kan naturgas från olika leverantörer konkurrera med varandra och handeln styras av utbud och efterfrågan.
Även om dessa marknadsplatser utvecklas, tror flera bedömare att de stora bilaterala avtalen kommer att ha ett inslag av följning mot oljeprisets utveckling, under överskådlig tid. För slutkunderna innebär marknadsöppningen att en mindre del av priset blir rörligt och sannolikt kommer den del av priset som relateras till oljeprisutvecklingen att minska. På sikt bedöms utvecklingen att gå mot en mer enhetlig prisnivå för hela Europa. Den svenska och delvis även den danska marknaden ligger lite vid sidan om de etablerade marknadsplatserna och påverkas ännu inte speciellt mycket av prisutvecklingen på dessa. Nya förbindelser mellan Danmark och kontinenten planeras och kommer dessa till stånd påverkar de utvecklingen av gemensamma marknadsplatser.
Med den vertikala integration som varit rådande, där stora aktörer har haft flera roller i försörjningskedjan, har inte handeln med naturgas utvecklats på ett marknadsanpassat sätt. Marknadsöppningen har redan resulterat i nya produkter och prissättningsmodeller. Olika aktörer på marknaden bedömer att konkurrensutsättningen av handeln med naturgas kommer att leda till allt mer kundanpassade erbjudanden. Ett exempel på anpassning är danska DONG:s avtal med Göteborg Energi, där en följning mot elprisutvecklingen sker för den gas som används för elproduktion, medan gasen som används för värmeproduktion prissätts på ett mer traditionellt sätt. Flera distributörer och större kunder har en stark tro på att handeln kommer att fungera bättre än tidigare och oroar sig mera för utvecklingen vad anser transporttariffernas utformning.
Rapport 6.a SOU 2004:129
404
Genom tidigare ingångna avtal kan till exempel en distributör ha åtagit sig att ta emot en minsta volym naturgas från sin leverantör genom ett ”take or pay”-avtal. När avtalet tecknades var inte distributören konkurrensutsatt, vilket medförde att ingen annan leverantör kunde konkurrera på slutmarknaden. I och med öppningen av marknaden uppstod konkurrens på slutmarknaden och i några fall har distributören passerats i försäljningskedjan genom att leverantören sålt gas direkt till slutmarknaden. I och med ”take or pay”-avtalet har distributören förbundit sig att ta emot gas som han inte längre har full avsättning för. Så länge tidigare ingångna avtal löper kommer beskriven situation att kvarstå. Det kan tyckas naturligt att detta skall regleras mellan aktörerna så att den som mister sin kund kompenseras genom en sänkning av ”take or pay”volymen. Hur åtagandena skall reduceras beror dock på hur avtalet i övrigt är utformat, vilket gör att den uppkomna situationen måste lösas från fall till fall. Efter att ha intervjuat ett flertal kunder, distributörer och leverantörer är vår uppfattning att marknaden kan hantera de problem som eventuellt uppstår. Några aktörer kommer sannolikt att drabbas ekonomiskt. Eftersom i stort sett samtliga äldre avtal i Sverige löper ut 2005–2006, kommer den ekonomiska skadan för den som får naturgas över, främst distributörer, att vara begränsad. Uppskattningsvis har våra undersökningar av konsekvenserna omfattat 90
−95 procent av marknaden och ingen av aktörerna uppger att ”take or pay”-åtaganden kommer att vålla dem problem. Samtliga distributörer har alternativ användning för naturgasen i egna anläggningar. När nya avtal skall tecknas är parterna medvetna om den nya marknadssituationen och avtalen utformas med hänsyn till den.
Under ett uppbyggnadsskede har det inte varit nödvändigt att allokera kostnaderna för transporterna till varje kundkategori. Naturgasleverantören har kunnat ansluta nya kunder efterhand om de på marginalen givit ett positivt tillskott. Vid den marknadsöppning som nu sker separeras handel och transport och kunden får dels priset på den energi som köps, dels transportkostnaderna. Den som distribuerar naturgasen till slutkund skall enligt direktivet redovisa en distributionskostnad som inkluderar kostnader i överliggande nät. Denna utformning gör att nätavgifterna inte fullt ut upplevs som transparenta. Distributörerna som svarar för transporten framhåller att systemet med att de bokar kapacitet i överliggande nät innebär att sammanlagringsvinsterna hamnar i transportbolaget som övervakas av myndighet. Denna konstruktion
SOU 2004:129 Rapport 6.a
405
innebär att dessa vinster kan bidra till sänkta transportkostnader alternativt investeras i näten.
Tarifferna för det svenska stamnätet har en hög kapacitetsandel, vilket innebär att den effekt som kunden behöver vid höglast får stor påverkan på transportpriset, även om denna kapacitet (effekt) behövs under mycket kort tid. Transportkostnaden för en kund som utnyttjar maximal kapacitet under en kort tid av året får nästan lika stora transportkostnader som den som tar ut samma effekt under hela året. I Danmark, som tidigare hade liknande tariffer, har detta problem observerats och tarifferna har omarbetats. Det betyder att den kund som utnyttjar hög kapacitet under månader då det normalt finns gott om kapacitet betalar en lägre avgift för kapacitetsutnyttjandet än den som behöver kapacitet under tider med hög belastning i systemet.
Relationen mellan fasta och rörliga avgifter för transporten beror på vilket mönster kunden har i sitt uttag. I Sverige kan, med nuvarande utformning av tarifferna, den fasta delen i vissa fall utgöra 85
−90 procent av den totala transportavgiften. I Danmark bedöms kapacitetsdelen idag vara cirka 75 procent med den nya tariffutformningen med månadstariffer.
Vid en övergång från strikt marknadsprissättning mot kundens alternativ till generella transportavgifter för alla kunder ställs höga krav på utformningen av tarifferna. Med för hög kapacitetsavgift kan initialkostnaderna bli så höga att kunder med kortvarigt behov av hög kapacitet väljer att avstå från naturgas. Till detta kommer att de större naturgaskunderna i Sverige hävdar att de via höga naturgaspriser tidigare under avtalsperioder har bidragit till att täcka kapitalkostnaderna och ställer krav på att detta beaktas i transporttarifferna. Med nuvarande tariffnivåer anser de att detta förhållande inte har beaktats.
