Beskattning av kraftföretag : slutbetänkande

Ur KB:s samlingar

Digitaliserad år 2014

BESKATTNING . Betänkande frå om vinster kraftföretagens

Statens offentliga utredningar WW 1991:8

Pig

Finansdepartementet

Beskattning

av

kraftföretag

slutbetänkande av om vinster utredningen kraftföretagens

Stockholm 1991

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

Adress: Allmänna Förlaget Kundtjänst 106 47 Stockholm Tel 08/7 39 96 30 Telefax: 08/7 39 95 48

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

Omslag: Carl Johan Hane

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

g{‘tA:’:;‘*;

O C (SESTEMS

Till Statsrådet och chefen för

finansdepartementet

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

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

Som experter i förordnades 1990-05-04: utredningen genom beslut, departementssekreterare Gunnar Balsvik, byråchef Per Anders Bergendahl, direktör Bo Diczfalusy, direktör Karl-Axel Edin, förbundsekonom Claes Hellgren, departementssekreterare Håkan Karlström, departementssekreterare Bo Lindén, docent Stefan Lundgren, kammarrättsassessor Lars-Olof Norgren, samt direktör Dick Kling (fr 0 m 1990-09-24).

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

Utredningen antog namnet KRAV.

Statens energiverk har på uppdrag av utarbetat utredningen underlag till betänkandet, främst avseende tre. Arbetet har utförts av kapitel byrådirektörerna Peter Eurenius och Anders Wikström. har Underlag även utarbetats av experten Per Anders Särskilda under- Bergendahl. lagsrapporter till utredningen har lämnats av experten Stefan Lundgren och av forskningsassistent Berit Tennbakk, Senter for Anvendt Forskning, Handelshögskolan i Bergen, Norge. Underlag till kapitel

fyra (lönsamhetskalkyler) har även lämnats av forskarassistent Bo

Walfridsson, Göteborgs universitet.

Författningsförslaget har utarbetats av kammarrättslagman Curt Rispe, kammarrätten i Göteborg.

För översättning till engelska av svarar sammanfattningen högskoleadjunkt Henrik Lutzen, universitet. Göteborgs

Utredningen har även biståtts av institutionssekreterare Eva Jonason.

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

Utredningen får härmed efter avslutat arbete lämna sitt betänkande. Göteborg i januari 1991 Lennart Hjalmarsson Maria Gerholm

Innehåü Sammanfattning

1.3 Betänkandets disposition

2. Beskattningsformer i andra länder och dagens vattenkraftsskatt 47 2.1 Beskattning av naturresurser i andra länder - 47 några exempel 2.1.1 Skatt på olja och gas i Storbritannien 47 2.1.2 Skatt på el i Norge och Kanada 49 2.2 Den svenska vattenkraftsskatten 54 2.2.1 Skatt på energi (SOU 1982:16-17) 55 2.2.2 Proposition och lag om beskattning av vattenkraft 58 2.2.3 Erfarenheter av vattenkraftsskatten 2.2.4 Moms på energi 65 (statens energiverk, 1988:8)

3. Svensk elmarknad: kraftbalans, branschförhållanden samt vattenkraftens roll 69 3.1 Elanvändning och elproduktion 69 3.2 Elpriset 74 3.2.1 Högspänd el 75 3.2.2 Internprissättning 76 3.2.3 Lågspänd el 77 3.3 Kraftbalansen under 90-talet - en bedömning 79 3.4 Den svenska kraftindustrin 82 3.4.1 Företagsstruktur 82 3.4.2 Ekonomiska förhållanden 3.5 Vattenkraften 110 3.5.1 Aktuell produktion 111 3.5.2 Nyttjanderätt till fallhöjder för kraftproduktion 113 3.5.3 Agarstruktur 114

4. Elmarknadens funktionssätt och beskattning av kraftproduktion 117

4.1 Inledning 117

4.2 Den svenska elmarknadens funktionssätt 119

4.3 Den svenska elmarknadens utveckling:

ett framtidsscenario 128 4.4 Vattenkraftens kostnader och lönsamhet 132

4.5 Generella motiv för beskattning 139

4.6 Synen på beskattning av naturresurser 142

4.7 Lägesräntor, kvasiräntor och övervinster 145

4.8 Beskattning av kraftproduktion 149

5. Regional âterföring av vattenkraftens

vinster 159 5.1 159

Bakgrund

5.2 Overväganden 160

6. Beskattningsmodeller och förslag 163

6.1 Inledning 163

6.2 Utgângspunkter 163

6.3 Skattemodeller 166

6.3.1 Inledning 166

6.3.2 kWh-skatt 167 6.3.3 Skatt per kW 172

Bilaga 1 Beskattning av resursräntor från elkrafttillgångar 191 Bilaga 2 Noen aktuella problemstillinger for svensk kraftforsyning 245 Bilaga 3 Fastighetsvärden och lägesråntor 285

Sammanfattning

Direktiven

I december 1989 beslöt regeringen att en särskild utredare skulle få i uppdrag att se över frågan om beskattning av kraftföretagens vinster. Bakgrunden till uppdraget var förväntningar om kraftiga elprisökningar under 1990-talet, orsakade av den s k omställningen av energisystemet med bl a awecklingen av kärnkraften och omställning till förnybara energikällor, med de höjningar av vinsterna i befintliga kraftanläggningar som detta skulle medföra.

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

1. Statsfinansiellt bör en beskattning av kraftproduktion i äldre anläggningar ge begränsade samhällsekonomiska störningar under förutsättning att skatten utformas så att den inte leder till en prisnivå som avviker från marginalkostnaderna i nyproduktionen. Skatten kan ge positiva effekter i form av en ökad effektivitetspress på företag med äldre kraftanläggningar. Beskattning av elproduktion i sådana anläggningar kan också motverka rabatter och internprissättning under marginalkostnadsnivån.

2. Fördelningspolitiskt kommer omställningen av energiförsörjningssystemet att medföra stora kostnader för folkhushållet. Elkonsumerande hushåll och företag kommer att få acceptera högre elpriser med därav följande effekter för köpkraft och vinstniväer. Det kan i en sådan situation uppfattas som oskäligt om vissa - till av omkraftproducenter just följd energisystemets - Därför aktualiseras hur dessa ställning gör stora vinster. frågan vinster skall kunna komma hela samhället till del.

Enligt direktiven ska en utgångspunkt för vara att utredningsarbetet omställningen av energisystemet skall genomföras med så små samhällsekonomiska kostnader som möjligt och med bevarande av väl fungerande energimarknader. Denna utgångspunkt har utgjort ledstjärnan i utredningens arbete.

Elmarknadens utveckling

Samtidigt som en politiskt beslutad omställning av den svenska energiförsörjningen utgör bakgrunden till denna utredning är osäkerheten om takten och förloppet i denna stor. En omställning mycket sådan omställning framstår i dag som mera osäker i utredningens

8 Sammanfattning

tidsperspektiv än vid tidpunkten för direktiven. Däremot har sannolikheten för en annan omställning ökat, nämligen en från omställning omfattande politisk styrning och producentstyrning av energimarknaderna till mera marknads- och konsumentstyrning. Jag har därför, såväl i analysen som i utformningen av mina beaktat förslag, möjligheterna av en sådan omställning till en mera marknadsstyrd och konkurrensutsatt elmarknad.

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

Kärnkraftens framtid i Sverige * Avregleringen av elmarknaderna i Norden och Europa

En aweckling av ett par kärnkraftsreaktorer skulle innebära ett betydande bortfall av kapacitet i det svenska elsystemet och en press uppåt på elpriserna för att jämvikten på elrnarknaden ska bevaras. Eftersom investeringar i ny produktionskapacitet kräver en betydande elprisökning för att bli lönsamma uppstår inget prispressande utbud av någon omfattning vid en reaktoravveckling förrän prisnivån för högspänd el ökat med mer än 50 procent, jämfört med i dagsläget.

Om awecklingen av kärnkraften skjuts på framtiden kommer utvecklingen av den svenska elprisnivån att i hög grad betingas av eventuella förändringar i konkurrensförhållandena på elmarknaden. Sådana förändringar kan mycket väl bli resultatet av den avregleringsdebatt som nu även nått Sverige och som i Norge redan resulterat i en ny energilag och planer på ytterligare reformering av den norska elmarknaden.

Som diskuteras i utredningen skulle, min en ökad enligt uppfattning, konkurrens redan på den inhemska elmarknaden sannolikt resultera i en 10-20 från nivå. En avprispress på ytterligare procent dagens reglerad nordisk elmarknad med väl fungerande konkurrens skulle förstärka denna prispress ytterligare. En betydligt hårdare konkurrens mellan de nordiska elproducenterna, med t ex möjlighet för elkrävande svenska företag att sluta kontrakt direkt med elproducenter i grannländerna, skulle bidra till att stärka konkurrenskraften hos den elintensiva delen av det svenska näringslivet men också bidra till en generellt förbättrad allokering av elenergin inom de nordiska ekonomierna.

En förståelse av den svenska elmarknadens funktionssätt och bedömningar av elmarknadens framtida utveckling är därför för mycket viktig en bedömning av den centrala för utgångspunkten utredningen, nämligen en förväntad högre framtida elprisnivå.

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

Sammanfattning 9

system för beskattning av kraftföretag som föreslås måste uppfylla långtgående krav på marknadskonformitet. Det får inte förhindra eller motverka utvecklingen mot en mera avreglerad elmarknad. Det kan heller inte baseras på förutsättningar om starkt stigande elprisnivå inom en nära framtid utan måste vara anpassningsbart till olika banor för prisutvecklingen på elenergi.

Vattenkraftens lönsamhet

Vattenkraften framstår ofta i människors medvetande som en mycket billig och lönsam källa för elproduktion och därmed som ett lämpligt skatteobjekt, medan kärnkraften betraktas som dyr och olönsam. Bakom denna uppfattning torde ligga de mycket låga löpande kostnaderna i vattenkraftproduktionen, ca 2-4 öre kWh 1990, i per kombination med en penningillusion som alltid får historiska kostnader att framstå som lägre än samtida. Med ett marknadspris på elenergi på ca 20 öre per kWh kan därför lätt vattenkraften synas mycket lönsam, speciellt som den största delen av kapaciteten byggdes ut för mer än 30 år sedan.

Ju mer kapitalintensiv en verksamhet är desto lönsammare framstår den när vi bortser från kapitalkostnaderna. Vattenkraftens kostnadskarakteristika döljer lätt dess reella kostnader. har under Jag arbetet med utredningen hos många funnit en tendens att bortse från vattenkraftens höga investeringskostnader, och eftersom dessa är så dominerande i fråga om vattenkraften uppfattas denna som billigare och mera lönsam än den egentligen Endast om vi bortser från tidigare generationers uppoffringar av arbetskraft och kapital, och betraktar vattenkraften som en gåva från kan tidigare generationer, vattenkraften betraktas som billig. Men då är också t ex vårt boende mycket billigt och bostadssektorn mycket lönsam.

Den vattenkraft som varit tillgänglig för under de senaste utbyggnad decennierna har i stor utsträckning varit mycket dyr att bygga ut. Det är utbyggnaden av kärnkraften som bidragit till den mycket gynnsamma elprisutvecklingen sedan mitten av 1970-talet, medan den vattenkraftsutbyggnad som skett parallellt med kärnkraftsutbyggnaden lett till en fördyring av elproduktionen. Med den prispressade elmarknad som rått under 1980-talet med realt fallande torde av elprisnivå efterkalkyler vattenkraftsutbyggnaden under de senaste decennierna visa att ett stort antal projekt faktiskt uppvisar ett negativt nuvärde om inte en betydande elprisökning sker under 1990-talet. Detta gäller även förnyelsen av vissa äldre anläggningar som trots sin storlek varit mycket dyrbara och med stor säkerhet olönsamma projekt, men där alternativet egentligen var en nedläggning av kraftstationerna.

10 Sammanfattning

Äldre vattenkraft

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

Generellt sett finns det dock inget som tyder på__att äldre vattenkraftsprojekt skulle vara mera lönsamma än yngre. Aven om de bästa fallen byggdes ut först var produktiviteten vid den tidpunkten relativt låg varför, sett med dagens ögon, kostnaderna blev höga. Genomsnittligt sett har således äldre vattenkraft på grund av produktivitetsutvecklingen varit dyrare att bygga ut än yngre men samtidigt var elprisnivån högre varför projektens lönsamhet torde ha legat på ungefär samma nivå över tiden fram till 1970-talet. När potentiella projekt förväntas generera ett positivt nuvärde, vid en viss kalkylräntenivå, så genomförs i allmänhet investeringen. Investeringsprocessen i en expanderande bransch har alltså i grova drag karaktären av en ström av potentiella investeringsprojekt som successivt realiseras allteftersom de passerar lönsamhetsgränsen. Detta innebär att även om vattenkraftsprojekt med gynnsamma lägen tas i anspråk tidigt så kan man förvänta sig att lönsamheten i dessa tidiga projekt ligger på ungefär samma nivå som lönsamheten i senare projekt med sämre lägen, därför att dessa senare projekt inte realiseras förrän lönsamhetsgränsen passerats. Orsaker till variationer i lönsamhet mellan projekt får då sökas i faktorer som tillståndsprocessen, bristande kunskap eller andra trögheter, felslagna förväntningar om investeringskostnader och framtida prisutveckling samt förändrade marknadsförutsättningar och kalkylräntenivåer. Inget av dessa fall utgör ett stöd för hypotesen att äldre vattenkraftsprojekt skulle vara mera lönsamma än yngre. Däremot kan vi säkert finna en stor åldersoberoende variation i lönsamheten mellan olika projekt.

Lönsamheten i de senaste decenniernas vattenkraftsutbyggnad har dock varit låg. Den vattenkraft som byggts ut under 1970- och 1980-talen, parallellt med kärnkraftsutbyggnaden, uppvisar genomsnittligt sett en mycket låg lönsamhet beroende på att ett antal mycket olönsamma projekt genomförts under de senaste decennierna av rena sysselsättningsskäl, på grund av subventionerat kapital samt förväntningar om förtida aweckling av kärnkraften. Men det är inte sådana argument som ligger bakom den populära uppfattningen att äldre vattenkraft är mera lönsam än yngre.

De höga rörelseöverskott vi idag observerar i äldre anläggningar kan i vissa anläggningar spegla en hög lönsamhet i andra endast utgöra bidrag till täckandet av kapitalkostnader i anläggningar med genomsnittligt normal till negativ lönsamhet. Vi luras av det långa tidsperspektivet att glömma de höga investeringskostnaderna för många år sedan.

Sammanfattning

Det kan tilläggas att det ligger i sakens natur att de boklöpande föringsmässiga överskotten från en anläggning i allmänhet ökar med åldern på anläggningen, ända fram till dess förnyelse, eftersom den ekonomiska avskrivningen av en anläggning oftast sker under en kortare period än den tekniska livslängden. Denna speciella tidsproñl för kapitalkostnadernas bokföringsmässiga i en utveckling anläggning får dock inte blandas samman med anläggningens lönsamhet utan tidsproñlen beror på att kapitalkostnaderna inte fördelats över jämnt anläggningens livslängd, t ex beroende på en hög andel självfmansiering. Aven olönsamma anläggningar uppvisar f ö samma tidsproñl för överskotten. Lönsamheten för en kraftstation erhålles som det diskonterade nuvärdet av alla kostnader och intäkter, varför storleken på driftsöverskottcn under enstaka år inte år någon god indikator på lönsamhet. När gamla anläggningar förnyas förvandlas överskotten återigen till underskott under en tidsperiod, men detta ska inte tolkas som tecken på att lönsamheten plötsligt försämrats.

Mot bakgrund av ovanstående ha att

hoppas jag klarort anläggningars

ålder inte är en relevant utgångspunkt för av beskattning anläggningar.

Motiv för beskattning av

vattenkraft

I sökandet efter skatter med effektivitetsförluster riktas ofta låga blickarna mot naturresurserna i en och vatten ekonomi, speciellt jord men också mineraltillgångar och fossila bränslen. I varierande omfattning ger alla knappa naturresurser upphov till s k knapphetsräntor. En beskattning av knapphetsräntor utgör också ett klassiskt tema inom nationalekonomin. En beskattning av jord och vatten har traditionellt ansetts ha låga kostnader eftersom är och tillgångarna begränsade utbudet prisokänsligt. I viss har denna utsträckning uppfattning modifierats i modern skatteteori genom beaktandet av effekdynamiska

ter, dvs effekter på kapitalbildningen.

I/tlka motiv föreliger dä för en särskild skatt på vattenkraft?

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

(fördelningsmotivet), samtidigt det är möjligt att

beskatta dessa till låga samhällsekonomiska kostnader (effektivitetsmotivet).

Det klassiska motivet i skattelitteraturen är att det av skäl något föreligger fysiska restriktioner för vissa typer av investeringar, som medför att lönsamheten vid kapacitetstaket i överstiger avkastningen en delbransch eller i andra branscher. Det skulle m a o vara lönsamt att investera ytterligare i denna typ av teknik om det vore möjligt.

12 Sammanfattning

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

Det andra fallet är när de naturgivna förutsättningarna i sig utgör en restriktion för viss typ av verksamhet. Detta gäller vid ianspråktagande av naturliga fallhöjder för vattenkraftproduktion. Vi har då en verksamhet som ger upphov till lägesräntor.

Det är enbart förekomsten av lägesräntor som enligt min mening kan anföras som motiv för beskattning av viss kraftproduktion, framför allt vattenkraft men i princip också kraftvärme och vindkraft. Politiska restriktioner påverkar lägesräntornas omfattning men är i sig svårare att anföra som motiv för beskattning av kraftproduktion. Tvärtom kan man hävda att det är speciellt viktigt att inte investeringsincitamenten ytterligare i negativ riktning i branscher med stora risker för påverkas politiska ingrepp. Enligt min uppfattning vore det därför mycket olämpligt med en särskild beskattning av rörelseöverskotten i kärnkraftverk eller andra värmekraftanläggningar. Det förbud som nu gäller för investeringar i ny kärnkraft kan visserligen upphov till en ytterligare ge form av politikränta, men mot detta ska ställas, att denna politikränta kan visa sig vara temporär samt att de som investerat i kärnkraft också tog en politiskt betingad risk att driften av anläggningarna skulle förbjudas i framtiden.

Enligt min uppfattning är det således enbart förekomsten av lägesräntor inom kraftproduktionen som kan motivera en särskild skatt. Förändringar i elpriset diskonteras genast i förändrade fastighetsvärden på vattenkraft. Skattemotivet gäller givetvis generellt för alla typer av fastigheter, t ex jordbruk, skogsbruk och hyresfastigheter, där förändi mer eller mindre omedelbart diskonteras i ringar produktpriserna fastighetsvärdena.

Själva förekomsten av lägesräntor som inkomstkategori innebär emellertid inte att de är lätta att identifiera och beskatta. Eftersom de bästa lägena ofta byggdes ut i ett tidigt skede skulle vi förvänta oss att tillgångsvärdet i viss mån är korrelerat med anläggningarnas ålder. Men på grund av alla trögheter och ofullkomligheter i investeringsprocessen är denna korrelation långtifrån perfekt. När anläggningar förnyas ökar svårigheterna att åldersbestämma anläggningar vilket ytterligare bidrar till att åldern på en anläggning inte bör läggas till grund för en beskattning.

Sammanfattning

Lägesräntor har nämligen en tendens att omvandlas till kostnader. När tillgångar byter ägare ingår lägesräntorna i tillgångarnas värde och utgör därmed en kostnad för den nye ägaren. Om av beskattning lägesräntor ska utnyttjas som ett fördelningspolitiskt instrument utan godtyckliga effekter i enskilda fall krävs det att beskattegentligen ningen träder i kraft så snabbt efter en icke förväntad prisökning på den aktuella slutprodukten att lägesräntorna hunnit omvandlas till ej kostnader. Fördelningsargumentet mister ytterligare i styrka när det gäller den svenska vattenkraften eftersom denna till ca 70 procent är samhällsägd och med 10 procentenheter ägd av försäkringsbolag och pensionsfonder. Det är således främst av effektivitetsskäl som en särskild beskattning av lägesräntorna i vattenkraft kan motiveras och som speciellt kan motivera en av den existerande reformering beskattningen. Rättvise- eller fördelningsskäl är däremot svåra att anföra.

övervältring av skatt

Effektivitetsskäl talar för att beskattningen bör utformas så att skatten inte övervältras framåt på konsumenterna utan genom högre elpris enbart riktas mot lägesräntorna. Enligt borde den prop 1982/83:50 redan införda producentskatten i inte kunna övervältras princip på konsumenterna via höjda elpriser. Bakom denna förhoppning torde legat den enkla läroboksmodellen för av skatt. Problemet övervältring är att förutsättningarna för denna modell ej är helt den uppfyllda på svenska elmarknaden. Modellen bygger nämligen på vinstmaximeringsbeteende hos företagen, medan ca hälften av den svenska elproduktionen sker i ett avkastningsreglerat företag, Vattenfall, som har som målsättning att uppfylla avkastningskravet och inte att maximera sin vinst.

Aven andra företag (Stockholm Energi m fl) har delvis detta mål.

Under sådana förhållanden måste man räkna med att alla av typer skattehöjningar delvis kommer att övervältras framåt på konsumenterna även på relativt kort sikt.

Fördelningsaspekter

Gynnsamma fördelningspolitiska effekter har också anförts som motiv för en särskild beskattning av Detta motiv hade kraftproduktionen. varit lätt att förstå om kraftindustrin uppvisat en med andra jämfört branscher betydligt högre lönsamhet. Av diskussionen i 3 och kapitel 4 framgår att så inte är fallet. Föhållandena kan dock komma att förändras i framtiden, speciellt vid en av kärnkraften. aweckling

Effekterna på inkomstfördelningen av en särskild av beskattning kraftindustrin är heller inte helt entydiga utan beror i i hög grad på vilken omfattning och i vilket en tidsperspektiv produktionsskatt övervältras framåt på konsumenterna. Detta beror, som vi diskuteras i kapitel 4, dels på tidsperspektivet dels i vilken är på grad företagen

14 Sammanfattning

optimalt anpassade i utgångsläget innan beskattning, dvs om företagen är vinstmaximerande eller inte. På kort sikt för vinstmaximerande företag kan vi räkna med att en produktionsskatt övervältras bakåt på producenterna. Skatten leder då till att såväl rörelseöverskottet som tillgångarnas marknadsvärde sjunker.

Detta kan kanske uppfattas som positivt ur fördelningspolitisk synvinkel, men om en anläggning bytt ägare, och den nye ägaren köpt anläggningen utan förväntningar om en framtida beskattning drabbas denne av en oförutsedd kapitalförlust medan tidigare ägare tillgodoort sig hela förmögenhetsökningen. Men även om tillgången inte omsatts utan tillhört ett och samma företag hela tiden har ägargenerationerna avlöst varandra, dvs även om inte tillgången bytt företag så byter företag successivt ägare, varför även i detta fall fördelningseffekten drabbar en viss generation på ett godtyckligt sätt. Det är endast om värdeökningen är oförutsedd och beskattningen annonseras direkt i anslutning till denna som fördelningseffekterna kan beskrivas som otvetydigt gynnsamma.

På lång sikt har produktionsskatter en tendens att gradvis förvandlas till konsumtionsskatter. En fördelningspolitiskt intressant fråga är därför om en konsumtionsskatt på el har gynnsamma fördelningseffekter? Svaret på denna fråga är nej. En elskatt har en svagt regressiv effekt, dvs låginkomsthushåll drabbas hårdare än höginkomsthushåll, pensionärer hårdare än yrkesaktiva, hushåll med barn hårdare än hushåll utan barn, hushåll i glesbygd hårdare än stadshushåll och hushåll i norra Sverige hårdare än hushåll i södra Sverige.

Av analysen ovan kan man få intrycket att det egentligen är svårt att fmna rationella motiv för en särskild beskattning av kraftproduktionen. Det är också min principiella uppfattning att det under nuvarande omständigheter av rättvise- och fördelningsskäl är svårt att motivera en sådan beskattning. Om lönsamheten i dagsläget av någon anledning skulle anses vara för hög, bör denna lönsamhet, enligt min uppfattning, pressas genom att förutsättningar skapas för en ökad konkurrens på elmarknaden och inte genom en höjd beskattning.

Däremot torde effektivitetsförlusterna av de existerande skatterna på vatten- och kärnkraft vara begränsade, trots att man måste räkna med en övervältring av skatten framåt på konsumenterna. Jag har uppfattat det som en budgetrestriktion på utredningen att inte överväga ett avskaffande av dessa skatter.

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

Sammanfattning

Enligt den nu befintliga beskattningen av äldre vattenkraftanläggningar

är skatten 1 öre/kWh för anläggningar som togs i drift före 1978 och

2 öre/kWh för anläggningar före 1973. Skatteintäkterna

idrifttagna uppgår till ca 1000 Mkr per år.

Inom ramen för nuvarande nivå finns det dock starka på beskattningen argument för en reformering av den existerande framför beskattningen, allt därför att ett bibehållande av den nuvarande kan utformningen förväntas leda till ökade effektivitetsförluster i framtiden. Skatten är helt enkelt inte förenlig med effektivitet en konkurrensutsatt på elrnarknad. Den teoretiskt mest tilltalande skattebasen är då lägesräntorna inom kraftproduktionen.

Vid en aweckling av kärnkraften ökar också i skälen för en styrkan särskild beskattning av kraftproduktionen och att faktiskt att utnyttja även en produktionsskatt övervältras framåt konsumenterna via ett på höjt elpris. Dels ökar lägesräntorna på ett sannolikt i stor utsträckning oförutsett sätt, dels kan det visa sig nödvändigt av rena effektivitetsskäl att, inom ramen för nuvarande av avkastningsreglering elmarknaden, genom skatteökningar pressa upp kostnadsnivån i elproduktionen. Därigenom kan man ge incitament till prisledaren Vattenfall att höja elpriset till en sådana nivå att jämvikt skapas mellan utbud och efterfrågan på elmarknaden och en dyrbar kan ransonering därigenom undgås. En ytterligare höjning av Vattenfalls skulle avkastningskrav dock ur få samma effekt liksom

effektivitetssynpunkt en avreglering av

elmarknaden.

Huvudproblemet vid beskattning av kraftproduktionen blir då dels att utforma en beskattning som träffar den som varierar mellan avkastning kraftstationerna (p g a lägesräntan) och inte vattenkraftproduktionen generellt, dels att utforma så att denna varierar med

beskattningen

variationer i lönsamheten. För att lösa det måste vi studera problemet de modeller som står till buds för en De olika skattemobeskattning. deller som diskuteras är

i) skatt per kWh ii) skatt per kW iii) fastighetsskatt iv) vinstskatt

Andra krav som ställs på beskattningen är enkelhet, och att uppbördskostnaderna skall vara begränsade. Två som ytterligare krav, framförs i direktiven, är att skattemodellen skall möjliggöra återföring av vinsterna från äldre vattenkraft till de regioner där dessa genereras

samt att beskattningen av vinster kraftföretagens gradvis kan anpassas

till i

förändringar elpriserna.

16 Sammanfattning

Beskattning av avkastning

Förhållandet att det är lägesräntorna inom kraftproduktionen som skall utgöra skattebasen ger upphov till kravet att skatten på ett tillfredsställande sätt ska kunna differentieras med avkastningsförmågan som grund. Med avkastningsförmåga avses här inte den faktiska lönsamheten i en existerande anläggning utan snarare den lönsamhet som skulle erhållas för en specifik anläggning om denna hade utgjort en som hade tagits i bruk idag. En anläggning med hög nyinvestering avkastningsförmåga är en anläggning med en hög andel lägesränta som andel av det överskott som anläggningen genererar. Lägesräntan existerar som inkomstslag i samhället, men den kan mycket väl ha omvandlats till en kostnad för företaget. Det senare är fallet om en anläggning bytt ägare och den nye ägaren köpt anläggningen utan förom en framtida beskattning av lägesräntan. Att beskatta väntningar lägesräntor innebär därför att det som beskattas är potentiell snarare än faktisk avkastningsförmåga eller en extra skatt på en viss del av förmögenhet snarare än vinst.

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

Nackdelar med nuvarande kWh-skatt

En punktskatt per producerad kWh innebär att den rörliga driftskostnaden ur synvinkel ökar med skattens belopp. Skatten kan företagets på kort sikt slå igenom på marknadspriserna om det beskattade kraftslaget i vissa perioder är prisbestämmande marginalkraftslag. Skatten kan också öka de reala produktionskostnaderna före skatt om skatten snedvrider kostnadsrangordningen mellan anläggningar inom sektorn. För att undgå kortsiktiga effektivitetsförluster får inte skatten bli så hög att den relativa kostnadsrangordningen för olika kraftslag ändras.

I perioder då vattenvärdet är nära eller lika med noll är det emellertid oundvikligt att en vattenkraftsskatt kan påverka kraftföretagens I sådana situationer kan företagen finna det lönsamt att driftsplanering. importera el i stället för att producera egen. Omvänt kan kraftföretagen avstå från att exportera el om exportpriset inte ger täckning för skatten. Den nuvarande skatten ledde till just dessa effekter när den infördes. Efter antydningar från statens sida om importavgifter på el deklarerade KSN för samkörning

(kraftindustrins samarbetsorgan

med i ett brev till industridepartementet att kraftföretagen vid Norge)

Sammanfattning 17

importaffärer i framtiden skulle bete sig som om skatten ej existerade.

Någon motsvarande utfästelse för exporten ordes dock inte.

Utrymmet för en höjning av vattenkraftsskatten är begränsat. Kärnkraften, som i rangordning efter kortsiktig marginalkostnad ligger närmast vattenkraften, har en rörlig kostnad på ca 4-5 öre per kWh. Om naturgas kommer att utnyttjas för elproduktion och kontrakten utformas

som take or pay uppgår naturgasens rörliga kostnad i till 0 öre

princip per kWh. Då kan en situation uppstå där naturgasbaserad elproduktion tränger ut vattenkraften under lågbelastning. Till detta ska läggas att den typ av deklaration som KSN utfärdat knappast är hållbar vid en avreglering av elmarknaden. Hotet om importskatt är heller idag ej speciellt trovärdigt, eftersom en sådan sannolikt skulle strida mot EG:s frihandelsregler.

Sammanfattningsvis, torde visserligen ett behållande eller viss utvidgning av kWh-skatten på vattenkraft f n leda till begränsade kortsiktiga effektivitetsförluster, under förutsättning att skatten på vattenkraft inte överstiger kärnkraftens rörliga driftskostnad, men blickar vi längre framåt kan även de kortsiktiga effektivitetsförlusterna bli betydande. De begränsade effekter som kan uppkomma i ett dagsläget gäller alltför lågt utnyttjande av vattenkraft inklusive under exportförluster lågbelastningsperioder då vattenvärdet är nära noll.

På sikt bestäms kraftprisnivån av den för långsiktiga marginalkostnaden ny baskraft, det vill säga av summan av rörlig driftskostnad och kapacitetskostnad för denna. Eftersom skatten på äldre krafttillgångar innebär att man generellt beskattar inte fall-

täckningsbidragen (alltså

räntorna direkt) hos dessa ska nytillkommande baskraft beskattas. ej Därmed, kan man hävda, kommer inte skatten på äldre kraft att påverka den långsiktiga marginalkostnaden för och kraftsystemet därmed inte heller på sikt marknadspriset under förutpå elenergi sättning att vi bortser från eventuella förväntningar om att även nyare vattenkraft kommer att drabbas av skattebelastning på längre sikt.

Det torde dock vara realistiskt att räkna med att skatten påverkar företagens förväntningar om nya, liknande skatter i framtiden även om den för närvarande endast omfattar äldre Kraftvattenkrafttillgångar. företagen kommer då att ha incitament att investera först när kraftpriserna stigit till en nivå över den långsiktiga marginalkostnaden för ny baskraft. Hur stor prispremie kraftföretagen kommer att vilja ha för att investera i ny baskraft beror dels vilken skattenivå de på befarar, dels på hur de bedömer sannolikheten för nya Tror de att pålagor. sannolikheten är nära ett för nya skatter i framtiden kommer prispremien att bli ungefär lika med den förväntade skatten. Ju de lägre bedömer sannolikheten vara desto lägre blir också kravet på prispremie.

18 Sammanfattning

Med förväntningar om nya pålagor i framtiden kommer en skatt på äldre vattenkrafttillgångar att leda till långsiktigt högre kraftpriser. Skatten kommer mer eller mindre att övervältras på kraftkonsumenterna och syftet att beskatta knapphetsräntor i äldre vattenkraft kommer inte att uppnås. Med förväntningar om framtida beskattning påverkas alltså investeringar på det sättet att de under en övergångsperiod senareläggs tills efterfrågan ökat tillräckligt mycket för att motivera en kapacitetsutbyggnad vid det högre priset.

Ett annat problem med den nuvarande skatten gäller kostnaderna för att långsiktigt differentiera en beskattning av anläggningar efter ålder. Den nuvarande kWh-skattens uppdelning infördes vid på ålderssegment en tidpunkt då anläggningarna var relativt enkla att åldersbestämma. Förnyelseprogrammen hade ännu inte uppnått någon större volym. Till följd av de förbättrings- och förnyelseinvesteringar som nu ökar i omfattning blir klassificeringen av anläggningar m a p årgångar med tiden allt mera komplicerad. Incitament skapas också att i förtid bygga om anläggningar för att påverka åldersbestämningen.

Skatt per kW

Effekterna av en skatt per kW är i princip desamma som för en skatt per kWh. Den har dock inte några effektivitetskostnader som beror på snedvridningar i kraftföretagens produktionsplanering eller på grund av kortsiktiga priseffekter.

F astighetsskatt

Marknadsvärdet för en kraftstation kan spjälkas upp i markvärde och byggnadsvärde. Det årliga överskottet kan då definieras som dels en normal avkastning på byggnadsvärdet (realkapitalinvesteringen) dels en restpost som representerar avkastningen på markvärdet, dvs lägesräntan (eller som här fallräntan). Markvärdet utgörs alltså deñnitionsmässigt av nuvärdet av de årliga lägesräntorna.

En fastighetsskatt på markvärdet (alltså inte på marknadsvärdet i sin helhet) av en viss storlek innebär alltså här detsamma som en skatt på de ärliga lägesräntorna. Vi kan således beskatta de (icke-operationellt definierade) lägesräntorna indirekt genom att beskatta anläggningarnas markvärden.

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

Sammanfattning

Vinstskatt

En extra Vinstskatt kraftindustrin kan också men en på diskuteras, sådan är, under vissa förutsättningar, ekvivalent med en förmögenhetsskatt. Till dessa förutsättningar hör att lägesräntorna övergenom låtelser ej förvandlats till kostnader. Variationer i bör fastighetsvärden ju då rimligen avspegla variationer i de rörelseöverskott som motsvarar själva lägesräntorna, varför en beskattning av lägesräntorna i princip är ekvivalent med en förmögenhetsbeskattning.

I så fall skulle en vinstskatt som uttogs för varje anläggning också innebära en beskattning av lägesräntorna. Om däremot anläggningarna i en bransch varit föremål för överlåtelser har de skillnaursprungliga derna i lägesräntor förvandlats till kostnader och lönsamheten mellan anläggningar utjämnats till den normala lönsamhetsnivån i branschen. Under sådana omständigheter kommer en vinstskatt att innebära en ej beskattning av lägesräntorna, utan endast en svårmotiverad extrabeskattning av kraftanläggningar varför denna modell framstår generellt som mindre lämplig.

Regional återföring av vattenkraftens vinster

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

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

En återföring av vinster från vattenkraften till de där den regioner genereras inrymmer dels juridiska dels ekonomiska aspekter.

Det finns starka juridiska invändningar mot en direkt mellan koppling utnyttjande av mark och vatten regionalt och eftersom vinståterföring, ett uttag av kommunala avgifter förutsätter motprestation. Efter vad jag förstår utesluter detta en direkt regional eller lokal av beskattning i form av kraftföretagen avgifter. Möjligen skulle man kunna överväga en återgång till kommunal och bolagsbeskattning fastighetsbeskattning av kraftföretag, men mot detta talar att den kommunala beskattningen av juridiska personer har, efter noggranna överväganden, nyligen avskaffats, och kommunerna redan för skattebortfallet. kompenserats Därför återstår, så vitt att en av medel måste jag förstår, återföring ske via omvägen över statskassan.

20 Sammanfattning

Eftersom vattenkrafttillgångarna till hela 70 procent är offentligt ägda, och till 10 procent ägda av försäkringsbolag och pensionsfonder, förefaller det också med en direkt politisk prövning av mycket rimligt en eventuell återföring. Utredningsförslaget innehåller heller inget förslag till höjning av det nuvarande skatteuttaget, utan endast förslag till byte av modell som först i en högst osäker framtid kan generera ökade skatteintäkter. Detta innebär att en regional återföring måste ske inom nuvarande beskattningsutrymme på ca 1 miljard kronor.

I en viss omfattning förekommer redan en överföring av vattenkraftsvinster genom en lägre elprisnivâ i de nordligare delarna av landet.

Efter 1 mars 1990 gäller skattesatsen 5 öre/kWh för förbrukning i industriell verksamhet. För övriga förbrukare är skatten 7,2 öre/kWh

utom för förbrukning i samtliga kommuner i Norrbotten, Västerbotten och Jämtlands län samt vissa kommuner i Västernorrlands, Gävleborgs, och Värmlands län. I dessa är skattesatsen 2,2 öre/ kWh. Kopparbergs En del av vattenkraftens vinster har också kommit Norrland tillgodo genom det stöd till sysselsättningen som den, under de senaste decennierna, olönsamma vattenkraftutbyggnaden utort.

Som framgått är det, enligt min uppfattning, svårt att i dagsläget finna motiv för en ytterligare höjning av skatteuttaget från vattenkraftproduktionen. Samtidigt leder den modell som föreslås till ökade skatteinkomster först när lönsamheten stiger i kraftindustrin, vilket kan ta lång tid om inte kärnkraften awecklas. Om nuvarande anses skatteuttag otillräckligt som regionalt stöd, och vattenkraften i stor skala ska utnyttjas som regionalpolitiskt medel återstår, såvitt jag förstår, ingenting annat än att direkt överföra vattenkrafttillgångar från Vattenfall till regionala utvecklingsfonder.

Den slutsats som kan dras är att hindren för en återföring av vattenkraftsvinster eller en överföring av vattenkrafttillgångar till regionerna inte är av teknisk natur. Utredningens förslag låter sig mycket väl förenas med en sådan återföring även om denna av juridiska skäl inte kan ske direkt utan via statskassan. Det frågan gäller är därför om det finns en politisk vilja till sådana överföringar.

Taxeringen av kraftstationer

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

Sammanfattning

a) taxeringen måste basera sig på en aktuell marknadsvärdering b) taxeringsvärdena måste vara uppdelade i mark- respektive byggnadsvärde c) eventuellt markvärde måste vidare kunna anses fallåterspegla räntan i respektive anläggning.

En förutsättning för den föreslagna modellen är att kvaliteten på taxeringsunderlaget bedöms som tillfredsställande. Vattenkraftstationerna, liksom alla elproduktionsanläggningar, taxeras var sjätte år på basis av bedömt marknadsvärde. Detta uppdelas på byggnadsvärde respektive markvärde. För vattenkraftstationer gäller, till skillnad från för värmekraftstationer, att merparten av taxeringsvärdena totalt sett klassificeras som markvärden. I dessa ligger värdet av anläggningarnas fallrätter eller fallvärden. Då dessa (naturgivna) produktionsbetingelser varierar kraftigt från station till station varierar även markvärdena (dvs värdet av fallrätten) kraftigt, beroende på bl a fallhöjd, vattenföring och anläggningens drift- och underhållskostnader. Vissa anläggningar har även bedömts ha så låg lönsamhet att markvärdet satts till noll. I några fall utgör å andra sidan markvärdet ca 75 % av anläggningens taxeringsvärden. Taxeringsunderlaget har utarbetats av riksskatteverket i samråd med KRAFFSAM. Om nu ska som taxeringsvårdena utnyttjas beskattningsunderlag är det rimligt att någon form av av prövningsrätt taxeringsvärdena införs.

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

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

Elmarknaden står i dag inför förändringar, bl a bildandet av ett nytt bolag som skall överta Vattenfalls anläggningar, som aviserats av regeringen. Det är enligt utredningens mening viktigt att en beskattningsmodell för vattenkraften framöver ges en effektiv och långsiktig utformning.

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

22 Sammanfattning

svårare att upprätthålla på sikt. Allt eftersom tiden går och anlägg-

ningar förnyas och genomgår större eller mindre ombyggnader

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

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

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

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

Summary

Directives

In December of 1989 the Government decided to commission a report on taxation of power company profits. The reason for this was mainly that electricity prices were expected to rise the considerably during 1990s as a result of the restructuring of the energy system and that the latter, which included a gradual shutting down of nuclear power plants and a switch to renewable energy sources, would enable existing power producers to raise their profits. These profits might be to subject taxation for the following reasons:

1. The economic disturbance created by a tax on power production in older plants should - from a fiscal point of view - be limited, provided the tax does not result in a that differs price from the marginal cost of production in new power The plants. effects of such a tax may even be to the extent that it positive forces older power plants to look for ways to increase efficiency. The taxation of power production in this type of plants may also prevent the use of discounts and internal below pricing marginal cost.

2. The restructuring of the energy the supply system will, from point of view of income distribution, result in considerably increased costs. Electricity consuming households and industries will be forced to accept higher electricity subprices which, sequently, will affect their levels of consumption and profit. The fact that certain power producers may earn large profits purely as a result of the restructuring of the energy system may be considered to be unreasonable. In this context it would seem appropriate to look for ways of redistributing these profits equitably.

In accordance with the the main directives, premise for this report has been .. that the restructuring of the energy incur supply system should the least possible social costs, while retaining functioning energy markets.

77:e Future of the Market

Electricity

the

Although restructuring of the Swedish energy supply system does

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

24 Summary

considerable. Within the tirneframe of the investigation, the outcome of the is now more uncertain than at the time the restructuring directives were written. The likelihood of yet another restructuring has increased, - a restructuring that would involve a change from extensive political and producer oriented control to more market and consumer oriented control of the energy markets. I have therefore, both in my analysis as well as in my proposals, included the possibility of a restructuring towards more market oriented and competitive electricity markets.

An assessment of the future of the Swedish electricity market should include two important questions:

* The future of nuclear power production in Sweden

* in the Nordic countries The deregulation of electricity markets and in Europe.

The shutting down of a couple of nuclear reactors will result in a considerable reduction of the production capacity of the Swedish electricity system with a subsequent upward pressure on electricity prices to maintain equilibrium in the electricity market. Since profitable investment in new production capacity will require a considerable increase in the price of electricity, no increased supply will provide downward on the of until it has increased by pressure price electricity at least If the shutting down of nuclear is passed fifty percent. power on to future generations, the development of the price of Swedish electricity will, to a large extent, be dependent on future changes in the competitive conditions in the electricity market. Such changes may very well come as a result of the debate on deregulation which has now reached Sweden and which, in Norway, has resulted in a new electricity bill and plans for a further restructuring of the Norwegian electricity market. Increased competition in the domestic electricity market alone is, in my opinion, likely to result in an additional downward pressure on the price, corresponding to 10-20 percent. A deregulated, competitive Nordic electricity market should add to the downward pressure on the electricity price. Increased competition among Nordic electricity would, for instance, enable electricity intensive Swedish producers manufacturing companies to sign purchase agreements directly with electricity producers in other Nordic countries; this, in turn, would increase the competitive ability of the electricity intensive part of Swedish industry as well as contribute to an improved allocation of electricity within the Nordic economies.

