Förslag på ny intäktsreglering gynnar inte elektrifieringen

Energimarknadsinspektionen (Ei) sammanfattar förändringarna i fem olika delar, vilka Energiföretagen kommenterar i tur och ordning.

Värderingen av nätföretagens anläggningar ändras

Med nuvarande metod värderas anläggningarna efter ett så kallat kapacitetsbevarande perspektiv, det vill säga att värdet indexeras på ett sådant sätt att det ska motsvara vad motsvarande anläggning kostar att anskaffa idag. Den metoden har sina fördelar som till exempel att avgifterna successivt anpassas till rådande marknadspris och att det därmed blir en mer utjämnad avgiftsnivå mellan generationer av kunder. Risken ligger på elnätsföretagen i den meningen att man inte kan ta betalt för gamla anläggningar utifrån tidigare högre priser om teknikutvecklingen gör att billigare alternativ finns tillgå. Möjlighet finns samtidigt att ta betalt utifrån verklig kostnadsutveckling för berörda elnätskomponenter. Det är Ei som har valt nuvarande metod och den har under lång tid accepterats av branschen som väl fungerande.

Ei avser nu att ändra till en så kallad förmögenhetsbevarande metod där kompensation endast ges för generell inflation (KPI) vid värdering av anläggningarna, även om kostnadsutvecklingen för just elnätsanläggningar kan avvika från KPI. Risk och möjlighet avseende priset på elnätskomponenter i förhållande till generell inflation flyttas över till kunderna och elnätsföretagen garanteras att alltid få tillbaka satsat kapital med kompensation för generell inflation.

Energiföretagen har ingen principiell åsikt om vilken metod som ska användas, då båda två är vedertagna metoder och har sina respektive för- och nackdelar.

– Det viktigaste för oss är inte metoden i sig utan hur metodbytet sker, så att förutsättningarna blir så stabila som möjligt. Vi välkomnar därför inriktningen med en så kallad värdekonsistent metod, det vill säga att anläggningarna behåller det värde de har erhållit enligt tidigare metod fram till och med övergången till ny metod. Detta tillsammans med valet av en real metod – från och med övergången indexeras gällande anläggningsvärde vidare med KPI – bedömer vi kan resultera i ett balanserat metodbyte avseende anläggningsvärdering, även om förändringen i sig är väsentlig. Ett antal praktiska frågor kommer dock att behöva analyseras vidare och nya rutiner behöva utarbetas för elnätsföretagens arbete med såväl det ekonomiska som det tekniska registret, eftersom normprislistan avvecklas och anskaffningsvärden i stället blir centralt, säger Tomas Malmström, ansvarig för elnätsfrågor på Energiföretagen.

Avdrag för anslutningsavgifter

Vi har i Sverige idag en modell för anslutningsavgifter där de klart och tydligt utgör en del av de samlade intäkterna och därmed begränsas av intäktsramen. Inga skillnader görs på olika typer av investeringar och såväl anläggningar som har anskaffats i samband med anslutning som vid en reinvestering ingår i kapitalbasen.

Enligt den inriktning som nu presenteras betraktas anslutningsavgifterna i stället utifrån ett finansieringsperspektiv – det vill säga inkomster och utgifter hamnar i fokus i intäktsregleringen snarare än intäkter och kostnader som vi är vana vid – och anslutningsinkomsterna ska utgöra grund för ett avdrag på intäktsramen. Samtidigt ska inte de intäkter som har inhämtas via anslutningsavgifter ingå i avstämningen mot intäktsramen. Förändringen motiveras bland annat med att detta är mer i överensstämmelse med övriga länder i Europa samt att periodisering av anslutningsavgifter medför problem av flera olika slag.

– Beträffande periodisering av anslutningsavgifter instämmer vi i uppfattningen att alla elnätsföretag bör ha samma förutsättningar. Men en sådan likriktning bedömer vi skulle vara möjligt att göra på ett mindre ingripande sätt än som Ei föreslår; att förändra hela metoden för hantering av anslutningsavgifter. När det gäller övriga frågor kopplade till periodisering kan de behöva analyseras vidare, men även dessa bör rimligen kunna hanteras inom ramen för nuvarande metod, säger Tomas Malmström.

Vid en jämförelse med övriga europeiska länder konstaterar även Energiföretagen att Sveriges metod är ovanlig. En reservation är dock att regleringsmodeller kan vara svåra att jämföra länder emellan och att andra incitament i en regleringsmodell möjligen kan väga upp de svagare drivkrafterna avseende anslutningsinvesteringar.

–  I en tid då vi förväntar oss att behovet av nyanslutningarna kommer öka bör vi överväga om vi inte borde hålla fast vid den svenska metoden. Den passar bättre vid en kraftig expansion av elnätet, än en metod som inte ger elnätsföretagen incitament att investera i nyanslutningar eller effektökningar hos befintliga kunder, säger Tomas Malmström:

–  Sammanfattningsvis har vi svårt att se att några av de övriga föreslagna förändringarna kan komma att kompensera för detta, som vi ser det, steg i fel riktning med tanke på incitament för anslutning.