I den tidigare importkedjan hade den svenska importören avtal och transporträtter som innebar vissa konkurrensbegränsningar. Dessa begränsningar har delvis kvarstått i inledningen av marknadsöppningen. För att på något sätt kunna bedöma konsekvenserna av konkurrensbegränsningen måste man ha tillgång till leveransavtalen. Dessa är emellertid inte officiella och har heller inte varit tillgängliga inofficiellt för denna utredning. I och med den omfördelning av roller som nu sker är aktörernas inställning att tidigare hinder för full konkurrens elimineras. I och med att Nova Naturgas säljer sin handel till DONG blir Nova Naturgas enbart ett transportbolag. Redan i denna situation blir deras respektive roller
Rapport 6.a SOU 2004:129
406
tydligare, då de inte kommer att transportera egen gas. En till synes naturlig utveckling är att hela högtrycksystemet får en och samma systemoperatör och det första ledet i transportkedjan får helt transparenta och jämförbara tariffer.
När den möjliga transportkapaciteten i det svenska nätet skall fastställas måste hänsyn tas till flera faktorer. I tidigare utredningar har angivits att kapaciteten uppgår till 22 TWh per år utan att systemet kompletteras med kompressorer och att kapaciteten kan höjas till 30 TWh per år genom att kompressorer används. Idag finns inga kompressorer i det svenska systemet. Enligt danska uppgifter finns tillräcklig kapacitet för en utökad marknad i Sverige, och Danmark utgör i det avseendet ingen fysisk begränsning.
Avgörande för hur mycket energi det svenska nätet kan transportera är vilken lastfaktor marknaden har och till vilken plats i landet gasen skall transporteras. Med stor förbrukning i södra Sverige, som medför att stora gasvolymer tappas ur systemet, kan större volymer tas emot än om avtappningen sker längre norrut. Sannolikt är ovan angivna bedömningar av kapaciteten baserade på hög marknadslastfaktor och att naturgasen förbrukas utefter stamledningen mellan Malmö och Göteborg. Bedömningar av möjlig mottagningskapacitet i det svenska systemet, för de marknader som för närvarande bedöms som mest troliga, ger en något annan bild. Förutsatt att kraftvärmen i Göteborg behöver de gasvolymer som planerats, att marknaden norr om Göteborg växer enligt planerna, att en gaskombianläggning byggs även i Malmö samt att Sydkraft Gas utbyggnadsplaner upp till Jönköping realiseras, bedöms den årliga mottagningskapaciteten kunna uppgå till 17
−18 TWh per år. Skall ledningssystemet klara större volymer, behöver det kompletteras med kompressorer eller dubbleras på vissa sträckor. Ett alternativ för att importera större volymer söderifrån är att den planerade ledningen från Tyskland till Skåne byggs.
SOU 2004:129 Rapport 6.a
407
9 Referenser
AKF, Gasmarkedet i Danmark – fra monopol til konkurrence
Arthur D Little, New opportunities for Europe’s TSOs
BP, Statistical Review 2003
El- och gasmarknadsutredningen, El- och naturgasmarknaderna –
europeisk harmonisering (SOU 2003:115)
EPRM, 2002, European gas hub trading: developments and risks
Europaparlamentets och rådets direktiv 98/30/EG, gemensamma
regler för den inre marknaden för naturgas
EU-direktiv 2003/55/EG, gemensamma regler för den inre mark-
naden för naturgas och om upphävande av direktiv 98/30/EG
Gastra A/S, DK, Jan Ingwersen, A marketplace for gas in Denmark
IEA, Energy prices and taxes, 4th quarter 2003
Näringsdepartementet, SOU 1999;115, Handel med gas i konkurrens
Ofgem factsheet 37, 05.12.03, Securing Britain’s gas supply
PriceWaterhouseCoopers, Systembalansansvar på svensk naturgas-
marknad
SCB, Svenska naturgaspriser 2003
SOU 1999:115 Handel med naturgas i konkurrens
Statskontoret, Effektivare tillsyn över energimarknaderna
Statens energimyndighet, Översyn av naturgaslagen
Statens energimyndighet, Utvecklingen på naturgasmarknaden
Statens energimyndighet, Tariffstruktur för transmission av naturgas
Statens energimyndighet, Energiläget 2003
Svenska gasföreningen, Energigaser 2003
Swedish Industrial Gas Consortium, Inlaga till El-Gasmarknads-
utredningen 2004-03-31
Rapport 6.a SOU 2004:129
408
www.eurogas.org www.sydkraft.se www.novanaturgas.com www.goteborgenergi.se/ www.ofgem.gov.uk/ofgem/index.jsp med flera hemsidor
Årsredovisningar från Nova Naturgas, Sydkraft, Göteborgs Energi, Varbergs Energi, Ängelholms Energi, Öresundskraft och Lunds Energi år 2003.
Intervjuer med:
• Svensk Naturgas, Fortum
• Nova Naturgas
• DONG
• Sydkraft Gas
• Göteborg Energi
• Öresundskraft
• StoraEnso
• SIGC (Swedish Industrial Gas Consortium)
• Gastra
• Ängelholms Energi
• Varberg Energi
• samt en rad mer översiktliga kontakter med andra aktörer
Rapport 6.b
Naturgasmarknad i förändring
Komplettering
Av ÅF-Energi & Miljö AB
Stockholm 2004-07-05
SOU 2004:129 Rapport 6.b
411
Innehåll
1 Förord.............................................................. 413
2 Bakgrund ......................................................... 413
3 Prissättning och prisutveckling ........................... 413
3.1 Prissättning av naturgas ......................................................... 413 3.1.1 I grossistled mellan leverantörer och underleverantörer ....................................................... 413 3.1.2 I slutkundsledet .......................................................... 414
3.2 Bild av marknadens funktion ................................................ 414 3.2.1 Utgångspunkt för naturgasavtalen ............................ 414 3.2.2 En utbyggd infrastruktur av stor betydelse för marknadens funktion.................................................. 415
3.3 Importpriset ........................................................................... 416
3.4 Faktorer som påverkar naturgaspriset .................................. 416 3.4.1 Alternativkostnadsprissättning.................................. 417 3.4.2 Oljepris och dollarkurs............................................... 418 3.4.3 Energiskatter............................................................... 419 3.4.4 Kapitalkostnader......................................................... 420 3.4.5 Marknadens sammansättning och förbrukningsprofil påverkar priset för transport och lastutjämning........................................................ 420 3.4.6 Omkringliggande marknader..................................... 422 3.4.7 Konkurrenssituation mellan aktörerna ..................... 422
3.5 Prisutveckling sedan marknadsöppningen år 2000 .............. 424
3.6 Sammanfattning av prissättning ............................................ 424 3.6.1 Värdering av prispåverkande faktorer ....................... 424 3.6.2 Vilken utveckling kan förväntas ................................ 425
Rapport 6.b SOU 2004:129
412
4 Alternativ till mottagningsplikt, Take or Pay (ToP) .426
4.1 Villkor i olika led ....................................................................426 4.1.1 Grossistledet, Producent –Importör- Underleverantör..........................................................426 4.1.2 Vad innebär mottagningsplikt, ToP...........................427 4.1.3 Varför finns mottagningsplikt, ToP ..........................428
4.2 Alternativ till ToP utvecklas av marknadsaktörerna ............429 4.2.1 Alternativ 1: Nya avtalskonstruktioner leder till andra villkor.................................................................429 4.2.2 Alternativ 2: Fungerande andrahandsmarknader utvecklas ......................................................................429 4.2.3 Alternativ 3: Fungerande marknadsplatser utvecklas på sikt ..........................................................430
4.3 Sammanfattning av mottagningsförpliktelser.......................430
SOU 2004:129 Rapport 6.b
413
1 Förord
De uppgifter som redovisas i denna komplettering av tidigare rapport baserar sig bland annat på muntliga uppgifter från aktörer på den svenska marknaden. Rapportförfattarna har av naturliga skäl inte haft tillgång till avtal eftersom de normalt inte är offentliga på grund av sekretessklausuler. Beskrivningen av olika prisparametrar och övriga villkor i avtalen kan därför inte sägas gälla generellt i alla avtal. Däremot bör de ge en bild av de vanligaste villkoren i avtalen på den svenska marknaden.