A thorough understanding of the functioning of the Swedish electricity market and the assessments about its future is therefore prerequisite to an evaluation of the main reason for this investigation, i e the expectation of a higher electricity price.

Summary 25

As for the possible alternatives with regard to the future development of the Swedish electricity market, I have come to the conclusion that the system that eventually is proposed for the taxation of power company profits must meet extensive requirements for market conformance. It should not be designed in such a way that it prevents, or acts counter to the development towards a deregulated market; nor should it be designed on the basis of expectations of rapidly rising electricity prices in the near future, but should be totally adaptable to whatever paths the development of electricity prices may take.

Profitability in the Power Industry

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

Closer scrutiny reveals that the profitability of hydro power has been and is considerably lower than what it appears to be. In a long—run, historical perspective nuclear power actually turns out to be the cheapest technology for electricty production in Sweden.

The more capital intensive a production process is, the more profitable it appears to be, when we disregard the cost of capital. The cost profile of hydro power tends to hide these real costs. During my work with this report I have often observed a tendency to disregard the high investment cost of hydro power which, in turn, has made the cost of hydro power appear to be lower than it actually is, and the profitability of hydro power to appear to be higher than it actually is. Hydro power can only be seen as being cheap, if we disregard past generations sacrifices in terms of labor and capital and view it as a gift. In that case, however, even housing becomes cheap.

The hydro power that has been available for exploitation during recent decades has, in fact, been very expensive to exploit. Because of the downward pressure on the electricity market during the 19805, with falling real prices, ex post calculations are bound to reveal a large number of projects showing negative present values, unless electricity prices are increased the 1990s. This also to considerably during applies the renovation of certain older plants which, despite their size, have been very costly and, in all probability, very unprofitable, - and for

26 Summary

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

Older Hydro Power

Intuitively, it is reasonable to assume that older hydro power is more profitable than more recently exploited hydro power. This is, in fact, the idea behind the existing hydro power tax and its differentiation with respect to the age of the power plant.

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

However, it is quite natural that a plants current accounting surpluses increase as the plant grows older; this is merely a result of the fact that the rate at which a plant is written off in economic terms often is higher than the rate at which it physically depreciates, - a fact which is not unlikely to add to the illusion of older hydro power being more profitable. This accounting timeframe pertaining to a plants capital costs should never be confused with the profitability of the plant. The same timeframe applies to unprofitable plants as well.

Reasons for Power Taxation

Hydro

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

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

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

First of all, a specific tax should be based on the existence of some type of taxable surplus which should not belong to the producers (the equity aspect), as well as on the possibility of taxing this surplus at a low social cost (the efficiency aspect).

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

Summary

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

Basically, there are two types of physical restrictions imposed on the production of power: One is created by political decisions limiting the expansion of certain power production, such as that undertaken in nuclear plants, or in larger hydro power plants. In a longer perspective, this type of restriction will drive electricity prices up, thus increasing profits, political rent, from existing hydro power production (as well as from other types of power production).

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

The existence of the latter does, in my constitute the opinion, only justification for a tax on certain proper imposing types of power production, specifically hydro power, but also municipal cogeneration power and, in a longer perspective, wind power. Although political restrictions do affect the extent to which scarcity rent may be generated, are less used as a for they easily justification imposing a tax on power In production. fact, one argument might be that it is important to avoid additional negative investment incentives in branches that are prone to political intervention. A specific tax on the surpluses generated by nuclear power plants, or other thermal condense would plants, therefore not be proper in my The current restriction on opinion. investment in new nuclear some kind capacity may certainly generate of political rent. in addition However, to the fact that such a rent, to some extent, should be expected at the time of the investment, it may also turn out to be of a purely temporary nature.

The report is therefore based on the premise that the existence of hydro rent justifies a specific tax. in the of are Changes price electricity immediately discounted in the property values of hydro power. Obviously, the existence of scarcity rent may justify the taxation of all types of property, such as farm and forest property, rental housing etc., where changes in endproduct prices more or less are immediately discounted in the property values.

However, the existence of rent scarcity as a type of income does not necessarily imply that it is easy to identify, or tax. This type of rent tends to be converted into costs. When assets change owners, hydro rent is included in their value, thus a cost to the new owners.

becoming

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

28 Summary

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

companies and pension funds.(Sirnilar arguments apply to cogeneration

production.) Thus, it is mainly for reasons of efficiency that we may hydro rent and specifically,- of a change argue in favor of a tax on the in the tax structure. Equity related are difficult to existing arguments use in this context.

Tax Incidence

For reasons of efficiency, the tax should be constructed in such a way that it does not affect the consumer through a higher price of electricity, but applies solely to hydro rent. In 1982, a proposed bill suggested that the existing producer tax should not affect (1982/83:50) consumers through an increased price of electricity. The reason behind this probability, provided by the simple textbook suggestion was, in all model for tax incidence in the case of inelastic supply. The only problem is, however, that the basic assumption of all firms maximizing their profits, is not fully met in the Swedish electricity market. Approximately half of the electricity produced in Sweden is produced the State Power Board (Vattenfall), the profits of which are regulaby ted. The State Power Boards economic goal is to achieve the regulated profit level, not to maximize its profits. Under these circumstances it is not unreasonable to assume that, even in the short run, all tax increases are passed directly on to the consumer.

This might, of course, suggest that it is difficult to find rational grounds for a specific tax on power production. In principle, I am of the opinion that equity, or income distributional considerations hardly justify such a tax under the present circumstances. If current profits, for some reason or other, are thought to be too high, I suggest that downward pressure should be provided by increased competition in the electricity market, rather than by increased taxes.

The efficiency losses from existing taxes on hydro and nuclear power generation should, however, be fairly limited in spite of the fact that they, probably, are being passed on directly to the consumers. The fact that I have omitted an analysis of the effects of abolishing these taxes should be seen as a budget restriction on this report.

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

Summary 29

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

In view of the present level of taxation, it is easy to find strong arguments in favor of a restructuring of the existing tax system, particularly since continued use of that system may be expected to result in increased efficiency losses in the future. The system is simply not compatible with the need for efficiency in a competitive electricity market. That leaves the hydro rent as the theoretically most appealing taxation object.

The eventual shutting down of all nuclear power plants will certainly strengthen the arguments for a specific tax on power production, but may also justify taking advantage of the fact that a tax on production will be passed on to the consumer an increased through electricity price. Hydro rent will probably increase unexpectedly. It may also, for efficiency reasons, be necessary to increase the costs of electricity production through a tax increase. This will, with unchanged profit requirements, provide an incentive for the price leading State Power Board to raise the price of electricity to the level where supply equals demand, thus obviating the need for a costly rationing. A similar effect, in terms of efficiency, may be achieved by increasing the State Power Boards profit requirements, or the market. by deregulating electricity

The main problem associated with a tax on power is that production it should be constructed in such a way that it targets the profit variations resulting from hydro rent and varies with varying profitability. The solution to that problem may be found the amongst following models of taxation:

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

One of the most important characteristics of the tax model chosen should therefore be that it targets the variations in power plant profits with a reasonable amount of precision. Other charateristics include low social costs of efficiency, simplicity, and low cost of collection. The directives also call for the possibility of a return of the from profits older hydro power back to the region in which they were as generated well as for a gradual adaptation of the tax on power company profits to changes in electricity prices.

30 Summary

Potential Profitability

The fact that the hydro rent generated in power plants constitutes our taxation object _requires that the taxation system chosen is capable of being differentiated with respect to profitability. It should be noted that profitability, in this context, is not defined as the actual profitability achieved by an existing plant, but the profitability that would have been achieved by a specific plant, if it were the result of a new investment and if it had started up today. A plant displaying high profitability is a plant with a high share of hydro rent in the surplus it generates. Hydro rent may, in economic terms, be seen as a type of income, but may have been converted into a cost to the firm. The latter occurs when a plant changes owner, and when the new owner purchased the plant with no expectations of future taxation of hydro rent. Imposing a tax on hydro rent therefore implies that what is being taxed is potential, rather than actual profitability.

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

The Disadvantages of the Existing Tax on KWh

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

However, the power companies‘ operational planning is bound to be affected by a tax on hydro power production, when the value of water is close to, or equal to zero. The companies may then find it more profitable to import electricity, rather than producing it. Conversely, the companies may refrain from exporting electricity, when the export price does not cover the tax. This was exactly what happened when the existing tax was introduced. As a result of indications from the government, suggesting that an import duty might be introduced, the KSN (the organization for power pool operations with Norway) advised the Ministry of Industry that power companies henceforth would disregard the tax, when importing electricity. A similar statement with regard to exporting electricity was never made.

The extent to which the hydro power tax can be raised is limited. The Variable cost of producing nuclear power, which - ranked by short-run

marginal cost - is next to hydro power,Iies somewhere between 4 and

Summary

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

electricity, and if the delivery contract is written on a take-or-pay basis, the variable cost of natural gas will amount to O öre per kWh. Hydro power may, in this case, be crowded out

by natural gas during

slack periods. We also consider the might fact that a potential deregulation of the market electricity casts grave doubts about the viability of the abovementioned declaration the KSN. Nor does the by threat of an import duty to be since the introduction appear credible, of such a would be duty contradictory to the intent of our free trade policy.

T0 sum up, the efficiency losses that may be incurred by the continuation, or slight expansion of the kWh-tax should be existing fairly limited in the short run, provided the tax on hydro power does not exceed the

variable operating costs of nuclear power production. These losses may, in fact, be limited to a far too low utilization of hydro power, including export losses, during slack periods, when the value of water approaches zero. However, the short-run efficiency losses may, in a longer perspective, be considerable.

In a longer perspective, the power price level is determined by the long-run marginal cost of producing new power, i e by the sum of the variable operating cost and the cost of the latter. capacity producing Since the existing tax on older resources power implies a general taxation of the contributions from revenue towards the coverage of fixed costs e not the (i hydro rent), the view is that new power should not be taxed. Consequently, one that the tax on older might argue power has no effect on the long-run marginal cost of the power system; nor does it have any effect on the long-run market price of

electricity,

provided we disregard all possible expectations of taxes being imposed on newer in the future. types of hydro power

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

companies expectations about new, similar taxes in the future. As a result, the power companies will not be willing to invest in new capacity before the price of power has risen to a level above the long-run marginal cost of producing it. The extent to which the must rise price before the power companies are willing to invest deppends, not on only the expected level of but also on the taxation, probability of new taxes being imposed. If the of a new tax is estimated probability to be close to one, the required price increase will to the approximately equal expected tax. The lower the probability of a new tax, the lower the required price increase.

A tax on older hydro power resources results in in higher power prices the long run, if we include of future expectations new taxes. The former will, to some extent, be passed on to the consumers. In other words, the obejective of rent in older taxing scarcity hydro power will

32 Summary

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

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

ATaxonKW

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

A Property Tax

The market value of a power plant divides into the value of land and the value of buildings. The annual surplus generated by the plant may then be defined as a normal profit on the value of buildings (the investment in real capital) as well as a residual representing the profit on the value of land, i e the hydro rent. In other words, the value of land is defined as the present value of the accrued annual hydro rent.

A certain property tax on the value of land (i e not on the total market value) should, in this case, be seen as a tax on the accrued annual hydro rent. It is, in other words, possible to tax the (non-operationally defined) hydro rent of the plant indirectly by taxing its value of land.

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

A Tax on Profits

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

therefore, principle, equivalent

certain assets.

Summary

A tax imposed on the of each therefore profits plant implies a taxation of hydro rent. If, on the other hand, the have plants changed owners, the original differences in rent will have been converted hydro into costs, and the profitability levelled off at the normal level of profitability in the branch. A tax on profits will, in this particular case, not imply that hydro rent is being taxed. Such a tax will be seen as merely an additional unjustified tax on power production in general.

Retuming Hydro Power Profits to their Region of Origin

The possibility of returning a of the portion hydro power profits to the regions in which they are generated has been the of a number subject of discussions. Although the motives have changed over the years, the main purpose has always been to stimulate regional growth.

The directives stipulate that the proposals put forward in this report should take into consideration the of from possibility returning profits older hydro to the in which power regions they are generated, in order to finance various efforts to stimulate growth.

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

A direct regional, or local taxation of the power companies is therefore not possible. A return to some form of taxation municipal of power company property might, of course, be considered, but would hardly be acceptable in view of the recent investigation of this type of taxation and its subsequent abolition. As I see the it, only remaining avenue of approach is to return such to the profits regions via the government budget.

A direct, political test of this issue does seem quite reasonable, particularly since seventy percent of the hydro power resources are publicly owned, while ten percent are owned by insurance companies and pension funds. The report does not contain a to raise the proposal current tax rate, but does suggest that the method of taxation be changed, so that added tax revenues will be generated only in a most uncertain future. This implies that the extent to which can be profits returned to the regions is limited the current tax revenues by of one billion kronor.

Hydro power profits are already being redistributed to some extent through the lower electricity prices in the northern part of the country. A portion of the have also benefited hydro power profits Norrland

34 Summary

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

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

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

The Taxation of Power Plants

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

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

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

proposed tax assessment is satisfactory. The taxable value of hydro power plants and all other power production plants are assessed every six years on the basis of estimated market values. The assessment is divided into a taxable land and a taxable building value. As opposed to thermal power value of stations stations, the greater part of the taxable hydro power is classified as land value. The land value includes the value of the individual water rights. Since natural production conditions vary plants from to there is a great deal of variation in considerably plant plant, the land values (i.e. water right values), depending on height of falls, access to water, and maintenance costs, etc. The plant operating of certain plants is estimated to be so low that the land profitability value is assessed to be to zero. In certain other cases the land equal value represents approximately 75 percent of the total taxable value of

Summary

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

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

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

- with compatibility electricity prices (taxable land values are reassessed every six years); - with compatibility plant profitability; - no effects on plant operating costs; — compared with other models, no increase in the portion of of the tax passed on to the consumer.

A of the restructuring existing tax system without changing the current revenue level does imply a certain redistribution of the tax burden. The State Power Board will, for instance, have to pay a larger share of the tax. will result in Eventually rising electricity prices higher land values which, in turn, will increase tax revenues. Conversely, falling electricity prices will lead to lower land values and tax revenues. decreasing

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

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

Summary

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

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

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

Författningsförslag

1 till

Förslag

om i om

Lag ändring lagen (1984:1052) statlig fastig-

hetsskatt

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

Nuvarande lydelse Föreslagen lydelse

1 §1

Till fastighetsskatt skatteplik- Till fastighetsskatt skattepliktiga fastigheter är sådana som tiga fastigheter är sådana som vid fastighetstaxeringen beteck- vid fastighetstaxeringen betecknas som småhusenhet, hyres- nas som småhusenhet, hyreshusenhet eller lantbruksenhet hussenhet, lantbruksenhet om om på lantbruksenheten finns på lantbruksenheten finns vad vad som vid fastighetstaxe- som vid fastighetstaxeringen ringen betecknas som småhus, betecknas som småhus, hyreshyreshus, tomtmark för småhus hus, tomtmark för småhus eller eller tomtmark för hyreshus. tomtmark för eller hyreshus Från skatteplikt undantas elprodgktionsenhet som inte fastighet som året före taxe- utgg rs av värmgkraftverk som ringsåret inte varit skatteplik- inrättats för produktion av tigt enligt fastighetstaxeringsla- elektrisk starkström för Ekesgen (1979:1152). mässig distribution eller annan anlägging för sådant ändamål. Från skatteplikt undantas fastighet som året före taxeringsåret inte varit skattepliktig enligt fastighetstaxeringslagen (1979:1152).

Utöver vad som sägs i första stycket är sådan som avses privatbostad, i 5 § kommunalskattelagen (1928:370) och som är belägen i utlandet, skattepliktig till fastighetsskatt.

1 Senaste lydelse 1990:652.

38 Författningsförslag

Nuvarande lydelse Föreslagen lydelse

3 §2

Fastighetsskatten utgör för varje beskattningsår a) 1,5 procent av: taxeringsvärdet avseende småhusenhet, bostadsbyggnadsvärdet och tomtmarksvärdet avseende småhus på lantbruksenhet, 75 procent av marknadsvärdet avseende privatbostad i utlandet,

b) 2,5 procent av: b) 2,5 procent av: taxeringsvärdet avseende taxeringsvärdet avseende hyreshusenhet, hyreshusenhet, g) procent av: markvärdet avseende elproduktionsenhet

Innehåller byggnaden på en fastighet, som är belägen i Sverige, huvudsakligen bostäder och har byggnaden beräknat värdeår som utgör året före det fastighetstaxeringsår som föregått inkomsttaxeringsåret, utgår dock ingen fastighetsskatt under de fem första åren och halv fastighetsskatt under de därpå följande fem åren. Det samma gäller färdigställd eller ombyggd sådan byggnad, för vilken värdeår inte har åsatts vid ny fastighetstaxering, men som skulle ha åsatts ett värdeår motsvarande året före det fastighetstaxeringsår som föregått inkomsttaxeringsåret, om ny fastighetstaxering då hade företagits. För fastighet, som avses i 5 § kommunalskattelagen (1928:370), skall fastighetens andel av taxeringsvärdet på sådan samfällighet som avses i 41 a § nämnda lag inräknas i underlaget för fastighetsskatten om samfälligheten utgör en särskild taxeringsenhet. Har byggnad, som är avsedd för användning under hela året, på grund av eldsvåda eller därmed jämförlig händelse inte kunnat utnyttjas under viss tid eller har i sådan byggnad för uthyrning avsedd lägenhet inte kunnat uthyras, får fastighetsskatten nedsättas med till den hänsyn omfattning, vari byggnaden inte kunnat användas eller uthyras. Har så varit fallet under endast kortare tid av beskattningsåret, skall någon nedsättning dock inte ske. Om fastighetsskatt skall beräknas enligt olika grunder för skilda delar av fastigheten skall underlaget för beräkningen av fastighetsskatten för dessa delar utgöras av den del av värdet som belöper på respektive fastighetsdel.

2 Senaste lydelse 1990:1383.

Författningsförslag 39

Nuvarande lydelse Föreslagen lydelse

4 §3 Bestämmelserna i denna lag Bestämmelserna i denna lag om fastighet som är småhu- om fastighet som är småhusenhet, hyreshusenhet eller senhet, hyreshusenhet, lantlantbruksenhet gäller också bruksenhet eller çlprguktionsbeträffande del av fastighet, _cn_h§_t gäller också beträffande flera fastigheter eller delar av del av fastighet, flera fastigfastigheter som utgör sådan heter eller delar av fastigheter enhet. som utgör sådan enhet.

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

3 Senaste lydelse 1984:1078.

40 Författningsförslag

2 till

Förslag

om av skatt viss

Lag upphävande lagen (1982:1201) om på

elektrisk kraft

Härigenom föreskrivs att lagen (1982:1201) om skatt på viss elektrisk kraft skall upphöra att gälla vid utgången av år Den upphävda lagen tillämpas dock alltjämt i fråga om skatt som avser tid före ikraftträdandet.

1. Inledning

1.1 Direktiven

I beslut vid regeringssammanträde 1989-12-21 chefen föreslog

för finansdepartementet Kjell-Olov Feldt att en särskild utredare

tillkallas för att utreda frågan om vinster kraftföretagens (dir 1989:63).

Bakgrund

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

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

fortsättningen. följd

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

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

Ersättningsinvesteringar

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

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

justeras uppåt. nytt förräntningskrav har fast-

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

42 Inledning

med motsvarande risk i sin affärsverksamhet. Det nya förräntningskravet skall i första hand mötas med rationaliseringar inom verket. Det kan emellertid också förväntas leda till en viss av elpriserna. I och med att statens vattenfallsverk är höjning prisledande inom elområdet kan resultatet bli en högre lönsamhetsnivå inom kraftindustrin i stort.

Omställningen av energiförsörjningssystemet kommer att medföra stora kostnader för folkhushållet. Elkonsumerande hushåll och kommer att få acceptera högre elpriser med företag därav effekter för köpkraft och vinstnivåer. Det kan i följande en sådan situation uppfattas som oskäligt om vissa kraftproducenter - till av just följd energisystemets omställning gör stora vinster. Därför aktualiseras frågan hur dessa vinster skall kunna komma hela samhället till del.

Generellt gäller att uttag av skatter är förenat med samhällsekonomiska kostnader. Detta gäller också skatter som träffar produktionen av kraft. En beskattning av kraftproduktion i äldre anläggningar bör emellertid ge begränsade samhällsekonomiska störningar under förutsättning att skatten utformas så att den inte leder till en prisnivå som awiker från marginalkostnaderna i nyproduktionen. Skatten kan ge positiva effekter i form av en ökad effektivitetspress på företag med äldre kraftanläggningar. Beskattning av elproduktion i sådana anläggningar kan också motverka rabatter och internprissättning under marginalkostnadsnivån.

Näringsutskottet har vid behandlingen av regeringens energipolitiska proposition våren 1988 uppmärksammat frågan om beskattning av sådan vinst som kan komma att uppstå i bl a äldre Vattenkraftverk vid stigande elpriser. Utskottet anförde bl a följande (NU 1987/88:40 s 59).

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

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

Uppdraget

En utgångspunkt för utredningsarbetet bör vara att omställningen av energisystemet skall genomföras med så små samhällsekonomiska kostnader som möjligt och med bevarade väl fungerande energimarknader.

Inledning 43

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

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

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

1987 års regionalpolitiska kommitté har i sitt betänkande Fungerande regioner i samverkan (SOU 1989:55) föreslagit att vattenkraftsregionerna under en tioårsperiod skall få del av vattenkraftens övervinster. De förslag kommittén redovisar bör emellertid bearbetas ytterligare innan det är möjligt att ta till ställning dem.

Utredaren bör utforma sina förslag med hänsyn till att tagen vinster från äldre vattenkraft skall kunna återföras till de regioner där de genereras. Syftet med en sådan återföring skulle vara att finansiera olika samhällsinsatser, som kan bidra till den regionala utvecklingen i vattenkraftsregionerna.

Praktiska och principiella aspekter på olika åtgärder på skatteområdet bör belysas. Utredaren bör i det sammanhanget ta del av de som av i

bedömningar orts energiskattekommittén

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

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

44 Inledning

I praktiken torde detta innebära att utrymmet för skattehöjär begränsat i dagsläget men att det kan bli betydande ningar när nya anläggningar tas i drift för att ersätta kärnkraften. Det är önskvärt att beskattningen av kraftföretagens vinster kan gradvis anpassas till ökningen av elpriserna.

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

Utredaren bör beakta vad som sägs i direktiven till samtliga kommittéer och särskilda utredare angående utredningsförslagens inriktning (dir 1984:5) samt beaktande av EG-aspekter (dir 1988:43).

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

Hemställan

Med hänvisning till vad jag nu har anfört hemställer jag att regeringen bemyndigar chefen för finansdepartementet

att tillkalla en särskild utredare - omfattad av kommittéförordningen (1976:119) - med uppdrag att utreda frågan om kraftföretagens vinster,

att besluta om sakkunniga, experter, sekreterare och annat biträde åt utredaren.

Vidare hemställer jag

att regeringen beslutar att kostnaderna skall belasta sjunde huvudtitelns anslag Utredningar m m.

Beslut

Regeringen ansluter sig till föredragandens överväganden och bifaller hans hemställan.

(Finansdepartementet)

Inledning 45

1.2 Allmänna arbete

utgångspunkter för utredningens

Enligt direktiven ska en utgångspunkt för utredningsarbetet vara att omställningen av energisystemet skall genomföras med så små samhällsekonomiska kostnader som möjligt och med bevarande av väl

fungerande energimarknader. Denna utgångspunkt har utort

ledstjärnan i utredningens arbete.

Av direktiven framgår vidare att bakgrunden till är en utredningen framtida, men i tiden osäker, omställning av energisystemet med avveckling av existerande kärnkraft och förbud mot nya investeringar i kärnkraftsbaserad elproduktion. Redan i utgångsläget hårda miljökrav och framtida skärpningar av dessa kommer också att innebära betydande restriktioner för teknologival och lokalisering av ny elproduktion. Det gap som idag existerar mellan elproduktionskostnaderna (inklusive de historiska kapitalkostnaderna) i det existerande och systemet kostnaderna för elproduktion i nya anläggningar kan förväntas öka ytterligare. På en väl fungerande elrnarknad kommer det att krävas en betydande höjning av elpriserna innan investeringar av omnågon fattning i nya kraftverk blir lönsamma.

Mot denna bakgrund kan vi förvänta oss relativt betydande höjningar av elpriserna i framtiden, och det är att utredningens uppgift belysa konsekvenserna för kraftföretagens investeringsbehov och lönsamhetsutveckling samt beskattningen av kraftföretagen. Ur direktiven framgår vidare följande uppgifter för utredningen:

1. Belysa dagens ekonomiska villkor för kraftföretag med olika typer av produktionsanläggningar, och hur dessa villkor kommer att förändras framöver. 2. Analysera frågan om internprissättning inom koncerner eller gemensamt ägda företag. 3. Undersöka i vilken de vinster utsträckning som genereras inom kraftindustrin är erforderliga för att klara framtida investeringsbehov inklusive kostnader för effektivisering av elanvändningen. 4. Bedöma storleken av de vinster som kan i kraftinduuppkomma strin som helhet eller inom vissa typer av kraftföretag. 5. Under förutsättning att dessa vinster blir redovisa betydande lämpliga åtgärder för att vinsterna i ökad utsträckning ska kunna komma hela samhället till del. 6. Utforma förslagen med till att vinster från äldre hänsyn tagen vattenkraft ska kunna återföras till de regioner där de genereras för att där finansiera olika samhällsinsatser som kan bidra till den regionala utvecklingen i vattenkraftsregionerna. 7. Belysa praktiska och principiella olika aspekter på åtgärder på skatteområdet.

46 Inledning

8. Redovisas erfarenheterna av den skatt på äldre vattenkraftstationer som infördes år 1982. 9. Utforma beskattningsförslaget så att det gradvis anpassas till Ökningen i elpriserna.

I direktiven anges vidare att utredaren bör ta del av det material som kommer fram genom SPKs analyser av pris- och konkurrensförhållanden på elenergiområdet; vidare bör utredningsarbetet bedrivas med beaktande av EG-aspekter.

1.3 Betänkandets

disposition

Betänkandet är disponerat på följande sätt. Efter detta inledande kapitel följer två i huvudsak deskriptiva kapitel. I kapitel 2 redovisas dels exempel på beskattning i energiproduktionsledet i andra länder, dels frågor kring den särskilda vattenkraftsbeskattningen i Sverige. Inledningsvis beskrivs den brittiska modellen för beskattning av oljeoch gasutvinning i Nordsjön. Därefter belyses vattenkraftsbeskattningen i Norge och Kanada. I den andra delen av kapitlet refereras tidigare utredningar och erfarenheter rörande den svenska vattenkraftsbeskattningen.

Kapitel 3 innehåller en översikt av elanvändningens och elproduktionens struktur, kraftföretagens ekonomiska situation och vattenkrafttillgångarna med avseende på normalårsproduktion, lagstiftning, ägandeförhållanden m m.

Efter dessa deskriptiva kapitel inleds själva analysen i kapitel 4 med en diskussion av den svenska elmarknadens struktur och framtida utveckling följt av ett avsnitt om vattenkraftens karaktär som resurs för elproduktion. Därefter diskuteras motiv för beskattning av kraftproduktionen och definitioner av olika typer av överskott eller räntor. Denna genomgång görs både i generella termer och specifikt med inriktning på vattenkraften.

Frågan om regional återföring av vattenkraftsvinster behandlas i kapitel 5.

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

2. Beskattningsformer i andra länder och dagens vattenkraftsskatt

Syftet med detta kapitel är att, som en bakgrund till denna utredning, ge exempel på beskattningsmodeller från andra länder samt redovisa tidigare utredningar och erfarenheter rörande den svenska vattenkraftsskatten.

2.1 av naturresurser i andra länder -

Beskattning några exempel

Närmast redovisas hur vinstbeskattningen i är energiproduktionsledet utformad i några andra länder. Först följer ett exempel på beskattning av vinster från oljeindustrin, närmare bestämt från Storbritannien. Därefter följer ett avsnitt där skatten vattenkraft i och på Norge Kanada diskuteras.

2.1.1 Skatt på olja och gas i Storbritannien

I flera olje- och gasproducerande länder finns benågon typ av särskild skattning knuten till själva utvinningen. Sådan beskattning förekommer i Argentina, Danmark, Kanada, och Storbritannien. I Mexico, Norge Storbritannien infördes särskilda skatter och vid och avgifter oljegasutvinning 1968. Före 1974 avkrävdes företagen förutom bolagsskatt även royalties. Efter 1974 infördes en skatt kallad Petroleum Revenue Tax (PRT). Denna kompletterades under två år fram till 1983 med Supplementary Petroleum Duty, som då awecklades och inordnades i en utvidgad PRT. För brittiska staten innebar detta att skatteinkomsterna från oljeutvinningen steg kraftigt fram till oljeprisfallet 1985/86. Som ett normgivande exempel på en har

övervinstbeskattning

1 dessa skatteregler därför sitt särskilda intresse .

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

- Royalty: 12,5 % av försäljningsintäkterna (i vissa fall med avdrag för är från vissa nord-

ilandtagningskostnader). Undantaget olja

liga fält och fält utanför Southern Basin, som fått exploateringstillstând efter april 1982.

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

48 Beskattningsformer i andra länder

- Petroleum Revenue Vid vinstbe- Tax (PRT): 75 % av vinsten. räkning utgör varje fält en resultatenhet (ring fence). Från intäkterna får dras av alla kostnader för exploatering, utvinning, ilandtagning samt erlagda royaltyavgifter. Dessa kostnader måste granskas och godkännas av skattemyndigheterna. Vissa andra kostnader är inte avdragsgilla. Denna skatt utgör således en typ av övervinstbeskattning.

- 35 % av vinsten. Denna beräknas intäkter minus Bolagsskatt: på royalty, PRT och övriga kostnader enligt normala bolagsregler. Aven här tillämpas en typ av separat redovisning (ring fence). Endast underskott som härrör från oljeproduktion i Storbritannien är avdragsgilla.

Den viktigaste inkomstskatten för staten är PRT. Av intresse här är bl a hur vinstberäkningen görs. I stället för avdrag för räntor tillåts ett generellt påslag (uplift) på 35 % av nedlagda kostnader för exploatering och utveckling. Detta påslag görs till dess fältet återbetalat sig, dvs ackumulerade intäkter minus ackumulerade kostnader är noll. Vidare är förluster i awecklade oljefält avdragsgilla när beskattningsunderlaget räknas fram för fält som fortfarande utvinns.

I Finance Act 1987 infördes ett cross field allowance som innebär att upp till 10 % av exploateringskostnaderna i vissa nya fält är avdragsgilla. Om vinsten, beräknad på detta sätt, är positiv lämnas skattefrihet för den första halva miljonen ton/år. Vidare finns en undre gräns för skatteuttaget, (safeguard), som gäller under fältets återbetalningsperiod plus ytterligare hälften antal år. Om PRT under någon av dessa perioder skulle minska avkastningen före inkomstskatt till mindre än 15 % av ackumulerade kapitalkostnader (uplifts) utgår ingen PRT. Inte heller får PRT överstiga 80 % av det belopp varmed avkastningen överstiger nämnda 15 %.

Enligt beräkningar är den effektiva marginalskatten 85,8 % för fält där royalty erläggs och 83,75 % för övriga fält. Avdragsmöjligheterna och bestämmelserna om skattebefrielse gör emellertid att den genomsnittliga skatten är betydligt lägre. Många fält utanför Southern Basin betalar ingen PRT utan bara bolagsskatten på 35 %.

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

Beskattningsformer i andra länder 49

IFS presenterade i sin rapport två förslag för att komma till rätta med dessa problem. Det första, och mest radikala, innebar att såväl royalties som bolagsskatt avskaffas för Vidare skulle oljeutvinning. uplift, safeguard skattcfriheten för den första halva miljonen ton samt möjligheten att skriva av 10 % av exploateringskostnader för nya fält vid resultatberäkningen av befintliga fält avskaffas när PRT beräknades. Istället föreslogs att historiska förluster skall med en ränta uppräknas och vara avdragsgilla vid framtida Detta skulle resultatberäkningar. enligt förslagsställarna innebära att en resursränte- (jordränte-) skatt introducerades.

Vidare föreslogs att företagen borde ha rätt att kräva omedelbar avskrivning av nedlagda kostnader, oavsett om skattebetalningsskyldighet förelåg. Nya exploatörer skulle därigenom få en negativ skatt, dvs ett betalningsinllöde. Detta skulle innebära att en jordränteskatt tillämpades fullt ut. Det kanske största hindret för att införa modellen är att bestämma hur ska behandlas. befintliga oljefält

Det andra förslaget, som betraktades som mer praktiskt genomförbart, innebar att royalties avskaffades för fält och att ökade avsamtliga skrivningsmöjligheter tilläts. Dessa skulle utgöras av 10 % av överavskrivningarna på investeringarna som görs efter det att ett fält är fullt återbetalt. Man ville även utöka cross field allowances till exploatörer som ännu ej betalar PRT. I skulle detta ett till praktiken betyda bidrag nya oljeexploatörer.

Dessa skulle medföra att förändringar diskrimineringen av nya exploatörer skulle upphöra. Nyinvesteringar skulle också stimuleras.

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

2.1.2 Skatt på el i Norge och Kanada

Skatt på vattenkraft i

Norge

I Norge pågår f n en översyn av hela den norska elmarknaden. Stortinget har antagit en ny energilag gällande fr o m 91-01-01. Syftet med den nya lagen är att skapa ett elförsörjningssystem som i högre grad än idag bygger på konkurrens. Den norska elmarknaden har i större utsträckning än den svenska av vertikal präglats integration, vilket medfört problem med effektiviteten i verksamheten. De integrerade kraftföretagen benämnes everk.

I samband med av kraftsektorn

reformeringen görs även en översyn av

systemet för beskattning av kraftsektorn. Bl a diskuteras möjligheterna att förändra beskattningen av t ex efter den modell som vattenkraften,

50 Beskattningsformer i andra länder

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

är i några fall direkt oklara, och Reglerna mycket svåröverskådliga, lämnar stort utrymme för tolkningar och godtycke; se Björndalen: Skatt- og avgiftsforhold i norske everk, Senter for anvendt forskning 1988:25. Vidare föreligger olika Skatteregler för offentliga respektive Det är bl a mot denna bakgrund som skattesysprivata kraftföretag. temet nu ses över.

Vid en rangordning efter skattebelopp kommer inkomst-, förmögenhets- och fastighetsskatt högst upp på listan. Därefter följer årliga ersättningar, årliga koncessionsvgifter, leveranser av koncessionskraft och elavgifter. Till detta ska läggas en investeringsavgift på 10 % samt en mervärdesskatt på 20 %. Beskattningen varierar dels med hänsyn till ägandeförhållanden, dels med hänsyn till vilka konsumenter som everket huvudsakligen betjänar.

Det norska systemet, som det fungerar idag, karaktäriseras bl a av att i vissa fall högst betydande belopp varje år återförs till vattenkrafts-

kommunerna. (Detta skall dock ses i perspektivet av de norska

förhållandena rörande kommunala intäkter generellt.) I Norge har kommuner, till skillnad från i Sverige, möjlighet att ta ut fastighetsskatt i intervallet 0,2 till 0,7 procent för bl a kraftverksanläggningar. Skatten beräknas på kraftanläggningens förmögenhetsvärde. Som förmögenhet räknas förutom själva kraftstationsanläggningen med maskiner även transformatorer, ledningar, ställverk, dammar, rättigheter mm. Därigenom blir basen för beräkningen av förmögenhetsvärdena bred. Själva förmögenhetsvärderingen för detta syfte sker dock enligt speciella regler, som awiker från de som läggs till grund vid förmögenhetsbeskattningen. Kraftföretagen betalar nämligen även föroch inkomstskatt som delvis kommer kommunerna till mögenhetsgodo. I huvudsak gäller att offentligt ägda everk betalar en förmögenhetsskatt på 1 procent till kommunen, medan privatägda och vissa typer av offentligt ägda everk betalar förmögenhetsskatt på 0,3 procent till staten. Båda typerna av everk betalar inkomstskatt till kommunen, medan endast den senare typen betalar inkomstskatt till staten.

Dessutom erlägger kraftföretagen koncessionsavgifter dels till staten, dels till berörda kommuner. Dessa avgifter beräknas efter den genomsnittliga kraftmängd som anläggningen efter utbyggnad kan producera på basis av beräknad vattenföring året om. Avgiften är avsedd att i första hand utnyttjas för utbyggnaden av näringslivet i regionen. Kommuner och fylken har också rätt att, enligt vissa regler, erhålla en viss andel kraft till subventionerat pris s k koncessionskraft.

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

i andra länder 51 Beskattningsformer

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

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

52 i andra länder

Beskattningsformer

Tabell 2.1. Norska kommuners inkomster av inkomst- och förmögenhetsskatt från everk med egenproduktion och totalt från alla skattebetalare, belopp i NEK 1000.

Uvdal

skattesystemet överskotten från vattenkraften som tilldrar sig intresse. Dessa överskott med utgångspunkt från förekomsten av jordränta och/eller analyseras olikheter i kvasiränta (eller tâckningsbidrag). Det är enbart i vattenkraftverken som jordränta uppstår.

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

en öre/kWh skatt (svensk modell)

en förhöjd vinstskatt på företagen en royalty på vinsten en typ av särbeskattning av anläggningarna.

Modellerna utvärderas efter sju kriterier:

neutralitet förmåga till beskattning av jordräntan kostnadseffektivitet stabilitet tidsmässig fördelning av skatteintäkterna säkerhet i betalningsbelopp administrativa kostnader och problem

I den vi del av är bedömningen att alla modeller är analys tagit med av olika och att därför ingen av ovanförknippade problem typ,

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

54 Beskattningsformer i andra länder

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

Skatt på vattenkraft i Kanada

Beträffande Kanada skall endast kort noteras att en tvådelad vattenkraftsskatt infördes redan år 1961. debiteras dels en Kraftbolagen avgift per såld kWh, dels en avgift dominerar Kanadas per kW. Vattenkraften elproduktion. År 1988 svarade Vattenkraften för 61 % av den totala

elproduktionen. Fyra provinser dominerar elproduktionen: Quebec, Ontario, Manitoba och British Columbia. Skatten varierar mellan de olika provinserna.

Skatten per kWh var länge låg för att 1975 höjas måttligt (efter första oljekrisen) och drastiskt 1981 och 1982. Skatten realt per kWh sjönk fram till 1982 då den femdubblades, vilket realt sett innebar en höjning med ca 50 % jämfört med när skatten infördes 1961. För British Columbia motsvarade den 1984 ca 2,4 öre per kWh respektive 17 kr

per kW.

2.2 Den svenska

vattenkraftsskatten

Beskattning av vinster från produktion av kraft, särskilt vattenkraft, har utretts tidigare. som lämnade Energiskattekommittén, betänkandet I Skatt på energi” (SOU 1982:16), erhöll som ett

tilläggsuppdrag att se över frågan om av övervinster som beskattning

kan uppkomma hos ägare av äldre främst

kraftanläggningar, vatten-

kraftverk. Kommittén skulle även presentera modeller för hur en sådan

beskattning skulle se ut, men var inte att fram ett konkret

ålagd lägga förslag eller förorda en viss modell. Denna redovisas utredning kortfattat i nästa avsnitt. Därefter ett avsnitt som följer redogör för efterföljande proposition och lag om skatt vattenkraft. på Kapitlet avslutas sedan med en för vissa erfarenheter redogörelse från vattenkraftsskatten samt en av den del i statens sammanfattning energiverks momsutredning som behandlade vattenkraftsskatten.

Beskattningsformer i andra länder 55

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

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

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

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

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

Eftersom kraftbranschen är det skilda mycket heterogen föreligger förutsättningar för olika producenter att generera stora överskott. Begreppet övervinst förutsätter att “normalvinst kan ges en entydig definition. Frågan är om detta är möjligt.

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

(Value Capital, 1939). enlighet

maximala belopp som kan utdelas under en tidsperiod utan att reala termer) minskar. Denna definition företagets förmögenhet (i förutsätter bl a att framtiden ska kunna förutsägas med säkerhet samt att företaget har oändlig livslängd.

I praktiken måste emellertid vinstbegreppet relateras till vilket syfte som med Företagsledning, aktieägare och föreligger vinstberäkningen. långivare kan förväntas ha olika syften. Om man utgår från ett företagsledningsorienterat begrepp och baserar detta på redovisad kan vinst definieras som förändring i företagets förmögenförmögenhet het, d v s i eget kapital. Detta utgör den klassiska bokförändring vinstdefinitionen där vinsten kan utläsas i såväl föringsmässiga balansräkning som resultaträkning.

Av stor vid fastställandet av vinsten för en delperiod blir hur betydelse kostnaderna dvs fastställandet av resursåtgången för periodiseras, För rörliga kostnader utgör detta inget problem, men för perioden. fasta kostnader blir detta beroende av vilket kapitalkostnadsbegrepp

56 Beskattningsformer i andra länder

som ligger till grund för avskrivningarna: anskaffningskostnad, dvs historisk kapitalkostnad, eller återanskaffningskostnad. Om ett företag skulle visa en högre eller lägre vinst beroende på vilka principer som används är främst avhängigt prisförändringar på företagets anläggningsrespektive omsättningstillgångar. I praktiken är användningen av vinstmätning baserad på historiska kapitalkostnader mest vanlig. Den ligger även till grund för framräkning av beskattningsbar vinst.

Aven när det gäller ett företags relativa lönsamhet finns olika metoder att tillgå och olika möjligheter till anpassning inom bokföringslagens ram. Skattelagstiftningen ger företaget stora möjligheter att på förhand bestämma årsresultatet via olika typer av s k bokslutsdispositioner (förändringar i lagerreserv, avsättningar till investeringsfond, överavskrivningar in m). Av stor betydelse blir då hur ett företag väljer att redovisa sina kostnader och intäkter. Olikheter här försvårar jämförelser mellan företag liksom definition av normal vinstnivå i en bransch.

Vid utvärdering av företagets lönsamhet är det därför angeläget att utgå från ett så “opåverkbart” begrepp som möjligt. Vid t ex beräkning av räntabilitet på totalkapitalet (RT) används rörelseresultat efter avskrivning + finansiella intäkter i förhållande till balansräkningens redovisade totala kapital, d v s summan av kort- och långfristiga skulder, obeskattade reserver och eget kapital. Detta tal är opåverkat av såväl bokslutsdispositioner som extraordinära transaktioner och ger ett mått på hur lönsam själva rörelsen

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

RE-måttet Därigenom

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

Kostnader och intäkter kan alltså redovisas olika, vilket ger en spridning i räntabilitetstal mellan företag med samma underliggande lönsamhet. Graden av öppenhet i redovisningen varierar också, liksom definitioner av olika kostnadsposter. Det är många gånger omöjligt för en utomstående att genomskåda en årsredovisning med liten grad av öppenhet.

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

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

Beskattningsformer i andra länder 57

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

På marknader, där företag med produkter med varierande grad av homogenitet konkurrerar med varandra, har företagen begränsade möjligheter att påverka priserna uppåt. Konkurrensen medför att företagen har incitament såväl till att minska sina kostnader som att försöka sälja mer (genom att t ex hålla priserna på en lägre nivå än konkurrenter).