Ändrad beräkning av tillåten avkastning – kalkylräntan

För beräkning av kapitalkostnadsersättning i intäktsregleringen behövs en regulatorisk kalkylränta. Räntan kan beräknas på olika sätt varav WACC med CAPM är en metod som har använts länge i svensk intäktsreglering. Ei meddelar att samma metod föreslås användas även framöver vilket Energiföretagen anser är riktigt då metoden är allmänt vedertagen och inarbetad. Kopplat till föreslagen metod för värdering av kapitalbasen är det en real kalkylränta som föreslås användas i beräkningarna, vilket även det är en inriktning vi välkomnar.

–  Den reala kalkylräntan bedömer vi över tid ger en jämnare fördelning av kapitalkostnader och dessutom medför den en mjukare övergång i samband med det föreslagna metodbytet, säger Tomas Malmström.

När det sen kommer till tidsperspektivet för fastställande av underliggande parametrar har Energiföretagen alltid förespråkat ett framåtblickande tidsperspektiv i den mån det är möjligt. Detta har även tillämpats för centrala parametrar som riskfri ränta och inflation. Ei föreslår nu i stället ett historiskt tidsperspektiv på åtta år för samtliga parametrar. Detta får extrema konsekvenser avseende den preliminära nivå vi nu beräknar för kommande tillsynsperiod 2028-2031. Från en genomsnittlig ränta på över 5% (6,5%, 5,85%, 3,39% och 4,53%) landar vi på ungefär 1,7%.

–  Vi ser med stor oro på den föreslagna kalkylräntan. Hur ska en ränta på knappt två procent kunna attrahera kapital för de enorma elnätsinvesteringar som behövs för att klara elektrifieringen och bygga ett robust och motståndskraftigt elsystem? Det är i slutänden varje enskilt elnätsföretag som gör investeringsbedömningar utifrån sina egna förutsättningar, men rent generellt gör vi bedömningen att nivån är extremt låg i förhållande till tidigare tillsynsperioder, övriga europeiska länder och i förhållande till övriga marknadsförutsättningar. Tillgången till både eget kapital och lånat kapital riskerar att bli lidande, säger Tomas Malmström.

Starkare incitament för kostnadseffektivitet

I och med övergången från kapacitetsbevarande till förmögenhetsbevarande metod kommer det inte längre vara några normpriser som används i beräkningen av intäktsramarna. Det krav på effektiva investeringar, som med automatik har följt av den metoden, kan då behöva ersättas av något annat slags effektiviseringskrav.

När det gäller de löpande påverkbara kostnaderna används idag en benchmarking med hjälp av DEA för att fastställa effektiviseringskrav. Ei:s inriktning innebär att effektiviseringskrav på ett liknande sätt ska fastställas för de totala kostnaderna. En förändring är även att effektivitetsjämförelsen, förutom effektiviseringskrav, även ska kunna resultera i tillägg till intäktsramen.

–  Energiföretagen delar Ei:s bedömning om behovet av en så kallad TOTEX-lösning – även kapitalkostnaderna kan behöva omfattas av ett effektiviseringsincitament – och tycker att den övergripande inriktningen så här långt är rimlig. Vi vill dock poängtera ett antal saker som är av stor vikt att tänka på i det fortsatta arbetet med utformning av metoden för benchmarking och lösningen som helhet, säger Tomas Malmström och pekar på:

• Beaktande av objektiva förutsättningar som ett elnätsföretag har att förhålla sig till,
• Möjliggörande av investeringar och proaktivitet utan att det modellmässigt leder till sämre effektivitetsutfall,
• Översyn av befintliga incitament med ambitionen att incitamentsdelen som helhet ska ge rätt styrsignaler (kan innebära avveckling eller omformning av befintliga incitament).

Ersättning för löpande påverkbara kostnader ändras

Nuvarande ersättning för påverkbara löpande kostnader baseras i dagsläget på en historisk referensperiod. Denna modell har tidigare bedömts av Energiföretagen vara en rimlig lösning, men redan inför innevarande tillsynsperiod 2024-2027 argumenterade vi för att den eftersläpande kostnadstäckningen riskerade att bli ett problem. Expansion och uppkomsten av nya typer av kostnader som inte återfinns i den historiska referensperioden ges inte någon kostnadstäckning förrän efter flera år – i genomsnitt sex år).

– Att Ei nu föreslår att kostnadstäckning ska ges i förhållande till aktuell periods faktiska kostnadsnivå anser vi därför vara en god inriktning. Det är en förändring som ligger i tiden och som kan bidra till de utmaningar som elektrifieringen för med sig, säger Tomas Malmström.

Läs mer om elnätsfrågan här.

Ei:s nyhet om nya nätregleringen hittar du här.