2 Bakgrund
Följande analys är en komplettering till tidigare av ÅF genomförd studie, ”Naturgasmarknad i förändring” 2004-07-05.
Kompletteringen innebär en fördjupad analys:
• av de faktorer som påverkar prisutvecklingen på naturgasmarknaden, samt
• en analys av möjliga alternativ till mottagningsplikt, så kallad
”take or pay”.
Projektet har inneburit ytterligare utveckling av delar av ovan nämnda studie. Kompletterande intervjuer med ett urval av aktörer på naturgasmarknaden har genomförts. Intervjuerna har kompletterats med fördjupade analyser av litteratur och tidigare insamlat underlag.
Uppdraget har genomförts av civilingenjörerna Hans Åkesson och Karin Byman.
3 Prissättning och prisutveckling
3.1 Prissättning av naturgas
3.1.1 I grossistled mellan leverantörer och underleverantörer
Priset på naturgas i grossistled samt mot stora slutkunder utgörs normalt av ett baspris och detta baspris indexeras under avtalens löptid. Normalt finns det även en omförhandlingsklausul i avtalen.
Rapport 6.b SOU 2004:129
414
1. Initialt fastställs ett baspris när avtal tecknas. Baspriset har historiskt satts med referens till kundens alternativkostnad. Alternativet har varit användning av olja och kol i olika anläggningar. När baspriset fastställs vid förhandlingar, behandlas alla de konkurrensfaktorer som parterna önskar åberopa.
2. Under avtalets löptid sker en indexering, prisföljning. Historiskt har indexeringen av naturgaspriset skett med referens till olja. En vanlig konstruktion har varit att cirka 90 procent av priset har indexerats mot oljeprisutvecklingen och 10 procent mot ett index som speglat kapitalkostnaden för alternativet. En utveckling som innebär indexering mot andra prisutvecklingar har inletts.
3. Normalt finns även en omförhandlingsklausul avtalad, som ger parterna rätt att begära en omförhandling om någondera parten starkt missgynnas under avtalstiden.
3.1.2 I slutkundsledet
I slutkundsledet har trenden varit att avtal med avtalstider på 3
−5 år förnyas genom att avtalen förlängs med 1 år. En annan tendens är att nya prissättningsformer utvecklas. För hushållskunder och andra småförbrukare tillämpas tariffer.
3.2 Bild av marknadens funktion
3.2.1 Utgångspunkt för naturgasavtalen
Den svenska marknaden har kännetecknats av få aktörer med givna roller i handelskedjan. Först när det så kallade naturgasdirektivet införlivades i svensk lagstiftning i augusti 2000 öppnades marknaden för konkurrens och i ett första steg för kategorin storförbrukare. Den svenska marknaden är liten och leverantörsbytena har varit få under perioden efter marknadsöppningen. En huvudorsak till detta är att sedan tidigare gällande avtal ännu inte löpt ut. Först under det senaste året har avtal med förändringar vad avser villkor tecknats.
De avtal som tecknades för mer än 20 år sedan har förlängts utan några större förändringar med undantag för att avtalstiderna blivit
SOU 2004:129 Rapport 6.b
415
kortare. Det har skett utifrån följande utgångspunkter på en reglerad marknad:
1. en enda importör/leverantör av gas,
2. endast en tillförselväg,
3. endast en aktör i respektive region av landet,
4. god tillgång på naturgas från Danmark, fördelaktiga priser,
5. alternativprissättning till alla stora kunder,
6. nya kunder, längre bort i näten, ger täckningsbidrag och
marginalintäkt och har anslutits även om de inte är med och bär sin del av distributionskostnaden i stam- och grenledningar
7. pris för transport av gas och energi i samma leverans.
Nu tecknas nya avtal, med nya eller befintliga kunder. Situationen har förändrats bland annat på följande punkter:
1. marknadsöppning påbörjad,
2. försäljning i konkurrens utan regional indelning,
3. separata priser på energi och transport gör att kunderna får en
annan kostnadsbild beroende på kapacitetsutnyttjande och placering i nätet,
4. konkurrens från DONG på den svenska marknaden.
Infrastrukturen är begränsat utbyggd, flera aktörer undersöker förutsättningar för utbyggnad. Det är fortfarande bara en tillförselväg och få aktörer på den svenska marknaden.
3.2.2 En utbyggd infrastruktur av stor betydelse för marknadens funktion
En förutsättning för att få en väl utvecklad konkurrenssituation är att den svenska infrastrukturen byggs ut. Ända sedan introduktionen i Sydsverige har nackdelarna med bara en tillförselväg och stora dominerande aktörer påtalats från användarna av naturgas. Med en mer utbyggd infrastruktur skulle dessa nackdelar kunna minskas eller helt elimineras.