På marknader som kännetecknas av en eller ett fåtal säljare (med lokala monopol) finns större möjligheter för ett enskilt företag att höja priset på varan. Av detta kan man sluta sig till, menar utredningen, att man inte skulle kunna tala om övervinster på konkurrensmarknader. Ett monopol eller en monopolliknande situation medför däremot stor risk för övervinster. Av stor betydelse blir då hur prissättningen går till samt vilka incitament som finns till att hålla nere kostnaderna.

I utredningens bilagedel, SOU 1982:17, redogörs även för dåvarande ägarförhållanden samt prissättningsprinciper för el. Tre olika modeller för internprissättning av el inom en industrikoncern där elproduktionen utgör en division redovisas också. Svårigheter att definiera övervinster för dessa bolagstyper illustreras därigenom. Vidare ägnas frågan om beskattning av extrema vinster i andra länder särskilt intresse. Slutligen studeras frågan om olika modeller för beskattning. Modellerna har valts mot bakgrund av erfarenheter från beskattning i England, Norge, Danmark och USA. Följande modeller presenteras:

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

Två av dessa modeller, skatt per producerad kWh och skatt per installerad kW, är enkla att administrera. De är däremot inte speciellt riktade mot förekomsten av övervinster. De två övriga förslagen, extra skatt på vinster respektive extrema vinster från vattenbaserad kraftproduktion, bedöms som avsevärt mer komplicerade att genomföra, samtidigt som de är mer riktade mot eventuella övervinster.

Motiven till vattenkraftsbeskattning baseras på nyttjanderätt över vissa naturresurser (vattnet och landskapet), varvid de begränsade alternativen för ny elproduktion som står till buds ökar värdet av existerande anläggningar. Ett krav av stor betydelse vid utformning av en vattenkraftsskatt är att den bör behandla alla producenter lika, annars sned-

58 Beskattningsformer i andra länder

vrids konkurrensen. Ett andra krav är att den inte kräver för stor byråkrati. Tredje kravet gäller att minska möjligheterna till övervältring, så att skattebelastningen verkligen belastar dem med skatteförmåga. Som fjärde krav framförs att en skatt inte får stimulera till onödiga utgifter. Skatten måste även utformas med tanke på beskattningsförmågan hos olika företag. I värsta fall skulle annars staten kunna tvingas ta över ett stort antal mindre lönsamma kraftföretag. Slutligen anges att det kan vara nödvändigt att ett införande av ny skatt kombineras med ett tillfälligt förbud mot köp och försäljning av vattenkraft, i syfte att hindra övervinster att snabbt realiseras via transaktioner på marknaden.

2.2.2 Proposition och lag om beskattning av vattenkraft

Fr 0 m 1983 finns en särskild skatt på vattenkraft. Motiven till skatten och valet av skattemodell beskrivs i den proposition som låg till grund för beslutet om skatten (prop 1982/83:50). I propositionen fann statsrådet det angeläget att, trots de svårigheter som påpekats av bl a Energiskattekommittén (främst vinstdefmitionsproblemet), förorda ett systern som möjliggjorde att de betydande ekonomiska fördelar som erhålls vid elproduktion i vattenkraftstationer i större del kommer samhället till del. Motiven i övrigt var att förhindra en alltför snabb prisutveckling vid försäljning av andelar av äldre vattenkrafttillgångar samt behovet av förstärkt statsbudget. Man kan notera att kärnkraftsavvecklingen och dess förväntade effekter för prisutvecklingen däremot inte anfördes explicit.

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

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

skattskyldighet föreslogs gälla för anläggningar med en högre installerad generatoreffekt än 100 kW. Elkraft framställd i pumpkraftverk förslogs undantagen för att inte denna kraft skulle komma att beskattas mer än en gång.

Beskattningsformer i andra länder 59

För att undvika de praktiska svårigheter, som med nödvändighet uppstår om skatten skulle baseras på vad som faktiskt har producerats i varje Vattenkraftverk, rekommenderades att skatten skulle beräknas efter en schablon, där den installerade generatoreffekten läggs till grund för fördelningen.

Skattegrundande kraftproduktion skulle fördelas efter hur stor effekt som var installerad i de olika ålderskategorierna av kraftstationer i förhållande till den totalt installerade generatoreffekten i den skattskyldiges samtliga Vattenkraftverk. Om den skattskyldige t ex har ett vattenkraftverk på 30 MW som tagits i drift före den 1 januari 1973 och i vilket den installerade generatoreffekten hade ökats med 10 MW år

1980 skulle skatten beräknas till 2 öre/kWh för 75 procent av den

sammanlagda producerade kraften i kraftverket. På motsvarande sätt beräknas skatten i de fall den installerade generatoreffekten minskar permanent, till exempel p g a urdrifttagande av en eller flera stationer.

Den 17 december 1982 antog riksdagen lagen, som gällde fr o m 1 januari 1983, om skatt på viss elektrisk kraft (SFS 1982:1201), med, i förhållande till propositionen, vissa förändringar. Enligt lagen ska skatt erläggas för inom landet producerad kraft från Vattenkraftverk med en installerad generatoreffekt på minst 1 500 kW. Vidare undantogs kraft från pumpkraftverk. Skattesatsen beslutades till två öre per kWh med nedsättning till ett öre per kWh om kraften producerats i ett kraftverk som tagits i drift under åren 1973-77 och till noll öre, d v s ingen skatt, för kraft som producerats i ett kraftverk som tagits i drift efter 1977. Kraften fördelas på anläggningar på basis av den generatoreffekt som installerats under respektive tidsperiod (före 1973, 1973-77 respektive efter 1977). Deklarationsskyldighet föreligger för varje kalendermånad, om inte RSV medgivit att p g a särskilda skäl deklaration får lämnas för helt kalenderår.

I deklarationen medges avdrag från den skattepliktiga kraften med för kraftverk och år räknat 6 milj kWh reducerat med 40 % av skillnaden mellan den skattepliktiga kraften och 6 milj kWh. Om synnerliga skäl föreligger får regeringen medge nedsättning eller befrielse från skatt för kraft som förbrukas i en industriell verksamhet som drivs av den skattskyldige eller av honom närstående företag.

60 Beskattningsformer i andra länder

2.2.3. Erfarenheter av vattenkraftsskatten

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

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

Tabell 2.2 Vattenkraftsskatt under åren 1983-1989, Mkr

1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989

Vattenkrafts- 990,6 1038,7 1069,4 903,5 1060 1019 1025 skatt Total vatten- 62,6 66,9 70,1 59,8 71,0 68,8 71,1 kraftsproduktion, TWh

Då skatten utgått med samma nominella belopp under perioden 1983- 89 har den de facto inneburit en realt sett minskad förebelastning på tagen. Grunden för beskattningen är ju anläggningarnas ålder i förhållande till när skatten infördes, d v s 1983, inte hur gamla eller lönsamma olika verk är när skatten faktiskt tas ut.

I sammanhanget skall också noteras att förändras anläggningarna gradvis i och med att den installerade generatoreffekten förändras i samband med reinvesteringar. Därmed måste verk med anläggningar av olika ålder definieras om, och kraftföretagen och riksskatteverket måste förhandla fram nya schabloner som grund för beskattningen.

Sammanfattningsvis har skatten hittills medfört endast marginell påverkan på företagens drift- och investeringsverksamhet. En större osäkerhet när det gäller nyinvesteringar föreligger emellertid p g a oklarheter vad gäller skattens utformning framöver. Vidare inte tycks skatten, tvärtemot dess syfte, direkt ha träffat s k övervinster, eftersom mindre lönsamma företag verkar ha drabbats hårdare än mer lönsamma. Det är inte alltid anläggningens ålder som avgör dess lönsamhet för det enskilda företaget.

3 Vattenkraftsskatt i Sverige, en analys med inriktning på kärnkraftsawecklingen. Underlag för energiprognoser, september 1988.

Beskattningsformer i andra länder 61

Ett annat problem som framförts och angivits bli av särskilt stor betydelse vid en eventuell höjning av skattesatserna, är att den valda modellen skapar förutsättningar för inoptimala driftbeslut. Dct kan vara ekonomiskt fördelaktigt för företagen att överutnyttja nyare anläggningar till högre samhällsekonomiska kostnader framför att driva äldre anläggningar.

Detta har man delvis förhindrat genom skattekonstruktionen med fördelning av elproduktion efter den installerade generatoreffekten i anläggningar av olika ålder. Om ett företag äger fristående dotterbolag med anläggningar av olika ålderskategori kan det emellertid vara motiverat för det företaget att i första hand utnyttja det dotterbolag som är ägare till de nyaste anläggningarna. Intresset för sådana bolagsbildningar skulle dessutom öka vid höjda skattesatser.

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

I samband med skattens införande förekom också ett visst spill av vattenkraft under sommarmånaderna, då norsk vattenkraft kunde importeras till lägre kostnader än 2 öre/kWh. P g a den s k mittprisprincipen vid tillfälligt kraftutbyte blev vinsten för företagen ca

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

kussioner om importskatt har företagen i ett brev till industridepartementet meddelat att man avser att undvika detta beteende. I en situation med ökat kraftutbyte med grannländerna bedöms i vilket fall som helst modellen riskabel, särskilt om skillnaderna i företagens produktionskostnader skulle öka ytterligare p g a höjda skattesatser på vattenkraft producerad i Sverige.

Effekter för olika företag

I den utvärdering som genomfördes analyserades skattens effekter för företagen. Vattenfall samt tio större privata och/eller kommunägda företag som svarar för ca 90 % av den totalt erlagda vattenkraftsskatten ingick i analysen.

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

62 Beskattningsformer i andra länder

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

Kraftföre- 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 tag

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

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

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

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

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

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

(4,3)2 40 (4,0)2 31 (2,9)?-

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

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

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

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

Källa: För åren 1983-86: Vattenkraftsskatt i

Sverige. Underlag för energiprognoser, statens encrgiverk, september

1988.

För åren 1987-89: ej publicerade från statens uppgifter energiverk. *) Framgår ej

1 Observera att det avser koncernen.

ej Årsredovisning för 1987

saknas hos uppgiftslämnaren.

2 Inkl Alvkraft AB.

3 SEV köptes av ASEA 1988. Av årsredovisning inte framgår

kostnaderna för SEVs verksamhet.

4 Uppgifterna om betald skatt är från Sydkrafts årsredovisning.

5 rsredovisning för 1987 saknas hos uppgiftslämnaren.

Beskattningsformer i andra länder 63

Av tabell 2.3 framgår skattens relativt sett minskade betydelse för företagens kostnader. Detta är en naturlig konsekvens av att övriga kostnadsposter i större eller mindre till skillnad från vattenutsträckning, kraftsskatten, har följt inflationen.

I tabell 2.4 redovisas hur samma företags räntabilitet totalt på kapital utvecklats. Där redovisas även, där så varit möjligt, uppskattningar av

vad räntabiliteten hade varit vid frånvaro av skatt.

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

anges uppskattningar av rântabilitet exkl skatt.

Kraft- Skellefteå Bålforsens Krångede Gullspångs Statens företag kraft kraft kraft vattenfallsverk 1981 18,6 18,1 10,5 9,6 1982 19,1 14,9 5,1 9,4 8,5 1983 10,2 13,3 5,6 15,2 11,8 (13.8) (17.1) (146) (13.0) (13.0) 1984 13,2 12,4 6,8 15,4 11,1 (14.9) (13.5) (12.3) 1985 17,1 14,4 5,0 10,5 10,5 (216) (12,9) (13,7) (116) 1986 6,5 10,4 5,7 7,7 9,1 (9.7) (12.3) (9.9) (10.0) 1987 1 12,8 -l,2 9,3 8,5 (156) (7,1) (116) (9,2) 1988 8,9 12,9 4,7 9,5 8 (11,3) (15,2) (11,7) (12,2) (3.7) 1989 8,1 15,5 6 12,7 9,2 (10,1) (18.2) (14.2) (14.7) (9,9)

64 Beskattningsformer i andra länder

forts tabell 2.4 Kraft- Uddeholm Skandi- Syd- Graninge- Stora Stockholm

Sverige. Underlag energiprognoser, statens energiverk, september 1988. För åren 1987-89: ej publicerade bedömningar från statens energiverk. 1

Årsredovisning för 1987 saknas hos uppgiftslämnaren.

Enligt tabell 2.4 har flertalet företag bibehållit eller t 0 m ökat sin räntabilitet efter införandet av vattenkraftsskatten. Skatter kan kompenseras genom antingen intäktshöj ande eller kostnadsreducerande åtgärder (eller en kombination). Av utvärderingen, som avser perioden 1981-86, framgår att företagen inledningsvis lyckades väl med att kompensera vattenkraftsskatten. Längre fram tycks däremot företagen inte ha lyckats kompensera sig genom vare sig intäktshöjning eller kostnadsreduceringar. I samband med höjningen av Vattenfalls avkastningskrav 1988 höjdes emellertid priserna på högspänd kraft. Man har därför anledning att tro att företagen därigenom åter förbättrade sin ekonomiska ställning. Analysen visar också att skattekonstruktionen leder till att den “slog hårdast 1986 - ett år som präglades av låg lönsamhet. Av årsredovisningar framgår att åtta av företagen då löste upp sin lagerreserv.

Beskattningsformer i andra länder 65

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

Skatten har enligt utvärderingen framför allt påverkat satsningar i olika typer av FoU-projekt, bl a nämnas ett exempel från ett företag där ett vindkraftprojekt avbröts som en direkt följd av skatten.

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

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

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

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

giskattefrågor inom mervärde-skattekommittén (Dir 1987:30) att utreda

konsekvenserna av att införa moms på energi. Verket utredde då även vissa speciella energiskattefrågor och däribland översiktligt frågan om övervinstbeskattning inom kraftsektorn.

I utredningen konstaterades att när elanvändningen vuxit så mycket att ny baskapacitet tas i anspråk stiger värdet av såväl vattenkraft som kärnkraft, kraftvärme och industriellt mottryck. Med elpriser som motsvarar systemets marginalkostnader (vid tidpunkten för utbyggnad av baskapacitet långsiktig marginalkostnad) uppkommer de ökningar i producentöverskott som utgör motiven till en ökad vinstbeskattning. För närvarande, (dvs 1988), och för den närmast överblickbara framtiden, förefaller dock kraftföretagens ekonomiska situation att bli pressad, och utrymme saknas, ansåg verket, för en utökad kraftbeskattning utan snedvridande effekter.

66 Beskattningsformer i andra länder

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

Verket diskuterar även de olika modeller för beskattning som framfördes i Skatt på energi. Vinstskattemodeller kritiseras för sin komplexitet och krav på att varje kraftverk i praktiken görs om till ett bolag. Det hänvisas till att ett sådant skattesystem för i oljeutvinning Storbritannien har visat sig diskriminera nyetableringar och nyinvesteringar.

Just frågan om och incitament nyinvesteringar för nya exploatörer framhåller verket som centrala utgångspunkter vid av utformningen beskattningen. Ju närmare beskattningen kopplas till själva innehavet, nyttjanderätten, som ger upphov till övervinster, desto mindre blir störningarna i verksamheten.

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

enligt den Den införda skatten nu även av följer intäktsgenereringen. upplevs kraftföretagen som etablerad, och det talar för att det är att lämpligt fortsätta med den typen av skatt. En effektbaserad skatt skulle å andra sidan troligen störa driften mindre - skatten utgår ju oavsett om anläggningen körs eller inte. Dåliga vattenår måste emellertid företaget ha en buffert som möjliggör skatteuttaget. Vikten av att ta till hänsyn kraftföretagens betalningsförmåga betonas. Gammal vattenkraft kan ur företagsekonomisk synvinkel vara väl så ekonomiskt betungande som ny, dvs om den nyligen införskaffats av den nye ägaren.

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

ersättningsinvesteringar

i samband med såväl som för att ökad kärnkraftsavveckling tillgodose efterfrågan på el.

Enligt verket kan 1990-talet innebära en prismässig omställningsperiod på elmarknaden. Detta medför svårigheter vid utformningen av en skärpt övervinstbeskattning.

Verket framhåller att ju fler kraftslag som beskattas desto större blir riskerna för priseffekter, eftersom det är svårt att styra beskattningen av ett visst kraftslag så att skatten bara tas ut vid tillfällen då kraftslaget inte ligger på marginalen. Man skulle i princip behöva konstruera en kostnadstrappa som bibehöll samma relationer mellan olika

i andra länder Beskattningsformer 67

kraftslag efter skatt som före för att undvika att dyrare kraftslag utnyttjas framför billigare.

Vidare fastslås att för att driften inte ska störas vid en kWh-baserad skatt kan man inte ta ut högre skatt än skillnaden mellan de rörliga kostnaderna för det kraftslag som ska beskattas och det närmast dyraste. I fallet med vattenkraftsskatt är det alltså om den frågan begränsning som kärnkraftens rörliga kostnad Vid en utgör. hög efterfrågan kommer emellertid kärnkraften att användas på marginalen även under våtår och då finns inte denna typ av begränsning. Enligt verket detta vid ca 140 TWh gäller (vid 12 aggregat i drift). Vid en omfattande kärnkraftsavveckling är det i stället den kostnaden rörliga för ersättningsalternativen eller som (kol naturgas) utgör taket för vattenkraftsskatten. Först då skulle vattenkraftsskatten kunna höjas rejält utan att den stör drift eller prissättning. En skatt t ex 10 örpå

e/kWh för vattenkraft skulle, med en vattenkraftproduktion på

63 TWh, inbringa 6,3 miljarder kronor till statskassan. Verket tror emellertid att skatten under en åren mellanperiod (ca 1995-2005) eventuellt skulle få inskränka till en liten kärnkraftsskatt för att sig möjliggöra en höjning av vattenkraftsskatten.

Svensk elmarknad 69

3. Svensk elmarknad: kraftbalans, branschförhållanden samt vattenkraftens roll

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

3.1 Elanvändning och elproduktion

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

De största elkonsumenterna är industrin samt bostads- och servicesek-

torn. Transportsektor och fjärrvärmeverk svarar därtill för en i absoluta

tal icke negligerbar elanvändning. I tabell 3.1 visas elanvändningens fördelning under åren 1988-1989.

70 Svensk elmarknad

Tabell 3.1 Elanvändningen 1988-1989 (TWh)

prima användning

Avkopplingsbara 7,6 7,8 clpannor

Total elanvändning 138,8 139,0

(inkl avkopplingsbara 1 elpannor), netto

Källa: Statens energiverk, 1990:5.

1 Exklusive egenförbrukning i

elproduktionsanläggningarna.

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

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

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

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

Svensk elmarknad 71

Tabell 3.2 Elproduktionens fördelning på produktionsslag (TWh)

Källa: Statens energiverk, 1990:5

Kostnaderna i elproduktionen kan delas i upp kortsiktigt rörliga kostnader, övriga drifts och underhållskostnader samt kapitalkostnader. Den kortsiktigt rörliga kostnaden i en anläggning utgör marginalkostnaden för produktion av en kWh i en i drift varande ytterligare anläggning och uppgår i stort sett till bränslekostnaden samt, för

kärnkraften, avfallshanteringen. (Notera att denna bränslekostnad kan

vara noll om ett bränslekontrakt, vilket ofta är fallet med är naturgas, utformat som take or pay.) Tidshorisonten är här någon minut. Med undantag för den reglerbara vattenkraften är det dessa rörliga kostnader som ligger till grund för utbudskurvan på kort sikt, dvs ligger till grund för den kortsiktiga optimeringen av kraftsystemet (merit order dispatch).

Som produktionskälla har vattenkraften en särställning i systemet. Aven om vattenkraftens kortsiktiga marginalkostnad är noll innebär inte detta att dess marginalvärde är noll. En stor del av vattenkraften är reglerbar, samtidigt som tillgången på vatten är begränsad, varför vattenkraften har ett stort värde som ersättare av dyrare kraftslag, framförallt under högbelastning. För att utnyttja vattenmagasinen effektivt görs omfattande modellberäkningar av vattenkraftens alternativa värde i elproduktionssystemet, det s k vattenvärdet, vid olika tidpunkter. Detta vattenvärde varierar från mycket höga till mycket låga värden beroende på den aktuella kraftsituationen.

Övriga drifts- och underhållskostnader är beräknade på årsbasis och

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

72 Svensk elmarknad

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

Drift- och underhållskostnader i kraftverk varierar med storlek och ålder på anläggningarna. Det är också i viss mån en bokföringsmässig fråga vad som ska räknas till underhållskostnader och vad som ska klassificeras som reinvesteringar i anläggningar. Ett antagande om lång livslängd på en anläggning leder till relativt höga drifts-och underhållskostnader, medan ett antagande om kort livslängd förpassar en del av drifts- och underhållskostnaderna till reinvesterings- och förnyelsekostnader. Detta kan illustreras med vattenkraften. Vid ett om 40 års livslängd på anläggningarna uppgår drifts- och antagande underhållskostnaderna till ca 2 öre per kWh, medan ett antagande om 60 års livslängd innebär en höjning av dessa kostnader till ca 4 öre per kWh. Å andra sidan motsvaras denna förändring i drifts- och underhållskostnader på ca 2 öre per kWh nästan exakt av motsvarande förändring i kapitalkostnaderna beroende på om investeringskostnaderna slås ut på 40 eller 60 år.

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

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

Kraftvärme: Kol 54 23 8

Olja 74 23 9

Källa: Statens energiverk samt egna beräkningar.

Livslängd 60 år

#0-‘N3-J

Inklusive avfallshantering Värmekrediterat Inkl bränslekreditering

Kostnaden för att bygga ny vattenkraft är nästan helt bestämd av de naturliga förutsättningarna i form av vattentillgång, fallhöjder, bergkvalitet etc, varför kostnadsintervallet är mycket stort. De flesta anläggningar som byggts under 1970- och 1980-talen har haft anläggningskostnader i 1990 års penningvärde överstigande 4 kr per kWh (se Vattenfalls anslagsframställningar). Omräknat till kapitalkostnad per producerad kWh innebär detta vid 40 års livslängd och 6 procents real kalkylränta ca 27 öre per kWh och vid 60 års livslängd ca 25 öre per kWh. En utbyggnad av de fyra stora älvarna skulle dock innebära en lägre kostnadsnivâ sannolikt omkring 20 öre per kWh. Till detta ska då läggas drifts- och underhållskostnader på ca 4 öre per kWh varför billig ny vattenkraft torde ha en kostnadsnivå på ca 20 - 25 öre per kWh. Detta torde något överstiga den ungefärliga kostnadsnivån för ny kärnkraft. För övriga kraftslag sammanfattas i tabell 3.4 produktionskostnaderna, enligt statens energiverks bedömning, för nya elproduktionsanläggningar i 1989 års penningvärde.

74 Svensk elmarknad

Tabell 3.4 Produktionskostnader i 1989 års penningvärde för nya

elproduktionsanläggningar

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

Kraftvärme

Kondenskraft

Källa: Statens energiverk, 1990:5.

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

3.2 Elpriser

Priset på elenergi bestäms av samspelet mellan utbud och efterfrågan. Eftersom kostnaderna i ett elsystem dels består av rörliga produktionsoch underhållskostnader dels av kapacitetskostnader i och produktion överföring består en eltariff av flera olika komponenter. Det som här

avses med prissättning enligt kortsiktig marginalkostnad är en tariff

som leder till ett optimalt utnyttjande av den existerande kapaciteten i ett kraftsystem. Eftersom efterfrågan på elenergi varierar kraftigt mellan olika tidsperioder varierar också den kortsiktiga marginalkostnaden.

På genomsnittlig årsbasis har den kortsiktiga marginalkostnaden, liksom den genomsnittliga för utvecklats elprisnivân högspänd elenergi, mycket gynnsamt jämfört med inflationsutvecklingen under senare år. Detta har berott på den stora kapaciteten billig vattenkraft och kärnkraft i förhållande till efterfrågan. Jämfört med de övriga nordiska

Svensk elmarknad 75

länderna har dock haft

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

och Danmark över Dessa skillnader i

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

3.2.1 Högspänd el

Det mesta av den fasta levererade högspända elen tariffer. säljs enligt

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

prisjusteringar mot den allmänna prisutvecklingen, konsumentprisindex. Det blir allt mer vanligt med avtal för leveranser av ettåriga högspänd el. De kraftföretag som oftast flerårskontrakt är Vattenfall erbjuder

och Stockholm AB.

Energi

Tarifferna av högspänd el delas in i fast avgift, abonnemangsavgift, högbelastningsavgift och energiavgift. De olika tariffelementen

reflekterar olika kostnader som varierar mellan olika konsumenter

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

Tabell 3.5 avseende

Prisutvecklingen högspänd el för typkunder

1985-1990, exkl energiskatt, öre/kWh (nominellt)

Öre/kWh

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

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

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

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

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

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

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

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

76 Svensk elmarknad

För den som redovisas i tabellen Båkab Energi AB typkund tillämpade 1985-1988 samma tariff som Vattenfall i mellersta Norrland. Av tabell 3.5 att Skellefteå Kraft och Båkab har haft de lägsta priserna framgår under hela medan Sydkraft, Stockholm Energi och Gullspång perioden, under hela haft de högsta priserna. Vi ser även att skillnaden perioden

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

högsta lägsta pris 1985 till vid slutet av Den totala nominella

5,3 öre/kWh perioden.

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

3.2.2 internprissättning

av inom företag eller koncerner är Utformningen internprissättning delvis av marknadsförutsättningar och skattelagstiftning. betingad Skatte- och betingade dispositioner i internpriser är avkastningsmässigt ofta en av att olika verksamheter bedrivs under olika villkor. följd Verksamheter kan vara mer eller mindre konkurrensutsatta. Inom

energiområdet kan det ofta också handla om olika organisationsformer,

krav och regelsystem för olika verksamheter (kommunala förvaltningar, som samverkar under koncernliknande former. Koncerner bolag etc) med bedriver ofta annan huvudverksamhet. Frågan energiverksamhet om kan därför betraktas som underordnad det internprissättning utifrån kravet på väl fungerande marknader. effektivitetssynpunkt givna

Ur är det framförallt två aspekter på effektivitetssynpunkt som är intressanta och som kan formuleras i två internprissättning frågor:

1. I vilken utsträckning subventioneras industriverksamheten inom en blandad koncern genom låga internpriser på elenergin? 2. I vilken utsträckning subventioneras en del av verksamheten inom ett energibolag med överskott från en annan del av verksamheten?

Svaret den första är av allt att döma: I mycket ringa på frågan Det finns egentligen inget som tyder på att den elenergi, utsträckning. som utnyttjas internt inom de koncerner som har egna krafttillgångar, skulle till ett pris under alternativkostnaden, dvs internprissättas marknadsvärde. Denna uppfattning har också bekräftats i elenergins

diskussioner med ett antal av dessa företag. (Ofta utnyttjas Vattenfalls

tariff som I samma riktning talar även den internpris.) som ägt rum när det gäller ägandet av de privata strukturomvandling Att internpriser subventionera en krafttillgångarna. genom felaktiga strider också mot kravet på företagsekonomisk rationalitet rörelsegren och kan inte i intresse. Det år endast om ligga aktieägarnas har råd att hålla med andra målsättningar än företagsledningar sig ekonomisk rationalitet som sådant beteende kan uppstå.

Svensk elmarknad 77

Då företagsledningar förverkligar sina egna målsättningar på bekostnad av ägarnas ett typiskt s k principal-agent problem. Sådana föreligger torde vara inom offentlig verksamhet, och då problem mycket vanliga i två led genom i varje fall om politiskt styrda företagsledningar, skattebetalarna betraktas som ägarna. Det torde således inte höra till ovanligheten med s k korssubventionering inom kommunal energiverksamhet. Vinster från monopolverksamheten inom eldistributionen torde ofta för subventionering av egen elproduktion, fjärrvärme eller utnyttjas Denna av monopolistisk exploatering av energisparprojekt. typ elkonsumenterna har ofta kritiserats, och SPK har i skilda sammanhang och sedan lång tid tillbaka krävt sluten ekonomisk redovisning (ring av olika kommunala verksamheter som skydd för konsumenfencing) terna. Dessa strävanden har ännu inte krönts med någon framgång, och, som diskuteras i avsnitt 4.1, föreslår nu stat-kommunytterligare beredningen (SOU 1990:107) en ytterligare försämring av konsumentskyddet genom modifiering eller upphävande av den kommunala självkostnadsprincipen.

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

3.2.3 Lågspänd el

Från 1980 till 1990 ökade el (SCB:s januari priset på lågspänd med 92 procent (exklusive skatt 86 procent), vilket är elprisindex) väsentligt mer än prisökningen på högspänd el som uppgick till 66 procent under perioden. I förhållande till den allmänna prisutvecklingen har dock i konsumentledet realt sett sjunkit något - med ca elpriset 4 procent - under perioden.

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

Årsförbrukningen för dessa villakunder uppgår till 5 000 respektive

25 000 kWh el.

1 SPK, Elmarknadsrapport 1989, Rapport 1990:5.

78 Svensk elmarknad

Tabell 3.6 Prisnivån för till inkl

lågspänningsleveranser typkunder abonnemangsavgift, energiavgift och energiskatt januari

1985-januari 1990

Företag Örc/kWh

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

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

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

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

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

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

Svensk elmarknad 79

forts tabell 3.6

Skellefteå Lägenhet 38,2 38,2 39,5 39,5 43,0 47,0 23,0 Villa utan 36,7 36,7 37,9 37,9 42,0 46,0 25,3 elvärme Villa med 27,5 27,5 28,9 28,9 31,6 36,4 32,4 elvärme

Stora Kraft Lägenhet 45,7 48,2 52,0 53,0 58,2 65,2 42,7 Villa ulan 44,2 46,4 48,0 50,0 54,8 65,2 40,7 elvärme Villa med 34,4 36,1 37,0 41,9 41,9 47,2 37,2 elvärme

Källa: SPK R1990:5

Av tabell 3.6 bl a

framgår följande:

- Vid i det närmaste

samtliga mättillfällen har Gullspång haft de högsta och Skellefteå de lägsta priserna. Här bör dock observeras att energiskatten i Skellefteå Krafts distributionsområde under hela perioden varit 1 öre lägre per kWh än i redovisade disövriga

tributionsområden.

- De flesta

företagen har procentuellt räknat för hela perioden höjt priserna något mer för kunder i elvärmd villa än för övriga kundkategorier.

- Den totala

prisökningen för perioden ligger med några få undantag

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

(under) dessa gränser för samtliga kundkategorier.

- i

Skillnaden, uttryckt öre/kWh, mellan högsta och lägsta elpris för dessa företag var i januari 1990 20,2 öre för kunder i samt lägenhet

för kunder i villa utan elvärme och i villa med elvärme 16,2

respektive 11,8 öre. Detta motsvarar en skillnad i årskostnad på ca 400, 800 respektive 3 000 kronor.

3.3 Kraftbalansen under 90-talet - en

bedömning

Under hösten har statens

energiverk genomfört revideringar av prognoser för elanvändning och under 90-talet. elproduktion Utredningen har tagit del av detta material, som kommer att i av publiceras början

80 Svensk elmarknad

19912. Verket förutser en av den prima elanvändningen från ökning 133,8 TWh 1989 till drygt 150 TWh år 2000, en ökning med 1,2 % per år fram till 1995 och därefter med 0,9 % per år. Det är framförallt inom sektorn bostäder och service som bedöms svara elanvändningen för Industrins förväntas bli mycket måttlig fram till ökningen. ökning 1995 % per år). Elproduktionen baserar sig i verkets prognos på (0,3 befintliga anläggningar samt ett mindre tillskott av kraftvärme, fast och gaskondenskraft. Med 12 reaktorer i drift år 2000 import ny bedömer verket att elproduktionssystemet kan ha den sammansättning som framgår av tabell 3.7.

Tabell 3.7 Elbalanser för 1989 och 2000.

1989 2000

Kraftslagl

Källa: Statens energiverk

1 Då vi har svårt att bedöma vindkraftsproduktionens storlek ingår denna inte i beräkningarna. 1989 var ett ovanligt vattenrikt år. Inklusive kondensproduktion i kraftvärmeanläggningar. För dessa balanser har antagits en rörlig kostnad på 5 öre/ kWh för fast import. Detta medför att importen blir billigare än kärnkraft och därför utnyttjas helt. Med en mindre andel fasta kostnader och större andel rörliga kostnader minskar utnyttjandet av den fasta importen.

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

Svensk elmarknad 81

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

simuleringar med kraftbalansmodellen resulterar också i ett tidsviktat medelvärde för årets marginella produktionskostnader samt en energibristrisk, som är ett mått på leveransförmågan i elproduktionssystemet.

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

Vid bedömning av efterfrågetillväxten har verket från ett utgått råkraftpris (d v s som ökar från 17

pris på stamnätsnivån) öre/kWh

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

ökning knappt ökning beror på elanvändningens utveckling samt på att bränslekostnaderna för producenterna antas öka. För elproducerande kraftföretag antar verket att priset på olja (E05 LS) ökar med ca 30 % mellan 1989 och 1995 och med ca 25 % mellan 1995 och 2000. Kolpriset ökar med ca 60 % mellan 1989 och 1995 och med ca 10 % mellan 1995 och 2000. I dessa prisökningar år medräknat en 30 svavelavgift på kr/kg svavel men däremot inte någon

koldioxidavgift (i enlighet med miljöavgiftsutredningens förslag, hösten 1989).

Det råkraftpris som verket har från vid utgått bedömningarna av elanvändningens utveckling är något lägre än marginalkostnaderna. Verkets utgångspunkt har varit att sikt ökar till råkraftpriset på längre ett jämviktspris i nivå med marginalkostnaderna i systemet eftersom detta är en förutsättning för lönsamma utbyggnader av ny produktionskapacitet i Sverige. Om detta är en realistisk eller inte utgångspunkt är svårt att veta, menar verket. Mot alltför låga elpriser talar behovet av att skapa jämvikt mellan och el. Ett för tillgång efterfrågan på lågt pris kan leda till överkonsumtion och för låg leveranssäkerhet. Å andra sidan uppstår kostnaderna för brist hos konsumenterna och det kan därför kanske finnas en risk att leverantörerna i sina investeringsplaner inte beaktar leveranssäkerheten i Hur en ökad tillräckligt hög grad. integrering av elmarknaderna inom Norden, men också inom Europa,

82 Svensk elmarknad

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

Min av elmarknadens utveckling diskuteras i egen bedömning avsnitt 4.3.

3.4 Den svenska kraftindustrin

3.4.1 Fiiretagsstruktur

Landets dominerande del av drygt tiotalet krafttillgångar ägs till företag. Av tabell 3.8 framgår hur ägandet av olika produktionsanläggningar är fördelat mellan företagen.

Svensk elmarknad 83 Tabell 3.8 Företagens ägande av olika produktionsanläggningar, MW Vattenkraft Vännekraft Varav käm- Totalt kraft

företag Totalt, privata och 7203 7242 4128 14445 kommunala medlemsföretag Vattenfall 8983 8000 5600 16983 Totalt 16186 15242 9728 31428

Källa: Kraftverksföreningens register samt Vattenfalls treårsplan 1990-

1992.

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

84 Svensk elmarknad

Bland de privata företagen finns en tendens till förändringar av ägandestrukturen. Några företag har samlat sina kraftanläggningar i nya bolag. Därefter har krafttillgångarna värderats upp, från i många fall mycket låga bokförda värden, varefter större delen av aktierna sålts till försäkringsbolag och pensionsfonder, medan kraftföretaget behållit kontrollen av företagets röstetal. Detta kan liknas vid en typ av arrendeavtal i form av ett sale-and-lease-back-avtal i kombination med återköpsrätt. Säljarna är stora industriföretag med behov av nytt investeringskapital. En av de senaste affärerna är SCA med sin utförsäljning av delar av Båkab Energi AB till AP-fondernaa. Företagen byter sin vattenkraft mot nytt kapital och erhåller då detta till lägre kostnad än vid alternativa ñnansieringsformer. Kraften som produceras säljs tillbaka till de gamla ägarna. Genom att äga röststarka aktier har dessa kvar kontrollen över kraftproduktionen.

Köparna eftersträvar inte kontroll över produktionen utan söker säker och långsiktig kapitalavkastning. Till sådan räknas de svenska vattenkrafttillgångarna. Samtliga partnerbolag avser också vattenkrafttillgångar.

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

I avtalen finns reglerat hur ersättningen, en typ av självkostnad, ska beräknas då industribolaget köper tillbaka all kraft (oavsett omfattningen av produktionen). I denna ersättning ska ingå

- kostnader och kostnader för underhåll och Operativa upprustning - Alla skatter och avgifter - Ett avsett att täcka räntor och belopp utdelningar.

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

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

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

Svensk elmarknad 85

optionspriset i reala termer faller signifikant jämfört med dagens värde på kraftverken. Samtidigt räknar man med en kraftig real ökning av marknadsvärdet på kraftverk. Därmed blir sannolikheten hög för att optionen kommer att utnyttjas.

För förvaltningen av den statsägda vattenkraften gäller reglerna för affärsverk generellt och för Vattenfalls agerande speciellt. Villkoren för avyttring av fast egendom som tillhör affärsverket Vattenfall regleras i förordningen (1971:727) om försäljning av staten tillhörig fast egendom. Av denna förordning framgår bl a att regeringen utan värdemässig begränsning och utan riksdagens samtycke beslutar i varje enskilt fall om försäljning av_ Vattenfall tillhörig mark till kommun för samhällsbyggnadsändamål. Aven i vissa andra fall beslutar regeringen utan riksdagens samtycke om försäljning av Vattenfall tillhörig egendom, om taxeringsvärdet eller, där sådant värde inte är åsatt, det vid särskild värdering utrönta saluvärdet inte överstiger 5 miljoner kr. Vattenfall får självt besluta om försäljning av Vattenfall tillhörig egendom när taxerings- och saluvärdet inte överstiger 1 miljon kr. Vid avyttring minskas verkets statskapital med tillgångens bokförda värde och motsvarande belopp skall inlevereras till staten.

Då avyttring av fast egendom sker från något av Vattenfalls bolag krävs normalt inget godkännande av vare sig regering eller riksdag. I vissa fall är dock ägandet förknippat med villkor i bolagsordning och/eller konsortialavtal, vilka har av och ibland godkänts regeringen riksdagen. I dessa fall kan ett godkännande vara nödvändigt för att en avyttring ska kunna ske.

Vattenfall har inte inkommit med någon begäran om försäljning av vattenkraft. Däremot har Vattenfall uppträtt som köpare av vattenkraft, något som även det kräver regeringens medgivande.

Eftersom Vattenfall svarar för en stor del av produktionskapaciteten i vattenkraft representerar dessa tillgångar en betydande förmögenhetsmassa. Detta har även uppmärksammats under senare år. I samband med propositionen om höjt avkastningskrav på Vattenfall skrevs de bokförda värdena på Vattenfalls fallrätter upp från 240 miljoner till 6 miljarder. Detta för att erhålla en nominell avkastning motsvarande 12 % efter schablonskatt. Detta skulle i sin tur motsvara en real avkastning på 3,4 % för år 1991.

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

86 Svensk elmarknad

I följande avsnitt ges en kort presentation av de största kraftföretagen i Sverige och dessas tillgångar i vattenkraft. Dessa är: Statens Vattenfallsverk, Sydkraft AB, Stockholm Energi AB, Stora Kraft, Båkab Energi AB, Gullspångs Kraft AB, Krångede AB, Uddeholm Kraft AB, Graningeverkens AB samt Skellefteå Kraft.

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

Produktionen av el etc för 1988 anges inom parentes. Siffrorna för elproduktionen är inte temperaturkorrigerade, vilket bör beaktas vid jämförelser mellan åren. Uppgifterna är inhämtade genom en enkät till företagen.

I genomgången av företagen presenteras speciellt företagens vattenkrafttillgångar. Från de delägda kraftstationerna är det endast företagets del av effekt och produktion som ingår.

Vattenfall

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

Vattenfallkoncernen hade under 1989 i årsmedeltal 10 390 (10 700) anställda och förfogade över en total installerad effekt på 14 673 MW. Den egna och delägda elproduktionen uppgick 1989 till 72 700 (72 800) GWh.

Egen produktion av vattenkraft uppgick till 38 300 (35 100) GWh, kärnkraft 34 300 (37 500) GWh och fossilkraft 100 (200) GWh. Affärsverket importerade 7 700 GWh och köpte 1 500 GWh inom landet. Till minoritetsdelägare i produktionsanläggningar levererades 5 900 GWh. Den totala elkraftomsättningen under 1989 blev därmed 87 800 (84 500) GWh.

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

Svensk elmarknad 87 Tabell 3.9 Vattenfalls ägande av vattenkraft Antal helägda Installerad effekt Kraftproduktion

stationer

Totalt 54 8472 361651

Ej normalårsproduktion. Produktionen avser 1989.

Sydkraft AB

Sydkrafts koncern består av ett femtiotal hel- eller delägda företag. I koncernen finns i dag företag inom områdena naturgas, gasol, fasta bränslen, kemi och data. Sydkrafts primära verksamhetsområde är södra Sverige, men företaget har produktionsanläggningar från Maglarp i söder till Umeälven i norr.

har en installerad effekt på ca 4 490 MW. Av detta är 2 202 Företaget MW kärnkraft, 1 001 MW vattenkraft och 1 287 MW övrig kraft. Sydkraft producerade under 1989 totalt 23 444 (23 732) GWh. Av detta var 6 796 (7 202) GWh vattenkraft, 16 545 (16 296) GWh kärnkraft och 103 GWh var olje- och kolkraft. Sydkraft köpte under samma år (234) kraft motsvarande 3 851 (3 322) GWh.

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

88 Svensk elmarknad

I tabell 3.10 redovisas samtliga Sydkrafts större vattenkraftstationer fördelade på vattendrag.

Tabell 3.10 Sydkraft AB:s ägande av vattenkraft Antal helägda Antal delägda Installerad effekt Kraftproduk-

Stockholm Energi AB

Stockholm Energi består av Stockholm Produktion samt Energi AB, den kommunala förvaltningen Stockholm Energi Distribution. Verksamheten består av tre områden; och distribution av produktion el, fjärrvärme och gas. Företaget har hel- och delägd vattenkraft samt äger delar i Forsmark och Oskarshamns kärnkraftverk. Stockholm Energi äger också stora kol- och oljeeldade kraftvärmeanläggningar. Från och med 1 januari 1990 drivs hela energiverksamheten i aktiebolagsform, Stockholm Energi AB, som ägs av Stockholm Stad. Antalet anställda var 1989 2 206 personer.

Stockholm Energis totala effekttillgång 1989 var 1 988 MW. Totalt producerade Stockholm Energi 7 984 (8 020) GWh el under 1989. I hel- och delägda Vattenkraftverk producerades ca 3 224 (2 836) GWh. Deras del i kärnkraftverken var 4 475 (4 709) GWh. I kraftvärmeanläggningarna producerades 285 (475) GWh el. Användningen av olja och kol för fjärrvärme var låg under 1989. el för Bolaget utnyttjade fjärrvärmeproduktion. Stockholm Energi producerade 4 498 (4 801) GWh värme.

Svensk elmarknad 89

I tabell 3.11 framgår Stockholms totala i vattenkraft. Energi tillgång

Tabell 3.11 Stockholm Energi AB:s ägande av vattenkraft

Antal helägda Antal delägda Installerad Kraftproduktion

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

Stora Kraft

Stora Kraft är ett helägt dotterbolag till Stora Kopparbergs Bergslags AB, STORA. Stora Kraft äger majoriteten av rösterna i Kopparkraft och ingår därför som ett dotterbolag i Stora Kraft-koncernen.

Leveranser av fast kraft sker huvudsakligen till elverk och större industrier i Kopparbergs- och län. Gävleborgs

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

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

Medeltalet anställda under 1989 var 297 (302).

I tabell 3.12 redovisas Stora Krafts totala antal större vattenkrafts- _ tationer fördelade på olika vattendrag.

90 Svensk elmarknad Tabell 3.12 Stora Krafts ägande av vattenkraft

Båkab Energi AB

Båkab Energi AB är ett helägt dotterbolag till SCA. I Båkabkoncernen Korsselbränna Aktiebolag, som 83,8 procent. Härutöver ingår ägs till ingår Hammarforsens Kraftaktiebolag, Stänga Elproduktion AB, Klubbfors och Nederede Kraftaktiebolag. Vissa Kraftakticbolag anläggningar för produktion av elkraft ägs tillsammans med andra företag genom gemensamt ägda bolag.

Båkab är den dominerande kraftleverantören i södra och mellersta Norrland med kunder från Hälsingland i söder till Västerbotten i norr. Sundsvallsregionen är företagets huvudområde för försäljningen av el.

Båkab förfogar över elproduktionsresurser med en sammanlagd effekt på 1 091 MW. Av denna effekt härrör 903 MW från vattenkraft, 110 MW från kärnkraft och 78 MW från fossilkraft. Båkabs energiproduktion på basis av vattenkraft under normalår är 4 004 GWh.

Båkabkoncernens kraftomsättning under 1989 var 6 467 (6 192) GWh. Av detta var 4 899 (4 144) GWh vattenkraft, 750 (739) GWh kärnkraft, 237 GWh mottryckskraft hos kunder. Kraftinköpen uppgick till (237) 581 (1 072) GWh.

Båkab hade 335 (344) medelårsanställda under 1989.

I tabell 3.13 redovisas Båkabs totala antal hel- och delägda vattenkraftstationer fördelade på respektive vattendrag.

Svensk elmarknad 91 Tabell 3.13 Båkab Energi AB:s ägande av vattenkraft Antal helägda Antal delägda Installerad effekt Kraftproduktion

Gullspångs Kraft AB

Gullspångs Kraft ägs till 48 % av Lidköpings kommun. Det har sitt huvudkontor i Örebro. Företaget hade 301 (298) personer anställda

1989. Verksamheten utgörs i huvudsak av och distribution

produktion av el. Bolaget äger Alvkraft i Värmland AB. har en liten del Företaget helägd vattenkraft medan man äger delar i Gusele AB, Blåsjöns Kraft AB, Korsselbränna AB, Krångede AB samt delar i kärnkraftverken Forsmark 1-3, Oskarshamn 1-3, och i de fossileldade kraftvärmeverken i Karlshamn 1-3, Aros 3-4 och Karskär 3-4.

Gullspångs totala effekttillgång är 980 MW. Den totala egna elproduktionen var 1989 4 253 GWh. Produktionen av vattenkraft blev 2 243 (2 365) GWh, kärnkraft 1 988 (2 059) GWh och fossilkraft 23 (51) GWh. Inköpen uppgick till 1 391 GWh och den totala elkraftomsättningen under året blev 5 644 GWh.

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

92 Svensk elmarknad

Tabell 3.14 Gullspång Kraft AB:s ägande av vattenkraft

Antal helägda Antal delägda Installerad effekt Kraftproduk-

Krångede AB

Krångede är ett bolag som ägs av Sydkraft (43,77 %), Stockholm Energi (31,86 %), Korsnäs (15,47 %) samt Gullspångs Kraft (8,90 %). Företaget äger drygt 50 % av sex större vattenkraftstationer med en total årsproduktion på drygt 4 TWh.

Uddeholm Kraft AB

Uddeholm Kraft AB är ett helägt dotterbolag till AGA AB. Uddeholm Kraft producerar och distribuerar elenergi. hade 1989 553 Företaget (561) anställda. Utöver egna krafttillgângar har företaget genom leveransavtal tillgång till vattenkraft ägd av Alvkraft i Värmland AB, Vänerenergi och Västkraft AB. Företaget samarbetar med Karlstads kommun (Energiverken) i frågor som gäller anskaffning av kraft. Detta sker genom det delägda dotterföretaget Vårmlandskraft AB som administreras av Uddeholm Kraft AB. Samarbete sker, förutom med dotterbolaget Värmlandskraft-OKG-delägarna AB, även med Värmlandskraft- Forsmarksdelägarna AB. Båda dessa bolag administreras av Uddeholm Kraft.

Koncernen har tillgång till en total installerad effekt av 657 MW. Den totala elproduktionen var 3 820 (4 487) GWh under 1989 varav vattenkraften stod för 1 900 (2 421) GWh. Företagets del i kärnkraft var 1 920 (2 066) GWh. köpte 1 764 (1 182) GWh el. Under 1989 Företaget uppgick således den totala kraftomsättningen till 5 584 (5 669) GWh.

I tabell 3.15 redovisas Uddeholms totala tillgång i vattenkraft.

Svensk elmarknad 93 Tabell 3.15 Uddeholm Kraft AB:s ägande av vattenkraft Antal helägda Antal delägda Installerad Kraftproduktion

Graningeverken AB

Graningeverken är ett kraft- och skogsföretag med produktions-

resurserna koncentrerade till Ångermanälvens dalgång och området

strax norr därom. Kraftverksamheten omfattar produktion och distribution av elektrisk kraft. Huvuddelen av kraftproduktionen sker i egna, delägda samt arrenderade vattenkraftstationer. En liten del av produktionen sker i industriella mottrycksanläggningar.

Graningeverkens helägda och delägda anläggningar har tillsammans en installerad effekt på 450 MW motsvarande en medelårsproduktion på 2 200 GWh. Inom bolaget omsattes totalt 3 095 (3 031) GWh under 1989. Produktionen uppgick till 2 735 (2 701) GWh, varav vattenkraftverken svarade för 2 706 (2 669) GWh, värmekraft svarade för 29 (32) GWh och inköpen av kraft 1989 var 360 (330) GWh.

I Sverige hade koncernen 998 medeltalet anställda 1989. (1 005)

I tabell 3.16 redovisas Graningeverkens totala tillgångar i vattenkraftstationer fördelade på olika vattendrag.

Tabell 3.16 Graningeverken AB:s ägande av vattenkraft

Antal hclägda Antal delägda Installerad Kraftproduktion

94 Svensk elmarknad

Skellefteå Kraft

Skellefteå Kraft-koncernen består av två delar, Skellefteå kraftverk (kommunal förvaltning) och Skellefteå Kraft AB (av kommunen helägt aktiebolag) med ett antal dotterföretag. Koncernens verksamhet består av fyra delar. Dessa är kraftproduktion, eldistribution, fjärrvärme och fastighetsrörelse. Koncernen hade 359 anställda under redovisningsåret.

Skellefteå krafts totala installerade effekt uppgick till 426 MW 1989. Samma år uppgick kraftproduktionen i helägda Vattenkraftverk genom Skellefteå kraftverk till 1 114 (1 269,7) GWh och i delägda till 336,6 (331,5) GWh. Vattenkraftsproduktionen iSkellefteå kraftaktiebolag var 455 (532) GWh och andel i Forsmark gav 384 (411) GWh. Koncernen producerade totalt 2 290 (2 544) GWh el 1989. Bolagen köpte 761,6 GWh och den totala energiomsättningen var därmed 3 051 (3 320) GWh 1989.

I tabell 3.17 redovisas samtliga Skellefteå Krafts vattenkraftstationer.

Tabell 3.17 Skellefteå Krafts ägande av vattenkraft

Antal helägda Antal dclägda Installerad effekt Kraftproduk-

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

Svensk elmarknad 95 Tabell 3.18 Kraftomsättning i GWh 1987-1989

Av tabell 3.18 framgår att Vattenfall ökade sin andel av kraftomsättningen från 1988 till 1989.

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

96 Svensk elmarknad Tabell 3.19 Kraftföretagens elproduktion fördelad på kraftslag 1989 (GWh)

I tabell 3.19 ser vi att de redovisade företagen hade en sammanlagd elproduktion 1989 om 136,5 TWh. Den totala elproduktionen i Sverige 1989 uppgick till 139,5 TWh. Detta innebär att de ovan föreangivna tagen svarade för över 90 procent av den totala elproduktionen.

I tabell 3.20 visas en procentuell fördelning av elproduktionen på kraftslag för de redovisade kraftföretagen.

Svensk elmarknad 97

Tabell 3.20 Kraftfiiretagens produktion, procentuell fördelning på

kraftslag 1989

ägandestrukturen senare år delvis förändrats då en del av industrins vattenkrafttillgångar överförts till s k partnerbolag, där försäkringsbolag och pensionsfonder är stora ägare. Kraftverksföreningen har för utredningens del fram tagit aktuella uppgiftegangående vilka av ägare som står bakom de typer större företagen. Agare till de tio största elproducenterna fir‘:

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

98 Svensk elmarknad

Tabell 3.21 Ägande av krafifiiretagen, olika kategorier

Företag Ägarkategori Ägande i procent

Vattenfall Staten 100 Kommuner 43 Sydkraft

Stora Kraft 42 % + Försäkringsbolag

Båkab Energi AB 57 % Försäkringsbolag + Nikab 43 % + pensionsfonder 9,4 AP-fonder + löntagarfondcr 42,6 Övriga 48,0 Gullspångs Kraft AB Kommuner 23,6 AP-fonder 11,6 Försäkringsbolag + pensionsfonder 18,0 Övriga 46,8

Uddeholm Kraft AB 58 % AP-fonder 4,8 + Alvkraft 42 % Försäkringsbolag + pensionsfonder 37,8 Övriga 57,4

Graningeverkens AB Försäkringsbolag + pensionsfonder 7,0 Övriga 93,0 Skellefteå Kraft Kommunen 100

Källa: Kraftverksföreningen

Svensk elmarknad 99

Fördelningen blir med nödvändighet ungefärlig p g a att företagens uppgifter endast avser de största ägarna och inte redovisas på samma sätt. Hänsyn har tagits till korsägande när industrier har bildat partnerbolag men inte i övriga fall.

Resten av landets elproduktion är av kommuner, t ex

ägd Östersund,

Umeå, Västerås, Norrköping samt företag och enskilda. Med god approximation torde därför följande ägarbild gälla för landets totala produktion:

Tabell 3.22 Elproduktionens ägandestruktur

Stat ca 50 %

Kommun ca 20 %

AP-fonder, löntagarfonder ca 10 % försäkringsbolag och pensionsfonder

Enskilda ca 20 %

3.4.2 Ekonomiska förhållanden

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

Vidare diskuterades i kapitel 2, i samband med utredningen Skatt på energi (SOU 1982:1647), mer allmänt svårigheter att på ett tillfredsställande sätt jämföra företag och branscher med avseende på lönsamhet m m. Där noterades bl a att det föreligger stora möjligheter för företag att bestämma årsresultatet via olika slag av bokslutsdispositioner och att principerna för periodisering av kapitalkostnader spelar stor roll. Korsägande och med starka marknadssegmentering kopplingar mellan producenter och distributörer är faktorer ytterligare som fördunklar bilden av de ekonomiska villkoren elmarknaden och på i kraftproduktionen. I skall vidare att sammanhanget uppmärksammas också kraftföretag i många fall bedriver olika typer av verksamhet. Graningeverken är ett kraft- och skogsföretag, Sydkraft är engagerat inom flera verksamhetsområden osv. Till följd av dessa förhållanden

100 Svensk elmarknad

det oftast inte att särskilja lönsamheten i elproduktionen från går annan verksamhet.

Ett huvudsyfte med detta avsnitt är att belysa de ekonomiska villkoren för de större kraftföretagen. I perspektivet av ovanstående diskussion måste emellertid kraftigt understrykas att enskilda nyckeltal på företagsnivå, av det slag som anges nedan, inte är entydigt representativa som mått lönsamhet eller effektivitet i kraftproduktionen. De på enskilda har därför närmast karaktären av penseldrag i nyckeltalen strävan förhållandena i att ge en bild av de ekonomiska kraftproduktionen.

Ekonomiska jämförelsetal

Statens energiverk har på uppdrag av utredningen utifrån årsredovisningar beräknat ett antal mått som skall åskådliggöra ekonomiska förhållanden i ett antal företag inom kraftindustrin. De företag som granskats är Vattenfall, Skellefteå Kraft AB, Gullspång Kraft AB, Uddeholm Kraft AB, Stockholm Energi AB, Sydkraft AB, Krångede AB och Båkab Energi AB. Redovisningen nedan för åren 1988 och 1989 är baserad på koncernredovisningar och utgörs av följande nyckeltal:

- totalt avkastning på kapital avkastning på eget kapital skuldsättningsgrad - soliditet - nettoresultat - och omsättning per anställd - elleverans elproduktion respektive per anställd.

Statens pris- och konkurrensverk (SPK) har i uppdrag av regeringen att med särskild uppmärksamhet följa pris- och konkurrensförhållandena på elenergiområdet. SPK:s senaste rapport var Elmarknaden 1988-89. Pris- och konkurrensförhållanden (R 1990:5). Statens energiverk har angivit att jämförelser av verkets beräkningar gjorts med redovisade uppgifter i SPK:s rapport. För mer detaljerad information om olika företag hänvisas till denna studie. Statens energiverk noterar vidare att det mest ändamålsenliga för att kunna analysera företagens hela verksamhet vore att de ekonomiska uppgifterna även innefattade s k intressebolag, d v s foretag som normalt inte fullständigt ingår i redovisningen för den juridiska koncernen. I årsredovisningen ingår endast där har ett bestämmande inflytande, i företag moderföretaget princip mer än 50 % av röstvärdet för aktierna. Delägda företag, såsom Krångede AB, inbegrips i stor vanligen kraftproduktionsbolag utsträckning inte i för företagsjämförelse. J ämförelserna blir underlaget i detta avseende därför inte rättvisa.

Svensk elmarknad 101

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

Avkastning på totalt kapital

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

Tabell 3.23 Nominell avkastning på totalt kapital i %

1988 1989 Förändring

angivits, fall andra stora verksamhetsgrenar.

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

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

102 Svensk elmarknad

Avkastning på eget kapital

Avkastning på eget kapital, redovisad i tabell 3.24, representeras här av rörelseresultat efter finansiella kostnader och intäkter med avdrag för 50 % schablonskatt i relation till eget kapital och 50 % av de obeskattade reserverna vid årets in- och utgång. Enligt SCB:s statistik för industriföretagen uppgick den genomsnittliga avkastningen på eget kapital under 1988 till 17,7 % och under 1989 till 12,9 %.

Tabell 3.24 Nominell avkastning på eget kapital i %

Av tabell 3.24 framgår att Skellefteå Kraft, Stockholm Energi samt har minskat sin avkastning på kapital under 1989 Krångede eget jämfört med 1988. Regeringens förräntningskrav på Vattenfall, mätt på justerat eget kapital efter skatt, är 8 % för 1989. Detta uppnåddes således inte enligt beräkningarna, enligt vilka avkastningen uppgick till 7,6 %. Enligt SPK:s beräkningar uppgick räntabiliteten till 6,9 % när hänsyn tagits till minoritetsintressen.

Räntabiliteten för Gullspång har 1989 hamnat på en nivå som får anses mycket god i jämförelse med de andra företagen. Båkab och Sydkraft ligger även bra till här och har en hög avkastning på eget kapital. Placeringsmässigt ligger Vattenfall på en femteplats. Krångede minskade sin avkastning betydligt 1989, då företagets räntabilitet på kapital blev negativ. En grupp av företag har en ganska låg aveget kastningsnivå.

Svensk elmarknad 103 Skuldsättnitzgsgrad

Skuldsättningsgraden, redovisad i tabell 3.25, återspeglar hur mycket som företaget extern- respektive självfinansierar av sina investeringar. Här jämförs totala skulder med företagets totala tillgångar.

Tabell 3.25 Skuldsättningsgrad i % 1988 1989 Förändringar

Båkab ökade sin skuldsättning betydligt 1989 jämfört med 1988, men har ändock en förhållandevis låg skuldsättningsgrad. Stockholm Energi har satt upp som mål en självfinansieringsgrad på 30 %, vilket har uppnåtts. Skellefteå Kraft har under perioden bl a investerat i fastighetsrörelsen Expolaris center med ca 170 Mkr.

Soliditet

Soliditet är ett uttryck för ett företags långsiktiga betalningsförmåga. Måttet, definierat som eget kapital i förhållande till tillgångarna, redovisas i tabell 3.26. Enligt SCB:s statistik för industriföretag med mer än 50 anställda uppgick soliditeten, definierad som ovan, under 1988 i genomsnitt till 32,3 % och 1989 till 31,0 %.

104 Svensk elmarknad Tabell 3.26 Soliditet i % 1988 1989 Förändringar

Soliditeten varierar mellan företag i olika branscher och företag av olika storlek. Uddeholm ligger högst med en soliditet över 60 %.

Nettoresultat

Nettoresultatet, redovisat i tabell 3.27, definieras som rörelsens resultat efter finansiella kostnader och intäkter i förhållande till omsättningen. Jämförelser bör göras med försiktighet då t ex räntekostnader hanteras olika av företagen.

Svensk elmarknad 105 Tabell 3.27 Nettoresultat i % 1988 1989 Förändringar

Energi Krångede minskade dock sina nettoresultat. Notera här att Krångede ägs av andra kraftföretag vilket bl a påverkar redovisade vinstmarginaler. De största ökningarna mätt i procentenheter uppkom hos Båkab, Vattenfall och Gullspång.

1989 redovisar Båkab det nettoresultatet med en skillnad 20 högsta på procentenheter till Graningeverken, som har det näst värdet. högsta Vattenfall ligger i mitten av de jämförda företagen.

Omsättning per anställd

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

106 Svensk elmarknad Tabell 3.28 Omsättning per anställd, mkr 1988 1989 Förändring

Samtliga företag utom Stockholm Energi och Krångede ökade sin omsättning per anställd 1989 jämfört med 1988. Vad gäller Krångede minskade värmeleveranserna och därmed minskade intäkterna av värmeförsäljningen under 1989. Dessutom minskade intäkterna av elförsäljningen, samtidigt som företaget emellertid ökade både sin elproduktion och sina elleveranser.

Elproduktion respektive elleverans per anställd

Ovan har de ekonomiska förhållandena i kraftföretagen belysts utifrån deras årsredovisningar. Av intresse i detta sammanhang är emellertid också att söka klargöra lönsamheten i vattenkraftbaserad och annan elproduktion hos företagen. Via årsredovisningarna förmedlas emellertid inte någon sådan bild. En orsak till detta är att företagens verksamhet inte är avgränsad till enbart vattenkraftsproduktion eller ens kraftproduktion.

Företagens verksamhetsområden beskrevs tidigare i kapitlet. Där framgick t ex att Graningeverken AB är ett kraft- och skogsföretag, att Sydkraft AB består av ett femtiotal hel- eller delägda företag inom områdena el, naturgas, gasol, fasta bränslen, kemi och data osv.

Mot denna bakgrund är det naturligtvis svårt att söka mäta lönsamheten i kraftproduktionen hos de olika företagen, om man inte har till ekonomisk information klart uppdelad på verksamhetstillgång

Svensk elmarknad 107

grenar. Utredningen sökte genom en enkät bl a få belyst kostnadsförhällandena i vattenkraftproduktionen och annan elproduktion på företagsnivå. Företagen har emellertid ingen skyldighet att tillhandahålla dylika uppgifter, och de uppgifter som framkom blev sammantaget för otillräckliga i det här sammanhanget.

Att söka belysa produktivitetsförhållandena i kraftproduktionen inom branschen på basis av uppgifter om elproduktion och antalet anställda i företagen är mot denna bakgrund inte bara vanskligt utan också i vissa fall direkt missvisande. Dock kan det vara av intresse att notera den spridning som föreligger, eftersom sådana här nyckeltal ofta redovisas. När vi därför här ändå valt att redovisa uppgifterna om elproduktion respektive elleverans per anställd för de aktuella företagen är det snarast i varnande pedagogiskt syfte.

I tabell 3.29 redovisas de olika koncernernas totala elproduktion i förhållande till alla anställda inom desamma. Denna kvot är förrädisk som produktivitetsmått eftersom det inom dessa koncerner i större eller mindre utsträckning förekommer annan verksamhet än elproduktion. Måttet speglar såväl graden av diversiñering och teknologival som produktiviteten i verksamheten.

Tabell 3.29 Elproduktion/anställd, GWh

1988 1989 Förändring

Av tabell 3.29 framgår att spridningen i elproduktion per anställd är stor mellan de olika koncernerna. Krångede uppvisar högst värde, vilket i huvudsak är en följd av en mycket hög andel elproduktion.

108 Svensk elmarknad Förändringen för Båkab på 2,6 GWh/anställd mellan åren beror dels på en ökad elproduktion, dels på att antalet medelårsanställda har minskat jämfört med föregående år. Minskningen för Stora Kraft beror på den minskade elproduktionen med drygt 1 TWh 1989. Elleveranser är summan av den egna elproduktionen och inköp av el. Av tabell 3.30 framgår levererad el per anställd. Tabell 3.30 Elleveranser/anstâlld, GWh 1988 1989 Förändring

Båkab och Krångedes förändringar beror på att de har ökat sin produktion och sina leveranser. Vattenfalls ökning beror dels på att det har minskat sin personal, dels på att det har ökat inköpen av el mer än det har minskat sin egen elproduktion. Stora Krafts betydande minskning beror på att dess elproduktion har minskat mer än vad elinköpen har ökat.

Generellt sett återspeglar skillnaderna mellan företagen i nyckeltal tre olika faktorer:

- äkta produktivitetsskillnader - olika faktorsammansättning, speciellt kapitalintensitet - olika Verksamhetsinriktning,

Vad gäller den andra punkten, olika faktorsammansättning, vet vi att det är vitt skilda teknologier förknippade med olika typer av kraftproduktion (vattenkraft, kärnkraft, oljekondens, gasturbiner etc) med olika förhållande mellan arbetskraft, bränsle och kapital.

Svensk elmarknad 109

Sammanfattande kommentarer

Vissa tentativa slutsatser kan dras på basis av de jämförelser som gjorts vad avser lönsamhet och andra nyckeltal i kraftindustrin. Kraftindustrin som helhet ökade sin lönsamhet 1989 jämfört med 1988. Detta var en konsekvens av större intäkter p g a kraftiga elprisökningar, av att elen till en större del producerats med den vattenkraften och billiga kärnkraften samt av att de flesta företagen har ökat försäljningen.

Kraftföretagens räntabilitet på totalt kapital låg 1989 på mellan 5,3 och 15,5 procent. Detta kan jämföras med 7,8 procent i genomsnitt för industriföretag med över 50 anställda under samma tid. Sju av de undersökta kraftföretagen ligger över genomsnittet för hela industrin. Vattenfall hade en avkastning på 9,2 %.

När det gäller avkastningen på eget kraftindustrin i kapital låg intervallet -3,7 % till 17,4 %. Genomsnittet för industrin var 12,9 % 1989. Av de analyserade företagen är fyra stycken i nivå med eller över industrins genomsnitt. De flesta av företagen inom kraftindustrin ökade avkastningen på eget kapital från 1988 till 1989, medan avkastningen för industrin som helhet minskade från 17,7 till 12,9. Det vara ett tycks karakteristiskt drag för kraftindustrin att lönsamhetsvariationerna inom denna skiljer sig från övriga näringslivet. Amerikanska börsnoterade kraftföretag uppvisar mycket låga s k betatal vilket innebär att kursutvecklingen för kraftföretag uppvisar kraftiga avvikelser från den allmänna börsutvecklingen.

Soliditeten i kraftindustrin låg 1989 på nivåer mellan 11 och 61 %. De flesta av kraftföretagen hade ökat Soliditeten 1989 med 1988. jämfört Nivån för industrin i genomsnitt låg 1989 på 31 % och hade därmed sjunkit med 1,3 procentenheter från 1988. Fem kraftföretag låg över industrigenomsnittet.

Det är viktigt att ännu en gång poängtera de som de begränsningar olika redovisade talen är behäftade med. För att på något sätt ändå skapa ett sammanfattande, om än inte invändningsfritt, mått har vi vägt samman de olika nyckeltalen. Detta har dels med avseende gjorts på förändringarna mellan 1988 och 1989 d v s om resultatet har förbättrats eller försämrats, dels med avseende på de olika nivåer. nyckeltalens Från dessa genomsnittliga mått kan emellertid bara mycket försiktiga slutsatser dras.

Den genomsnittligt största de olika förbättringen enligt lönsamhetsmåtten uppvisas av Gullspång följt av Båkab, Vattenfall, Sydkraft och Stora Kraft. Detta indikerar att det främst är de renodlade och Vattenfall som har ökat sin

kraftproduktionsbolagen

lönsamhet. De helägda kommunala bolagen har generellt sett presterat sämre resultat under 1989.

110 Svensk elmarknad

En fråga utredningen har att ta ställning till är huruvida storleken på de vinster som genereras kan anses motsvara vad som är erforderligt för framtida investeringar. I en framtid med en eventuellt mera konkurrensutsatt elmarknad finns i princip inget som talar för att kraftindustrin generellt sett skulle få några särskilda finansieringsproblem, utan det frågan gäller är nivån på kapitalkostnaderna. Dessa kommer i hög grad att bestämmas av den allmänna risknivån i branschen, inte minst risken för politiska ingrepp. Graden av självfmansiering är alltid av stor betydelse i en bransch med långsiktiga investeringar där de flesta investeringsprojekt kan förväntas gå med kassamässiga underskott ett antal år, eftersom kapitalkostnaderna ej fördelas jämnt över anläggningarnas förväntade livslängd utan belastar resultatet hårt under de första åren efter det att en anläggning tagits i bruk. En hög grad av självfinansiering kan därför förväntas resultera i en lägre lönsamhetsnivå och lägre prisnivå i branschen, eftersom kapacitetsutbyggnader tidigareläggs jämfört med en alternativ utveckling för branschen med högre kapitalkostnader.

Vattenkraften

Det var under 1900-talets första årtionde som vattenkraftutbyggnaden kom igång i större omfattning. År 1909 fick den statliga utbyggnaden fastare former då Kungl Vattenfallsstyrelsen inrättades. Mellan 1910- 14 uppfördes landets dittills största anläggning vid Porjus i Lule älv för att förse malmfälten och malmbanan med kraft. På 1920-talet fortsatte utbyggnaden, främst i södra och mellersta Sverige, men även i välbelägna norrländska älvar.

Omkring år 1930 täcktes större delen av landet av 15 väl avgränsade kraftförsörjningsområden, från Sydkraft i söder till Porjus i norr. Samkörningen mellan Vattenfall och de privata kraftföretagen utvidgades åren före andra världskriget och 1938 möjliggjordes för första gången en samkörning av landets kraftstationer från Porjus i norr till Malmö i söder.

På 1950- och 60-talen skedde en kraftig utbyggnad. Fram till mitten av 1960-talet täckte vattenkraften, under år med normal nederbörd, praktiskt taget hela behovet av elkraft. Sedan dess har vattenkraftens andel av elproduktionen minskat, trots en kontinuerlig utbyggnad av kapaciteten. Under perioden 1955-1965 installerades ca 240 st aggregat med en total effekt på ca 5 500 MW. Totalt är ca 700 aggregat (över 1,5 MW) i drift med totalt 16 000 MW installerad effekt. Dessutom finns ett 1 000-tal små Vattenkraftverk (upp till 1,5 MW) i drift med en sammanlagd effekt av ca 300 MW.

Flertalet Vattenkraftverk byggdes för mer än 20 år sedan. Dessa svarar för ca 70 % av årsproduktionen och närmare 70 % av den totalt installerade effekten. Ett flertal aggregat har drivits i 50 år eller längre,

Svensk elmarknad 111

med i stort sett oförändrad Kraftindustrin arbetar med utrustning. program för och planering av effektiviserings- och av förnyelseåtgärder den befintliga vattenkraften. I dagsläget finns en installerad total nettoeffekt i vattenkraftgeneratorer motsvarande 16 186 MW.

Dagens aktuella normalårsproduktion i vattenkraft motsvarar ca 63,5 TWh. Med hänsyn till variationer i tillrinningen över året kan dock tillrinningsstyrd vattenkraftproduktion variera avsevärt. Detta ger ofta upphov till svårbemästrade överskottsproblem, speciellt under våren, om häftiga regn inträffar i kombination med Då kraftig snösmältning. kan stora behöva mycket elenergimängder nedregleras i kärnkraft, eller därutöver, vattnet i sämsta fall spillas i vattenkraftstationerna.

För de s k typåren torrår/våtår kan den årligt tillgängliga vattenkraftsenergin variera ca 15 TWh under/över normalårets energivärde. För torrår/våtår motsvarar den typiska därmed ca årsenergin 54 respektive 73 TWh.

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

Under 1980-talet har Vattenkraftproduktionen varierat enligt följande:

Tabell 3.31 Vattenkraftproduktionen 1981-89

År 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989

TWh 58,8 54,1 62,6 69,8 59,9 71,0 68,7 71 ,0

Eftersom vattenkrafttillgången varit god har kärnkraften inte utnyttjas till sin fulla kapacitet. Kärnkraften har med nedreglerats 3,6 TWh under 1988 och med 9 TWh 1989. i kärnkraften Produktionsförmågan är ca 70 TWh.

3.5.1 Aktuell produktion

Vattenkraftproduktionen 1989 uppgick till 71,0 TWh, vilket är 7,5 TWh över normalårsproduktionen. Därmed svarade vattenkraften för 47 % av den totala eltillförseln. Vattenkraftproduktionens fördelning på landets huvudälvar visas i tabell 3.32.

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

Av tabcllcn framgår att de fyra största älvarna (Lule älv, Ume älv,

Ångermanälven och Indalsälven) tillsammans svarade för 64 % av

vattenkraftproduktionen 1989.

Vattenkraften produceras vid drygt 1 100 vattenkraftstationer. De 200 största stationerna svarar för ca 60 TWh av normalårsproduktionen.

Vid årets slut uppgick den totala installerade effekten till 16 186 MW, vilket innebär ett tillskott med 74 MW under året. Största tillskott

utordes av Mockfjärd (10 MW) och Vargön (11 MW). De största

privata och kommunala företagens innehav av vattenkraft uppgick till 7 203 MW. Resterande andel, d v s drygt hälften, ägs av Vattenfall.

Ytterligare utbyggnad är planerad på ca 400 MW. Därmed förväntas produktionsförmågan ett normalår öka till mellan 64-65 TWh i mitten av 1990-talet.

Svensk elmarknad 113

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

Utnyttjande av vattendrag för kraftproduktion har av länge reglerats vattenlagen. Den första, (äldre) vattenlagen, som antogs 1918, har vid flera tillfällen ändrats och År 1983 ersattes den helt med kompletterats. en ny vattenlag (SFS 1983:291), som är i kraft sedan 1984.

3.5.2 till fallhöjder Nyttjanderätt för kraftproduktion

Strömfall i vattendrag omfattas av den allmänna fastighetstaxeringen. En fallsträcka kan vara uppdelad flera på ägare genom ägogränser tvärs över vattendraget. Agogränser kan även i gå vattendraget parallellt med strömriktningen, fallets båda sidor ofta kan varigenom komma att tillhöra olika ägare. Vidare kan ett strömfall en utgöra samfällighet varvid fastighetsägarna i byn eller innehar en skiftelaget ideell andel i fallet. förekommer Vanligtvis flera ägare till en fallsträcka som ska byggas ut. Rätt att bygga ut en fallsträcka tillkommer den som med äganderätt eller annan, för all framtid rätt gällande disponerar över mer än hälften av vattenkraften i sträckan. Före tillkomsten av den äldre kunde en fallsträcka med vattenlagen flera ägare byggas ut gemensamt endast om var ense om ägarna utbyggnaden. Om strömfallet utgjordes av en kunde dock samfällighet en gemensam utbyggnad framtvingas. En delägare kunde då få tillstånd att ensam bygga ut fallet villkor fastställda av allmän på domstol efter det att avvisat en övriga delägare inbjudan om gemensam utbyggnad.

Runt sekelskiftet framstod det som allt mer att kraft i angeläget vattendrag på ett effektivt sätt kunde komma samhället till Kraft godo. till låga kostnader förutsatte stora d v s att hela den enheter, naturliga fallhöjden kunde tillgodogöras i en gemensam anläggning. Detta synsätt präglade vattenlagens tillkomst, särskilt de paragrafer som rör villkoren

för ianspråktagande av annans vattenkraft.

Enligt bestämmelserna i är i vattenlagen regel den som äger mer än hälften av den totala fallhöjden till att ut hela fallet berättigad bygga och tillgodogöra sig all kraften. Lagen tillåter alltså att enskilda tas i fall_r_ätter anspråk för gemensam utbyggnad i majoritetsägarens av dessa enskilda fallrätter regi. Agarna kompenseras ekonomiskt i form av en i förhållande engångsersättning till

ianspråktagen fallhöjd. Denna ersättning ska återspegla

marknadspriset för outbyggd vattenkraft.

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

114 Svensk elmarknad

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

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

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

bestämdes emellertid att alla domar ska kunna I den nya vattenlagen efter 1993 samt att tid för omprövning (10-30 år) ska skrivas omprövas in för alla nya kraftverk framöver. Vad som kan prövas är endast

villkoren för driften, medan driftsrättigheten som sådan är tillskriven

sökanden av för all framtid. Aven (innehavaren strömfallsfastigheten) villkor för regleringar finns angivet i domar. Större ombyggnader medför i att effekt höjs. Lönsamheten i denna regel anläggningens är ofta beroende av möjligheterna till korttidsreglering. effekthöjning

Om en medför krav en ökad av vatten i den omprövning på tappning fåran leder detta till att en mindre kan tas ut. gamla mängd energi Kraftföretagen har då rätt till en viss ersättning från staten, men måste 5-20 %. För äldre

dock stå för en del av förlusten själva, motsvarande

anläggningar, d v s merparten av det nuvarande kraftstationsbeståndet, är omprövningar aktuella under 1990-talet.

3.5.3 Ägarstruktur

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

Svensk elmarknad 115

Tabell 3.33 Ägande av vattenkraflstationer 10 MW (11 största

företagen).

Företag Helägda Delägda stationer stationer 10 MW 10 MW

Kraft

116 Svensk elmarknad

forts tabell 3.33 Krångede 6 775 4290 91,1 Kraft

hclägda privata och kommunala

Källa: Enkät hösten 1990 samt Vattenfalls årsredovisning 1989. 1 Exkl två stationer (uppgift saknas). Av tabell 3.33 framgår bl a att de privata företagen i hög grad samäger anläggningar medan Vattenfall har en mycket större andel helägd kraft.

4. Elmarknadens funktionssätt och av

beskattning

kraftproduktion

Inledning

En förståelse av den svenska elmarknadens funktionssätt och be-

dömningar av elmarknadens framtida utveckling är för en mycket viktig bedömning av den centrala utgångspunkten för utredningen, nämligen en förväntad högre framtida Bakom om en elprisnivå. förväntningarna högre prisnivå ligger den s k omställningen av det svenska energiförsörjningssystemet.

Med uttrycket avses bl a av kärnkraften och omfattande awecklingen övergång till förnybara energikällor. En sådan framstår omställning idag som mera osäker i utredningens tidsperspektiv än vid tidpunkten för direktiven. Däremot har sannolikheten för en annan omställning ökat, nämligen en omställning från omfattande och politisk styrning producentstyrning av energimarknaderna till mera marknads- och

konsumentstyrning. Jag kommer därför, såväl i som i

analysen utformningen av mina förslag, att beakta av en sådan möjligheterna omställning till en mera och konkurrensutsatt elmarmarknadsstyrd knad. Denna kallar omställning jag en avreglering av elmarknaden.

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

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

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

118 Elmarknadens funktionssätt

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

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

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

Vattenkraftens karaktär som analyseras i speciella produktionsresurs avsnitt 4.4. till detta avsnitt är att jag under utredningens Bakgrunden stött en rad om Vattenkraftens karaktär och gång på uppfattningar lönsamhet som kan motivera en närmare granskning och bidra till en förståelse av de ofta framförda kraven på en särskild bedjupare skattning av vattenkraften liksom kraven på att en del av vattenkraftens

vinster ska komma de regioner där den genereras till del. (De

behandlas dock först i kapitel 5.) Avsnitt 4.5 regionala aspekterna innehåller en kort översikt över generella aspekter på beskattning, medan avsnitt 4.6 redovisar av naturresurser i synen på beskattningen ett doktrinhistoriskt I avsnitt 4.7 genomgås olika av perspektiv. typer ekonomiska överskott inom kraftindustrin som bakgrund till diskussionen i avsnitt 4.8 gällande motiv för särskild beskattning av

kraftproduktion.

i detta kapitel förs hela tiden utifrån det krav på samhällseko- Analysen nomisk effektivitet som angetts i direktiven. Elmarknaden är i sina och mångfacetterad. Därför vill jag betona detaljer mycket komplicerad att avsikten med detta kapitel inte är att i detalj analysera elmarknaden utan att ge en grov bild av olika aspekter på elmarknadens funktionssätt som bakgrund till diskussionen om beskattning av kraftföretag. Denna är viktig för förståelsen, dels av varför jag anser det bakgrund med en av existerande beskattning, dels varför nödvändigt reformering

Elmarknadens funktionssätt 119

jag anser det högst olämpligt med en ökad beskattning av elproduktionen i dagsläget och varför jag anser det mera angeläget med en ökad konkurrens på elmarknaden än en ökad beskattning av kraftföretagen.

4.2 Den svenska elmarknadens funktionssätt

Elmarknadens struktur

Den svenska elmarknaden kan kanske ge intryck av att vara nästan fullständigt integrerad och dominerad av ett stort kraftföretag, Vattenfall. Så är dock inte fallet, utan det svenska systemet kan beskrivas som blandat. När det gäller produktionen är Vattenfall dominerande med ca 50 procent av den svenska elproduktionen följt av Sydkraft som svarar för ca 15 procent. Totalt svarar de 12 största producenterna för ca 90 procent av produktionen.

Systemet är delvis vertikalt integrerat, dvs i kopplingen mellan producenter och distributörer. Av Vattenfalls produktion går endast ca 10 procent till egna distributionsföretag, medan Sydkrafts egen distribution uppgår till ca 30 procent av produktionen, medan den tredje största elproducenten, Stockholms energi är nästan fullständigt vertikalt integrerad. Många andra kommunala eldistributörer har också egen elproduktion dock, i de flesta fall, utan att vara självförsörjande. Agarstrukturen uppvisar också en splittrad bild med kommunala energiverk som betjänar ca 37 procent av antalet abonnenter, kommunala bolag, ca 23 procent, privata bolag, ca 24 procent, statliga bolag eller verk, ca 11 procent samt ekonomiska föreningar, ca 4 procent.

storkraftnätet utgör pulsâdern i det svenska elsystemet och omfattar överföringssystemet på 400 kV och 220 kV-nivån med tillhörande stationsanläggningar vid in- och utmatningspunkterna till nätet samt samkörningsförbindelserna med grannländerna. Det ägs och drivs av Vattenfall. Den del av storkraftnätet som utnyttjas gemensamt av de större kraftföretagen kallas stamnätet. Detta avgränsas i norr av Skellefteälven och Umeälven. (Samkörningsförbindelserna med grannländerna ingår ej i stamnätet.)

Genom stamnätet binds producenter och distributörer samman till en marknad. Cirka 70 procent (102 TWh 1989) av den svenska elproduktionen överförs längre eller kortare sträckor på stamnätet. Alla de större kraftföretagen (11 plus Vattenfall) har avtalad rätt att överföra el på stamnätet. Bestämmelserna gällande transitering återfinns i 1981 års stamnätsavtal. Samtliga transitörer är företrädda i den sk Stamnätsnämnden som svarar för samråd i planerings-, drift- och ekonomifrågor. Efter nämndens hörande fattar Vattenfall de slutliga besluten.

120 Elmarknadens funktionssätt

Reglering

Den svenska elmarknaden påverkas, i ett internationellt av perspektiv, ovanligt få statliga regleringar. Bortsett från rena säkerhetsbestämmelser finns i huvudsak endast skyldigheten att ha koncession för elledningar. Sådan koncession kan avse en ledning med en viss sträckning (linjekoncession) eller ett ledningsnät inom ett visst område (områdeskoncession). En områdeskoncession ger ensamrätt men samtidigt också skyldighet, att leverera el till lågspänningsabonnenter inom området. En linjekoncession ger i teorin inte någon ensamrätt, andra ledningar med likartad sträckning kan finnas, men innebär i praktiken ofta att några storförbrukare, t ex områdesdistributörer och industrier, är helt beroende av ledningen. Till ledningskoncessionerna har därför knutits skyldighet att leverera eHer överföra elenergi åt områdesdistributörer eller andra verksamheter som är av större betydelse för det allmänna, dvs industrier m.m.

Koncessionsinnehavarnas starka ställning gentemot sina konsumenter balanseras således av skyldigheten att leverera elenergi eller överföra annans elenergi på ledningen. Om en elköpare förvägras tillgång till elenergi, eller anser att pris eller övriga leveransvillkor är kan oskäliga, han påkalla s k prisreglering. Beslut om prisreglering tas av prisregleringsnämnden för elektrisk ström vid statens energiverk och koncessionsinnehavare är skyldig att underkasta sig beslutet.

Någon statlig reglering i förväg av eltariffernas prisnivå, struktur eller andra villkor förekommer inte. Först när någon klagar hos prisregleringsnämnden kan priser och andra villkor påverkas.

Vid sidan av denna milda direkta reglering av den svenska elmarknaden har den övriga regleringen karaktären av indirekt avkastningsreglering. På produktionssidan och framförallt för den högspända elenergin är elmarknaden reglerad via statens avkastningskrav på Vattenfall i kombination med Vattenfalls prisledarskap som ett skapar tryck på övriga kraftföretag att inte ha en prisnivå på högspänd elenergi betydligt över Vattenfalls nivå. Denna typ av indirekt reglering kallas

ofta jämförelsereglering (yardstick regulation).

En sådan jämförelsereglering kan också sägas karakterisera distributionen av lågspänd el, men här som komplement till en annan typ av reglering. För de kommunala företagen gäller den kommunala självkostnadsprincipen med innebörden att verksamheter inte får gå med vinst, vilket innebär en form av Denna avkastningsreglering. självkostnadsreglering är strängare än ellagens krav på skälig avkastning som ligger till grund för prisregleringsnämndens awägningar. Självkostnadsbaserade elpriser i kommunerna skapar genom jämförelse ett tryck på övriga eldistributörer att inte awika alltför mycket i prisnivå från omgivande eldistributörer. Störst betydelse för regleringen

Elmarknadens funktionssätt 121

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

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

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

samhet, leveranssäkerhet,övriga elkvalitetsnormer, kapacitetsutbyggna-

der etc.

Målsättningen för denna klubb är en effektiv koordinerad utbyggnad av kapaciteten i det svenska systemet med en leveranssäkerhet och hög i övrigt god elkvalitet som norm för samt bevarandet

dimensioneringen,

av en viss, men begränsad, konkurrens mellan kraftföretagen. En viss konkurrens på kort sikt men samarbete sikt karakteriserar den på lång svenska elmarknaden.

Prisbildning och konkurrens

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

122 Elmarknadens funktionssätt

viktig kvalitetsaspekt på elenergin. Inom ramen för existerande på den svenska elrnarknaden regleras olika aspekter på regelsystem kvalitet kraven på reservkapacitet och anslutning till elenergins genom tekniska standarder för klubbmedlemmarna. Reservkapaciteten består dels av dels av överföringsmöjligheter, och produktionsanläggningar, dess bestäms av kostnaden för reservkapacitet vägd mot dimensionering risken för avbrott och konsumenternas kostnader för avbrott.