En utbyggnad har helt nyligen genomförts norr om Göteborg och nätet har även byggts ut norr om Hyltebruk. Sydkraft har långt gångna planer om att försöka bygga ut systemet i Mellansverige via Norrköping mot Oxelösund och Örebro. Svensk Naturgas/Fortum har under de senaste åren utrett/förprojekterat
Rapport 6.b SOU 2004:129
416
en utbyggnad i Mellansverige och Bergslagen. Målet är framför allt att introducera naturgas i Stockholm och nå den tunga industrin i Bergslagen. En målsättning från aktörerna har, ända sedan naturgasen introducerades i Syd- och Västsverige, varit att skapa flera tillförselvägar till landet. I flera omgångar har såväl tillförsel från Norge som Finland/Ryssland undersökts. Förutom att sådana utbyggnader skulle förändra konkurrenssituationen skulle de även medföra en förbättring av försörjningstryggheten för landet.
Flera aktörer undersöker för närvarande om fartygstransporter av LNG är ett konkurrenskraftigt alternativ till rörbunden naturgas. En sådan lösning kan innebära fartygstransporter till svenska hamnar och därefter vidare transport in i landet i ledningssystem.
3.3 Importpriset
När en svensk användare eller distributör köper naturgas inkluderar priset på naturgasen transport till landet samt lastutjämning. Kunden köper en produkt som uppfyller de krav på flexibilitet som erfordras för aktuell anläggning. Behöver kunden leveranser med stor variation över året, blir lastutjämningskostnaden hög och även transportkostnaden till Sverige till följd av att transporttarifferna i regel har en hög kapacitetsandel. För en stor industrikund med lång utnyttjningstid, som exempelvis köper naturgasen för 15
−17 öre/kWh, kan i storleksordningen 1 öre per kWh hänföras till lastutjämning och 1 öre till transport i Danmark. Dessa kostnader utgör tillsammans 12
−13 procent av det totala priset. För en kund med en större temperaturberoende användning och kortare utnyttjningstid kan kostnaderna för transport och lastutjämning utgöra en större andel och uppgå till i storleksordningen 5
−7 öre/kWh, vilket motsvarar 30−35 procent av det totala priset.
3.4 Faktorer som påverkar naturgaspriset
De prispåverkande faktorerna har olika styrka i de olika leden av handelskedjan. Sett till nuvarande struktur i Sverige kan följande led identifieras i handelskedjan:
SOU 2004:129 Rapport 6.b
417
Producenter Importörer Distributörer
1
Slutkunder
Främst producenter i danska delen av Nordsjön
Nova Naturgas DONG
Nova Naturgas Sydkraft Göteborg Energi Öresundskraft, m.fl.
Industrier Energibolag Hushåll m.fl.
1
Med distributör avses här en aktör som i regel är underleverantör och säljer naturgasen vidare till
slutkund. Skall inte förväxlas med den som transporterar naturgasen till slutkunden.
Ett flertal faktorer påverkar prisutvecklingen för naturgas, vilka främst är:
• totala kostnaden för kundens alternativ
• oljepris och dollarkurs
• energiskatter
• kapitalkostnader
• marknadens sammansättning och förbrukningsprofil
• transporter
• omkringliggande marknader
• konkurrenssituation mellan aktörerna
Nedan redogörs för de olika prispåverkande faktorerna på marknaden.
3.4.1 Alternativkostnadsprissättning
Naturgaspriset har traditionellt baserats på slutkundens alternativkostnad. Denna prissättningsprincip innebär att kunderna betalar med utgångspunkt från sin betalförmåga relaterat till den totala kostnaden för alternativet. Samma princip ligger även till grund för prissättningen mot kunder med lägre förbrukning, även om tariffer tillämpas mot sådana kundgrupper. Vid tillämpning av alternativkostnadsprissättning eftersträvar leverantören att få tillgodoräkna sig naturgasens mervärden relativt alternativet. Mervärdet kan bestå av minskat underhåll, bättre verkningsgrad, bättre arbetsmiljö och lägre påverkan på yttre miljön.
Med denna prissättningsprincip tillämpas så kallad net-backprissättning i hela kedjan från kund till plattform. I första ledet mot kund är det kundens alternativ som ger betalbarheten. I nästa led drar leverantören till slutkunden bort sina kostnader för att förse
Rapport 6.b SOU 2004:129
418
kunden med naturgas, varvid det pris som leverantören är beredd att betala till sin leverantör kan fastställas. Denna princip tillämpas sedan i hela kedjan bakåt till producenten. Fortfarande är ett stort antal av de befintliga avtalen på den svenska marknaden baserade på denna princip för prissättning.
Indirekt kommer de som skall avsätta gas på marknaden att behöva tillämpa modellen även på en öppen naturgasmarknad. Även om transport och energileveransen separeras och kunden betalar transporten enligt fasta tariffer, måste naturgassäljaren se till att naturgasen är konkurrenskraftig mot kundens alternativ. Påvisar kunden höga transportkostnader för sin leverans, måste säljaren anpassa naturgaspriset för att inte mista kunden.
3.4.2 Oljepris och dollarkurs
Baspris
Historiskt har naturgasen till mycket stor del ersatt olja och kol och prissatts mot kundens alternativ som varit fortsatt användning av olja och kol. För att naturgasen skall vara konkurrenskraftig måste den ha ett pris som kan konkurrera med de alternativ som erbjuds på marknaden. En allmän uppfattning är att även om den direkta prissättningen mot användarens alternativ inte är så stark som när naturgasen introducerades, kommer den att ha betydelse för prissättningen under överskådlig tid. I importörs-/underleverantörsledet är oljepriset avgörande när naturgasen prissätts i samband med att ett nytt avtal tecknas.
Indexering
−
Prisföljning
Oljepriset och dollarkursens utveckling är de faktorer som har störst påverkan på naturgasprisets utveckling. Under avtalets löptid är huvudparten av alla avtal konstruerade så att prisutvecklingen på naturgasen följer oljeprisets utveckling. Till följd av att olja handlas i US-dollar blir prisutvecklingen för naturgasen direkt kopplad till dollarkursens utveckling. I de traditionella avtalen sker prisföljningen till 90
−95 procent mot olja.
I priset till Sverige exkluderas skatt i prisföljningen. När naturgasen säljs vidare till slutkunder i Sverige tillgodoräknar sig leve-
SOU 2004:129 Rapport 6.b
419
rantören den skattefördel som naturgasen har i jämförelse mot den olja som utgör alternativet.