På en mera konkurrensutsatt och konsumentdriven elmarknad kan leveranssäkerhetsproblemet lösas av en väl fungerande prisbildning med kontrakt olika löptider och leveranssäkerheter i kombination på med kompensation till konsumenterna vid avbrott (loss of load fees). För att ge företagen korrekta incitament ifråga om leveranssäkerhet bör sådan kompensation vara baserad på konsumenternas avbrottskostnader. I stället för att direkt styra producenterna blir samhällets roll i detta fall att övervaka att konsumenternas intresse av god kvalitet tillgodoses av marknaden.

På en fri marknad är priset ett resultat av samspelet mellan utbud och efterfrågan. Om prisbildningen fungerar väl kommer det marknadspris som leder till mellan utbud och efterfrågan att ligga på nivån jämvikt för den kortsiktiga marginalkostnaden. Eftersom det normala syftet med en reglering av marknader karakteriserade av naturliga monopol är att efterlikna en fri marknad uttrycks detta ofta som att priset ska sättas lika med den kortsiktiga samhällsekonomiska marginalkostnaden. Med detta avses en prissättning som skapar jämvikt mellan utbud och efterfrågan.

Ofta har vi behov av att förklara, försvara eller efterrationalisera en med hänvisning till produktionskostnader. Debatten om prisnivå Vattenfalls avkastningskrav utgör en god illustration till detta. I den samhällsekonomiska marginalkostnaden ingår såväl rörliga produktionskostnader och överföringskostnader som kapacitetskostnader. I viss typ av produktion ex vattenkraftsproduktion) kan den rörliga kostnaden (t vara ex vid mycket låg, i annan typ av produktion (t stamnätsöverföring kapacitet) kan kapacitetskostnaden vara nära noll. För proledig ducenterna utgör ersättning för kapacitetskostnaderna täckningsbidraget till kapitalkostnaderna, och den intäkt som kapacitetskostnaderna ger upphov till kallas ofta kvasiränta. För konsumenterna utgör kapacitetskostnaderna en kostnad för att undslippa ransonering. I ingår således en form av riskpremie för kapacitetskostnaden undvikande av överbelastning.

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

Elmarknadens funktionssätt 123

som att “prisnivån vid en kärnkraftsaweckling kan förväntas överstiga marginalkostnaderna (dvs de rörliga produktionskostnaderna i de dyraste anläggningarna) i produktionen vid en aweckling av kärnkraften eller att en kärnkraftsavveckling kan komma att innebära en ren bristprissättning. Ur normativ synvinkel är detta fullständigt meningslösa konstateranden. För det första innebär en effektiv prisbildning alltid en bristprissättning och för det andra är det kapitalintensiteten i produktionsteknologin som avgör om en viss prisnivå råkar sammanfalla med den kortsiktiga rörliga kostnaden i någon anläggning. I ett vattenkraftsystem kommer priserna alltid (utom vid extrem vattentillgång) att överstiga den kortsiktiga rörliga produktionskostnaden som är noll. Det är först om prissättningen inte är en bristprissättning som vi har anledning att bekymra oss, för då fullgör nämligen inte priserna sin primära uppgift att skapa balans mellan utbud och efterfrågan.

Ett medel för att uppnå en effektiv prisbildning på elmarknaden är en fungerande konkurrens mellan kraftföretagen om konsumenterna, ett annat medel är en prisreglering som tvingar fram ett elpris på nivån för kortsiktig marginalkostnad. I båda fallen skapas jämvikt på marknaden samtidigt som ett effektivt utnyttjande av den befintliga produktionskapaciteten erhålls. Inom ramen för rådande struktur på den svenska elmarknaden är således den säkraste indikationen på ett för lågt elpris en alltför låg leveranssäkerhet i systemet, dvs en under normala förhållanden alltför liten tillgänglig reservkapacitet. Denna aspekt har knappast uppmärksammats i den allmänna elprisdebatten, utan har kommit i skymundan av frågan huruvida elen ska prissättas enligt genomsnittskostnad eller marginalkostnad.

Marginalkostnadsprissättning är ingenting annat än en prissättning som

ger jämvikt mellan utbud och efterfrågan, vilket då också innebär att prisnivån minst täcker de rörliga kostnaderna i produktionen. Den prisbildning som råder på elenergi i Sverige innebär att detta villkor är väl uppfyllt. Vi kan inte med fog påstå att vi i Sverige under de senaste decennierna haft en för hög avbrottssannolikhet (med undantag för vissa delar av stamnätet och inom vissa eldistributionsområden). Detta kan dock komma att förändras under åren framöver, om inte elpriserna tillåts stiga när efterfrågan växer och om investeringar i ny produktionskapacitet ej kommer till stånd.

På motsvarande sätt är den bästa indikationen på en alltför hög elprisnivå att all existerande billig kapacitet för elproduktion ej utnyttjas. För att bedöma om elprisnivån är eller varit för hög i Sverige, kan vi studera siffrorna för kapacitetsutnyttjandet i vår vattenkraft och kärnkraft. Vid denna bedömning måste vi dock beakta variationerna i tillrinning för vattenkraften - inte bara i Sverige utan också i Norge. Under extrema våtår som 1989 kan vi inte förvänta oss att all produktionskapacitet utnyttjas tillfullo. Det vi, med denna reservation, kan

124 Ehnarknadens funktionssätt

observera är att den billiga produktionskapaciteten i det svenska kraftsystemet utnyttjats relativt väl under de senaste decennierna.

En viktig indikation på elmarknadens funktionssätt har varit utvecklingen under 1980-talet. Många fruktade kanske att de stora tillskotten av kärnkraft skulle få till resultat att reaktorer skulle komma att stå utan belastning under en stor del av året, men elpriset anpassade sig väl så att jämvikt uppnåddes mellan tillgänglig kapacitet av billig elenergi och efterfrågan. Eventuella frestelser att höja priserna för att underlätta finansieringen av de sista reaktorerna har motståtts eller förhindrats av kraftproducenternas marknadsanpassning. Det som i energidebatten betecknas som elrea är ett viktigt tecken på att prisbildningen på elmarknaden faktiskt, ur samhällsekonomisk synvinkel, fungerar väl. Många vill säkert tolka detta som att det existerar en fungerande konkurrens mellan elproducenterna.

En slutsats är att den svenska elmarknaden i viss något försiktigare utsträckning fungerar som om den vore en konkurrensmarknad med en relativt följsam anpassning av elprisnivån till variationer i utbud och efterfrågan. Frågan är vilka mekanismer som leder till detta. Här spelar begreppet konkurrensutsatt marknad en central roll. Det viktiga är att de dominerande aktörerna på marknaden agerar så att en marknadskonform utveckling erhålles. Jag vill här peka på vikten av prissättnings- och investeringskriterier, framför allt för det dominerande som innehar rollen som den kraftföretaget, Vattenfall, prisledare på svenska marknaden. Dess beteende ur såväl pris- som investeringssynpunkt reglerar i hög grad utvecklingen på den svenska elmarknaden.

Konkurrensen på den svenska elmarknaden är dock långtifrån perfekt, och enligt min personliga uppfattning skulle en hårdare konkurrens mellan kraftföretagen resultera i prissänkningar på ytterligare 10-20 procent jämfört med dagens prisnivå, dock utan mera omfattande påverkan på den totala produktionsvolymen eller kapacitetsutnyttjandet i systemet. Konkurrensen hade lett till en press nedåt på vinstnivån och sannolikt i första hand framtvingat en sänkning av de fasta avgifterna och effektavgifterna och i mindre grad energiavgifterna samt omöjliggjort den marknadssegmentering mellan fasta kontrakt och sk tillfälliga leveranser som idag gäller. Eftersom elkonsumenterna inte har full frihet att välja mellan kontraktsmarknad och spotmarknad, dvs att välja mellan att köpa el till tariffpris eller på avkopplingsbara och avbrytbara kontrakt, uppnår producenterna en högre genomsnittlig prisnivå jämfört med den genomsnittliga prisnivå som skulle uppstå vid full kontraktsfrihet på marknaden. Den betydande avvikelse, som under senare delen av 1980-talet rått mellan marginalvärdena i elsystemet, dvs prisnivån på spotmarknaden, och prisnivån i eltariffen, är en indikation på frånvaron av en sådan prispress. Bakom dessa låga marginalvärden ligger en god vattentillgång i såväl Sverige som Norge samt en hög tillgänglighet i kärnkraften.

Elmarknadens funktionssätt 125

På en väl elmarknad tillkommer i princip ingen fungerande ny kapacitet förrän lönsamhet för nyinvesteringar inträder. Det vi idag kan observera på den svenska elmarknaden är en kraftig avvikelse mellan för elenergi och elproduktionskostnaderna i ny marknadspriset kapacitet. I grova drag kan situationen beskrivas som så att priset på högspänd elenergi idag (1990 års prisnivå) ligger på ca 20 öre per kWh och marginalvärdena (dvs jämviktspriserna på spotmarknaden) på ca 10 öre per kWh, medan produktionskostnaden i ny kapacitet (med för smärre projekt) överstiger 30 öre per kWh; se kapitel 3. undantag Endast och en exploatering av de stora orörda älvarna har ny kärnkraft kostnadsnivåer understigande 30 öre per kWh. Vi kan således inte förvänta oss några mera omfattande kapacitetsutbyggnader inom elproduktionen under en lång tidsperiod framåt, i varje fall inte så länge förbud råder mot ny kärnkraft och mera omfattande vattenkraftutbyggnader.

Politisk sårbarhet

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

Representativ i detta avseende är utredningen El 90 (SOU 1990:38). I denna diskuteras effekterna på den elintensiva industrins konkurrenskraft av de framtida prishöjningar som uppstår på grund av kärnkraftsoch förbud mot utbyggnad av kärnkraften. En awecklingen ytterligare viktig punkt i utredningen är awägningen mellan prissättning enligt och 90 sid

marginalkostnad prissättning enligt genomsnittskostnad (El

387-388):

Tillämpas får när

marginalkostnadsprissättning man, ny

måste tillföras, en snabb prishöjning som

elproduktionskapacitet

kan leda till stora omställningsproblem i det svenska samhället. Det finns enligt utredningen inga bärande skäl för statsmakterna att låta kraftigt höjda elpriser skapa övervinster hos kraftproducenterna samtidigt som delar av den svenska basindustrin - till av samma - eller ner. följd elpriser stagnerar läggs Enligt El 90:5 mening innebär en rimlig prissättningsprincip... att tariffnivån ungefär motsvarar kraftföretagens genomsnittskostnad.

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

126 Elmarknadens funktionssätt

konkurrenskraft. Därför förespråkas prissättning enligt genomsnittskostnad. Enligt min uppfattning är denna formulering av utredningens förslag missvisande och leder tankarna i fel riktning.

Prissättning enligt genomsnittskostnad kan, om genomsnittskostnaden avviker från marginalkostnaden, antingen innebära en högre prisnivå, vilket då innebär att all billig produktionskapacitet ej utnyttjas, eller en vilket innebär att elenergin måste ransoneras. Efter vad lägre prisnivå, kan förstå föresvävar av dessa alternativ utredaren, utan jag inget genomsnittskostnaden förutsätts implicit leda till jämvikt på marknaden.

Det som föreslås i utredningen är därför i realiteten inte någon ny utan en ny investeringsprincip. Eftersom en prissättningsprincip, kärnkraftsaweckling kan förväntas få en prisuppdrivande effekt med räntabilitet på sysselsatt kapital i kraftindukraftigt höjd genomsnittlig strin som följd, föreslår EL 90 att genomsnittsräntabiliteten ska pressas ned till normal nivå igen, genom att kraftindustrin genomför en olönsam kapacitetsutbyggnad i en omfattning som medför att kraftindustrin får en skälig avkastning på sitt samlade investeringskapital. En större leder till ett jämviktspris och därmed till en kapacitet lägre fördröjning av elprishöjningarna. Investeringar i ny produktionskapacitet ska inte längre baseras på förväntad framtida lönsamhet hos I stället ska nya elproduktionsanläggningar byggas i så anläggningarna. snabb takt, att det pris som krävs för att skapa jämvikt mellan utbud och efterfrågan på elmarknaden stiger i långsam takt.

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

Om EL 90:s förslag realiseras uppstår inte de problem, med en av betingad ökad lönsamhet inom kraftindustrin, som elprisutvecklingen är en av utgångspunkterna för denna utredning. Här bryter sig således två för utnyttjandet av de resursräntor (ofta betecknade principer övervinster) som potentiellt kan genereras av framtida högre elpriser:

1. I EL 90:s förslag låses dessa överskott in i elproduktionssektorn och plöjs tillbaka i form av subventionering av olönsamma kapacitetsutbyggnader med prispressande effekt på elmarknaden.

Elmarknadens funktionssätt 127

2. Frågan för denna utredning är i vilken omfattning och på vilket sätt en del av de överskott som genereras inom elproduktionen, och som under vissa betingelser kan förväntas öka framöver, ska beskattas - medan den icke beskattade delen av överskotten får genomgå sedvanlig marknadsprövning inom eller utanför kraftföretagen och de koncerner som vissa av dessa ingår i.

Målsättningen för El 90-utredningen var dock en helt annan än för denna utredning, nämligen att föreslå åtgärder för att bevara den elintensiva industrins konkurrenskraft. Enligt min uppfattning kan denna målsättning också uppfyllas med ungefär samma framgång genom en ökad konkurrens på den svenska elmarknaden kombinerad med en avreglering av hela den nordiska elmarknaden.

Vattenfalls roll

Jag har ovan betonat Vattenfalls roll för en väl fungerande elmarknad. Väsentligt för en sådan är givetvis om den elprisnivå som följer av avkastningskravet på Vattenfall är konsistent med den prisnivå på elenergi som leder till jämvikt på marknaden. För en lång period, karakteriserad av kontinuerlig utbyggnad av produktionskapaciteten, är sannolikt svaret ja. Avkastningsregleringen av Vattenfall har inte lett till några större förluster i allokeringseffektivitet.

Men när kapacitetsutbyggnaden på en marknad upphör förändras förutsättningarna radikalt. Vinsterna kan inte längre plöjas ned i nya investeringar och kassaflödet ökar. Normalt observerar vi då att företagen expanderar på nya marknader eller ökar sina finansiella portföljer. En övermättad energimarknad erbjuder begränsade möjligheter till nya satsningar, samtidigt som Vattenfall saknar möjligheter såväl att ge sig in på andra marknader som att bygga upp en portfölj av finansiella tillgångar. Det är endast ägaren, staten, som kan kanalisera överskotten till andra områden. Detta faktum ger upphov till ett för statliga affärsverk typiskt sk principal-agentproblem i relationen mellan ägare och företag.

Det överskott Vattenfall genererar utöver statens normala avkastningskrav uppfattas av många - inte som ägarens pengar - utan som elkonsumenternas eller företagets pengar. När stora överskott uppstår i verksamheten därför som uppfattas skuggpriset på kapital lågt, eftersom alternativet är att medlen inlevereras till statskassan. Det låga skuggpriset på kapital underlättar sökandet efter investeringsobjekt liksom lyhördheten för allmänna politiska önskemål om satsningar på energisparprojekt och ny energiteknik. Förslaget om tvåprissystem på elenergi var också delvis betingat av förväntningar om höga framtida överskott. Under sådana omständigheter tenderar såväl allokeringseffektiviteten (priseffektiviteten) som den sk dynamiska effektiviteten (investeringseffektiviteten) att bli låg.

128 Elmarknadcns funktionssätt

För att mildra detta problem höjdes statens avkastningskrav på verket. Efteråt kan konstateras att de förväntningar, om den framtida utvecklingen av rörelseöverskotten som låg till grund för avkastningskravets höjning, ej kommit att realiseras. Tvärtom har elmarknaden karakteriserats av en betydande prispress. Om det scenario som skisseras i nästa avsnitt skulle realiseras finns det anledning att återigen se över nivån på Vattenfalls avkastningskrav (eller vid en bolagisering noggrant överväga ingångsvärdet på kapitalstocken). Detta avkastningskrav bör inte utnyttjas som en stabil inkomstgenerator för staten utan som jämviktsskapande mekanism på elmarknaden.

Affärsverksformen fungerade av allt att döma mycket väl under utbyggnadsepoken då Vattenfall mera fungerade som ett byggföretag än som ett elproducerande företag på en kommersiell marknad. Däremot lämpar sig affärsverksformen dåligt för kommersiell verksamhet på en konkurrensmarknad.

4.3 Den svenska elmarknadens utveckling:

ett

framtidsscenario

Eftersom denna utredning är betingad av vissa förväntningar om elprisutvecklingen är en diskussion av elmarknadens framtida utvecklingen av stort intresse. Det ligger i sakens natur att en sådan diskussion är baserad på bedömningar med betydande grad av osäkerhet. Alla framtidsprognoser kan betraktas som punkter på en sannolikhetsfördelning och där toppen på sannolikhetsfördelningen utgör den mest sannolika utvecklingen. I kapitel 3 presenteras en prognos för den framtida elprisutvecklingen utarbetad av statens energiverk. Som alternativ till denna prognos vill jag i detta avsnitt presentera en annan punkt på sannolikhetsfördelningen som ett alternativt och beträffande elprisutvecklingen ett för samhällsekonomin mera optimistiskt och för kraftindustrin mera pessimistiskt scenario. Vid en långsam bränsleprisökning, ingen förtida avveckling av kärnkraften och en ökad konkurrens på elmarknaden kan även 1990-talets elmarknad komma att karakteriseras av prispress och kanske samma U-formade prisutveckling på högspänd elenergi som karakteriserade 1980-talet.

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

* Kärnkraftens framtid i Sverige * Avregleringen av elmarknaderna i Norden och Europa

En aweckling av ett par kärnkraftsreaktorer innebär ett betydande bortfall av kapacitet i det svenska elsystemet och en press uppåt på elpriserna för att jämvikten på elmarknaden ska bevaras. Eftersom investeringar i ny produktionskapacitet kräver en betydande elprisökning för att bli lönsamma uppstår vid en reaktoraweckling inget

Elmarknadens funktionssätt 129

prispressande utbud av någon omfattning förrän elprisnivån ökat med mer än 50 procent. Vid ytterligare skärpta miljökrav krävs ännu kraftigare prisökningar innan lönsamhet uppstår för nyinvesteringar. Konsekvenserna för elprisnivån under olika förutsättningar om kärnkraftsaweckling och miljörestriktioner har belysts i flera utredningar. En sammanfattning av dessa resultat återfinns som kapitel 6 i El 90 utredningens betänkande och kommer inte att diskuteras vidare här.

Om awecklingen av kärnkraften skjuts på framtiden kommer utvecklingen av den svenska elprisnivån att i hög grad betingas av eventuella förändringar i konkurrensförhållandena på elmarknaden. Sådana förändringar kan mycket väl bli resultatet av den avregleringsdebatt som nu även nått Sverige och som i Norge redan resulterat i en ny energilag och planer på ytterligare reformering av den norska elmarknaden; se avsnitt 2.1.2.

Som diskuterats ovan skulle, enligt min personliga uppfattning, en ökad konkurrens redan på den inhemska elmarknaden sannolikt resultera i en prispress på ytterligare 10-20 procent jämfört med dagens prisnivå. En avreglerad nordisk elmarknad med väl fungerande konkurrens skulle förstärka denna prispress ytterligare såväl på kort som lång sikt. På kort sikt skulle de mycket låga spotmarknadspriserna på den norska elmarknaden bidra till att pressa priserna även på den svenska marknaden och på sikt skulle, med nuvarande regler för dimensionering av reservkapacitet, betydande kapacitet frigöras när Norden betraktas som en enda marknad. En ökad konkurrens kan också förväntas leda till en förbättrad produktivitet i elproduktionen vilket också kommer konsumenterna tillgodo via lägre pris.

På en sådan avreglerad elmarknad skulle den starka koppling som idag finns mellan storkonsumenter av elenergi (energikrävande företag och återdistributörer) och elproducenter lösas upp. Marknaden skulle bli konsumentstyrd i en helt annan utsträckning än idag. Norden förvandlas till en marknad, där t ex svenska storföretag och kommunala återdistributörer förhandlar om kontrakt med norska elproducenter och danska företag med svenska elproducenter etc. För att transportera elenergin vänder sig köparna (eller säljarna) av kraften till fristående stamnätsföretag och köper transporttjänsterna från dessa.

En betydligt hårdare konkurrens mellan de nordiska elproducenterna, med t ex möjlighet för eltunga svenska företag att sluta kontrakt direkt med elproducenter i grannländerna, skulle bidra till att stärka konkurrenskraften hos den elintensiva delen av det svenska näringslivet men också generellt bidra till en förbättrad allokering av elenergin inom de nordiska ekonomierna. På en konkurrensutsatt nordisk elmarknad är det betalningsviljan - inte nationstillhörigheten - som kommer att vara styrande för hur och var elenergin användes. På en

130 Elmarknadens funktionssått

effektiv marknad utjämnas priserna när hänsyn tagits till variationer i transportkostnader. En avreglering av den nordiska elmarknaden kommer därför att betyda en prisutjämning mellan de nordiska länderna.

För Sveriges vidkommande torde den nordiska integrationen av elmarknaderna leda till en dämpning av en eljest förväntad prisökning på elenergi. Med hänsyn till transportavstånd och överföringsförbindelser är denna press nedåt på elpriserna i Sverige framför allt betingad av de den norska elmarknaden. låga marginalkostnaderna på En avreglering och integrering av den nordiska elmarknaden skulle också frigöra en betydande kapacitet, i storleksintervallet 15-20 Twh, som nu är uppbunden i form av de enskilda ländernas dimensionering av reservkapaciteten.

Köp av elenergi i grannländerna torde i varje fall under 1990-talet vara ett mycket konkurrenskraftigt alternativ till kapacitetsutbyggnader inom landet. Det kan inte uteslutas att lönsamma investeringar av större omfattning i ny elproduktionskapacitet i Sverige ligger en bra bit bortom sekelskiftet. Med de restriktioner på teknologival och miljöeffekter som idag åvilar svensk kraftindustri torde denna knappast ha några komparativa fördelar i ny elproduktion speciellt inte inom

Norden, men kanske heller inte inom övriga Europa. (Om inte förbud

rått mot ny kärnkraft hade den dock varit mycket konkurrenskraftig.) Enligt min uppfattning kommer således, vid en avreglering, den svenska elmarknaden under 1990-talet att karaktäriseras av prispressande utbud speciellt från norska, men kanske också från finska elproducenter.

Mera betydande effekter på den svenska elmarknaden av en integrering av den kontinentaleuropeiska och den nordiska elmarknaden ligger längre fram i tiden, tidigast på andra sidan sekelskiftet, och effekterna är svårare att förutse. Av avgörande betydelse är framför allt vilka teknologier som kommer att vara tillåtna för elproduktion i vår omvärld, men också kostnadsutvecklingen för överföringen av elenergi över stora avstånd. Kärnkraften kommer på grund av sina låga kostnader sannolikt att få en nyckelroll i prisutvecklingen på elenergi. Allteftersom miljökraven skärps på fossileldade anläggningar ökar kärnkraftens konkurrenskraft. Med hänsyn till den stora osäkerhet som råder såväl ifråga om utvecklingen i Norden som i övriga Europa är det idag omöjligt att bedöma priseffekterna på den svenska elmarknaden av en integrerad europeisk elmarknad. Under 1990-talet torde det dock enbart vara utvecklingen på den nordiska ehnarknaden som kan förväntas bli av någon nämnvärd betydelse för den svenska elprisutvecklingen.

En ökad konkurrens uppstår emellertid inte utan vidare på en marknad. För att åstadkomma en väl fungerande konkurrens på den nordiska elmarknaden krävs därför en omfattande av- eller snarare

Elmarknadens funktionssätt 131

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

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

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

En även av den nordiska elmarknaden baserad på prinutveckling ovan framstår som ett fullt scenario och faktiskt i ciperna idag rimligt tiden mera än en avreglerad elrnarknad inom övriga näraliggande där monopolistiska strävanden alltid varit starka inom Europa, energiområdet och dominerat konsumentintresse-

producentintressena

na. I ett är den svenska elmarknaden redan i europeiskt perspektiv konkurrensutsatt och lite reglerad. Det är enligt utgångsläget ovanligt min uppfattning starkt angeläget att de överväganden som f.n. görs beträffande en av Vattenfall och stamnätets ställning leder bolagisering till som led i en ytterligare ökad konkurrens på elmarknaförslag utgör den och inte ett led i en ökad exploatering av elkonsumenterna. Utan att i dessa i denna utredning vill jag bara betona fördjupa mig frågor en att en förutsättning för en väl fungerande aspekt, nämligen konkurrens elmarknaden är att Vattenfall - och på avkastningskravet på vid en det initiala tillgångsvärdet - blir konsistent med den bolagisering marknadsprisnivå som kan uppstå vid fri konkurrens.

Den slutsats jag drar för denna utrednings vidkommande av ovanstående är att det system för beskattning av kraftföretag som analys föreslås måste krav marknadskonformitet. Det uppfylla långtgående på får inte förhindra eller motverka utvecklingen mot en mera avreglerad elmarknad. Det kan heller inte baseras på förutsättningar om starkt inom en nära framtid utan måste vara anpassningsstigande elprisnivå

bart till olika banor för prisutvecklingen på elenergi.

132 Elmarknadens funktionssätt

4.4 kostnader och

Vattenkraftens

lönsamhet

Vattenkraften framstår ofta i människors medvetande som en mycket billig och lönsam källa för elproduktion och därmed som ett lämpligt skatteobjekt, medan kärnkraften betraktas som dyr och olönsam. Bakom denna uppfattning torde ligga de mycket låga löpande kostnaderna i vattenkraftproduktionen, ca 2-4 öre per kWh 1990 i kombination med en penningillusion som alltid får historiska kostnader att framstå som lägre än samtida. Med ett marknadspris på elenergi på ca 20 öre per kWh framstår därför lätt vattenkraften som mycket lönsam, speciellt som den största delen av kapaciteten byggdes ut för mer än 30 år sedan. Intrycket av en hög lönsamhet hos vattenkraften förstärks också av uttryck som att vattenkraften är visserligen dyr idag, och nya projekt kommer att gå med förlust några år, men på sikt är vattenkraften alltid lönsam.

Detta senare uttryck speglar en felsyn som sannolikt bidragit till snarare en låg än en hög lönsamhet i svensk vattenkraftsutbyggnad. Enligt min uppfattning uppfattas vattenkraften som betydligt mera lönsam än den vid en närmare granskning faktiskt visar sig vara såväl historiskt som i dagsläget.

Om vi jämför med dagens elprisnivå har nämligen vattenkraften inte varit billig att bygga ut. Vattenkraftens historiska kostnader reflekteras av högspänningsprisets utveckling sedan början av 1900-talet. Detta har successivt fallit och priset på högspänd elenergi har aldrig varit lägre (deflaterat med konsumentprisindex) än mot slutet av 1980-talet. Bakom denna prisutveckling ligger givetvis främst utvecklingen av produktionskostnaderna. Innebörden av detta är, dels att produktiviteten i vattenkraftsproduktionen, genom learning by doing, stigit över tiden, dels att kärnkraften erbjudit ett konkurrenskraftigt alternativ till vattenkraften. Det är utbyggnaden av den billiga kärnkraften som bidragit till den mycket gynnsamma elprisutvecklingen sedan mitten av 1970-talet, medan den vattenkraftutbyggnad som skett sedan mitten av 1970-talet genomsnittligt sett haft en fördyrande inverkan och bidragit till högre genomsnittliga produktionskostnader jämfört med om motsvarande elproduktion skett i kärnkraft. I ett långsiktigt historiskt perspektiv framstår alltså, något överraskande, kärnkraften som den hittills billigaste teknologin för elproduktion i Sverige. Det finns enstaka vattenkraftanläggningar som haft en kostnadsnivå understigande kärnkraftens genomsnittliga kostnadsnivå, men den genomsnittliga kostnadsnivån i den vattenkraft som byggts ut parallellt med kärnkraften har avsevärt överstigit kärnkraftens. Ett kalkylexempel nedan får illustrera lönsamheten i de senaste decenniernas vattenkraftsutbyggnad.

Lönsamhet är något vi förknippar med enskilda projekt, och ett lönsamt projekt är ett projekt som vid en given nivå på kalkylräntan

Elmarknadens funktionssätt 133

(ofta i intervallet 4-6 procent ett realt) uppvisar positivt nuvärde. Den vattenkraft som varit tillgänglig för under de senaste utbyggnad decennierna har i stor varit att ut. Med utsträckning mycket dyr bygga den prispressade elmarknad som rått under 1980-talet med realt fallande elprisnivå torde en bit efterkalkyler på projektens väg av vattenkraftsutbyggnaden under de senaste decennierna visa att ett stort antal projekt faktiskt uppvisar ett negativt nuvärde om inte en betydande elprisökning sker under 1990- och 200Q-talen. Detta även gäller förnyelsen av vissa äldre anläggningar, t ex Alvkarleby och som Vargön, trots sin storlek varit mycket dyrbara och med stor säkerhet olönsamma projekt, men där alternativet till var en ombyggnad egentligen nedläggning av kraftstationerna. Det är inte bara inom bostadssektorn som det kan vara billigare att än att renovera bygga nytt gamla fastigheter.

För att få en uppfattning om i de senaste

lönsamhetsförutsättningarna

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

Ett typiskt vattenkraftsprojekt vid 1970-talets mitt i 1975 års uppvisade prisnivå en kostnadsnivå i intervallet 2-3 kr per kWh. Ett fåtal billiga projekt låg på omkring 1 kr per kWh eller dârunder; se t ex Vattenfalls

anslagsframställningar,utredningenFortsattvattenkraftutbyggnadfrån

Statens Vattenfallsverk och Svenska

Kraftverksföreningen, 1979, samt

betänkandet från vattenkraftberedningen, SOU 1983:49. Vattenkraft, Den senare för lönsam drog gränsen vattenkraftutbyggnad vid ca 3 kr/kWh, sannolikt i 1982 års prisnivå. Låt oss från ett, vid den utgå tidpunkten betraktat mycket lönsamt, projekt på något under 1

kr/kWh

i 1975 års prisnivå vilket motsvarar 3 i 1990 års

kr/kWh prisnivå, ett

medeldyrt projekt på 4 kr/kwh i 1990 års samt ett men prisnivå dyrt, om vi ser tillbaka

kostnadsmässigt ganska typiskt projekt, på 5 kr/kWh

och göra en slags efterkalkyl eller kontrollstationskalkyl 1990. Det

framgår inte klart av underlaget men vi förutsätter att ränta under byggtiden ingår i dessa siffror. Vi kan exemplifiera typen av projekt genom att plocka från listan av älvar. Då kan det outbyggda billiga projektet representera Pite älv, det medeldyra Flarkån och det dyra Råne älv; se Vattenkraft SOU 1983:49 3. För att få en bilaga jämförelse med de senaste kärnkraftsreaktorerna förlägger vi starttid-

134 Elmarknadens funktionssätt

punkten för projekten till 1985. Med beaktande av den realiserade prisutvecklingen under 1980-talet försöker vi besvara frågan vilket

nuvärde, i kronor per kWh, som erhålls vid en framtida konstant

realprisnivå på elenergi på dagens nivå (18,2 öre per kWh), vid en real kalkylränta på 4 procent. Vi antar att projekten har en livslängd på 40 år varvid de årliga drifts- och underhållskostnaderna i vattenkraften

uppgår till 2 öre per kWh. (Alternativt kan vi anta 60 års livslängd,

men den lägre kapitalkostnaden, på 2 öre per kWh, motsvaras då av en

2 öre per kWh högre drifts- och underhållskostnad, varför lönsamhetsbilden ej förändras.) Som exempel på kärnkraft har vi valt Oskarshamn III, men en kalkyl för Forsmark 3 skulle ge ungefär samma resultat. Vi har utgått från den faktiska investeringskostnaden, realt konstanta drifts- och underhållskostnader och realiserad produktion samt antagit 40 års livslängd och en genomsnittlig tillgänglighet under resterande livslängd på 70 resp 80 procent. Resultatet av jämförelsen presenteras i figur 4.1.

Figur 4.1 Relativ lönsamhet kärnkraft - vattenkraft.

Nuvârde kr/kWh 1990 (1990 års prisnivå).

Kr/kWh

1 __,_-.. _-._ _-_--* __._.- _ _ ø _ _-_

llIllIIIIIIllllllllllllllllllllI|I||I|||

1995 1990 1995 2000 1995 2000 2015 2020 Är

Beteckningar: “ Kärnkraft OI II: 80°/o - OI 1 I: 70% Vattenkraft ---- 3Kr/kwh ‘—— 4Kr/kWh

Elmarknadens funktionssätt 135

Som av figuren är den förväntade lönsamheten för OIII högre framgår vid såväl 70 som 80 procents tillgänglighet än för samtliga vattenkraftsprojekt av vilka endast 3-kronorsprojektet kan förväntas uppnå positiv lönsamhet. Intressant att notera är också den lägre investeringsriskprofilen för kärnkraften med en flackare nuvärdekurva.

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

till utbyggnaden av vattenkraft under de senaste decenni- Förklaringen erna får förklaras med felslagna förväntningar i fråga om antingen och kärnkraftens avveckling eller i låga prisutvecklingen på elenergi kapitalkostnader för de investerande företagen, dvs en investeringskrona har inte kostat företaget en hel krona. Vid intervjuer har privata företag förklarat sina investeringsbeslut med, dels att det fåtal projekt som genomförts på den privata sidan tillhört lågkostnadsprojekten, dels att investeringsfonder kunnat utnyttjas med ca 40 procents reduktion i kapitalkostnad. När det gäller Vattenfall, som svarat för den större delen av kapacitetsutbyggnaden och genomfört många dyra projekt, betonas framförallt hotet om kärnkraftsavvecklingen men även ansvaret för sysselsättningen i Norrland i kombination med förhoppningar om en framtida större utbyggnad av en eller flera orörda älvar. Osäkerheten på den senare punkten har lett till en kompetensuppehållande vattenkraftsutbyggnadspolitik som kunde visat sig ekonomiskt försvarbar om ett par stora älvar frisläppts för utbyggnad. Vattenfalls goda ekonomiska situation, med en, fram till förändringen i avkastningskravet 1989, reell marginalskatt på 100 procent genom indragning av överskotten till statskassan, har också bidragit till att kapitalkostnaderna uppfattats som låga. I vissa fall när Vattenfall ansett sysselsättningsprojekten som alltför olönsamma har riksdagen ansett projekten så angelägna att den medgivit en direkt avskrivning av dessa investeringar.

Om ett projekt i en kalkyl uppvisar ett negativt nuvärde innebär inte att projektet på sikt blir lönsamt bara därför att tiden går. Ett projekt som är olönsamt under vissa förutsättningar kommer alltid att förbli olönsamt om förväntningarna realiseras. Tiden botar inte dålig lönsamhet. Den konkreta yttringen av ett investeringsmisslyckande beror emellertid helt på förhållandet mellan kapitalkostnader och driftskostnader. Fördelen med att investera i kapitalintensiv teknologi, typ vattenkraft, är att investeringsmisslyckanden nästan aldrig syns. När investeringen har skett och kapitalet väl är sunk cost lönar det sig nästan alltid att utnyttja anläggningen. Eftersom Vattenkraftverk aldrig

136 Elmarknadens funktionssått

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

Om däremot en och av för oljekondensanläggning byggts, på grund höga oljepriser fått korta driftstider och kanske efter år i några lagts malpåse, skulle investeringsmisslyckandet framstått i full dager. Ekonomiskt sett skiljer sig dock inte en i misslyckad investering oljekondens, (under samma förutsättningar i övrigt) från en misslyckad investering i vattenkraft, även om vattenkraftanläggningen kommer att utnyttjas med full kapacitet under hela sin livstid. Av 4.1 figur framgår f ö att det vid dagens elprisnivå är mera lönsamt att ett bygga kärnkraftverk och aldrig starta detta än att ut Råneälven. bygga

Den grundmurade uppfattning som ofta kommer till i den uttryck allmänna debatten att gammal vattenkraft har subventionerat utbyggnaden av kärnkraften i Sverige är inte utan det är snarare korrekt, så att gammal vattenkraft och kärnkraft fått subventionera utbyggnaden av en del vattenkraft och kraftvärme under de senaste decennierna. Svensk kraftindustri är såpass välkonsoliderad och marknadsmakten såpass stor att investeringsmisslyckanden, i den begränsade omfattning som det här är fråga om, inte lett till direkt av någon utslagning företag.

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

Hur ser det ut om vi blickar framåt? Vad har hänt kostnadssidan på sedan 1985, då de senaste kärnkraftsreaktorerna började producera el? Under denna period har byggkostnaderna mera än stigit något konsumentprisindex samtidigt som kostnaderna för maskinkapital stigit långsammare. Eftersom byggkapitalandelen är i vattenkraften än högre i kärnkraften indikerar detta att kärnkraftens konkurrenskraft ökat ytterligare i förhållande till vattenkraften. kärnkraft torde således Ny inte kosta mera idag än 1985. Med i vårt i förutsättningarna exempel figur 1 kostar ca 16-17

ny kärnkraft öre/kWh i 1990 års prisnivå och

med en kalkylränta på 4 Detta kan med procent. jämföras (de, eftersom relativt

projekteringsunderlag saknas, osäkra) utbyggnadskost-

naderna för de största älvarna som presenterades i Vattenkraft, SOU 1983:49 med en kostnadsnivå ca 18-20 medan på öre/kWh, övriga vattenkraftsprojekt har kostnadsnivåer i intervallet 20-30 öre / kWh eller däröver.

Elmarknadens funktionssätt 137

Äldre vattenkraft

Rent intuitivt förefaller det mycket rimligt att äldre vattenkraft är mera lönsam än yngre. Det är också denna föreställning som bakom ligger den rådande differentieringen av vattenkraftsskatten med till hänsyn anläggningarnas ålder. samhällsekonomiskt är det givetvis också så att gammalt kapital i en viss mening är mera lönsamt än nytt. Vårt samhälles hela kapitalstock i form av byggnader och anläggningar är faktiskt en gåva från tidigare generationer. Det är dessa som genom sitt sparande avstått från konsumtion till förmån för vår generation. Kostnaden för stålet och betongen uppstod i form av minskat utrymme för konsumtion vid den tidpunkten investeringarna genomfördes. Investeringarna utgör sunk cost. en Nyiuvesteringar utgör däremot äkta resursuppoffring, men kommer samtidigt att utgöra vår till gåva framtida generationer. För att framtida generationer ska erhålla sina gåvor från vår generation krävs dock att de som investerar kan förvänta sig täckning för sina investeringskostnader i form av tillräckliga driftsöverskott i sina anläggningar. I detta sammanhang kan vi inte bortse från kapitalkostnaderna.

Ju mera kapitalintensiv en verksamhet är desto lönsammare framstår den när vi bortser från kapitalkostnaderna. Vattenkraftens kostnadskarakteristika döljer lätt dess reella kostnader. Jag har under arbetet med utredningen hos många funnit en tendens att bortse från Vattenkraftens höga investeringskostnader, och eftersom dessa är så dominerande uppfattas denna som och mera lönsam än den billigare egentligen Endast om vi bortser från tidigare generationers uppoffringar av arbetskraft och kapital, och betraktar vattenkraften som en gåva från tidigare generationer, kan vattenkraften betraktas som billig. Men med samma argument är också t ex vårt boende mycket billigt och bostadssektorn mycket lönsam.

När vi inte kan bortse från kapitalkostnaderna blir om äldre frågan vattenkraft är mera lönsam än yngre högst relevant. är inte Frågan entydig utan kan preciseras på ett par olika sätt.

Låt mig börja med Skulle en av inveföljande precisering: genomgång steringsprojekten på vattenkraftsidan visa att investeringsprojekt som genomfördes för 50 år sedan i genomsnitt ett uppvisade högre nuvärde, vid given nivå än de

på kalkylräntan, investeringsprojekt som genom-

fördes för 40 eller 30 år sedan? Svaret denna är med stor på fråga säkerhet nej. A priori finns det inget som att äldre vattentyder på kraftsprojekt skulle vara mera lönsamma än yngre. Den bild jag har av investeringsprocessen inom kraftindustrin är att när potentiella projekt förväntas generera ett positivt nuvärde, vid en viss så kalkylräntenivå, genomförs i allmänhet i en

investeringen. Investeringsprocessen

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

138 Elmarknadens funktionssätt

de passerar lönsamhetsgränsen. Detta innebär att även om vattenkraftsprojekt med gynnsamma lägen tas i anspråk tidigt så kan man förvänta sig att lönsamheten i dessa tidiga projekt ligger på ungefär samma nivå som lönsamheten i senare projekt med sämre lägen, därför att dessa senare projekt inte realiseras förrän lönsamhetsgränsen passerats. Med denna bild av investeringsprocessen finns det tre olika orsaker till variationer i lönsamhet mellan projekt:

1. Tillståndsprocessen, bristande kunskap eller andra trögheter, kan ha gett upphov till fördröjningar av vissa projekt vilka hinner uppnå en mycket hög lönsamhet innan de realiseras.

2. Förväntningarna om investeringskostnader och framtida prisutveckling kan ha slagit fel vilket kan innebära att vissa projekt får en lönsamhet över förväntan medan andra blir olönsamma.

3. Marknadsförutsättningar och kalkylräntenivån kan ha förändrats över tiden så att projekten vissa tidsperioder varit tvungna att passera antingen en högre eller lägre tröskel för att accepteras.

Inget av dessa fall utgör ett stöd för hypotesen att äldre vattenkraftsprojekt skulle vara mera lönsamma än yngre. Däremot kan vi säkert finna en stor åldersoberoende variation i lönsamheten mellan olika projekt beroende framförallt på de två första orsakerna ovan. Vi har tidigare konstaterat att den äldre vattenkraften inte var speciellt billig att bygga ut, utan tvärtom tyder allt på att kostnadsnivån, genom produktivitetsutvecklingen i vattenkraftsbyggandet, successivt sjunkit fram till 1970-talet. Aven om vattenkraften byggdes ut så att de bästa lägena först utnyttjades så var produktiviteten vid den tidpunkten så låg att kostnaderna ändå blev höga jämfört med om motsvarande

utbyggnad skulle orts idag. Genomsnittligt sett har alltså äldre

vattenkraft varit dyrare att bygga ut än yngre, men samtidigt var elprisnivân högre, varför det knappast finns någon anledning att förvänta sig att lönsamheten var lägre i de äldre projekten än i de yngre, och jag kan inte finna något argument för att den borde varit högre. Mig veterligt har heller inte konkurrensen inom elproduktionen trendmässigt ökat och den vägen pressat lönsamheten i yngre anläggningar. Lönsamheten torde därför ha låg korrelation med anläggningarnas ålder.

(Däremot förhåller det sig utan tvivel så att den vattenkraft som byggts ut under 1970- och 1980-talen, parallellt med kärnkraftsutbyggnaden, genomsnittligt sett uppvisar en mycket låg lönsamhet beroende på att ett antal mycket olönsamma projekt genomförts under de senaste decennierna av rena sysselsättningsskäl, på grund av subventionerat kapital samt förväntningar om förtida aweckling av kärnkraften. Men

Elrnarknadens funktionssätt 139

det är inte sådana argument som ligger bakom den populära uppfattningen att äldre vattenkraft är mera lönsam än yngre.)

En alternativ precisering av frågan är följande: Har kraftindustrin i sina investeringskalkyler av vattenkraftsprojekt systematiskt underskattat lönsamheten genom att anta alltför korta livslängder, alltför höga utbyggnadskostnader eller alltför lågt framtida elpris i investeringskalkylerna? Svaret på denna fråga är sannolikt nej. Livslängdsförväntningarna är, såvitt jag förstår, högst realistiska och mitt eget intryck av investeringsbedömningar inom kraftindustrin är att såväl kostnadskalkyler som intäktskalkyler snarare präglas av systematisk optimism än pessimism. De höga rörelseöverskott vi idag observerar i äldre anläggningar kan i vissa anläggningar spegla en hög lönsamhet i andra endast utgöra bidrag till täckandet av kapitalkostnader i anläggningar med genomsnittligt normal till negativ lönsamhet. Vi luras av det långa tidsperspektivet att glömma de höga investeringskostnaderna för många år sedan.

Mot bakgrund av ovanstående hoppas jag ha klargjort att anläggningars ålder inte är en relevant utgångspunkt för en beskattning som på ett tillfredsställande sätt är korrelerad med anläggningars avkastningsförmåga. Föreställningen att äldre vattenkraft generellt sett skulle vara mera lönsam än yngre är ej korrekt annat än i den betydelsen att allt kapital är en gåva från tidigare generationer.

Det kan tilläggas att det ligger i sakens natur att de löpande bokföringsmässiga överskotten från en anläggning i allmänhet ökar med åldern på anläggningen, ända fram till dess förnyelse, eftersom den ekonomiska avskrivningen av en anläggning oftast sker under en kortare period än den tekniska livslängden. Denna speciella tidsprofil för kapitalkostnadernas bokföringsmässiga utveckling i en anläggning får dock inte blandas samman med anläggningens lönsamhet utan tidsprofilen beror på att kapitalkostnaderna inte fördelats jämnt över anläggningens livslängd, t ex beroende på en hög andel självñnansiering. Aven olönsamma anläggningar uppvisar fö samma tidsprofil för överskotten. Lönsamheten för en kraftstation erhålles som det diskonterade nuvärdet av alla kostnader och intäkter, varför storleken på driftsöverskotten under enstaka år inte är någon god indikator på lönsamhet. När gamla anläggningar förnyas förvandlas överskotten återigen till underskott under en tidsperiod, men detta ska inte tolkas som tecken på att lönsamheten plötsligt försämrats.

4.5 Generella motiv

för beskattning

Tre samhällsekonomiska motiv kan anföras som skäl för beskattning. Det första är det statsñnansiella motivet. Stat och kommun måste ta in skatt för att finansiera sina aktiviteter och upprätthålla samhällsekonomisk balans. Det andra motivet är det fördelningspolitiska. Syftet

140 Elmarknadens funktionssätt

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

Vid utformning av samhällsekonomiskt lämpliga skatter är det två aspekter som måste awägas mot varandra, effektivitet och nämligen fördelning. En effektiv beskattning innebär att summan av uppbördsoch effektivitetskostnader till följd av bör vara så beskattningen låga som möjligt för ett givet ñnansieringsbehov. Beskattning ger nästan alltid upphov till sk skattekilar vilket kan leda till samhällsekonomiska effektivitetsförluster. Dessa har sin grund i skillnaden mellan konsumenternas betalningsvilja och producenternas marginalkostnad för den minskade produktionen. Effektivitetsförluster så snart som en uppstår skatt påverkar hur mycket som produceras av en vara eller Låt tjänst. oss illustrera ett fall med en skatt en vara eller som leder till på tjänst, en skillnad mellan det pris köparen av varan eller betalar och tjänsten det pris säljaren erhåller; se 4.2. figur

Utan skatt omsätts ;P enheter av varan till

priset po. Skatten repre-

senteras av den lodräta i gapet mellan utbuds och linjen efterfrågekurvorna. Priset till producent (p-pris) sammanfaller inte med längre det pris konsumenten får betala och den omsatta kvantiteten

(k-pris) sjunker till )7 .

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

Elmarknadens funktionssätt 141

Figur 4.2 Övervältring av skatt

ÅPRS

EFTERFRÅGAN UTBUD

K-PRIS

j

Vs KVANTITET

yo

I figuren går det inte att utläsa om skatten av lagts på produktionen varan eller på konsumtionen av densamma. Effekterna blir desamma. Av figuren framgår också att även om produktionen av en vara beskattas, övervältras, i normalfallet, en del av skatten på konsumenterna. Omvänt drabbar en skatt på konsumtionen av varan också producenterna. Den relativa lutningen på kurvorna, dvs graden av priskänslighet på utbud- respektive efterfrågesidan avgör skattebördans fördelning. På kort sikt är ofta utbudet relativt prisokänsligt, varför en varuskatt i hög utsträckning övervältras på producenterna. På lite längre sikt, dvs så snart som lönsamhet för kapacitetsutbyggnader uppstår, kommer skatten i sin helhet att övervältras på konsumenterna eftersom skatten då är inbakad som en produktionskostnad i lönsamhetskalkylen.

142 Elmarknadens funktionssätt

För en allokeringspolitiskt motiverad skatt är syftet just att påverka marknadens utbud av varor och tjänster. Väsentligt är att erhålla största möjliga effekt, i form av t ex minskade negativa externa effekter, till lägsta möjliga kostnad. Uppgiften blir då att välja så effektiva styrmedel som möjligt för att komma till rätta med ett marknadsmisslyckande. Att t ex beskatta elanvändning för att minska utsläpp i samband med elproduktion är ett exempel på val av styrmedel med låg effektivitet. Bättre alternativ är att införa gränsvärden för utsläpp, avgifter på utsläpp av föroreningar eller handel med utsläppsrätter. Vid val mellan alternativa styrmedel måste dessas effekter i form av allokeringsförluster samt administrativa kostnader ställas mot intäkter i form av minskade utsläpp.

För en statsfinansiellt motiverad skatt är emellertid inte syftet att påverka produktion och konsumtion. Denna påverkan utgör tvärtom en icke önskvärd kostnad för beskattningen. Därför bör beskattningen vara så neutral som möjligt. En generell mervärdeskatt har i detta avseende stora förtjänster eftersom den ej snedvrider prisrelationerna mellan olika varor, medan särbeskattning eller punktbeskattning av enskilda varor ofta leder till betydande snedvridningar. En ur effektivitetssynpunkt optimal punktbeskattning av varor innebär därför att varor med låg priskänslighet, sk nödvändighetsvaror eller basvaror, beskattas relativt hårt medan varor med hög priskänslighet, t ex lyxvaror, beskattas relativt lågt.

En ur fördelningssynpunkt optimal beskattning innebär å andra sidan ungefär motsatsen med en låg beskattning av varor som har höga konsumtionsandelar för låginkomsttagare och en relativt hög beskattning av varor med höga inkomstandelar hos höginkomsttagare.

På grund av höga samhällsekonomiska kostnader med fördelningspolitiskt motiverade skatter torde i allmänhet det statsfinansiella motivet överväga i beskattningen inom de flesta områden, medan andra medel, främst transfereringar utnyttjas i fördelningspolitiken. Tyngdpunkten i denna utredning ligger också på beskattningens effektivitetsaspekter, men även fördelningspolitiska motiv har anförts för beskattning av vattenkraft.

4.6 på beskattning av naturresurser Synen

I sökandet efter skatter med låga effektivitetsförluster riktas ofta blickarna mot naturresurserna i en ekonomi, speciellt jord och vatten men också mineraltillgångar och fossila bränslen. I varierande omfattning ger alla knappa naturresurser upphov till sk knapphetsräntor, economic rents.

Även andra produktionsfaktorer kan, i varje fall på kort sikt, vara

knappa och generera knapphetsräntor. Kapitalets knapphetsränta har

Elmarknadens funktionssätt 143

fått en egen beteckning, kvasiränta. Den reella kostnaden i form av den fysiska resursförbrukningen uppstår i och med att en investering genomförs. Ur samhällsekonomisk synvinkel utgör sedan kapitalstocken, som investeringen gett upphov till, i allmänhet sunk cost, dvs maskiner och anläggningar saknar alternativ användning. Detta betyder inte att kapitalet saknar värde för samhället, utan att det nu uppträder i en ny form, nämligen som en kapacitet. Denna kapacitet kan vara mera eller mindre knapp, och den knapphetsränta som kapaciteten ger upphov till benämnes kvasiränta. Kvasi indikerar att detta inte är någon äkta knapphetsränta, eftersom kvasiräntan har sin motsvarighet i en kostnad och är nödvändig för företagets överlevnad, om detta ska kunna betala ränta och avskrivningar på sina investeringar.

Som vi ska se i detta avsnitt utgör beskattning av knapphetsräntor, rent recovery, ett klassiskt tema inom nationalekonomin. En beskattning av jord och vatten har traditionellt ansetts ha låga kostnader eftersom tillgångarna är begränsade och utbudet prisokänsligt. I viss utsträckning har, som senare diskuteras, denna uppfattning modifierats i modern skatteteori genom beaktandet av vissa dynamiska effekter.

Uppfattningen att knapphetsräntor borde beskattas hårt framfördes med stor kraft redan av de s k fysiokraterna under senare delen av 1700-talet. Dessa hävdade att jorden var basen för allt värde och därmed för all

beskattning.

Adam Smith vidareutvecklade tankegångarna, men det var först i och med Ricardo som fenomenet economic rent genomgick en grundlig ekonomisk analys.

I sin bok Principles of Political Economy and Taxation (1817) utvecklar Ricardo sina teorier för bl a jordränta, beskattning och utrikeshandel. Delvis bygger Ricardo på Malthus som i en tidigare bok, An Inquiry into the Nature and Progress of Economic Rent, (1815) analyserade effekterna på knappheten av naturresurser förorsakade av befolkningsökningen. Det var förhållandet att olika typer av jord gav upphov till olika avkastning som Ricardo observerade, och som utgjorde utgångspunkten för hans resonemang om fördelning av inkomster och beskattning.

Med jordränta avsåg Ricardo

that compensation, which is paid to the owner of land for the use of its original and indestructible powers.

Det är det faktum att en resurs är begränsad samt av olika kvalitet som ger upphov till jordränta. Priset på varan bestäms ju så att den sist ianspråktagna (och därmed lägst avkastande) jorden ändå lönar sig att bruka. Därmed uppstår överskott på mer avkastande jordar. På

144 Elrnarknadens funktionssätt

resurser som är outtömbara och till varje individs disposition finns inga priser (eller jordräntor). Som exempel nämner Ricardo luft och vatten.

(Detta var före miljöförstöringens tid.)

Ricardo betonar, i motsättning till tidigare ekonomer, framförallt efterfrågesidans betydelse för omfattningen av jordräntorna. Men han begränsar inte förekomsten av jordränta till enbart jordbrukets avkastning. Tvärtom säger han

If air, water, the elasticity of steam, and the pressure of the atmosphere were of various qualities; if they could be appropriated and each quality existed only in moderat abundance, they, as well as the land, would afford a rent, as the successive qualities were brought into use.

Ricardo konstaterar alltså att läges- eller knapphetsräntor kan uppkomma inom många områden, och den moderna synen är att knapphetsräntor kan uppstå för alla produktionsfaktorer. Från den ekonomisk-politiska debatten känner vi t ex igen termen utbildningsränta, dvs en form av överlön på arbetskraft med specialiserad utbildning eller unik kompetens i kombination med starkt efterfrågeöverskott.

Såväl jordbruksmark som de som för naturliga fallhöjder utnyttjas vattenkraftsproduktion i väl de villkor som krävs för Sverige uppfyller uppkomsten av lägesräntor. Men detta gäller också t ex skog, där boniteten varierar starkt med latitud och terräng.

För vattenkraften är det för det första frågan om naturgivna produktionsbetingelser av olika kvalitet (fallhöjd och vattenföring). Vidare förekommer fallhöjderna endast i viss begränsad omfattning. Slutligen är äganderätten (i form av en sakrätt av servitutskaraktär) väl definierad (se kapitel 6) och för all tid given innehavaren av en s k strömfallsfastighet. Fortsättningsvis, när vi talar om lägesränta från vattenkraftsproduktion, kommer vi ibland att använda de mera träffande termerna fallränta och vattenränta.

Det centrala för Ricardo vid av är beskattning jordbrukets avkastning att beskatta i förhållande till förekomsten av just jordränta och inte beskatta jordbrukets avkastning generellt. Mot en jordränteskatt ställer Ricardo en generell skatt på odlingsbar jord och konstaterar att en sådan skatt innebär en skatt på produktionen och leder därmed till prishöjningar. En sådan skatt är därför inte effektiv.

Som framgår av diskussionen ovan har de grundläggande beskattningsprinciperna en lång förhistoria.

Elmarknadens funktionssätt 145

4.7 kvasiräntor och övervinster

Lägesräntor,

Inom kraftproduktionen generellt och vattenkraftproduktionen speciellt kan vi urskilja två olika typer knapphetsräntor, nämligen lägesräntor och kvasiräntor. Generellt kan vi definiera en knapphetsränta som det överskott som tillfaller ägaren till en produktionsfaktor efter det att de variabla produktionsfaktorerna har erhållit ersättning i förhållande till sina alternativkostnader. I en resultaträkning för ett projekt utgörs knapphetsräntan av rörelseöverskottet före avskrivningar.

Om kapital är den enda fasta produktionsfaktorn benämnes hela överskottet kvasiränta. Om även läget är en knapp resurs består rörelseöverskottet av en kombination av kvasiränta och lägesränta. Om kvasiräntan antas motsvara ränta och avskrivningar på kapitalstocken framträder lägesräntan som en nettovinst: se figur 4.3 för en illustration av begreppen.

Figur 4.3 Ekonomiska överskott inom en bransch

PW3 EFTERFRÅGA N ENHETS UTBUD

‘KOSTNAD A

JÄMVIKTSPRIS REN V|NST E

KVASlRÄNTA

y° y* KVANTITET

146 Elmarknadens funktionssätt

Figuren illustrerar en sektor med ett antal anläggningar av olika ålder och modernitet. Höjden på staplarna anger de variabla produktionskostnaderna, löner, energi- och råvarukostnader, medan bredden på en stapel anger anläggningens andel av sektorns totala kapacitet. Anläggningarna är således rangordnade efter stigande rörliga produktionskostnader. Den tekniska utvecklingen leder i allmänhet till att yngre anläggningar har lägre rörlig kostnadsandel och högre kapitalkostnadsandel än äldre anläggningar. Längst till vänster i figuren ser vi en ny anläggning, och höjden på stapeln anger i detta fall såväl rörliga kostnader som kapitalkostnader, dvs den totala genomsnittliga produktionskostnaden ofta kallad den långsiktiga marginalkostnaden. Vid långsiktig jämvikt i en bransch med väl fungerande konkurrens kommer prisnivån att sammanfalla med denna långsiktiga marginalkostnad. På kort sikt, eller vid bristande konkurrens, kan dock prisnivån, som i figuren, överstiga den långsiktiga marginalkostnaden om jämvikt ska råda på marknaden.

Ytan mellan den heldragna prislinjen och staplarna anger det totala ekonomiska överskottet efter det att de variabla produktionsfaktorerna erhållit sin ersättning vilken uppgår till ytan under staplarna. Det totala ekonomiska överskottet kan delas upp i två delar, dels ersättningen till kapitalet, dvs kvasiräntan, vilken representeras av ytan under den streckade linjen, dels ren vinst vilken utgörs av ytan mellan den heldragna och den streckade linjen.

På en konkurrensmarknad utgör den rena vinsten en lägesränta, medan den på en monopoliserad marknad också innefattar monopolränta. Ett

hypotetiskt långsiktigt jämviktsläge för branschen är punkten E till

höger i figuren, med en produktionsvolym y’. Orsaken till att den

faktiska produktionsvolymen endast uppgår till ,P kan dels vara fysiska

eller politiska resursbegränsningar, t ex att all vattenkraft är utbyggd respektive att förbud gäller för vidare utbyggnad, dels ligga i en bristande konkurrens i branschen som förhindrar prispressande investeringar i ny produktionskapacitet.

Lägesräntor är inte ovanliga inom energisektorn. I speciellt stor omfattning förekommer de inom olje- och gasutvinning, men även vattenkraft, vindkraft och kraftvärmeproduktion ger upphov till lägesräntor. Förbudet mot ytterligare utbyggnad av kärnkraften kan, i varje fall på sikt, komma att ge upphov till en form av teknologiränta eller snarare politikränta.

Begreppet övervinst är svårare att definiera. Rimligen måste det avse en situation med “onormalt hög vinst, ofta oförtjänt stor vinst. Begreppet förutsätter således att en precis innebörd kan ges åt termen normal vinst.

Elmarknadens funktionssätt 147

En tänkbar definition av normal vinst är den vinst företaget får när avkastningen på samtliga investeringar är lika med den man förväntade sig när de genomfördes. I sådana förväntningar ligger också en risk-

premie inbakad, varför nivån på den normala vinsten varierar mellan

olika sektorer med hänsyn till risknivån. Ar den realiserade avkastningen större än den förväntade gör företaget en övervinst (windfall gain) på investeringen, är den realiserade avkastningen lägre innebär det en undervinst (windfall loss). En fördel med denna definition är att den motsvarar den vinst som företaget får när avkastningen på samtliga investeringar är lika med den man förväntade sig när de genomfördes. Denna definition motsvarar den vinst som företagen har när företagen befinner sig i långsiktig jämvikt och inget oförutsett skett sedan investeringarna genomfördes.

På en väl fungerande konkurrensmarknad karakteriseras långsiktig jämvikt av att priset på en vara är lika med långsiktig marginalkostnad, vilket betyder att företagens avkastning på insatt kapital är lika med det avkastningskrav (inklusive riskpremie) de haft på sina investeringar. En övervinst skulle enligt detta synsätt föreligga om de faktiskt realiserade täckningsbidragen av någon anledning vore högre än man räknade med när investeringarna genomfördes. Det kan i sin tur bero att på marknadspriset blivit högre än man räknade med, eller att driftskostnaderna blivit lägre, eller att investeringarnas livslängd blivit längre än man initialt räknade med.

Det är viktigt att observera att övervinster i denna mening förutsätter att utvecklingen inte är förväntad. Förväntade extraordinära överskott under en tidsperiod vid en viss marknad kommer i

investeringar på

jämvikt att dräneras av underskott i andra perioder, till exempel genom att investeringar tidigareläggs. Antag exempelvis att företagen förväntar sig en prisökning från och med en viss tidpunkt därför att den långsiktiga marginalkostnaden för ny kapacitet kommer att vara högre. Det betyder att de kommer att göra extra-vinster på kapacitet som byggs innan kostnadshöjningen. Men sådana extravinster ökar avkastningen på tidigare investeringar och det blir lönsamt att öka och tidigarelägga planerade investeringar.

Förväntade extraordinära vinster tenderar således att elimineras genom ett tillflöde av Men om av

investeringskapital. investeringstillfällena

någon anledning är begränsade kan inte jämviktsmekanismen med ökade investeringar verka fullt ut. Om investerare förväntar sig högre i framtiden blir det mer lönsamt elpriser att äga och driva till exempel Vattenkraftverk. Om det inte fanns någon brist på outbyggda vattenkrafttillgångar skulle dessa vinstförväntningar leda till så pass mycket investeringar i vattenkraft att kraftpriset drevs ner till vattenkraftens långsiktiga marginalkostnad och därmed eliminerade en förväntad extraordinär vinst. Men med en reell knapphet på oexploaterade vattenkrafttillgångar kan denna jämviktsmekanism inte verka. Resul-

148 Elmarknadens funktionssätt

tatet blir i stället att värdet av den knappa tillgången - vattenkraften -

Ökar. Agarna av denna knappa tillgång kan därmed tillgodogöra sig en s k jordränta som är lika med knapphetsräntan minus den historiska kapitalkostnaden.

På en marknad kan extraordinära vinster uppkomma av fyra skäl:

1. På grund av vid investeringstidpunkten icke förväntade förändringar i utbud och/eller efterfrågeförhållanden. Ungefär lika vanligt torde vara att förväntningarna slår_ _fel åt andra hållet så att icke förväntade förluster uppkommer. Aven om vår kunskap är mycket mager när det gäller sambandet mellan ex ante avkastning och realiserad avkastning på investeringar, ligger det i sakens natur att stora avvikelser är det normala.

2. Olika typer av fysiska restriktioner eller begränsningar i tillgången på vissa lägen s k lägesräntor.

3. Politiska restriktioner på utnyttjandet av vissa teknologier s k politikräntor.

4. En fjärde orsak till en lönsamhet över genomsnittet kan vara bristande konkurrens på en marknad vilken ger upphov till monopolvinster.

I det första fallet beror den höga vinsten på att företaget dragit en vinstlott i ett lotteri, medan den i fall 2 beror på att företaget råkat bli ägare till en naturresurs med knapphetsvärde och i fall 3 ägare till en lågkostnadsteknologi i vilken nyinvesteringar förbjuds. I fall 4 kan den höga lönsamheten bero på att företaget dragit en vinstlott i sin FoUverksamhet, men den kan också bero på att företaget utnyttjat sin marknadsmakt för att förhindra konkurrenter tillträde till marknaden och självt underlåtit att investera. Det är inte självklart i vilket eller vilka av dessa fall som de extra-ordinära vinsterna också ska betecknas som övervinster varför termen övervinst i görligaste mån bör undvikas.

I botten på termen ligger uppfattningen att vinsterna är oförtjänta och bör beskattas. Det är lätt att tänka sig att sådana vinster kan uppfattas som oförtjänta i samtliga fall ovan. Det hävdas ibland att vinster under punkt 1 ovan är ett resultat av risktagande och därmed mindre oförtjänta, medan vinster under punkt 2 utgör en riskfri avkastning som bör beskattas. Detta kan möjligen vara fallet i ett hundraårsperspektiv, men i ett mera rimligt tidsperspektiv framstår investeringar i branscher med läges- och politikräntor, på grund av risker för politiska ingrepp i tillägg till marknadsrisker, snarast som mera riskfyllda än investeringar

i andra branscher. (Att börsnoterade kraftföretag tycks uppvisa mycket

låga s k beta-värden motsäger inte detta utan dessa torde snarare reflektera regleringssystemet och marknadsmakten.)

Elmarknadens funktionssätt 149

4.8 Beskattning av kraftproduktion

Aven om det förekommit temporära inslag av övervinstbeskattning i Sverige såväl generellt som för enskilda branscher, är det utanför fastighetssektorn endast kraftsektorn som motiverat en mera permanent särbeskattning.

En av uppgifterna för denna utredning är att klargöra förutsättningarna för en ökad beskattning av kraftproduktionen. Av central betydelse för en effektiv utformning av en sådan beskattning är då att granska de motiv som anförs.

I utredningsdirektiven förutsätts att priserna på el med stor sannolikhet kommer att stiga under 90-talet. Orsaken är främst den sk omställningen av energisystemet (varav kärnkraftsawecklingen är en viktig del) men även andra faktorer (t ex höjningen av Vattenfalls avkastningskrav) är av vikt. Detta kommer att medföra att vinsterna ökar i existerande kraftanläggningar, t ex i vattenkraftstationer. En beskattning av kraftproduktion antas vidare kunna ske till låga effektivitetskostnader under förutsättning att skatten inte påverkar elprisnivån. I samband med omställningen av energisystemet kommer vidare företag och hushåll att få acceptera högre elpriser. I en sådan situation skulle det kunna uppfattas som oskäligt om vissa kraftproducenter gör stora vinster. Detta aktualiserar också frågan om beskattning.

Vad som bör utredas är alltså storleken av de vinster som kan uppkomma inom kraftindustrin, samt i de fall dessa vinster blir betydande föreslå hur dessa vinster i ökad utsträckning ska komma hela samhället till del. Vägledande bör vara att begränsa de samhällsekonomiska kostnaderna till följd av skatten, samt att beskattningen gradvis ska kunna anpassas till ökningen av elpriserna.

Av direktiven framgår alltså såväl det statsfinansiella motivet (låga effektivitetskostnader) som det fördelningspolitiska motivet (oskäliga vinster p g a omställningen av energisystemet). Av intresse är att det fördelningspolitiska motivet är kopplat till den s k omställningen av energisystemet. För ökat beskattningsutrymme enligt det statsfinansiella motivet finns emellertid ingen sådan koppling (elpriserna uppges kunna stiga även av andra skäl än omställningen).

När det gällde motiveringen för den befintliga vattenkraftsskatten, införd 1983, anfördes också här såväl det fördelningspolitiska som det statsfinansiella motivet. Det fördelningspolitiska motivet utgick ifrån behovet att förhindra en alltför snabb prisutveckling vid försäljning av äldre vattenkrafttillgångar (spekulation). Behovet av förstärkning av statsbudgeten anfördes vidare explicit. Skatten borde inte påverka prisnivån, och för att åstadkomma en koppling mellan anläggningars lönsamhet och dess skattebelastning förespråkades en efter anlägg-

150 Elmarknadens funktionssätt

ningarnas ålder differentierad beskattning (se vidare avsnitt 2.2). Man var alltså uppmärksam på det faktum att lönsamhetsförhållandena varierade kraftigt mellan olika vattenkraftanläggningar och ville på detta sätt ta hänsyn till detta förhållande då skattebördan skulle fördelas.

Vilka motiv föreligger då för en särskild skatt på vattenkraft?

Utgångspunkten för en särbeskattning måste vara att det förekommer någon form av beskattningsbara överskott som ej bör tillfalla producenterna (fördelningsmotivet), samtidigt som det är möjligt att beskatta dessa till låga samhällsekonomiska kostnader (effektivitetsmotivet).

Vattenkraften kan, vid första påseendet, ge intryck av att vara en attraktiv skattekälla. Eftersom vattenkraften är mycket kapitalintensiv och driftskostnaderna låga kan utbudet betraktas som konstant, så länge prisnivån överstiger driftskostnaderna. Ett konstant utbud innebär att den producerade volymen ej påverkas av pris- eller skatteförändringar så länge som företagen får täckning för driftskostnaderna. En skatts enda effekt är att reducera säljarens pris med skattens belopp. Detta illustreras i figur 4.4.

Utbudet år yp oavsett pris, medan efterfrågan ges av efterfrågekurvan.

Utan skatt är jämviktspriset po. Om en skatt införs påverkas ej konsumentpriset, medan det pris producenten erhåller uppgår till p°

minus skatten. Hela skatten övervältras således på säljaren. Det är sannolikt denna stiliserade modell som ligger bakom föreställningen att en skatt har små effektivitetskostnader. på befintliga krafttillgångar

Elmarknadens funktionssätt 151

Figur 4.4 Övervältring av skatt vid oelastiskt utbud

Å PRIS

EFTERFRÅGAN

UTBUD

K-PRIS

9°

E

M

y° KVANTITET

Ett företag med vattenkraftkapacitet har inte någon alternativ användning för sin realkapitalstock utan företaget kommer att utnyttja den för att producera elenergi så länge som marknadspriset minus skatt är högre än driftskostnaden. Företagets utbud är således helt prisokänsligt. Samma situation gäller rimligen för alla vattenkraftföretag, varför marknadens utbud också är helt prisokänsligt. En skatt på befintliga vattenkrafttillgångar leder därför inte till några effektivitetskostnader alls så länge priset efter skatt är högre än driftskostnaden. Enda effekten blir att företagets intäkter minskar med skattebeloppet, dvs en inkomstomfördelning till statskassan.

152 Elmarknadens funktionssätt

Detta i sig motiverar emellertid inte en särbeskattning av just vattenkraftanläggningar. Samma resonemang kan användas för alla typer av investeringar som när de väl är genomförda saknar alternativ användning. Sådana irreversibla investeringar karakteriseras av att investeringskostnaderna är sänkta historiska kostnader när investeringen väl är genomförd. Sänkta kostnader påverkar inte beslut företagets att utnyttja en befintlig anläggning. Företaget kommer alltid att ha incitament att producera så länge det erhåller ett positivt täckningsbidrag, vilket innebär att en skatt som inte helt eroderar täckningsbidraget inte har någon effekt på produktionen och därmed till synes inte heller några effektivitetskostnader.

Det finns dock två svagheter i det här resonemanget. För det första innebär skatten en finansiell förlust om är än täckningsbidraget lägre kapitalkostnaderna för investeringen, vilket inte är en hållbar situation på sikt för företaget. Det måste då rekonstrueras finansiellt, det vill säga de beskattade tillgångarna måste skrivas ner till ett värde som i princip motsvarar det förväntade värdet av framtida täckningsbidrag efter skatt. Skatten innebär således en avtappning av företagets eget kapital. I värsta fall måste rekonstruktionen ske genom att företaget försätts i konkurs, och _skatten kommer då också att betalas av företagets kreditgivare. Aven om skatten inte har några effektivitetskostnader i den meningen att omfattningen av elproduktionen påverkas, så är det faktum att skatten införs när redan investeringen gjorts, och företagets och kreditgivare därmed sina

ägare ort

åtaganden, en form av retroaktiv (om än ej i grundlagens mening) beskattning. Det är därför en betänklig skatteprincip. Ett möjligt försvar för en sådan skatt skulle dock kunna vara att den införs därför att företagen av någon anledning har onormalt höga vinster. Då behövs ingen finansiell rekonstruktion av företaget, utan skatten kommer att tas från en onormalt hög tillväxt av företagets egna kapital.

För det andra gäller att, om företaget förväntar sig en skatt på investeringen när den väl är genomförd, och därmed en finansiell förlust, har det naturligtvis inga incitament att genomföra investeringen, vilket betyder att skatten trots allt kan leda till effektivitetskostnader i form av reducerade investeringsincitament. Om irreversibla investeringar beskattas i efterhand på något håll i ekonomin kan man förvänta att det negativt påverkar benägenheten att fatta irreversibla och långsiktiga investeringsbeslut.

Företagens uppfattning om vad det exakt är som beskattas är generellt betydelsefull för effekten på investeringsincitamenten. Om det verkligen bara är befintlig kapacitet vid en viss tidpunkt som beskattas, och det uppfattas som trovärdigt att skatten aldrig kommer att utvidgas till nytillkommande anläggningar eller att någon liknande skatt införs på annat håll i ekonomin, uppkommer knappast några investeringseffekter.

Elmarknadens funktionssätt 153

Problemet ligger dock just i att göra det trovärdigt att skatten inte kommer att utvidgas till nyare anläggningar när väl dessa finns på plats. Vid varje tidpunkt kommer det att finnas en befintlig vars kapacitet utbud är helt prisokänsligt och som därför till synes kan beskattas utan några effektivitetskostnader. Har man väl en gång börjat beskatta befintlig kapacitet med argumentet att dess utbud är prisokänsligt, och att skatten därför har en låg effektivitetskostnad, kommer företagen rimligen att förvänta sig att staten har samma incitament även vid framtida tidpunkter. En skatt på befintlig kapacitet leder sannolikt till förväntningar om liknande skatter även i framtiden och torde därför leda till negativa effekter och därmed till på investeringsincitament effektivitetskostnader av sedvanligt slag.

Nu kan man eventuellt hävda att dessa är mindre trovärdighetsproblem framträdande just för vattenkraftkapacitet. Vattenkraften är mer eller mindre fullt utbyggd, varför eventuella negativa effekter på incitamenten för nya vattenkraftsinvesteringar kan vara av mindre betydelse. Problemet är att effekterna inte avgränsas till på investeringsincitamenten just den kapacitet som beskattas, utan de kan i för alla princip uppstå typer av irreversibla investeringar. Effekten på investeringsincitamenten kan därför vara en potentiellt mycket betydelsefull effektivitetskostnad, om det inte kan göras trovärdigt att skatten på befintlig kapacitet verkligen är en engångsföreteelse.

En sådan trovärdighet är möjligen enklare att om en skatt skapa på befintlig kapacitet införs i samband med att någon form av extraordinära vinster eller intäkter uppkommit, till en exempel genom oväntad prishöjning på den vara som Om produceras. företagen bedömer det som osannolikt att liknande extraordinära inkomster ska uppstå även för nytillskott i kapaciteten, ökar för att trovärdigheten skatten verkligen bara vilket skulle minska de gäller befintlig kapacitet, negativa effekterna på investeringsincitamenten.

Sammanfattningsvis kan vi konstatera att effektivitetsproblemet vid beskattning av vattenkraft främst gäller de långsiktiga effekterna på investeringsincitamenten, och då inte endast inom kraftsektorn utan mera generellt i ekonomin. Positiva kvasiräntor eller täckningsbidrag är en förutsättning för företags överlevnad. Att ha sådana täckningsbidrag som utgångspunkt för beskattning av ter just kraftproduktion sig därför föga tillfredsställande. Och generellt skulle en av beskattning kvasiräntor leda till förödande incitament i investeringsverksamheten i en ekonomi.

Ett motiv för att ändå införa en skatt på en viss marknad skulle då vara att företagen av någon anledning gör onormalt stora vinster, sk övervinster. Övervinster skulle då kunna definieras som att realiserad vinst under en period överstiger förväntad vinst. Detta kan uppkomma då

154 Elmarknadens funktionssätt

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

Det föreligger emellertid alltid en naturlig spridning av risker och vinster. I en marknadsekonomi är det en av de centrala utgångspunkterna för att erhålla incitament till marknadsanpassningar. Att lägga en statistisk övervinst som grund för beskattning av ett enskilt företag eller anläggning vore således mycket vanskligt och skulle kunna drabba enskilda företag mycket hårt. Om bristande konkurrens föreligger bör denna påverkas av konkurrenspolitik och inte genom beskattning. Motiv för en särskild beskattning av kraftföretag måste därför sökas på annat håll.

Krzapphetsräntor

Det klassiska motivet i skattelitteraturen är att det av något skäl föreligger fysiska restriktioner för vissa typer av investeringar, som medför att lönsamheten vid kapacitetstaket överstiger avkastningen i en delbransch eller i andra branscher. Det skulle med andra ord vara lönsamt att investera ytterligare i denna typ av teknik om det vore möjligt.

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

Det andra fallet är när de naturgivna förutsättningarna i sig utgör en restriktion för viss typ av verksamhet. Detta gäller vid ianspråktagande av naturliga fallhöjder för vattenkraftsproduktion. Vi har då en verksamhet som ger upphov till lägesräntor.

Det är just förekomsten av lägesräntor som enligt min mening kan anföras som motiv för beskattning av viss kraftproduktion, framförallt vattenkraft men i princip också kraftvärme och kanske i någon avlägsen framtid vindkraft. Politiska restriktioner påverkar lägesräntornas omfattning men är i sig är svårare att anföra som motiv för beskattning av kraftproduktion. För det första finns det trovärdighetsproblem och politisk oenighet kring de beslut som ger upphov till de politiska knapphetsräntorna. Detta gäller såväl beslutet om kärnkraften som stoppet för vattenkraftutbyggnaden. För det andra finns det många andra områden där politiska beslut påverkar lönsamhetsutvecklingen och inkomstfördelningen utan att detta är föremål för särbeskattning

Elmarknadens funktionssätt 155

(eller subventionering). Tvärtom kan man hävda att det är speciellt viktigt att inte investeringsincitamenten i påverkas ytterligare negativ riktning i branscher med stora risker för politiska ingrepp. Enligt min uppfattning vore det därför mycket olämpligt med en särskild beskattning av rörelseöverskotten i kärnkraftverk eller andra kondensanläggningar. Det förbud som nu gäller för ytterligare investeringar i ny kärnkraft kan visserligen ge upphov till en form av men politikränta, mot detta ska ställas, att denna politikränta kan visa sig vara temporär antingen genom att anläggningarna awecklas i förtid eller att kärnkraften åter blir en tillåten teknologi varvid åter kommer nyinvesteringar att ge upphov till en pris- och lönsamhetspress.

Utredningens utgångspunkt i det följande är således att det är förekomsten av lägesräntor inom kraftproduktionen som kan motivera en särskild skatt. Förändringar i elpriset diskonteras i förändrade genast fastighetsvärden på vattenkraft och kraftvärme. Skattemotivet gäller givetvis generellt för alla typer av fastigheter, t ex jordbruk, skogsbruk och hyresfastigheter, där förändringar i mer eller produktpriserna mindre omedelbart diskonteras i fastighetsvärdena.

Själva förekomsten av lägesräntor som inkomstkategori innebär emellertid inte att de är lätta att identifiera och beskatta en genom speciell vinstbeskattning. Lägesräntor har nämligen en tendens att omvandlas från vinster till kostnader. När tillgångar byter ägare ingår lägesräntorna i tillgångarnas värde och utgör därmed en kostnad för den nye ägaren. Aven om är ändå tillgångarna aldrig bytt ägare fördelningseffekterna godtyckliga på så vis att en viss generation drabbas av hela skattebördan. Om beskattning av lägesräntor ska utnyttjas som ett fördelningspolitiskt instrument utan godtyckliga effekter i enskilda fall krävs det att träder i egentligen beskattningen kraft så snabbt efter en icke förväntad den aktuella prisökning på slutprodukten att lägesräntorna ej hunnit omvandlas till kostnader. Det är endast då som lägesräntorna har karaktären av windfall gains. Fördelningsargumentet mister ytterligare i styrka när det den gäller svenska vattenkraften eftersom denna till ca 70 procent är samhällsägd (och med 10 procentenheter ägd av försäkringsbolag och pensionsfonder, i huvudsak genom Liknande

sale-lease-back-avtal). argument

kan anföras beträffande kraftvärmen. Det är således främst av effektivitetsskäl som en särskild beskattning av lägesräntorna i vattenkraft och kraftvärme kan motiveras och som speciellt kan motivera en reformering av den existerande beskattningen. Rättviseeller fördelningsskäl är däremot svåra att anföra.

Övervâltring av skatt

Effektivitetsskäl talar för att beskattningen bör utformas så att skatten inte övervältras framåt på konsumenterna utan genom högre elpris enbart riktas mot lägesräntorna. Enligt borde den prop 1982/83:50

156 Elmarknadens funktionssätt

redan införda producentskatten i princip inte kunna övervältras på konsumenterna via höjda elpriser. Bakom denna förhoppning torde legat den enkla läroboksmodellen representerad av figur 4.5. Problemet är att förutsättningarna för denna modell ej är helt uppfyllda på den svenska elmarknaden. Modellen bygger nämligen på vinstmaximeringsbeteende hos företagen, medan ca hälften av den svenska elproduktionen sker i ett avkastningsreglerat företag, Vattenfall, som har som målsättning att uppfylla avkastningskravet och inte att maximera sin vinst. Under sådana förhållanden måste man räkna med att alla typer av skattehöjningar verkligen kommer att övervältras framåt på konsumenterna även på relativt kort sikt.

Slutsatser

Av analysen ovan kan man få intrycket att det egentligen är svårt att finna rationella motiv för en särskild beskattning av kraftproduktionen. Det är också min principiella uppfattning att det under nuvarande omständigheter är svårt att av rättvise- och fördelningsskäl motivera en sådan beskattning. Om lönsamheten i dagsläget av någon anledning skulle anses vara för hög, bör denna lönsamhet, enligt min uppfattning, pressas genom att förutsättningar skapas för en ökad konkurrens på elmarknaden och inte genom en höjd beskattning.

Däremot torde, trots att man måste räkna med en övervältring av skatten framåt på konsumenterna, effektivitetsförlusterna av de existerande skatterna på vatten- och kärnkraft vara begränsade, och jag har uppfattat det som en budgetrestriktion på utredningen att inte överväga ett avskaffande av dessa skatter.

Kärnkraftsskatten på 0.2 öre per kWh är närmast av symbolisk karaktär och lämnas därhän. Det torde klart framgå av analysen ovan att jag anser en höjning av denna (eller införandet av nya skatter på samtliga kraftslag utom vattenkraft och kraftvärme) som högst olämplig.

Däremot finns det principiella argument för en särskild beskattning riktad mot lägesräntorna i vattenkraft och kraftvärme, även om en hel del av styrkan i detta argument förtas av det faktum att en betydande del av en sådan skatt sannolikt relativt snabbt övervältras framåt på konsumenterna. Inom ramen för nuvarande nivå på beskattningen finns det dock starka argument för en reformering av den existerande beskattningen, framförallt därför att ett bibehållande av den nuvarande utformningen kan förväntas leda till ökade effektivitetsförluster i framtiden. Skatten är helt enkelt inte förenlig med effektivitet på en konkurrensutsatt elmarknad. Den teoretiskt mest tilltalande skattebasen är då lägesräntorna inom kraftproduktionen. Dessa torde dock när det gäller kraftvärmen vara högst begränsade och dessutom politiskt omöjliga att beskatta. Det torde f.ö. vara få kraftvärmeprojekt som efteråt visat sig lönsamma. Konkurrensen från den billiga kärnkraften

Elmarknadens funktionssätt 157

har varit alltför hård. Vid en aweckling av kärnkraften och förbud mot lågkostnadsteknologier för elproduktion finns det dock ingen anledning att undanta något lägesberoende kraftslag från beskattning. Om kraftvärmeproduktionen i framtiden sker i från eldistributionen separata bolag på en konkurrensmarknad reduceras också övervältringsproblemet. Den fortsatta diskussionen utgår dock från att det endast är vattenkraften som bör beskattas.

Vid en aweckling av kärnkraften ökar också i skälen för en styrkan särskild beskattning av kraftproduktionen och att faktiskt utnyttja att även en produktionsskatt övervältras framåt på konsumenterna via ett höjt elpris. Dels ökar lägesräntorna ett sannolikt i stor på utsträckning oförutsett sätt, dels kan det visa sig nödvändigt av rena effektivitetsskäl, om inte Vattenfalls i det avkastningskrav läget höjs, att genom skatteökningar pressa upp kostnadsnivån i elproduktionen för att den vägen ge incitament till prisledaren Vattenfall att till en sådana höja elpriset nivå att jämvikt skapas mellan utbud och efterfrågan elmarknaden på och en för en diskussion dyrbar ransonering därigenom undgås; utförlig av detta problem, se Hjalmarsson L., och Prissättningen på elenergi elmarknadens utveckling, Vattenfall 1986. En ytterligare höjning av Vattenfalls avkastningskrav skulle dock ur effektivitetssynpunkt få samma effekt liksom en avreglering av elmarknaden.

Huvudproblemet vid beskattning av kraftproduktionen blir då dels att utforma en beskattning som träffar den som varierar mellan avkastning kraftstationerna (p g a lägesräntan) och inte vattenkraftproduktionen generellt, dels att utforma beskattningen så att denna varierar med variationer i lägesräntan. För att lösa det problemet måste vi studera de modeller som står till buds för en beskattning. Dessa är förutom dagens skattemodell, öre/kWh, en skatt på effekt, öre/kW, en särskild vinstskatt samt slutligen en beskattning av kraftstationernas förmögen-

hetsvärden (fastighetsskatt). Dessa skattemodeller analyseras i

kapitel 6.

5. vattenkraftens vinster

Regional återföring av

Bakgrund

Sedan lång tid tillbaka har möjligheterna diskuterats att återföra en del av det överskott som vattenkraften till de orter eller genererar regioner där produktionen sker. Motiven har skiftat, men har varit huvudsyftet att stimulera den regionala utvecklingen; se t ex skrivelsen från landshövdingen i Jämtlands län till med regeringen (1987-01-30) förslag om att vattenkraftens avkastning ska utnyttjas som utregionalt vecklingskapital.