3.4.3 Energiskatter
Baspris
Naturgasen har en skattefördel gentemot olja och skattedifferensen mellan olja och naturgas ökar betalförmågan för naturgas till leverantören. Mot tillverkande industri, växthusnäringen och för kraftvärmeproduktion får skattedifferensen förhållandevis liten betydelse, eftersom ingen energiskatt betalas i den sektorn och koldioxidskatten endast är 21 procent av den generella nivån. Den totala energibeskattningen
1
på olja är cirka 5,5 öre/kWh och för
naturgas
2
cirka 3,8 öre/kWh. Skattefördelen för naturgas uppgår
således till cirka 1,7 öre/kWh. För övriga användare, som inte har reducerade skatter, blir den totala energibeskattningen för olja (Eo 1) cirka 33 öre/kWh och för naturgas cirka 20,2 öre/kWh. Skattefördelen för naturgas uppgår för denna kategori till cirka 12,8 öre/kWh.
Indexering - prisföljning
På den svenska marknaden tillkommer prisjusteringar till följd av ändrad skattedifferens mellan olja och naturgas. Indexering sker mot oljeprisförändringar inklusive skatter. Naturgasleverantören tillgodoräknar sig skattefördelen. En skattehöjning, som leder till ett högre oljepris i konsumentledet, innebär att naturgaspriset mot slutkunden stiger till följd av att priset på naturgas indexeras mot olja inklusive skatteförändringar.
1
Energiskatt + koldioxidskatt, för Eo 1.
2
Värmevärde 11,1 kWh/nm3.
Rapport 6.b SOU 2004:129
420
3.4.4 Kapitalkostnader
Baspris
Med alternativkostnadsprissättning påverkar skillnaden i kapitalkostnad mellan naturgas och alternativet prissättningen. Naturgasen skall vara konkurrenskraftig mot totala kostnaden för alternativet.
Indexering – prisföljning
Investeringen i kundanläggningen blir ofta lägre för naturgas än för alternativet. För att spegla alternativets kapitalkostnad i förhållande till naturgasalternativets kapitalkostnad indexeras en del av naturgaspriset mot ett kostnadsutvecklingsindex. En högre kapitalkostnad för alternativet medför att kunden kan betala mera för naturgasleveransen utan att totalkostnaden blir högre. I Sverige används till exempel konsumentprisindex (KPI) eller nettoprisindex (NPI). I storleksordningen 5
−10 procent av naturgaspriset indexeras normalt mot utvecklingen för denna typ av index. Resterande del 90
−95 procent av naturgaspriset följer oljeprisets utveckling.
3.4.5 Marknadens sammansättning och förbrukningsprofil påverkar priset för transport och lastutjämning
Priset till slutkund påverkas även av marknadens utbredning och sammansättning. Byggs naturgasnätet ut i ett tätbefolkat område med hög energitäthet, stor naturgasanvändning, blir distributionskostnaderna lägre per transporterad energienhet än i områden med lägre energitäthet. Ytterligare en faktor av betydelse för prisutvecklingen är variationerna i energibehovet över året. Klimatet i Sverige medför att en betydande del av användningen är temperaturberoende. Det gäller dels den naturgas som används för uppvärmningsändamål, dels också den ökande användningen av naturgas för kraftvärme. Kapacitetsbehovet varierar över året, vilket medför att kapacitetsutnyttjandet blir lägre än på en marknad med små variationer i energibehov.
SOU 2004:129 Rapport 6.b
421
Studeras prisstatistik
3
från olika länder är det främst de höga
transportkostnaderna i Sverige som leder till högre priser till slutkunder. Jämfört med flertalet av länderna i Europa är de svenska transportpriserna ofta dubbelt så höga. Jämförelse med de tätbefolkade länderna i Europa som har en utbyggd infrastruktur indikerar att transportkostnaderna i dessa länder är mindre än en fjärdedel av de svenska. Det är enbart Irland som har transportpriser i nivå med de svenska. Det finns förklaringar till skillnaderna som att avstånden är långa, energitätheten lägre och att kapacitetsutnyttjandet är lågt i det svenska naturgassystemet vilket leder till höga specifika kostnader per transporterad energienhet. Naturgasbolagen är medvetna om att tarifferna behöver utvecklas och anpassas till marknadens förutsättningar. Här ligger en jämförelse med eltariffer nära till hands, och det pågår fortlöpande en diskussion om skäligheten i dessa.
Höga kostnader leder generellt till sämre konkurrenskraft, men speciellt måste de höga kostnadsandelarna för utnyttjad kapacitet observeras. Den konstruktionen leder till tröskeleffekter som medför att kunder som tar ut höga effekter under kort tid får speciellt höga kostnader, vilket leder till att de överväger andra alternativ. Naturgas lämpar sig normalt inte för topplast under korta perioder, vilket medför att viss användning faller bort när transportkostnaderna tydliggörs.
Den oklara rollfördelningen mellan handel och transport har också bidragit till att tarifferna har den utformning de har. I dag finns en blandning av avtal på marknaden, dels avtal ingångna innan marknaden öppnades, dels nya avtal där priset för transport och priset för naturgasen (energin) har separerats. När de gamla avtalen upphör och ersätts av nya anpassade för en öppen marknad förbättras förutsättningarna för att tarifferna skall bli fullt transparenta. Därmed ökar övervakningsmyndighetens förutsättningar att övervaka att priserna för transport är skäliga och är desamma för alla aktörer, i samtliga led.
Stora förbrukningsvariationer ger även ett högre importpris till följd av att lastutjämningskostnader är en faktor som påverkar importpriset.
3
Third Benchmarking report on the implementation of the internal electricity and gas
market, DG Tren, draft working paper.
Rapport 6.b SOU 2004:129
422
3.4.6 Omkringliggande marknader
Utbud och efterfrågan på de marknader som ligger nära Sverige har också betydelse för den generella prisnivån och prisutvecklingen. En förutsättning för prispåverkan mellan olika marknader är att det finns en utbyggd infrastruktur som möjliggör utbyte av varor mellan marknaderna. För Sveriges del är det främst Danmark som är den alternativa marknaden för den naturgas som avsätts i Sverige, men till viss del även Tyskland genom den förbindelse som finns via Danmark. En ny ledning från danska naturgasfälten till Holland som är under byggnad ökar möjligheten för producenterna i danska delen av Nordsjön att avsätta naturgas på andra marknader. Kommer dessutom en direktförbindelse mellan Sverige och Tyskland till stånd leder detta sannolikt till en ökad prispåverkan mellan Sverige och den europeiska kontinenten.