För ett uppmärksammat inlägg i denna debatt svarade professor Ingemar Ståhl i Norrbottens vattenkraft och industriella struktur, Länsstyrelsen Luleå 1979. Ståhl föreslog bildandet av ett Norrbottenkraft AB som skulle äga vattenkraften i Luleälven samt fallrättigheter i Torne, Kalix och Pite älvar. Avkastningen från detta företag skulle överföras till en Norrbottens industrifond och för utnyttjas regional utveckling. Genom denna konstruktion kunde ett par viktiga syften uppnås:

1. Den traditionella regional- och industripolitiken, med dess årliga politiska beslut påverkade av olika former av påtryckningar, skulle ersättas med en av engångsöverföring vattenkrafttillgångar till regionen. Motivet är i detta fall av public choice karaktär, och vad det gäller är egentligen en reformering av instrumenten i regionalpolitiken. Att ersätta stöd med regionalekonomiskt utvecklingsfonder skulle göra riksdag och mindre regering subventionsbenägna och så att säga internalisera beslutsprocessen till en av av dessa regional awägning utnyttjandet fonder, samtidigt som det skulle skapa starka incitament för regionerna att ge utvecklingsmedlen hög avkastning och minska incitamenten att subventionera nedläggningshotade företag. Tanken är att en strukturkonserverande subventionspolitik skulle ersättas med en framåtblickande nyetableringspolitik.

2. Genom överföring av fallrättigheterna till ett regionägt bolag skulle också awägningarna ifråga om den framtida vattenkraftutbyggnaden internaliseras vilket borde stimulera till företagsekonomiskt lönsamma utbyggnader av ännu oexploaterade älvar.

I ett betänkande från den regionalpolitiska kommittén (SOU 1989:55) diskuteras kortfattat andra modeller för en av några återföring kraftföretagens vinster till de regioner där vattenkraften produceras.

160 Regional återföring

Som motiv för återföringen framförs behovet av regionalpolitiska medel. Kommittén presenterar fyra olika modeller.

Den första modellen innebär att inkomster från en höjd vattenkraftsskatt av dagens modell (öre/kWh) öronmärks för de regioner där vinsterna genereras.

Detta samband mellan vinstgenerering och lokal återföring blir ännu tydligare i nästa modellförslag: en avgiftskonstruktion av samma typ som den avsättning som nu utgår via ersättningarna för intrång vid utbyggnad enligt vattenlagen. Svårigheten med en sådan utnyttjanderättsavgift uppges vara att finna den prestation som avgiften motiveras av. Om inte detta kan göras måste avgiften betraktas som en skatt.

Som en tredje modell föreslås att årliga belopp skulle föras från Vattenfall till regionerna. statsmakterna skulle kunna anpassa avkastningskravet på så sätt att inte återföring medför högre priser på elkraft i södra landet. Modellen ansågs ha den fördelen att man kunde kringgå frågan om avgift eller skatt, men får idag (med tanke på Vattenfalls förestående bolagisering) nog anses överspelad.

Den fjärde modellen baserar sig på att ett nytt anslag skulle inrättas under dåvarande miljö- och energidepartementet eller arbetsmarknadsdepartementet. Som ett riktmärke för anslagets storlek framför

kommittén att anslaget skall motsvara omkring 1 öre/kWh av den

årliga vattenkraftproduktionen. Detta skulle innebära omkring 600 miljoner kronor i tillskott per år. Finansieringen skulle ske genom en höjning av skatten på vattenkraft.

Detta fjärde förslag kom att förordas av kommittén - främst p g a de juridiska svårigheterna förenade med de alternativa modellerna i dessas tydliga koppling mellan lokal vinstgenerering och regional återföring av medel via beskattning eller avgifter.

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

5.2 Överväganden

En återföring av vinster från vattenkraften till de regioner där den genereras inrymmer dels juridiska dels ekonomiska aspekter.

Det finns starka juridiska invändningar mot en direkt koppling mellan utnyttjande av mark och vatten regionalt och vinståterföring, eftersom ett uttag av kommunala avgifter förutsätter motprestation. Efter vad jag

Regional återföring 161

förstår utesluter detta en direkt regional eller lokal beskattning av kraftföretagen i form av avgifter. Möjligen skulle man kunna överväga en återgång till kommunal bolagsbeskattning och fastighetsbeskattning av kraftföretag, men mot detta talar att den kommunala beskattningen av juridiska personer har, efter noggranna överväganden, nyligen avskaffats, och kommunerna redan kompenserats för skattebortfallet. Därför återstår, så vitt jag förstår, att en återföring av medel måste ske via omvägen över statskassan.

Eftersom vattenkrafttillgångarna till hela 70 procent är offentligt ägda, och till 10 procent ägda av försäkringsbolag och pensionsfonder, förefaller det också mycket rimligt med en direkt politisk prövning av en eventuell återföring. Utredningsförslaget innehåller heller inget förslag till höjning av det nuvarande skatteuttaget, utan endast förslag till byte av modell som först i en högst osäker framtid kan generera ökade skatteintäkter. Detta innebär att en regional återföring måste ske inom nuvarande beskattningsutrymme på ca 1 miljard kronor.

Som framgått av bakgrundsredogörelsen ovan kan en rad ekonomiska argument anföras för en återföring av vattenkraftsvinster, men en sådan återföring inrymmer också problem.

En principiellt viktig fråga, i den mån överskott från vattenkraften ska utnyttjas som regionalpolitiskt medel, är om denna återföring av medel till regionerna ska ske direkt i proportion till regionens andel av vattenkraften, eller om det ska ske en prövning på riksnivå av den regionala fördelningen av dessa medel. Till nackdelarna med en direkt återföring hör att behovet av regionalpolitiskt stöd ej är direkt proportionellt mot vattenkraftproduktionen. Detta argument är speciellt starkt om återföringen skulle ske kommunvis, men äger också i viss mån sin giltighet om återföringen sker länsvis. En kommunvis återföring skulle visserligen kunna stimulera till en ytterligare exploatering av vattenkraften, men kan lätt framstå som godtycklig. Erfarenheterna från Norge talar också för att en överföring av vattenkraftsvinster ej bör ske till kommuner utan till regioner, för att en effektiv användning av knappa utvecklingsresurser ska erhållas. Risken för överdådighet, s.k. goldplating, är eljest uppenbar.

I en viss omfattning förekommer redan en överföring av vattenkraftsvinster genom en lägre elprisnivå i de nordligare delarna av landet.

Efter 1 mars 1990 gäller skattesatsen 5 öre/kWh för förbrukning i

industriell verksamhet. För förbrukare är skatten

övriga 7,2 öre/kWh

utom för förbrukning i samtliga kommuner i Norrbotten, Västerbotten och Jämtlands län samt vissa kommuner i Västernorrlands, Gävleborgs, Kopparbergs och Värmlands län. I dessa är skattesatsen 2,2 öre/kWh. En del av vattenkraftens vinster har också kommit Norrland tillgodo genom det stöd till sysselsättningen som den, under de senaste decennierna, olönsamma vattenkraftutbyggnaden utort.

162 Regional återföring

Det är givetvis inte heller just vattenkraftsvinster som önskemålet gäller utan överföring av ekonomiska resurser. Vattenkraften har visserligen ett stort symbolvärde som regionalt bunden ekonomisk resurs, men såvitt jag förstår är det den regionala autonomin över vissa ekonomiska resurser, som skulle kunna utnyttjas för regional utveckling, som primärt eftersträvas. Att på något sätt komma i åtnjutande av vattenkraftens vinster framstår då som en möjlig politisk framgångsväg. Som framgår av slutsatserna i kapitel 4 är det, enligt min uppfattning, svårt att i dagsläget finna motiv för en ytterligare höjning av skatteuttaget från vattenkraftsproduktionen. Samtidigt leder den modell som föreslås till ökade skatteinkomster först när lönsamheten stiger i kraftindustrin, vilket kan ta lång tid om inte kärnkraften awecklas. Om nuvarande skatteuttag anses otillräckligt som regionalt stöd, och vattenkraften i stor skala ska utnyttjas som regionalpolitiskt medel återstår, såvitt jag förstår, ingenting annat än att återuppliva det Ståhlska förslaget och överföra vattenkrafttillgångar från Vattenfall till regionala utvecklingsfonder.

En överföring av vattenkrafttillgångar till regionala utvecklingsfonder

skulle innebära att dessa initialt blir ägare till en resurs med en viss

förväntad årlig avkastning. Aven om vattenkraften i ett historiskt perspektiv genererat relativt riskfri avkastning, kan det mycket väl tänkas att rationella förvaltare anser att en portfölj med 100 procent vattenkraft utgör en alltför riskfylld tillgång på en framtida konkurrensutsatt elrnarknad. Med fria placeringsmöjligheter kan vi förvänta oss att en hel del av tillgångarna i vattenkraft byts ut mot andra värdepap- Det finns egentligen ingen till varför de regionala

per. anledning

utvecklingsfondernas portföljer, efter en anpassningsperiod, skulle få en annan sammansättning än genomsnittliga portföljer i andra fonder. Vattenkraftens roll är endast som brygga för förmögenhetsöverföringen.

Den slutsats som kan dras av ovanstående diskussion är att hindren för en återföring av vattenkraftsvinster eller en överföring av vattenkrafttillgångar till regionerna inte är av teknisk natur. Utredningens förslag låter sig mycket väl förenas med en sådan återföring även om denna av juridiska skäl inte kan ske direkt utan via statskassan. Det frågan gäller är därför om det finns en politisk vilja till sådana överföringar.

6. Beskattningsmodeller och förslag

Inledning

Som framgått av diskussionen i kapitel 4 kan man förvänta sig att den nuvarande beskattningen av vattenkraft kommer att fungera allt sämre i framtiden och leda till gradvis stigande effektivitetsförluster.

(En

ytterligare analys av problemen med en kWh-skatt sker i avsnitt 6.3 nedan.) Eftersom jag uppfattat nuvarande skatteuttag som en budgetrestriktion på utredningen är frågan vilka tänkbara alternativ som finns till nuvarande skattemodell. I den ekonomiska litteraturen har en lång rad modeller för beskattning av resursräntor diskuterats, men de modeller vi anser relevanta att diskutera som alternativ till en kWhskatt är

i) skatt per kW ii) fastighetsskatt iii) vinstskatt

Utgångspunkter

Efiektivitetsaspekter

Eftersom kravet på samhällsekonomisk effektivitet utgör den normativa utgångspunkten för analysen i denna utredning vill jag här återknyta till diskussionen av effektivitetsaspekterna vid en beskattning av elproduktionen som diskuterades i kapitel 4. Detta avsnitt innehåller en sammanfattning av denna diskussion samt ytterligare några aspekter på valet av skattemodell.

En skatt som belastar en producerande sektor i ekonomin kan först och främst påverka marknadspriset och den producerade kvantiteten i sektorn på kort sikt. När en skatt leder till en skillnad mellan det pris konsumenten betalar för en vara och det pris producenten erhåller har en s k skattekil uppstått. Skatten leder till en reduktion i den producerade mängden av varan, vilket innebär att skatten förorsakar förluster i s k producent- och konsumentöverskott, dvs skatten leder till en samhällsekonomisk förlust så snart som kvantiteter En påverkas. skatt kan också ha betydelse för företagens interna allokering av produktionsresurser och därmed för den totala produktionskostnaden för en kan den ha konsekvenser för given produktionsvolym. Slutligen företagens kapacitetsutbyggnad. Skattens betydelse för företagens

förväntningar om den framtida pris- och kostnadsutvecklingen avgör i

vilken utsträckning skatten får någon effekt på investeringsvolymen. Dessa tre effekter - effekterna på marknadspris och produktion, på

164 Beskattningsmodeller

samt deras företagens produktionskostnader på investeringar avgör i sin tur skattens samhällsekonomiska konsekvenser, dvs dess effektivitetskostnader och fördelningseffekter.

F ördelningsaspekter

Gynnsamma fördelningspolitiska effekter har också anförts som motiv för en särskild beskattning av kraftproduktionen. Detta motiv hade varit lätt att förstå om kraftindustrin uppvisat en jämfört med andra branscher betydligt högre lönsamhet. Av diskussionen i kapitel 3 och 4 framgick att så inte är fallet. Föhållandena kan dock komma att förändras i framtiden, speciellt vid en aweckling av kärnkraften.

Effekterna på inkomstfördelningen av en särskild beskattning av kraftindustrin är heller inte helt entydiga utan beror i hög grad på i vilken omfattning och i vilket tidsperspektiv en produktionsskatt övervältras framåt på konsumenterna. Detta beror, som vi tidigare diskuterat i kapitel 4, dels på tidsperspektivet dels på i vilken grad företagen är optimalt anpassade i utgångsläget innan beskattning, dvs om företagen är vinstmaximerande eller inte. På kort sikt för vinstmaximerande företag kan vi räkna med att en produktionsskatt övervältras bakåt på producenterna. Skatten leder då till att såväl rörelseöverskottet som tillgångarnas marknadsvärde sjunker.

Detta kan kanske uppfattas som positivt ur fördelningspolitisk synvinkel, men om en anläggning bytt ägare, och den nye ägaren köpt anläggningen utan förväntningar om en framtida beskattning drabbas denne av en oförutsedd kapitalförlust medan tilltidigare ägare godoort sig hela förmögenhetsökningen. Men även om tillgången inte omsatts utan tillhört ett och samma företag hela tiden har ägargenerationerna avlöst varandra, dvs även om inte tillgången bytt företag så byter företag successivt ägare, varför även i detta fall fördelningseffekten drabbar en viss generation på ett godtyckligt sätt. Det är endast om värdeökningen är oförutsedd och annonseras beskattningen direkt i anslutning till denna som kan beskrivas fördelningseffekterna som otvetydigt gynnsamma.

Vissa av de svenska kraftföretagens beteende, främst Vattenfalls men även de kommunägda kraftföretagens, torde bäst kunna beskrivas som prissättning med budgetrestriktion där budgetrestriktionen är tvåsidig, dvs målsättningen är inte att minst uppfylla avkastningskravet utan att exakt uppfylla detta. Vid på detta sätt kan avkastningsreglerade företag man räkna med att en hel del av en produktionsskatt övervältras framåt på konsumenterna även på relativt kort sikt.

På lång sikt kan vi räkna med att alla produktionsskatter i stor utsträckning övervältras på konsumenterna. Produktionsskatter har således en tendens att gradvis förvandlas till konsumtionskatter. En

Beskattningsmodeller 165

fördelningspolitiskt intressant fråga är därför om en konsumtionskatt på el har gynnsamma fördelningseffekter? Svaret på denna fråga är nej. En elskatt har en svagt effekt, dvs drabbas regressiv låginkomsthushåll hårdare än höginkomsthushåll, pensionärer hårdare än yrkesaktiva, hushåll med barn hårdare än hushåll utan barn, hushåll i glesbygd hårdare än stadshushåll och hushåll i norra Sverige hårdare än hushåll i södra Sverige; se Skatt på energi SOU 1982:17.

Beskattning av avkastning

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

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

skulle erhållas för en specifik anläggning om denna hade utort en

nyinvestering som hade tagits i bruk Medan lönsamheten i en idag. anläggning är resultatet av en historisk process är helt lägesräntan bestämd av förhållandena vid en viss En med tidpunkt. anläggning hög avkastningsförmåga är en anläggning med en hög andel lägesränta som andel av det överskott som anläggningen genererar. Lägesräntan existerar som inkomstslag i samhället, men den kan mycket väl, under den historiska ha omvandlats till en kostnad för processen, företaget. Det senare är fallet om en anläggning bytt ägare, och den nye ägaren köpt anläggningen utan förväntningar om en framtida beskattning av lägesräntan. Att beskatta lägesräntor innebär därför att det som beskattas är potentiell snarare än faktisk avkastningsförmåga eller förmögenhet snarare än vinst.

Under vissa förutsättningar sammanfaller den potentiella avkastningsförmågan och den synliga avkastningen hos en För detta anläggning. krävs att lägesräntan ej förvandlats till en kostnad för den aktuelle ägaren utan reflekteras i anläggningens ekonomiska överskott. Så snart en anläggning bytt ägare, utan om framtida förväntningar beskattning av lägesräntan, har lägesräntan omvandlats till kostnad.

166 Beskattningsmodeller

Transaktionskosmader

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

Vad gäller direkta uppbördskostnader och övriga skatteadministrativa kostnader har utredningen inte gjort någon djupare och detaljerad analys av skillnader mellan de olika modellerna. Skälet är att ingen av skattemodellerna torde förorsaka några mer betydande kostnader i detta avseende. I ett par andra avseenden är emellertid transaktionskostnaderna av viss betydelse.

Det första gäller kostnaderna för att långsiktigt differentiera en beskattning av anläggningar efter ålder. Den nuvarande kWh-skattens uppdelning på ålderssegment infördes vid en tidpunkt då anläggningarna var relativt enkla att åldersbestämma. Förnyelseprogrammen hade ännu inte uppnått någon större volym. Till följd av de förbättrings- och förnyelseinvesteringar som nu ökar i omfattning blir klassiliceringen av anläggningar map årgångar med tiden alltmera komplicerad. Att fastställa åldern på en anläggning antar alltmer karaktären av metafysisk övning.

Det andra gäller frågan om taxeringsunderlaget vid en fastighetsbeskattning. Nu gällande principer för taxeringen av kraftstationer belyses relativt i samband med att som modell utförligt fastighetsskatt behandlas nedan.

Två ytterligare krav, som framförs i direktiven, är att skattemodellen skall möjliggöra återföring av vinsterna från äldre vattenkraft till de regioner där dessa genereras samt att beskattningen av kraftföretagens vinster gradvis kan anpassas till förändringar i elpriserna.

I detta kapitel analyseras, med undantag av de regionala aspekterna som behandlades i kapitel 5, i vilken utsträckning som respektive skattemodell förmår svara upp mot de ställda kraven.

Avslutningsvis i kapitlet presenteras utredningens förslag.

6.3 Skattemodeller

6.3.1 Inledning

I detta avsnitt analyseras de olika skattemodellerna. Resonemangen förs i huvudsak inom ramen för en förenklad modell av en konkurrensmarknad i ett jämviktsförlopp med vinstmaximerande företag, för att fokusera på de i detta sammanhang centrala frågorna. Slutsatserna gäller också i stort sett om företagen förutsätts utöva en viss marknadsmakt. Om företagen däremot är avkastningsreglerade kan

Beskattningsmodeller 167

man, som vi tidigare diskuterat, räkna med att en hel del av en produktionsskatt övervältras på konsumenterna även på relativt kort sikt.

Ett syfte med en avreglering av elmarknaden är att öka effektiviteten genom att ersätta avkastningsreglering med konkurrens, dvs att tvinga företagen att bete sig kommersiellt. En analys av effekterna av en beskattning av kraftföretag på en konkurrensmarknad saknar därför inte sitt intresse.

På kort sikt - inom ramen för en - är det kraftsbefintlig kapacitet ystemets kortsiktiga marginalkostnader som bestämmer utbudskurvan på en effektiv elmarknad, medan det på lite längre sikt vid en expansion är kraftsystemets långsiktiga marginalkostnader som bestämmer utbudskurvan. Effekten av en skatt (på befintliga krafttillgångar) på marknadspriset, och därmed på den producerade kvantiteten, beror därför framför allt på hur den påverkar kraftföretagens kort- och långsiktiga marginalkostnader.

Kraftföretagens produktionsplanering bygger på att de i varje period i första hand utnyttjar det kraftslag som har lägst kortsiktig marginalkostnad, därefter det med näst lägst och så vidare till dess att efterfrågan är tillgodosedd. Om skatten leder till att kostnadsrangordningen för olika kraftslag ändras så förändras också den totala produktionskostnaden för en given kvantitet.

På lång sikt är frågan i vilken grad som en skatt ingår som en kostnad i projekten och leder till en långsammare kapacitetsexpansion och högre prisnivå jämfört med en alternativ bana utan skatt.

6.3.2 kWh-skatt

Det första alternativet är att skatten tas ut per producerad kWh i de kraftanläggningar som ska beskattas, dvs efter samma princip som den nu befintliga beskattningen av äldre där skatten vattenkraftanläggningar är 1 för i drift

öre/kWh anläggningar som togs före 1978 och 2 öre/kWh för anläggningar idrifttagna före 1973. Huruvida en skatt

per producerad kWh differentieras eller ej är emellertid av underordnad betydelse när det gäller en analys av allmänna konsekvenser av en kWh-skatt.

Effekter på kortsiktigt kapacitetsutnyttjande

En punktskatt per producerad kWh innebär att den rörliga driftskostnaden ur företagets synvinkel ökar med skattens belopp. Skatten kan på kort sikt slå igenom om det beskattade på marknadspriserna kraftslaget i vissa perioder är prisbestämmande marginalkraftslag. Skatten kan också öka de reala produktionskostnaderna före skatt om skatten snedvrider kostnadsrangordningen mellan anläggningar inom

168 Beskattningsmodeller

sektorn. För att undgå kortsiktiga effektivitetsförluster får inte skatten bli så hög att den relativa kostnadsrangordningen för olika kraftslag ändras.

Vattenkraftens roll i ett blandat kraftsystem är att utjämna kraftsystemets kortsiktiga marginalkostnader genom att vattenenergin fördelas över perioder efter sitt vattenvärde, det vill säga skillnaden mellan kortsiktig marginalkostnad för marginella värmekraftslag i olika perioder och produktionskostnaden för vattenkraft. Så länge vattenkraftsskatten inte överstiger dessa vattenvärden kommer allokeringen av vattenkraft inte att påverkas, utan den enda effekten blir att vattenvärdet per kWh minskar med skattebeloppet.

I perioder då vattenvärdet är nära eller lika med noll är det emellertid oundvikligt att en vattenkraftsskatt kan påverka kraftföretagens driftsplanering. I sådana situationer kan företagen finna det lönsamt att importera el i stället för att producera egen. Omvänt kan kraftföretagen avstå från att exportera el om exportpriset inte ger täckning för skatten. I dessa fall vore det samhällsekonomiskt lönsamt att avstå från import respektive att exportera vid ledig vattenkraftkapacitet. Utan skatt på vattenkraft skulle detta också vara företagsekonomiskt lönsamt, men förekomsten av en skatt snedvrider i detta fall produktionsplaneringen, fördyrar produktionskostnaden före skatt och ger därmed upphov till en effektivitetskostnad. Den nuvarande skatten ledde till just dessa effekter när den infördes. Efter antydningar från statens sida om importavgifter på el deklarerade Kraftindustrins samarbetsorgan för samkörning med Norge, KSN, i ett brev till industridepartementet att kraftföretagen vid importaffärer i framtiden skulle bete sig som om skatten ej existerade. Någon motsvarande utfästelse för exporten gjordes dock inte.

Utrymmet för en höjning av vattenkraftsskatten är begränsat. Kärnkraften, som i rangordning efter kortsiktig marginalkostnad ligger närmast vattenkraften, har en rörlig kostnad på ca 4-5 öre per kWh. Om naturgas kommer att utnyttjas för elproduktion och kontrakten utformas som take or pay, dvs företagen betalar för en viss kapacitet och ej utnyttjandet av denna kapacitet, uppgår naturgasens rörliga kostnad till 0 öre per kWh. Då kan en situation uppstå där naturgas tränger ut vattenkraften under lågbelastning. Till detta ska läggas att den typ av deklaration som KSN utfärdat knappast är hållbar vid en avreglering av elmarknaden. Hotet om irnportskatt är idag ej heller speciellt trovärdigt, eftersom en sådan sannolikt skulle strida mot EG:s frihandelsregler.

Sammanfattningsvis, torde visserligen ett behållande eller viss utvidgning av kWh-skatten på vattenkraft f n leda till begränsade kortsiktiga effektivitetsförluster, under förutsättning att skatten på vattenkraft inte överstiger kärnkraftens rörliga driftskostnad,

169 Beskattningsmodeller

men blickar vi längre framåt kan även de effektivitetsförkortsiktiga lusterna bli betydande. De begränsade effekter som kan uppkomma i dagsläget gäller ett alltför litet av vattenkraft inklusive utnyttjande exportförluster under lågbelastningsperioder då vattenvärdet är nära noll.

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

Effekter på lång sikt

På sikt bestäms kraftprisnivån av den för långsiktiga marginalkostnaden ny baskraft, det vill säga av summan av rörlig driftskostnad och kapacitetskostnad för denna. Eftersom den nuvarande skatten äldre på krafttillgångar innebär att man generellt beskattar kvasiräntorna, dvs täckningsbidragen (alltså inte fallräntorna direkt) hos dessa ska nytillkommande baskraft ej beskattas. Därmed, kan man hävda, kommer inte skatten på äldre kraft att den påverka långsiktiga marginalkostnaden för kraftsystemet och därmed inte heller sikt på marknadspriset på elenergi under förutsättning att vi bortser från eventuella förväntningar om att även nyare vattenkraft kommer att drabbas av skattebelastning på längre sikt.

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

Effekterna i detta fall av en skatt per kWh är endast att kraftföretagens vinster blir lägre. Om skatten inte får effekt någon på kraftföretagens interna allokering är lika med de intäkter skatten

vinstminskningen

genererar. Om kraftföretagens interna allokering påverkas, med högre produktionskostnader före skatt som följd, blir större

vinstminskningen

än de skatteintäkter som genereras. Skatten leder då till en effektivitetskostnad. Eftersom skatten i detta fall inte anses ha någon långsiktig effekt på marknadspriset för elenergi leder den inte heller till någon förändring av kraftföretagens investeringar.

Det torde dock vara realistiskt att räkna med att skatten påverkar företagens förväntningar om nya, liknande skatter i framtiden även om

1 Motsvarande skulle gälla vid Priset är då oligopolprissättning. lika med den ett vilka långsiktiga marginalkostnaden plus påslag båda är oberoende av skatten. Dess enda effekt är att minska de knapphetsräntor företaget erhåller (se vidare bilaga 1 av Stefan Lundgren).

170 Beskattningsmodeller

den för närvarande endast gäller äldre vattenkrafttillgångar. Förväntningar om ytterligare framtida skatter på då gammal kraft minskar investeringsbenägenheten. Om kraftföretagen inte förväntar sig några nya framtida skatter är det i princip lönsamt att investera i nya krafttillgångar när kraftpriserna stigit till en nivå som motsvarar den långsiktiga marginalkostnaden (plus eventuellt påslag vid monopolmakt) för ny baskraft. Om däremot en beskattning av äldre vattenkrafttillgångar leder till förväntningar om att liknande skatteåtgärder också kan komma att vidtas i framtiden innebär det att den långsiktiga marginalkostnaden för ny baskraft ur kraftföretagens synvinkel ökar, eftersom de förväntar sig att behöva betala skatt på den elenergi denna baskraft kommer att producera. Kraftföretagen kommer därför att ha incitament att investera först när kraftprisema stigit till en nivå över den långsiktiga marginalkostnaden för ny baskraft. Hur stor prispremie kraftföretagen kommer att vilja ha för att investera i ny baskraft beror dels på vilken skattenivå de befarar, dels på hur de bedömer sannolikheten för nya pålagor. Tror de att sannolikheten är nära ett för nya skatter i framtiden kommer prispremien att bli ungefär lika med den förväntade skatten. Ju lägre de bedömer sannolikheten vara desto lägre blir också kravet på prispremie.

Med förväntningar om nya pålagor i framtiden kommer en skatt på äldre vattenkrafttillgångar att leda till långsiktigt högre kraftpriser. Som framgått av resonemanget kommer skatten mer eller mindre att övervältras på kraftkonsumenterna och syftet att beskatta knapphetsräntor i äldre vattenkraft kommer inte att Med uppnås. förväntningar om framtida beskattning påverkas alltså investeringar på det sättet att de under en övergångsperiod senareläggs tills efterfrågan ökat tillräckligt mycket för att motivera en kapacitetsutbyggnad vid det högre priset.

Övriga effekter

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

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

Kraftföretagens vinster: På kort sikt kommer skatten huvudsakligen att leda till motsvarande lägre vinst för kraftföretagen, dvs under vårt antagande om frånvaro av övervältringsmöjligheter. På sikt beror vinsteffekten på förväntningarna om skatter. Uppfattas skatten verkligen som en engångsföreteelse leder den till motsvarande lägre vinst. I den mån skatten snedvrider kraftföretagens driftsplanering, med högre

Beskattningsmodeller 171

produktionskostnader som följd, minskar vinsten med mer än skattebeloppet. Om skatten leder till förväntningar om framtida skatter kommer däremot en del av den att övervältras på kraftkonsumenterna, vilket betyder att effekten på kraftföretagens vinster blir i motsvarande mån mindre. I ett extremfall, där kraftföretagen är helt om övertygade att också framtida kapacitetstillskott kommer att beskattas med samma skattebelopp, kommer skatten inte att ha någon effekt alls deras på vinst. Skatten övervältras fullständigt kraftkonsumenterna. på

Konsekvenser för ekonomin i övrigt: Skatt på befintliga krafttillgångar torde inte ha någon nämnvärd betydelse för ekonomin i om övrigt kraftpriserna inte påverkas eller om priseffekterna är små. Som framgått är det under dessa förhållanden främst när skatten leder till förväntningar om framtida fortsatt beskattning som av priseffekter betydelse kan uppstå. I så fall försvåras konkurrensbeytterligare tingelserna för främst elintensiv industri, som måste anpassa sig till högre elpriser som en följd av högre produktionskostnader i kraftsystemet till ytterligare av högre priser på grund skatteövervältringen.

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

Fördelning av skattebördan: Denna fråga har delvis redan berörts när effekterna vinster behandlades. Om skatten inte har på kraftföretagens några nämnvärda priseffekter faller skattebördan på kraftföretagens ägare och eventuellt andra finansiärer. Till en del kan detta i sin tur återverka på övriga intressenter i företaget, till exempel genom lägre ersättningar till kraftindustrins leverantörer och anställda. Ju mer av skatten som övervältras på kraftkonsumenterna kraftgenom högre priser desto större del av skattebördan kommer att bäras naturligtvis av dessa.

Som diskuterades i avsnitt 4.8 blir slutsatserna om övervältring annorlunda om förutsättningen om vinstmaximerande är företag ej uppfylld för den svenska elrnarknaden. Denna är förutsättning mycket tvivelaktig eftersom ca hälften av den svenska sker i ett elproduktionen avkastningsreglerat företag, Vattenfall, som har som målsättning att uppfylla avkastningskravet och inte att maximera sin vinst. Under sådana förhållanden måste man räkna med att alla typer av skattehöjningar verkligen kommer att övervältras framåt på konsumenterna även på relativt kort sikt. En producentskatt har då samma effekt som en allmän konsumtionsskatt Det är inte helt enkelt på elenergi. att avgöra i vilken utsträckning som den svenska vattenkraftsskatten redan övervältrats på elkonsumenterna, men mycket talar för att den till relativt stor del övervältrats framåt.

172 Beskattningsmodeller

6.3.3 Skatt per kW

I detta fall beskattas produktionskapaciteten istället för produktionen. I likhet med en skatt producerad kWh kan en skatt per kW per differentieras mellan olika krafttillgångar (om än inte direkt map men en alltför långt driven differentiering torde ställa sig lägesräntor), administrativt dyrbar. Huruvida skatten differentieras eller ej är dock återigen av underordnad betydelse för analysen av dess effekter.

En skatt på produktionskapaciteten innebär i princip en fast kostnad för kraftföretagen. Den påverkar därför inte alls de kortsiktiga marginalkostnaderna och därmed inte heller kraftslagens rangordning efter driftskostnad? Med en skatt på produktionskapaciteten i rörlig stället för på produktionen kan man således undvika de snedvridande effekter den senare kan ha på kraftföretagens produktionsplanering och prissättning på kort sikt.

Om denna skatt på äldre vattenkraft inte leder till att kraftföretagen förväntar sig ytterligare liknande skatter i framtiden kommer den inte heller att ha någon effekt på den långsiktiga marginalkostnaden för ny baskraft och därmed inte heller att ha någon långsiktig effekt på marknadspriset för elkraft. Skattens enda effekt blir att överföra i äldre till statskassan - dock inte knapphetsräntor krafttillgångar proportionellt i förhållande till förekomsten av lägesräntor.

Men det är naturligtvis inte osannolikt att det faktum att man en gång börjat beskatta vissa krafttillgångar på detta sätt leder till förväntningar om liknande skatter också i framtiden. I så fall ökar kraftföretagens långsiktiga marginalkostnad med den förväntade skatten, och därmed kommer den att slå igenom på den långsiktiga kraftprisnivån. Detta leder i sin tur till samma slags konsekvenser som vid en förväntad framtida skatt per producerad kWh: Investeringar senareläggs tills ny kapacitet efterfrågas vid det högre priset och skatten övervältras mer eller mindre fullständigt på kraftkonsumenterna, vilket betyder att knapphetsräntorna stannar kvar i kraftföretagen.

De effekter i övrigt som en skatt per kW torde ha är i princip desamma som för en skatt per kWh. Den har dock inte några effektivitetskostnader som beror på snedvridningar i kraftföretagens produktionsplanering eller på grund av kortsiktiga priseffekter.

2 Ett möjligt undantag kan inträffa om skatten inte tas ut på krafttillgångar som inte alls är i drift. (Sådana genererar ju inte några knapphetsräntor). Då skulle det kunna uppstå situationer då ett företag väljer att ställa av ett kraftverk där skatten är större än täckningsbidraget, t ex på grund av en låg produktion.

Beskattningsmodeller 173

6.3.4 Fastighetsskatt

Som framgått av diskussionen tidigare är lägesräntor inte operationellt definierade i den meningen att det skulle vara möjligt att utläsa sådana med hjälp av kraftföretagens årsredovisningar. Det är t ex inte lätt att få grepp om vilka avkastningskrav företagen ställer på sina olika investeringar. Resultat i årsredovisningar avser vidare en juridisk person och inte enskilda krafttillgångar. kan även bedriva Företaget annan verksamhet vilket att ytterligare begränsar möjligheterna identifiera vinster i kraftproduktionen eller dess delar. kan Slutligen företaget inom ramen för invedertagna redovisningsprinciper tillämpa ternpriser och metoder för värdering och periodisering av kostnader och intäkter som är de bästa ur företagets egen synvinkel.

Trots dessa invändningar, som i praktiken en direkt skatt omöjliggör

på lägesräntor i bokföringsmässiga termer, ska vi ändå teoretiskt

diskutera hur en sådan skatt skulle fungera. Vi gör detta för att kunna jämföra detta alternativ med skatt på förmögenhetsvärde enligt fastighetstaxeringen. En fastighetsskatt skulle i basera princip sig på marknadsvärden av krafttillgångarna. Dessa bör ju till en del avspegla de extraordinära överskott som utgörs av fallräntorna.

Därmed relaterar sig dessa båda modeller mer direkt till speciella överskott i form av lägesräntor (eller fallräntor) i berörda kraftföretag.

Vid en närmare analys av dessa alternativ finner vi att de under vissa

förutsättningar är likvärda. Om vi antar att en kraftstation

genererar ett konstant överskott det marknadsvärdet per år utgörs uppskattade för stationen av nuvärdet av dessa överskott. Antag att vi skulle kunna urskilja en del av de årliga överskotten som en En lägesränta. årlig skatt på lägesräntan skulle innebära att en del av denna andel tas in varje år. Detta skulle bl a få till följd att anläggningens marknadsvärde skulle minska?

Antag att vi istället väljer att beskatta med från utgångspunkt just anläggningens marknadsvärde, dvs en form av fastighetsskatt. Detta marknadsvärde för en kraftstation kan spjälkas och upp i markvärde byggnadsvärde. Det årliga överskottet kan då definieras som dels en

normalavkastning på byggnadsvärdet (realkapitalinvesteringen), dels en

restpost som representerar avkastningen på markvärdet, dvs läges-

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

174 Beskattningsmodeller

räntan (eller som här fallräntan). Markvärdet utgörs alltså definitions-

mässigt av nuvärdet av de årliga lägesräntornal.

En fastighetsskatt på markvärdet (alltså inte på marknadsvärdet i sin helhet) av en viss storlek innebär alltså här detsamma som en skatt på de årliga lägesräntorna enligt ovan. Vi skulle alltså kunna beskatta de (icke-operationellt definierade) lägesräntorna indirekt genom att beskatta anläggningarnas markvärden. Vi skulle därmed per definition ha funnit ett sätt att beskatta lägesräntorna i form av kraftstationernas fallvärden.

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

6.3.5 Vinstskatt

En extra vinstskatt på kraftindustrin är också ett möjligt alternativ, men en sådan är, under vissa förutsättningar, ekvivalent med en förmögenhetsskatt. Till dessa förutsättningar hör att lägesräntorna genom överlåtelser ej förvandlats till kostnader. Variationer i fastighetsvärden bör ju då rimligen avspegla variationer i de rörelseöverskott som motsvarar själva lägesräntorna, varför en beskattning av lägesräntorna i princip är ekvivalent med en förmögenhetsbeskattning.

I så fall skulle en vinstskatt som uttogs för varje anläggning också innebära en beskattning av lägesräntorna. Om däremot anläggningarna i en bransch varit föremål för överlåtelser har de ursprungliga skillnaderna i lägesräntor förvandlats till kostnader och lönsamheten mellan anläggningar utjämnats till den normala lönsamhetsnivån i branschen. Under sådana omständigheter kommer en vinstskatt ej att innebära en beskattning av lägesräntorna, utan endast en svårmotiverad extrabeskattning av kraftanläggningar generellt, varför detta alternativ avförs från den vidare diskussionen.

Slutsatsen av denna genomgång är entydig. Det är en fastighetsbeskattning som bäst kan förväntas uppfylla kravet på låga effektivitetskostnader.

4 Se även Appendix för en redovisning av Adam Smiths och Ricardos syn på fastighetsskatt som ett sätt att beskatta jordränta.

175 Beskattningsmodeller

6.4 Taxeringen av

kraftstationer

Eftersom en har

fastighetsbeskattning attraktiva egenskaper bör det

klarläggas vilka krav som måste uppfyllas vad gäller taxeringsvärdena för vattenkraftstationer om variationer i dessa ska variationer i spegla lägesräntor. För detta fordras att:

a) taxeringen måste basera sig på en aktuell marknadsvärdering b) taxeringsvärdena måste vara i mark uppdelade respektive byggnadsvärde c) eventuellt markvärde måste vidare kunna anses fallåterspegla räntan i respektive anläggning, vilket innebär att byggnadsvärdet är värderat till inte

återanskaffningskostnad (och bokförings-

mässigt värde).

Före 1988 års taxering betecknades kraftstationerna vattenfallsenheter i Detta är

taxeringssammanhang. begrepp nu ersatt av ett nytt,

elproduktionsenhet. Till dessa räknas även olika av värmetyper kraftanläggningar. Elproduktionsenheterna räknas till industrifastigheterna.

Summan av en fastighets byggnadsvärde och markvärde ska utgöra taxeringsvärdet. Detta ska motsvara 75 % av marknadsvärdet. Vid värdering av ett Vattenkraftverk ska marken innefattande fallhöjden och markanläggningarna utgöra en värderingsenhet och samtliga byggnader tillsammans en Normalt av en värderingsenhet. utgörs taxeringsenheten

strömfallsfastighet, till vilken är knuten sakrätt av servitutskaraktär att

utnyttja vattenkraft liksom mark erforderlig för ett kraftverks behov. För äldre kraftverk kan undantagsvis strömfallsfastighet saknas.

Vid taxeringen av en vattenkraftstation bestäms totalvärdet med ledning av:

- den utbyggda effekten, jämkad med hänsyn till - årskostnaderna ochberoende på varierande anläggningskostnad - kraftverkets ålder utnyttjandetid (kvoten mellan normalårsproduktion och installerad effekt) regleringsmöjlighet (effektens relativa värde mht möjligheterna

till årsreglering)

belägenhet (effektens värde vid kraftverket i förhållande till dess värde i Mellansverige).

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

176 Beskattningsmodeller

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

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

Utgångspunkten för taxeringen 1988 blev att marknadsvärdet av ett Vattenkraftverk av genomsnittlig ålder och genomsnittligt läge år 1986 kWh Detta

utorde 1,75 kr/ (årsproduktion). ansågs utgöra en försiktig

värdering.

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

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

Per taxeringseffekt betydde detta ett genomsnittligt taxeringsvärde på

11 000 kr/kW (82 miljarder kr/7 550 MW).

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

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

För att göra detta användes anläggningens taxeringseffekt (enligt ovan) samt beräknades anläggningens återanskaffningskostnad i relation till nybyggda anläggningar (1986 års nivå). Å: 1961/62 utgör kraftstationernas genomsnittliga byggår. Genomsnittlig återanskaffningskostnad i 1986 års kostnadsnivå beräknades till 11 0()0 kr/kW.

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

Beskattningsmodeller 177

snittliga återanskaffningskostnader blev 15 000

kr/kW taxeringseffekt.

Utifrån detta värde bestämdes det totala taxeringsvärdet (markvärde och för ett år 1986

byggnadsvärde) uppfört Vattenkraftverk med högre respektive lägre återanskaffningskostnad än genomsnittet. Värdeskill-

naderna beräknades med av hur ledning årskostnaderna kunde förutsättas variera med anläggningskostnadema. Markvärdena

(fallvärdena) för Vattenkraftverk med olika återanskaffningskostnad

bestämdes sedan som skillnaden mellan detta totalvärde och 75 % av

återanskaffningskostnaden. Byggnadsvärdena kom alltså att variera

både med anläggningens och med

återanskaffningskostnad anlägg-

ningens ålder.

Markvärdet varierade däremot endast med

återanskaffningskostnaden.

Ju högre

återanskaffningskostnad (1986 års kostnadsnivå) ju lägre

markvärde och vice versa.

(fallvärde) Taxeringsvärdet för en specifik anläggning bestämdes som summan av mark- och

respektive byggnadsvärde.

För andra typer av kraftverk gäller andra regler. Markvärdet för dessa

bestäms till 2 % av kraftverkets värde i skick. nybyggt Byggnadsvärdena bestäms så att resterande 98 % av kraftverkets värde i nybyggt skick multipliceras med en nedräkningsfaktor, den

varigenom värdeminskning

beaktas som mellan uppkommit värdeåret och är 1986. Här finns således en direkt mellan

koppling byggkostnad och taxeringsvärde. Markvärderingen påverkas inte av läget. I tabell 6.1 visas antal

taxeringsenheter och de olika taxeringsvärdena för outbyggda kraftstationstomter respektive kraftstationer

Källa: Rikets

fastigheter 1990 del I, SCB.

178 Beskattningsmodeller

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

taxeringstillfälle elproduktionsenheterna

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

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

Tabell 6.2 för kraftverk 1990, miljarder kronor Taxeringsvärden

Mark- Bygg- Totalt värde nadsvärde

taxeringsvärdena befintliga tioner däremot är markvärdena För outbyggda vattenkraftobetydliga. tomter tillstånd för utbyggnad) bestäms i stort sett taxeringsvär- (med dena av uppskattade markvärden.

kan konstateras att taxeringen baserar sig på en Sammanfattningsvis 6 år mellan taxeringstillfällena) samt att

marknadsvärdering (med idag

är uppdelade i mark- respektive byggnadsvärden. taxeringsvärdena Därtill kommer att markvärdena ett tillfredsställande sätt kan anses på fallräntan i då bedömd återanskaffåterspegla respektive anläggning

ningskostnad ligger till grund för anläggningarnas byggnadsvärden.

och beskattning

6.5 Anläggningar, lönsamhetsförhållanden

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

Beskattningsmodeller 179

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

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

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

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

Vattenkraftanläggningar har generellt en lång livslängd jämfört med

många andra industriella installationer. Det finns kraftverk som varit i bruk över 60 år med endast normalt underhåll, men utan någon genomgripande förnyelse.