3.4.7 Konkurrenssituation mellan aktörerna
Att det endast finns en tillförselväg till Sverige och aktörerna är få begränsar konkurrensen. Fullföljs DONG:s köp av Nova Naturgas handelsverksamhet, ökar deras roll på marknaden samtidigt som transport- och handelsverksamheten får en tydligare uppdelning. DONG kommer på kort sikt att få en dominerande ställning genom att i princip ha alla leveranser av naturgas till Sverige. De har sedan tidigare avtal mot slutkunder i Sverige och får i och med köpet flera slutkunder och även kunder i form av distributörer/underleverantörer. De vet villkoren i ett antal avtal med slutkunder samtidigt som de blir leverantörer till distributörer som skall avsätta naturgas i konkurrens på den svenska marknaden. Ur konkurrenshänseende skulle det ha varit en fördel om ytterligare aktörer kommit in på marknaden i samband med denna förändring. I nedanstående tabell illustreras hur DONG:s inflytande på den svenska marknaden ökar, skuggade rutor i tabellen, om köpet av Nova Naturgas slutförs.
SOU 2004:129 Rapport 6.b
423
Import DONG ca 30 MNm
DONG (tidigare Nova Naturgas)
ca 900 MNm
3
Handel Göteborg
Energi
DONG (tidigare Nova
Naturgas)
Varberg
Energi
Lunds Energi
Ängelholms
Energi
Öresunds-
kraft
Sydkraft
Gas
4
171 MNm
3
99 MNm
3
8 MNm
3
69 MNm
3
22 MNm
3
91 MNm
3
464MNm
3
18 % 11 %
1 % 7 % 2 % 10 % 50 %
Illustration av förändringen om DONG:s planerade köp av Nova Naturgas genomförs. Import och handel i miljoner normalkubikmeter naturgas (MNm
3
), omsatta volymer i Sverige år 2003.
DONG har som framgått redan slutkunder i Sverige och kan även komma att sälja naturgas på hela slutkundsmarknaden i Sverige.
Även på en marknad, där inte förutsättningarna för en väl utvecklad konkurrens är uppfylld, kan slutkunderna dra nytta av att flera aktörer erbjuder leveranser. Ett exempel på det är Göteborg Energis köp av naturgas för kraftvärmeproduktion. Fler än en leverantör erbjöd leveranser med varierande villkor och kunden kunde välja mellan erbjudanden om naturgasleveranser. Det anbud som antogs innehöll villkor som kan vara banbrytande. Den valda leverantören DONG kunde erbjuda en naturgasleverans där naturgaspriset, på den naturgas som används för elproduktion, indexeras mot spotpriset på el på Nord Pool. Den naturgas som används för den samtidiga värmeproduktionen prisätts på ett traditionellt sätt med prisföljning mot olja.
Huvudmarknaden för dansk naturgas har varit Danmark och Sverige. Utbudet av dansk naturgas har varit större än efterfrågan, och det har inte funnits någon stor alternativ marknad att avsätta naturgasen på. Detta har varit en fördel för den svenska marknaden genom att priset har anpassats till betalförmågan på den svenska marknaden. I en situation med ökad efterfrågan och en utbyggd infrastruktur är det naturligt att naturgasen avsätts på den marknad som betalar bäst. En sådan utveckling leder till en prisutjämning i importledet i Europa.
I dag råder en situation där olika aktörer söker sina roller på en helt öppen marknad. En leverantör som köper naturgas direkt från en producent och har större insyn i villkoren bakåt i handelskedjan
4
Sydkraft köpte under 2003 naturgas från Nova Naturgas, som levererade vidare till Lunds
Energi, Ängelholms Energi och till Öresundskraft, men Sydkraft Gas hade ingen egen import.
Rapport 6.b SOU 2004:129
424
kan sannolikt erbjuda naturgas till bättre villkor än en underleverantör, i rådande situation.
3.5 Prisutveckling sedan marknadsöppningen år 2000
I de prisutvecklingar, som vi har presenterat i vår huvudrapport, är vår bedömning att oljeprisförändringar, inklusive dollarkursens utveckling, är den helt dominerande orsaken till de prisförändringar som har skett i Sverige sedan marknadsöppningen.
Vår tolkning av statistiken är att synliggörandet av transportkostnaderna genom publicerade tariffer inte generellt har medfört stigande totala priser. Transportkostnaderna har enligt vår bedömning inte ökat om man ser till hela kundsegment. Däremot har vissa enskilda kunder fått högre priser till följd av att transportkostnaderna allokeras till varje kund. Med alternativkostnadsprissättning har kundens alternativ tidigare givit kundens betalförmåga inklusive transporter. Några kunder har indirekt burit en högre andel av transporterna och tillkommande kunder har anslutits på marginalen. I och med marknadsöppningen separeras priset för transport och energi. Det leder till att transportkostnaderna fördelas på ett mer likformigt sätt än tidigare.
3.6 Sammanfattning av prissättning
3.6.1 Värdering av prispåverkande faktorer
När ett gasavtal tecknas sker en förhandling där priset fastställs med beaktande av konkurrenssituationen på marknaden. Samtliga faktorer som parterna vill åberopa avhandlas. Under avtalstiden indexeras priset.
I tabellen nedan sammanfattas våra bedömning av olika faktorers påverkan på naturgaspriset och dess utveckling.
SOU 2004:129 Rapport 6.b
425
Prispåverkande faktorer Påverkan på baspris Prisföljning/indexering
Oljepris och dollarkurs Stor, i traditionella avtal. 90
−95 procent i traditionella avtal.
Energiskatter Stor i Sverige. Ingen direkt påverkan på importpriset.
Mot olja inklusive skatt i Sverige. Mot olja exklusive skatt mot importör.
Skillnad i kapitalkostnad mot alternativet(KPI, NPI)
Stor. 5
−10 procent i traditionella avtal.
Elpris
Ej känt Prisföljning mot el i nya avtal.
Marknadens sammansättning och förbrukningsprofil.
Stor, pris till landet inkluderar lastutjämning och kapacitetsutnyttjning i danska nätet.
Ingen.
Omkringliggande marknader i Europa
Liten. Ingen.
Konkurrenssituation naturgas mot naturgas
För större kunder, samt distributörer till slutkund, då priset fastställs via förhandling.
Ingen.
Transporttariffer Ingen i nya avtal, transportavgift betalas separat.
Ingen i nya avtal, transportavgift betalas separat.
3.6.2 Vilken utveckling kan förväntas
På en fungerande öppen konkurrensutsatt marknad förbättras förutsättningarna för att priserna i importavtalen, exklusive skillnaden i transportkostnader till Sverige och lastutjämningskostnader, kommer att ligga på samma nivå som för övrig naturgas som levereras från den danska delen av Nordsjön, till andra marknader.
De svenska slutkundspriserna riskerar att bli högre än på andra marknader till följd av höga transportkostnader i landet. Uppdelningen av transport och handel är en helt ny företeelse och aktörerna söker nu vägar för att hantera denna uppdelning utan att försämra förutsättningarna att behålla sina kunder och expandera naturgasanvändningen. En utveckling mot för marknaden mer anpassade transporttariffer kan förväntas.
Ett stort inslag av temperaturberoende användning leder till högre kostnader för lastutjämning och ger även sämre kapacitetsutnyttjande. En marknad med ökade industrilaster kan höja den totala marknadslastfaktorn för leveranser till Sverige samtidigt som en ökande andel kraftvärme kan resultera i en lägre total marknadslastfaktor.
Rapport 6.b SOU 2004:129
426
4 Alternativ till mottagningsplikt, Take or Pay (ToP)
4.1 Villkor i olika led
Mottagningsplikt, ToP, förekommer främst i det som kan sägas utgöra grossistledet i handelskedjan för naturgas. Mellan de olika aktörerna i grossistleden, som alla förutom producenterna i danska Nordsjön, dessutom har en roll på slutmarknaden tillämpas idag ToP.
4.1.1 Grossistledet, Producent –Importör- Underleverantör
Naturgas köps och säljs i olika led. Naturgasen till Sverige levereras i huvudsak av danska DONG, som i sin tur köper naturgasen från producenterna i danska delen av Nordsjön. Dessa aktörer kan sägas handla med naturgas som grossister. Den som bäst kan bedöma hur stora mängder naturgas som kan avsättas på marknaden, av dessa parter, är köparen som via sina kunder kan skapa sig en bild av slutmarknaden. Den helt dominerande avtalsuppgörelsen mellan dessa parter är att köparen tar på sig en mottagningsplikt och säljaren en leveransplikt. Köparen förbinder sig att alltid ta emot eller i vilket fall betala för en viss volym naturgas per månad och år. Säljaren garanterar, åtar sig, att alltid leverera den kapacitet som avtalats för olika perioder av året.
I nästa led säljs naturgasen vidare till en grossist i Sverige, exempelvis ett naturgas-/energibolag eller direkt till slutkund. Naturgas-/energibolaget i Sverige har tagit på sig rollen att vara aktör i Sverige och sälja naturgasen vidare till olika slutkunder såsom industrier, fjärrvärmebolag och till enskilda kunder som använder naturgas för uppvärmning. Även om importören, även innan marknadsöppningen, hade vissa slutkunder var rollerna tydligare då. Importören levererade naturgasen till en underleverantör som sålde naturgasen till slutkundsmarknaden utan att vara konkurrensutsatt på sin slutmarknad. Underleverantören tog på sig en mottagningsplikt, ToP, och riskerade att förlora leveranser i konkurrens med andra energislag men utsatte sig inte för risken att konkurreras ut av andra naturgasleverantörer på marknaden. På den öppna marknaden blir rollerna annorlunda. Leverantören till underleverantören säljer även själv naturgas direkt till slutmarknaden. DONG leve-
SOU 2004:129 Rapport 6.b
427
rerar redan naturgas direkt till Göteborg Energi, samtidigt som de levererar naturgas till Nova Naturgas, som i sin tur också säljer till Göteborg Energi. DONG har även tecknat avtal för framtida leveranser till slutkunder i Sverige och kommer köpet av Nova Naturgas till stånd, får DONG i och med detta ytterligare leveranser till och avtal med ett antal slutkunder.
4.1.2 Vad innebär mottagningsplikt, ToP
Mottagningsplikten uttrycks som en viss procent av avtalad volym vanligen på såväl månads- som årsbasis. Köparens mottagningsplikt innebär att han förbinder sig att betala för en avtalad volym naturgas, oavsett om denna volym kan tas emot eller ej. Benämningen ”take or pay” är en sammandragning av ”take and pay or pay”. Att köparen tar på sig en sådan volymrisk innebär inte enbart nackdelar för honom. Om risken avlastas leverantören, kan den köpare som är beredd att ta på sig en hög mottagningsplikt få bättre villkor i andra delar av avtalen. Köparen är den som bäst kan bedöma vilken avsättning som finns för naturgasen på marknaden. Har köparen som underleverantör, som alternativ till att sälja naturgasen vidare, även avsättning för naturgas i egna anläggningar kan denna möjlighet utnyttjas och riskerna med osåld naturgas minimeras. Samtliga grossistaktörer i Sverige, förutom importörerna DONG och Nova Naturgas, har även avsättning för naturgas i egna anläggningar.
Trenden är att ToP-nivåerna i avtalen har blivit lägre än tidigare. Mot att tidigare ofta ha legat på nivån 90 procent blir nivåer på omkring 80 procent vanligare. En faktor som bidrar till att risken med ToP blir lägre än tidigare är att avtalstiderna är kortare även i grossistleden. Köparna binder inte upp sig i avtal under lika långa tider som tidigare. Idag är avtalstider på omkring 5 år inte ovanliga mot att de tidigare har varit 20 år eller till och med längre. I avtalen är ToP-villkoren utformade så att den naturgas som inte förbrukas när köparen åtagit sig att göra det inte går helt förlorad. Håller sig köparen inom de kapacitetsgränser som finns avtalade, kan han normalt ta ut naturgasen vid andra tillfällen.
På slutkundsmarknaden i Sverige är ToP-åtaganden ovanliga. Endast i något fall har det nämnts att de allra största kunderna har tecknat avtal med ToP-åtagan den. De prismodeller som de olika naturgasbolagen erbjuder med fasta priser, prisband etc. som pre-
Rapport 6.b SOU 2004:129
428
senterats i vår huvudrapport riktar sig främst till kunder på slutmarknaden, det vill säga kunder som inte har ToP-åtaganden.
4.1.3 Varför finns mottagningsplikt, ToP
När nya infrastrukturer byggs upp av kommersiella aktörer är det nödvändigt att olika parter är beredda att ingå långsiktiga avtal och göra åtaganden, vilket varit fallet vid uppbyggnaden av systemen med rörbunden naturgas. Skall en mer omfattande utbyggnad göras i Sverige, kommer även det att kräva långsiktighet och åtaganden genom bindande avtal mellan involverade parter. Den senaste tiden har LNG med fartygstransporter i det första ledet aktualiserats allt mer för den svenska marknaden. Även denna form av naturgasförsörjning kräver betydande investeringar i utvinning, fartyg och terminaler hos både säljare och köpare. I avtal för den typen av leveranser kommer alltid någon form av långsiktiga volymsåtaganden från kunder att vara nödvändiga för att garantera de stora och kapitalintensiva investeringarna.
Hur marknaden fungerar styrs av utbud och efterfrågan. Som framgått har uppdelningen varit att leverantören tar prisrisken genom att indexera naturgaspriset mot oljeprisets utveckling. Som motprestation har mottagaren tagit volymsrisken genom att förbinda sig att ta emot en viss mängd naturgas under en avtalad period. Denna riskfördelning synes ha passat producenterna och varit den rådande på naturgasmarknaden. Så länge olja ersätts och utgör det mest realistiska alternativet till naturgas kan principen försvaras. Naturgasen blir inte dyrare för kunden än alternativet.
På samma sätt som på elmarknaden kan förväntas att några aktörer, som har varit beredda att verka på en monopolmarknad och med de villkor som gäller där, inte är beredda att vara aktörer på en öppen marknad. Ett idag på grossistmarknaden gällande villkor är att aktörerna där är beredda att ta på sig den risk som mottagningsplikten medför.
Möjligen har ”take or pay” fått en mer negativ stämpel än förtjänat. I de flesta former av avtal förbinder sig köpare att köpa sin vara från en leverantör under en viss period. Under denna period kan han inte teckna avtal med annan leverantör för att tillgodose samma behov. Det är inte heller ovanligt att köparen förbinder sig att köpa en bestämd kvantitet under avtalsperioden. Finns volymsåtaganden i avtalen kan inte köpare fritt välja att avstå
SOU 2004:129 Rapport 6.b
429
från leveransen eller vilket fall inte avstå från att betala den. Först när det uppstår en fullt utvecklad konkurrens och utbudet överstiger efterfrågan är säljaren beredd att sälja varan på andra villkor.
4.2 Alternativ till ToP utvecklas av marknadsaktörerna
Generellt sett anser naturgasaktörerna att de aktörer som handlar med naturgas i grossistledet måste kunna bedöma sin marknad och de risker/möjligheter som föreligger på denna marknad. Att köparen måste vara beredd att göra volymsåtaganden och att marknadsaktörerna skall kunna hantera riskerna är en utbredd uppfattning.
4.2.1 Alternativ 1: Nya avtalskonstruktioner leder till andra villkor
Hittills har naturgasleverantörerna lyft fram att huvudmarknad för naturgas i Sverige är ersättning av fossilbränsleanvändning samt samtidig el- och värmeproduktion i kraftvärmeanläggningar. Den nya avtalskonstruktionen för leveranser av naturgas för elproduktion i kraftvärmeanläggningar indikerar att riskfördelningen mellan leverantör och köpare kan vara på väg att ändras. Säljaren har för den naturgas som används för elproduktion släppt prisföljningen mot olja. Följningen mot elpriset medför att köparen kan producera el med vetskapen om att han får avsättning för den till ett konkurrenskraftigt pris. Köparen löper därmed ingen risk för att anläggningen skall behöva tas ur drift av konkurrensskäl och kan därmed åta sig en mottagningsplikt under den överenskomna leveranstiden. Lösningen är ett exempel på hur marknaden kan lösa riskfördelningen utan någon annan form av reglering.
4.2.2 Alternativ 2: Fungerande andrahandsmarknader utvecklas
På kort sikt kan skapandet av en marknadsplats för en andrahandsmarknad underlätta för den som av olika skäl har behov att få avsättning för naturgas på alternativa marknader. En sådan handels-
Rapport 6.b SOU 2004:129
430
plats, där både naturgas och transportkapacitet skall kunna utbytas mellan aktör, är på väg att etableras i Danmark.
Skapas en andrahandsmarknad, minskas risken att någon aktör måste betala för naturgas som inte kan avsättas på den tänkta marknaden. Även om naturgasen måste säljas vidare till sämre villkor, finns en möjlighet att avyttra den och minska den eventuella ekonomiska skadan.
För att en andrahandsmarknad skall kunna skapas måste åtgärder med avseende på strukturen och rollerna när det gäller transporten av naturgas inom Sverige vidtas.
Ett naturligt villkor om en leverantör konkurrerar ut sin underleverantör, på marknader för vilken underleverantören har ToPåtaganden mot leverantören, är att mottagningsplikten reduceras i motsvarande grad. Enligt uppgift finns sådana klausuler i avtal som har upprättats efter marknadsöppningen.
4.2.3 Alternativ 3: Fungerande marknadsplatser utvecklas på sikt
En förutsättning för att naturgasen skall kunna handlas på ett annorlunda sätt än idag är sannolikt att det skapas marknadsplatser för naturgashandel. Marknadsplatser för naturgas innebär en successiv övergång till öppna och mer likvida naturgasmarknader, vilket i sin tur minskar behovet av rigida mottagningsförpliktelser. En köpare skulle då på samma sätt som när det gäller elhandeln i Norden kunna köpa sitt basbehov av naturgas genom att teckna ett kontrakt för detta behov och kombinera det med köp via ett noterat börspris. I Danmark har förutsättningarna för att skapa en börs undersökts, men för närvarande bedöms inte villkoren för att en sådan skall kunna fungera vara uppfyllda.
I länder där infrastrukturen är uppbyggd går utvecklingen mot kortare avtal och marknadsplatser där naturgas kan köpas och säljas på andra villkor.
4.3 Sammanfattning av mottagningsförpliktelser
Vår bedömning är att den naturgas som säljs från en leverantör till en aktör på den svenska marknaden som köper naturgas för vidareförsäljning till slutmarknaden kommer att ha mottagningsförplik-
SOU 2004:129 Rapport 6.b
431
telser i sitt avtal. Även vid direktleveranser till stora slutkunder, som till exempel kraftvärmeverk, innebär leverantörens villkor att kunden köper naturgasen med en mottagningsplikt. Med undantag för de allra största kunderna säljs naturgasen utan mottagningsplikt på slutmarknaden i Sverige.
Sannolikt kommer avtal med mottagningsplikt i form av ToP att behövas på marknaden till dess att öppna och likvida marknadsplatser skapas. En sådan utveckling har startat på mer mogna marknader, än den svenska, med väl utbyggd infrastruktur och flera tillförselvägar. I vilken takt utvecklingen kan gå i Sverige styrs av just nämnda förutsättningar. I avvaktan på en sådan utveckling är det enligt vår uppfattning angeläget att en väl fungerande marknad för andrahandsförsäljning av naturgas skapas.
Vår bedömning är att de stora aktörerna kommer att kunna hantera den volymsrisk de åtar sig. Det föreligger alltid en risk att de små aktörerna kan drabbas om de tar på sig stora risker. Huruvida dessa skall skyddas via någon form av regleringar som den som finns för närvarande får övervägas.