Vattenkraftverk brukar anses ha en ekonomisk livslängd på 60 år. Exempelvis har Vattenfall i sina kalkyler räknat med denna livslängd. Styrutrustning och generatorer är emellertid sådana komponenter som kan behöva bytas ut innan 60 års livslängd uppnåtts. Dessa delar dock en mindre del av

representerar anläggningskostnaden. Övriga

anläggningsdelar, t ex kanaler, bergtunnlar och dammar, har å andra sidan i allmänhet en längre livslängd än 60 år. Vissa investeringar som genomförts, t ex sprängningar, är irreversibla och har därigenom en oändlig livslängd.

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

180 Beskattningsmodeller

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

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

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

Kraften är ju inte värd lika mycket året om. Genom elefterfrågans variation över året (hög på vintern och och även låg på sommaren) dygnet (hög på dagen och kraftens värde med

låg på natten) varierar

tidpunkten för produktionen. Värdet är högst under vinterdag och lägst under sommarnatt. Härtill kommer att nederbörden varierar år från år, vilket ger utjämning med av ett värde. Dessa hjälp flerårsmagasin förhållanden medför att vattenkraft med års- och goda flerårs-, dygnsregleringsegenskaper har ett högre värde än vattenkraft med sämre

regleringsegenskaper.

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

Vi ska nu ta vår utgångspunkt i enskilda kraftstationers taxenågra ringsvärden för att belysa lönsamhetsstrukturen i vattenkraftsproduktionen.

181 Beskattningsmodeller

-

Kraftstationers lönsamhet några exempel

Nedan redovisas sex vattenkraftstationer i tcrmer av normalårsproduktion och uppskattade marknadsvärden senaste enligt taxering. Urvalet

har orts för att få en viss i storlek och

spridning taxeringsvärden, men får betraktas som relativt godtyckligt.

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

Tabell 6.3 Marknadsvärden och enligt ATF normalårsproduktion för sex vattenkraftstationer

E 0 108 108 75

F 0 92 92 58

Källa: RSV:s taxering samt från en produktionsuppgifter enkätundersökning.

Låt oss nu utgå från dessa förhållanden och diskutera bakomliggande faktorer. Enligt redogörelsen för i

taxeringsprinciperna föregående

avsnitt har av de

differentieringen uppskattade marknadsvärdena

framkommit som en följd av vattenkraftstationernas kostspecifika nadsförhållanden (drifts- och underhållskostnader, belägenhet etc) och

intäktsförmåga (via elpriser, regleringsegenskaper etc). Notera även att

byggnadsvärdena, baserade som de är bedömd

på återanskaffningskost-

nad, aldrig kan bli noll och alltså inte har med avskrivningssituationen att göra.

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

182 Beskattningsmodeller

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

Om vi vidare C- och kan vi först notera att jämför D-anläggningarna är ungefär desamma. Samtidigt är C-stationens byggnadsvärdena drygt dubbelt så stor, vilket kan återspegla

produktionsförmåga

fördelar vad vattenföring etc. Markvärdet betydande gäller fallhöjd, som för är också ungefär dubbelt så högt för Cuttryck lägesräntan Vad kan noteras att den uppanläggningen. gäller A-anläggningen skattas betydande lägesräntor i kraft av sin storlek och sina generera Relativt sett uppskattas emellertid bakomliggande goda förutsättningar. ett marknadsvärde i förhållande C-anläggningen betinga något högre till byggnadsvärdet än A-anläggningen.

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

Om fördelning av skattebelastning

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

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

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

Beskattningsmodeller 183

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

6.6 Utredningens förslag

I detta har vi analyserat effekterna av fyra olika beskattningskapitel modeller.

Ur framstår en kW-skatt eller markvärdeskatt som

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

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

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

Vidare att en beskattning som är baserad på distinktionen mellan gäller gamla och nya eller existerande och tillkommande kraftanläggningar visserligen är entydig när den införs, men dessa distinktioner blir allt svårare att på sikt. Allt eftersom tiden går och anläggupprätthålla och genomgår större eller mindre ombyggnader ningar förnyas utsuddas årgångsbegreppet. En beskattning som försöker upprätthålla distinktionen mellan gammalt och nytt kommer dels att leda till incitament för kraftföretagen att bygga om anläggningar för tidigt och i alltför stor dels till förväntningar om att även omfattning, nya vid framtida kommer att inkluderas i årgångar någon tidpunkt De långsiktiga effektivitetsförlusterna kan därför bli skatteunderlaget. betydande. Om kraftproduktionen ska beskattas, bör beskattningen därför vara generell och ej begränsad till vissa årgångar av anläggningskapitalet. En beskattning av äldre årgångar skulle också innebära en direkt till att agera mera kortsiktigt och reducera signal företagen de om anläggningarnas livslängd som idag ligger till grund antaganden

184 Beskattningsmodeller

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

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

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

högre beskattning vid högre elprisnivå.

Vid en sammanfattande framstår en

bedömning fastighetsskatt baserad

på markvärdena som det mest attraktiva alternativet eftersom effektivitetsförlusterna vid denna typ av kan förväntas vara

beskattning

lägre än för alternativen. Det finns heller i en sådan modell

ingenting

som förhindrar en återföring av beskattade medel till (via statskassan) de regioner där vattenkraften produceras. Markvärdeskatten uppfyller också kravet på att beskattningen av vinster kraftföretagens gradvis anpassas till förändringarna i framöver. elpriserna

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

Appendix 185

Appendix

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

fastighetstaxering fastighetsskatt.

När Ricardo diskuterar redovisar fastighetsskatt han vad Adam Smith anförde i frågan tidigare. Adam Smith

orde nämligen motsvarande

uppdelning av överskotten som i 6.4 ovan,

enligt följandes :

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

building

Adam Smith fortsätter:

Whatever part of the whole rent of a house is over and above what is sufficient for this reasonable

affording profit, naturally

goes to the ground rent; and where the owner of the building and the owner of the are two different ground persons, it is in most cases completely paid to the former”.

Adam Smith anser vidare att markvärden är särskilt lämpliga som

skatteobjekt:

Both ground rents, and the rent of land are a ordinary species of revenue, which the owner in many cases enjoys, without any care or attention of his own. Though a part of this revenue should be taken from him, in order to defray the expenses of

the State, no discouragement will be

thereby given to any sort of industry. The armual of the land and labour produce of the society, the real wealth and revenue of the great body of the people might be the same after such a tax as before. Ground rents, and the ordinary rent of land are, therefore, the perhaps

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

186 Appendix

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

Särskilda yttranden 187

Särskilda yttranden

1. Av experten Karl-Axel Edin

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

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

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

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

188 Särskilda yttranden

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

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

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

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

Det tredje alternativet är den föreslagna formen av skatt. Utredningen har övetrygande visat att, om vattenkraften bestående skall beskattas, är detta det effektivaste sättet. Detta förutsätter emellertid att man utvecklar bättre principer för markvärderingen än idag. Innan man övergår till den nya formen av skatt måste vidare en ny taxering ha orts, eftersom den nuvarande inte är med tanke att den skall

ord på

ligga till grund för beskattning. Om den nya beskattningen skall träda i kraft före 1994, när nästa taxering sker, måste det finnas möjlighet för ägare till Vattenkraftverk att besvära sig över det taxeringsvärde som âsattes vid 1988 års taxering.

Särskilda 189 yttranden

2. Av experten Dick Kling

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

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

beskattning av vattenkraftproduktion.

Utredningen har på ett övertygande sätt visat att det är en missuppfattning att det existerar extrema vinster inom vattenkraftproduktionen. Den skatt som utredningen föreslår kommer - vilket visas i utredningen - att tas ut på en tillgång oavsett om den motsvaras av en lika stor

skuld. Ekvivalent beskattas lägesräntan även om den motsvaras av lika stora kostnader. Ett företag kan alltså i bli för princip skattskyldigt värdet en på tillgång även om denna inte genererar någon vinst.

Det kan också konstateras att måste beskattas med mellan lägesräntan 66 % och 50 % (beroende på vilket antagande som görs om realt

avkastningskrav) för att den föreslagna skatten skall

ge samma skatteintäkter som den nuvarande kWh-skatten. Detta är en unikt hög

beskattning av avkastningen av en

tillgång.

Mot denna bakgrund anser att ett avskaffande av den särskilda jag skatten på vattenkraft bör Om detta av inte anses övervägas. budgetskäl möjligt bör skattesatsen i den av skatten utredningen föreslagna anpassas till nivån för andra kapitalinkomstskatter. Skatten måste också vara avräkningsbar mot underlaget för Innan

vinstbeskattning. den nya

skatten eventuellt införs måste en ny taxering av vattenkrafttillgångarnas markvärden utföras med till dess hänsyn ökade ekonomiska betydelse.

Bilaga l 191

Rapport till utredningen om kraftföretagens vinster. Oktober 1990.

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

3.V

Stefan Lundgren

Institutet för internationell ekonomi Stockholms universitet 106 91 Stockholm

192 Bilaga 1 sou 1991:8

INNEHÅLL

1. Inledning

2. Samhällsekonomiska motiv för beskattning av

krafttillgångar

2.1. Det statsñnansiella motivet 2.2. Det fördelningspolitiska motivet 2.3. Avslutning

3. Prisbildningen på elmarknaden 3.1. Marknadsformer och prisbildning 3.2. Kraftsystemets marginalkostnader 3.3. Prisbildningen på elmarknaden 3.3.1. Prisbildningen på. en konkurrensmarknad 3.3.2. Prisbildningen på. en oligopolmarknad 3.4. Knapphetsräntor, övervinster och jordräntor

4. Analys av olika skattealternativ 4.1. Skatt per kWh 4.1.1. Effekter på kortsiktig marginalkostnad 4.1.2. Effekter på

långsiktig marginalkostnad

4.1.3. Övriga effekter

4.2. Skatt per kW 4.3. Övervinst- samt fastighetsskatt 4.4. Avslutning

5. Sammanfattning 5.1. Motiv för

beskattning

5.2. Prisbildning på. elmarknaden 5.3. Övervinster och jordräntor 5.4. De olika skattealternativen

SOU 1991;3 1 193

Bilaga

1. INLEDNING

Sedan 1983 utgår en särskild skatt på produktionen i vissa vattenkraftanlåggningar

enligt en särskild lag om skatt på viss elektrisk kraft (SEL 1982:1201). Skatten är 2 öre

i

per kWh vattenkraftanläggningar som togs i drift före 1973 och 1 öre per kWh i

vattenkraftanläggningar som togs i drift mellan 1973 och 1977. Vattenkrafttillgångar

som tagits i drift senare än och därmed också 1977, nytillkommande vattenkraftproduktion, beskattas Skälet år att överskotten ej. i nyligen uppförda vattenkraftstationer är små, samt att man inte vill försvåra nyinvesteringar i vattenkraft. Inte heller beskattas som härrör produktion från ökningar av installerad generatorkapacitet i äldre Administrationen av

vattenkraftanläggningar. skatten

underlättades genom att anläggningar med en installerad generatoreffekt lägre än 100 kW undantogs från skatten, vilket begränsade antalet skattskyldiga.

Skatten motiverades främst av statsñnansiella skäl. På sikt torde eltariffens nivå bestämmas av kraftsystemets

långsiktiga marginalkostnad, det vill säga under den

aktuella perioden produktionskostnaden för kärnkraft. Därigenom uppkommer det hävdade man - stora överskott i företag som producerar vattenkraft, framför allt om produktionen till stor del sker i äldre anläggningar. Det ansågs därför angeläget att de betydande ekonomiska fördelar som erhålls vid elproduktion i vattenkraftstationer i större utsträckning kommer samhället till del med hänsyn till önskvärdheten av att förstärka budgeten ...

(prop 1982/83:50 sid 15-16).

Vattenkraftskatten infördes trots att Energiskattekommittén ställde sig mycket tveksam till en övervinstskatt på vattenkraft och avstod från att framföra

något förslagA Man

pekade på de betydande svårigheter som ligger i att entydigt definiera begreppet övervinst. Det är därför svårt att direkt beskatta sådana övervinster och i praktiken måste skatten läggas på storheter som endast indirekt är kopplade till eventuella övervinster, till exempel kraftföretagens redovisade vinst eller värdet produktion, hos vissa av företagens tillgångar.

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

1 Skatt betänkande på energi, av energiskattekommittén, SOU 1982:16-17. 2 Vattenkraftskatt

i Sverige. En analys med inriktning på kärnkraftsavvecklingen av

Thomas Hartman och Ted Lindblom, Statens energiverk, underlag för energiprognoser, sep 1988.

194 1

Bilaga

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

Frågan om beskattning av äldre krafttillgångar har återigen aktualiserats, eftersom förbudet mot ny kärnkraft och den föreslagna avvecklingen av befintliga kärnkraftsanläggninger förväntas leda till en avsevärt högre långsiktig marginalkostnad för kraftsystemet. När eltariffen anpassats till denna nivå kan överskott uppstå i såväl gamla vattenkraftanlåggningar som i beñntlig kårnkraftskapacitet. Finansdepartementet har därför tillsatt utredningen om kraftföretagens vinster för att bland annat pröva en

eventuell utvidgning av nuvarande skatt på äldre krafttillgångar. Man har angivit två

huvudskäl för en fortsatt, och eventuellt utvidgad skatt, på gammal kraft. Dels anförs det tidigare statsfinansiella skälet. Skatten anses ge begränsade samhällsekonomiska störningar och utgör därför en attraktiv ñnansieringskålla för staten. Det statsfinansiella motivet kompletteras i utredningsdirektiven med ett fördelningspolitiskt motiv: Omställningen av energiförsörjningssystemet, det vill säga kärnkraftsavvecldingen, innebär kostnader för företag och hushåll och det kan uppfattas som oskäligt att kraftproducenter då skall göra stora vinster just som en följd av denna omställning.

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

marknadsvärde (fastighetsskatt) samt en övervinstskatt.

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

Bilaga 1 195

2. SAMHÄLLSEKONOMISKA MOTIV FÖR BESKATTNING AV KRAFTTILLGÅNGAR

Tre samhällsekonomiska skäl kan anföras som motiv för en skatt. Det första är givetvis det statsñnansiella skälet. Stat och kommun måste generera tillräckligt mycket skatteintäkter för att finansiera sina aktiviteter och vidmakthålla samhällsekonomisk balans. Ett annat skäl är

fördelningspolitiskt. Syftet med beskattningen är då inte att

erhålla skatteintäkter utan att omfördela inkomster mellan olika grupper i ekonomin. Slutligen ñnns allokeringspolitiska skäl, det vill säga skatter som införs för att förbättra effektiviteten i ekonomins resursallokering. motiverade skatter Allokeringspolitiskt har sin grund i marknadsmisslyckanden. Ett vanligt exempel är korrektiv av

beskattning

negativa externa effekter. Dessa skatter inte till att syftar primärt generera skatteintäkter, utan till att påverka resursallokeringen i en samhällsekonomiskt önskvärd riktning, exempelvis mindre effekter. negativa externa

Allokeringspolitiska skäl är inte relevanta för av

beskattningen krafttillgängar, utan de skäl som kan finnas, och som anförts, är dels statsñnansiella, dels fördelningspolitiska.

Det statsñnansiella motivet

är helt enkelt att en skatt på. äldre krafttillgângar genererar

skatteintäkter till en lägre samhällsekonomisk kostnad än andra skattekällor. Därför bör denna skattebas utnyttjas. Det motivet

fördelningspolitiska refererades i inledningsavsnittet: Man önskar omfördela oskäliga vinster i kraftföretagen till övriga

skattebetalare. Nedan diskuteras dessa två motiv mer ingående.

2.1. Det statsñnansiella motivet.

Skatter medför i allmänhet samhällsekonomiska dels i form kostnader, av direkta det vill säga kostnader för insamling och kontroll av uppbörden, dels

uppbördskostnader,

i form av s k effektivitetskostnader. De senare är mindre uppenbara än uppbördskostnaderna, men inte desto mindre är de reella samhällsekonomiska kostnader. Effektivitetskostnadens innebörd kan schematiskt illustreras med hjälp av en enkel utbuds- och efterfrågeñgur.

FIG. 1

En skatt leder till en skillnad mellan det pris en köpare av en vara eller tjänst betalar och det pris säljaren erhåller. Effektivitetskostnader uppstår när skillnaden mellan

köparnas pris och säljarnas pris, det vill säga skattekilen, ändrar jämviktskvantiteten på. marknaden jämfört med situationen utan skatt. Utan skatt blir marknadsjämvikten

196 Bilaga 1

En skatt med t kronor leder till en ny marknadsjämvikt vid per enhet

(pwqo).

pl;

kvantiteten På grund av skatten är nu konsumentpriset och producentpriset pil)

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

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

Till att börja med kan man konstatera att en skatt på en vara eller en produktionsfaktor vars utbud är fullständigt prisokänsligt inte ger upphov till några effektivitetskostnader alls. Eftersom utbudet är konstant ändras inte jämviktskvantiteten på marknaden. Skattens enda effekt är att minska säljarens pris med skattens belopp. Detta illustreras i är oavsett priset, medan efterfrågan ges av efterfrågekurvan. Utan

figur 2. Utbudet qO

skatt är jämviktspriset Om nu en skatt t införs måste skillnaden mellan köparens

po.

pris och säljarens pris vara just t. Marknaden kan absorbera den utbjudna kvantiteten endast om konsumentpriset förblir lika med Hela skatten övervältras således på po. säljaren vars pris efter skatt blir pl = p - t.

FIG. 2

Det är denna stiliserade situation som torde ligga bakom föreställningen att en skatt på

krafttillgångar har små effektivitetskostnader. En vertikal utbudskurva som befintliga den i figur 2 kan tänkas illustrera situationen för ett företag som endast producerar

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

Bilaga 1 197

vattenkraft. Företagets vattenkraftkapacitet har inte någon alternativ användning, utan företaget kommer att utnyttja den för att producera elkraft så länge som marknadspriset är högre än vattenkraftens driftskostnad. Eftersom den senare är nästan noll kommer företaget att utnyttja hela sin kapacitet och bjuda ut produktionen till försäljning så länge som priset är större än noll. Företagets utbud är således helt prisokänsligt. Samma situation gäller rimligen för alla vattenkraftföretag, så marknadens utbud är också helt prisokänsligt. En skatt på befintliga vattenkrafttillgångar leder därför inte till några effektivitetskostnader alls. Vattenkraftföretagen kommer att fortsätta att utnyttja hela sin kapacitet så länge priset efter skatt är högre än driftskostnaden. Enda effekten blir, som i figur 2, att företagens pris efter skatt, och därmed deras intäkter, minskar med skattebeloppet. Avsaknaden av effektivitetskostnader förefaller till en göra vattenkraften attraktiv förutsatt att uppbördskostnaderna skattekälla, är rimliga. Resonemanget är naturligtvis inte på något sätt unikt för vattenkrafttillgångar. Det gäller för alla. slags investeringar som, när de väl är genomförda, saknar alternativ användning. Sådana irreversibla investeringar karaktäriseras av att och därmed investeringskostnaden, kapitalkostnaden, är sänkta, historiska kostnader när investeringen väl är genomförd. Sänkta kostnader inte företagets operativa påverkar beslut i den befintliga anläggningen. kommer alltid att ha incitament att Företaget producera så länge man erhåller ett positivt täckningsbidrag, vilket innebär att en skatt som inte helt eroderar täckningsbidraget inte har någon effekt på produktionen och därmed till synes inte heller några effektivitetskostnader.

Det finns dock två svagheter i det här resonemanget. För det första innebär skatten en finansiell förlust om täckningsbidraget är lägre än kapitalkostnaderna för investeringen, vilket inte är en hållbar situation på sikt för Det måste då rekonstrueras

företaget. finansiellt, det vill säga de beskattade tillgångarna måste skrivas ner till ett värde somi

princip motsvarar det förväntade värdet av framtida efter skatt. täckningsbidrag Skatten innebär

således en avtappning av företagets egna kapital. I värsta fall måste

rekonstruktionen ske genom att företaget försätts i konkurs och skatten kommer då också att betalas av företagets Även om skatten inte har

kreditgivare. några

effektivitetskostnader i den meningen att av elproduktionen

omfattningen påverkas, så

är det faktum att skatten

införs när investeringen redan gjorts, och företagets ägare och

kreditgivare därmed gjort sina åtaganden, en form av retroaktiv Det är en

beskattning. betänklig skatteprincip. Ett möjligt försvar för en sådan skatt skulle dock kunna vara att den införs därför att företagen av har onormalt

någon anledning höga vinster. Då behövs ingen finansiell rekonstruktion av företaget utan skatten kommer att tas från en

onormalt hög tillväxt av företagets egna kapital.

För det andra, om företaget förväntar sig en skatt på investeringen när den väl är

198 Bilaga 1

genomförd, och därmed en finansiell förlust, har det naturligtvis inga incitament att genomföra den, vilket betyder att skatten trots allt kan leda till effektivitetskostnader i

form av lägre investeringsincitament. Om irreversibla investeringar beskattas i efterhand

på något håll i ekonomin kan man befara att det negativt påverkar incitamenten för att ta irreversibla och långsiktiga investeringsbeslut.

Företagens uppfattning om vad det exakt är som beskattas är betydelsefull för effekten på investeringsincitamenten. Om det verkligen bara är befintlig kapacitet vid en viss tidpunkt som beskattas och det uppfattas som trovärdigt att skatten aldrig kommer att utvidgas till nytillkommande anläggningar eller att någon liknande skatt införs på annat håll i ekonomin, uppkommer knappast några investeringseffekter. Problemet ligger dock just i att göra det trovärdigt att skatten inte kommer att utvidgas till nyare anläggningar när väl dessa finns på plats. Vid varje tidpunkt kommer det att finnas en befintlig kapacitet vars utbud är helt prisokänsligt och som därför till synes kan beskattas utan några effektivitetskostnader. Har man väl en gång börjat beskatta beñntlig kapacitet med argumentet att dess utbud är prisokänsligt, och att skatten därför har en låg effektivitetskostnad, kommer företagen rimligen att förvänta sig att staten har samma incitament även vid framtida tidpunkter. En skatt på befintlig kapacitet leder sannolikt till förväntningar om liknande skatter även i framtiden och torde därför leda till negativa effekter på investeringsincitament och därmed till effektivitetskostnader av sedvanligt slag.

Nu kan man eventuellt hävda att dessa trovärdighetsproblem är mindre framträdande just för vattenkraftkapacitet. Vattenkraften är mer eller mindre fullt utbyggd och eventuella negativa effekter på incitamenten för nya vattenkraftinvesteringar kan därför vara av mindre betydelse. Problemet är att effekterna på investeringsincitamenten inte avgränsas till just den kapacitet som beskattas, utan de kan i princip uppstå för alla typer av irreversibla investeringar. Effekten på investeringsincitamenten kan därför vara en potentiellt mycket betydelsefull effektivitetskostnad om det inte kan göras trovärdigt

att skatten på befintlig kapacitet verkligen är en engångsföreteelse.

En sådan trovärdighet är möjligen enklare att skapa om en skatt på beñntlig kapacitet

införs i samband med att någon form av extraordinära vinster eller intäkter

uppkommit, till exempel genom en oväntad prishöjning på den vara som produceras. Om företagen bedömer det som osannolikt att liknande extraordinära inkomster ska

uppstå även för nytillskott i kapaciteten, ökar trovärdigheten för att skatten verkligen

bara gäller beñntlig kapacitet, vilket skulle minska de negativa effekterna på investeringsincitamenten.

sou 1991:3 Bilaga 1 199

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

2.2. Det fördelningspolitiska motivet.

Utgångspunkten för en skatt på. befintliga krafttillgångar bör vara att form av någon

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

Om nu förbudet mot ny kärnkraft och kårnkraftsavvecklingen år händelser som lett till, eller kommer att leda till, extraordinära inkomster hos

kraftföretagen så är frågan

varför det skulle vara fördelningspolitiskt motiverat att beskatta dem. I en föränderlig ekonomi, karaktäriserad av en inte obetydlig osäkerhet om exempelvis framtida priser kommer det alltid att uppstå detta slag av extraordinära vinster extraordinära

(och förluster). Men det förekommer inte försök att systematiskt beskatta dessa och några man kan fråga sig varför det skulle vara motiverat att välja ut just kraftföretagen som

måltavla för en sådan beskattning.

Ett argument kan vara att kraftföretagens extraordinära vinster är osedvanligt stora.

Så kan i och för sig vara fallet, men en dominerande del av kraftproduktionen sker ändåi

företag som är statligt eller kommunalt ägda. Vinsterna kommer därför skattebetalarna

till del även utan beskattning. Ett annat skäl kan vara att de extraordinära vinsterna

är en följd av politiska beslut, som innebär kostnader för hushåll och andra företag än

200 Bilaga 1 sou 1991:8

kraftföretag, och att det därför är skäligt att beskatta kraftföretagen. Återigen kan man

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

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

Det är inte heller självklart att kraftföretagen gör stora vinster till följd av kraftsystemets omställning, medan andra företag och hushåll drabbas av kostnader. De senares kostnader beror framförallt på att elpriserna stiger, vilket främst beror på

förbudet mot nya kärnkraftsinvesteringar som tvingar fram dyrare alternativ. En förtida

avveckling av kärnkraft innebär däremot kostnader genom att ekonomins kapitalstock skrivs av onödigt snabbt. Det är idag inte klart att kraftföretagen skulle gå skadelösa från den senare kostnaden. En skatt på befintlig kärnkraftskapacitet skulle då på sätt och vis innebära dubbel börda för kärnkraftsägande kraftföretag.

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

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

1 201

Bilaga

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

2.3. Avslutning.

Det finns knappast några starka samhällsekonomiska skäl för att beskatta vissa

befintliga krafttillgångar. Det kan vara en billig, om än begränsad, skattekälla om det

kan göras trovärdigt att skatten verkligen är en engångsföreteelse. Vår erfarenhet av denna typ av skatt år begränsad, så det år svårt att bedöma hur sannolikt det kan vara att skatten verkligen skulle uppfattas som en engångsföreteelse. Men skatt på vattenkraft har införts en gång och nu diskuteras en eventuell utvidgning. Skatter av liknande karaktär har lagts på pensionskapital och hyresfastigheter. Man kan befara att investerare räknar med möjligheten av liknande skatter ocksåi framtiden och då medför en skatt på vissa krafttillgångar effektivitetskostnader genom sin negativa effekt på.

incitamenten för irreversibla och långsiktiga investeringar.

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

202 Bilaga 1

3. PRISBILDNINGEN PÅ ELMARKNADEN

3.1. Marknadsformer och prisbildning.

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

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

Det finns i det här sammanhanget ingen anledning att försöka avgöra vilken av de två. prisbildningshypoteserna som kan vara mest relevant för elmarknaden. Konsekvenserna

av en beskattning av krafttillgångar är i många avseenden desamma oavsett hur

prisbildningen fungerar. I enskildheter kan de dock skilja sig ät, särskilt det gäller beskattningens eventuella priseffekter, varför det är motiverat att explicit beakta bägge hypoteserna i analysen av beskattningens samhällsekonomiska konsekvenser.

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

sou 1991:8 Bilaga 1 203

offentliga företag med ett betydande marknadsinflytande.

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

FIG. 3

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

204 1 -

Bilaga

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

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

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

Pâslagen på en oligopolmarknad är lägre än de skulle vara för ett monopol, vars påslag bestäms av att monopolistens marknadsandel år ett. Men man kan inte utesluta att interaktionen mellan ett antal företag leder till att de bildar en implicit som kartell, tillsammans tar ut ett monopolpåslag och fördelar vinsten av detta genom att dela upp marknaden mellan Observera kartellföretagen. slutligen att om prisbildningen fungerar som på en perfekt konkurrensmarknad så kan det uttryckas som att prispåslagen, m, är noll. Olika marknadsformers kan således beskrivas

prisbildning med hjälp av uttryck (1),

där skillnaden mellan dem kommer till uttrycki hur stora påslagen m är. De är störst på en monopolmarknad, minst på en väl fungerande konkurrensmarknad, medan en oligopolmarknad intar en mellanposition.

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

3.2. Kraftsystemets marginalkostnader.

Elektricitet genereras i flera av med olika

typer produktionsanläggningar

produktionskostnader och olika kostnadsstruktur. Allmänt sett kan man säga att kostnaden för att producera en kWh i en viss typ av produktionsanläggning dels består av en energikostnad, dels av kostnaden för att tillhandahålla en kapacitet om en kW under en timme. Den förra kostnadsposten är en driftskostnad, medan den andra kan betecknas som en kapacitetskostnad. Driftskostnaden beror naturligtvis på att det åtgår resurser i form av personal och underhåll samt bränslen, eller - för Vattenkraftverk vatten, för att driva en med en viss effekt under en viss tid. I ett

kraftanläggning

Vattenkraftverk är energikostnaden lika med värdet av det vatten som krävs för att generera en kWh. Vatten som förbrukas under en tidsperiod kan alternativt sparas till någon annan tidsperiod och alternativkostnaden för vattnet är därför lika med det

SOU 1991:3 Bilaga 1 205

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

Kapacitetskostnaden återspeglar det faktum att ytterligare kapacitet i form av installerad effekt medför investeringskostnader. För befintlig kapacitet är kapitalkostnaden en fast kostnad som är oberoende av i vilken utsträckning kapaciteten faktiskt utnyttjas. Den representerar vad det historiskt sett har kostat kraftföretaget att tillhandahålla denna kapacitet. Denna kostnad är emellertid inte relevant, vare sig ur företagsekonomisk eller samhällsekonomisk synpunkt, för att bestämma kostnaden för att utnyttja befintlig kapacitet. Eftersom elproduktionskapacitet knappast har någon alternativ användning är det alltid lönsamt att utnyttja en befintlig kapacitet så länge från elproduktionen Om å, andra sidan

intäkterna geritäckning för driftskostnaderna.

marknadens betalningsvilja för kraft när kapaciteten utnyttjas till fullo är större än driftskostnaden får befintlig kapacitet ett knapphetsvärde som är lika med skillnaden mellan jämviktspriset vill det pris som efterfrågan till den

(det säga begränsar tillgängliga kapaciteten) och driftskostnaden. När detta knapphetsvärde blir lika med,

eller större än, kapacitetskostnaden är det motiverat att utöka kapaciteten genom investeringar. Kapacitetskostnaden är således inte ett relevant begrepp för att avgöra i vilken utsträckning en beñntlig kapacitet ska utnyttjas, utan ska i stället användas för att avgöra om det är ekonomiskt motiverat att investerai kapacitetstillskott.

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

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

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

206 Bilaga 1

Ett kraftsystem består i allmänhet av flera olika

slag av produktionsanläggningar

beroende på att elefterfrågan, i meningen varierar i stort sett efterfrågan på effekt, kontinuerligt under hela året. Variabiliteten i elefterfrågan motiverar att man sätter

ihop ett kraftsystem med flera olika kraftproduktionsteknologier. Kraftverk med hög

kapacitetskostnad, det vill säga en hög kapitalkostnad för ny kapacitet, men som i gengäld har en låg energikostnad ska användas för att tillgodose den basefterfrågan som finns året om. Ett typexempel är kärnkraftverk. Men det vore alltför att ha så dyrt

mycket kapacitet i sådana verk att de räckte till även under högbelastningsperioder. För

att tillhandahålla kapacitet för sådana relativt korta år det kostnadseffektivt perioder med verk, till exempel kraftvärmeverk, med högre energikostnader, men i gengäld lägre kapacitetskostnad, som kan komplettera baskraften under med perioder högre För att ha kapacitet belastning. för toppbelastning är det i allmänhet lönsamt att investera i reservkraftanläggningar, till som har exempel gasturbiner, höga energikostnader, men i gengäld en mycket låg kapacitetskostnad.

Vad är då marginalkostnaderna på kort och lång sikt för ett kraftsystem som består av flera olika

produktionsteknologier? Den kortsiktiga marginalkostnaden för respektive

verk är lika med energikostnaden. För kraftsystemet som helhet bestäms den kortsiktiga marginalkostnaden av det verk som för tillfället utnyttjas Med en på marginalen. befintlig kapacitet och vid en given- tidpunkt kommer naturligtvis det verk som har den lägsta energikostnaden, det vill säga den lägsta kortsiktiga marginalkostnaden, att i första hand användas för att den rådande tillgodose elefterfrågan. Under

lågbelastningsperioder kommer baskraftverkets

kapacitet att vara tillräckligt stor för att täcka efterfrågan och kraftsystemets är kortsiktiga marginalkostnad lika med baskraftverkets. Under mellanbelastningsperioder måste också verk med något högre driftskostnader tas i bruk och kraftsystemets då och kortsiktiga marginalkostnad stiger blir lika med den kortsiktiga marginalkostnaden i dessa kraftverk. På motsvarande sätt blir kraftsystemets kortsiktiga marginalkostnad lika med den i toppkraftverken under

högbelastningsperioderna.

De långsiktiga marginalkostnaderna för vart och ett av

kraftsystemets

produktionsteknologier består av den kortsiktiga

marginalkostnaden plus

kapacitetskostnaden. De långsiktiga marginalkostnaderna kommer att vara olika och

med

nödvändighet så. att den är högst för toppkraftverken och lägst för baskraftverken.

Detta innebär

också att det inte är möjligt att precisera kraftsystemets långsiktiga

marginalkostnad med mindre än att man specificerat exakt vilken

kapacitetsförändring den långsiktiga marginalkostnaden ska avse. Om det är om fråga att expandera baskraftkapaciteten så är det baskraftverkets långsiktiga marginalkostnad som är det

sou 1991:8 Bilaga 1 207

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

genomsnitt av de långsiktiga marginalkostnaderna ingår

planerade kapacitetsutbyggnaden.

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

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

208 Bilaga 1

Hur påverkas då kraftsystemets marginalkostnader av att vattenkraft och vårmekraft kombineras? Vattenkraften kommer i princip att minska variabiliteten i systemets marginalkostnaden Den kommer i första hand att användas för att ersätta dyr toppkraft i värmekraftsystemet, sedan den näst dyraste värmekraften och så vidare. Med goda regleringsmöjligheter, tillräckligt stor energikapacitet, och om vattenkraftens effektkapacitet blir en bindande restriktion aldrig på produktionen i någon period, kommer vattenkraften att fördelas mellan perioderna så att den kortsiktiga marginalkostnaden blir densamma i samtliga perioder. Om den inte vore det skulle man kunna sänka produktionskostnaderna genom att öka vattenkraftproduktionen i perioder

med hög kortsiktig marginalkostnad och minska den i perioder med låg marginalkostnad.

I detta fall kan vattenkraften i

fullständigt reglera produktionen hög- och mellanbelastningsperioder samt bidra till lågbelastningsproduktionen. I den mån

årsenergiefterfrågan överstiger vattenkraftens energikapacitet behöver den endast

kompletteras med baskraftverk. Men ju mindre andel av som

årsenergiefterfrågan

vattenkraften kan täcka desto mer av värmekraftsystemets trappstegsformade marginalkostnadskurva kommer att slå igenom i det blandade kraftsystemets marginalkostnadsstruktur. Detta illustreras i figur 4.

FIG. 4

Figuren illustrerar tre typperioder: en

lågbelastningsperiod, en mellanbelastningsperiod

samt en högbelastningsperiod. Förutom vattenkraft innehåller systemet värmekraft i form av baskraft (III), till exempel mellankraft kärnkraft, (II), som kraftvärmeverk,

samt toppkraft (I). Under lågbelastningsperioden, då efterfrågan är behövs endast

Q1,

baskraft och vattenkraft. Dessutom antas vara vattentillrinningen så riklig i denna att vattenvärdet period blir lägre än den kortsiktiga marginalkostnaden för baskraften. Den magasinerade energikapaciteten hos vattenkraften ska således fördelas mellan de två återstående perioderna. I högbelastningsperioden är vattenkraftens effektkapacitet en bindande restriktion på hur mycket vattenkraft som kan allokeras till den perioden. Marginalkostnaden bestäms av den toppkraft som behövs utöver vattenkraften för att tillgodose efterfrågan Den återstående i

Q3. vattenkraftenergin produceras

mellanbelastningsperioden. När den energin inte är tillräcklig i förhållande till periodens

som år

efterfrågan, Q2, blir det, som i ñguren, nödvändigt att komplettera baskraften

och vattenkraften med till exempel kraftvärmeproduktion.

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

Bilaga 1 209

3.3. Prisbildning på elmarknaden.

3.3.1. Prisbildningen på en konkurrensmarknad.

Låt oss först diskutera prisbildningen under antagandet att elmarknaden låter sig beskrivas som en konkurrensmarknad. Prisbildningen på en sådan illustreras med hjälp av figur 4. På en konkurrensmarknad är kraftföretagen villiga att sälja kraft från produktionsanläggningar vars marginalkostnad är lägre än eller lika med det rådande kraftpriset. Jämviktspriset kommer således att vara sådant att efterfrågan i perioden begränsas till utbudet från dessa produktionsanläggningar, vilket innebär att priset i respektive period är lika med kraftsystemets kortsiktiga marginalkostnad i den perioden plus en eventuell knapphetsränta. I lågbelastningsperioden är den kortsiktiga marginalkostnaden det vill säga den kortsiktiga marginalkostnaden i

MK1,

baskraftverket. Vid ett elpris som är lika med blir efterfrågan, och därmed

MK1

produktionen, MWh. På motsvarande sätt bestäms jämviktsprisernai de två övriga

Q1

perioderna. Under högbelastningsperioden blir elpriset högre än den kortsiktiga

marginalkostnaden, MK3, för att begränsa efterfrågan till den befintliga kapaciteten.

Det uppkommer med andra ord en knapphetsränta på. toppkraftkapacitet som är lika med skillnaden mellan jämviktspriset och

MK3.

Prisbildningen på en väl fungerande konkurrensmarknad leder till en samhällsekonomiskt effektiv eltillförsel. Dels minimeras den totala produktionskostnaden för en given tillförselnivâ, dels blir omfattningen av eltillförseln optimal. Om tiH exempel elpriset vore högre än marginalkostnaden för att producera el kommer kraftkonsumenterna att genomföra elbesparingar som kostar mer än kostnaden för att tillföra marknaden ytterligare en kWh el. Resultatet blir en ineffektiv elförbrukning, det vill säga i detta fall en alltför På motsvarande sätt skulle ett elpris låg elanvändning. som är lägre än marginalkostnaden leda till en alltför hög elanvändning. Endast när elpriset är lika med marginalkostnaden får man en samhällsekonomiskt korrekt avvägning mellan kostnaden för tillförsel av el å. ena sidan och konsumenternas kostnader för att minska elanvändningen å den andra.

Kraftföretagets kapaciteter är förenliga med långsiktig jämvikt på kraftmarknaden när de genererar knapphetsräntor som täcker kapacitetskostnaderna. Detta illustreras i ñgur 5, som i huvudsak är likadan som figur 4. Skillnaden är att är

efterfrågan något högre i

respektive period samt att de knapphetsräntor som uppkommer har markerats

(de streckade partierna).

210 Bilaga 1

Fig. 5

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

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

Villkoret för en optimalt dimensionerad baskraftkapacitet kan också uttryckas i termer

av baskraftens långsiktiga marginalkostnad. I princip är villkoret att kapaciteten är

optimal när _jämviktspriset år lika med den långsiktiga marginalkostnaden. Med marginalkostnadsprissättning år emellertid priset inte detsamma i alla perioder. Frågan är då vilket pris det är som ska vara lika med den långsiktiga marginalkostnaden.

Svaret framgår om vi startar med villkoret att de merintäkter ett kapacitetstillskott om

en kW genererar ska vara lika med kapacitetskostnaden. Detta kan uttryckas som att

+ + = C

T1-(P1—c) T2-(P2-—c) T3-(P3—:)

där och är baskraftens drifttid i timmar i de tre perioderna, och är

T1, T2 T3 P1, P2 P3

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

sou 1991:8 Bilaga 1 211

T T T 1 2 3 C P + P + P =c+ T +T+T 1 T+I‘ IT 2 T_T+ +T 3 T‘T‘+ +T 1 2 3 1 2 3 1 2 3 1 2 3

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

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

Prissättning efter den kortsiktiga marginalkostnaden leder således till en effektiv elanvändning och ett effektivt utnyttjande av befintlig kapacitet i kraftsystemet. Når dessutom samtliga kapaciteter år optimalt dimensionerade kommer denna prissåttningsprincip att ge täckning för alla direkta kostnader för elproduktionen. De genererade knapphetsråntorna är lika med systemets kapacitetskostnader. Eftersom kapacitetskostnaderna består av kapitalkostnader för ny kapacitet innebär det att knapphetsråntorna motsvarar avskrivningar plus en avkastning på använt kapital som år lika med kalkylråntan efter vilken kapitalkostnaden har beräknats. I ett våldimensionerat kraftsystem där samtliga kapaciteter år resultatet av investeringsbeslut som baserats på en och samma kalkylrånta kommer avkastningen på anlåggningskapitalet således att sammanfalla med denna kalkylränta. Under perioder

med överkapacitet av ett eller flera kraftslag kommer kapitalavkastningen att bli lägre

ån kalkylräntan, medan motsatsen blir fallet om man av någon anledning inte

expanderar kapaciteten tillräckligt i takt med efterfrågan.

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

ett begränsat antal typperioder under året, som exempelvis dag sommartid, dag vintertid, natt vintertid etc. Det betyder att extremt under höga marginalkostnader

toppbelastning inte direkt uttrycks i eltariffen och därmed inte kan medverka till att

styra konsumenternas efterfrågan. Det är därför motiverat att komplettera energiavgifterna i tariffen med effektrelaterade avgiftsmoment.

3.3.2. Prisbildningen på en oligopolmarknad.

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

FIG. 6

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

prisbildningen på oligopolmarknaden. I lågbelastningsperioden blir produktionen som

Q1

avsätts till marknadspriset I blir

P1. mellanbelastningsperioden produktionen och Q2

priset och i blir produktionen

P2 högbelastningsperioden och marknadspriset Q3 P3.

Också på oligopolmarknaden uppstår knapphetsräntor på icke-marginella

kraftkapaciteter som i princip anger värdet för företaget av att utöka dessa kapaciteter.

Till skillnad mot konkurrensmarknaden har

oligopolföretagens knapphetsräntor en

utöver differensen komponent i rörlig driftskostnad mellan icke-marginell och marginell kraftkapacitet. Prispåslaget leder nämligen också till en ren I oligopolvinst.

lågbelastningsperioden till exempel består vattenkraftens dels av

knapphetsränta differensen i rörlig driftskostnad mellan vattenkraft och baskraft, dels av oligopolvinsten som beror på att priset är högre ån baskraftens marginalkostnad.

sou 1991:8 1 213

Bilaga

På en konkurrensmarknad bestäms de långsiktiga jämviktskapaciteterna så att ett vägt genomsnitt av elpriserna i olika perioder är lika med den långsiktiga marginalkostnaden för respektive kapacitet. Motsvarande villkor på en oligopolmarknad år att ett vågt genomsnitt av marginalintäkterna i olika perioder ska vara lika med respektive

kapacitets långsiktiga marginalkostnad. Om oligopolföretagens prispâslag i olika perioder

är ungefär desamma innebär detta jämviktsvillkor att ett vagt genomsnitt av kraftpriserna ska vara lika med kraftslagets långsiktiga marginalkostnad plus påslaget. I

långsiktig jämvikt kommer således oligopolföretagen att generera knapphetsräntor som

dels täcker de olika kraftslagens kapitalkostnader, det vill såga avskrivningar plus en avkastning på insatt kapital som motsvarar kalkylräntan, dels ger kraftföretaget en ren oligopolvinst som per producerad enhet år lika med prispåslaget.

3.4. Knapphetsräntor. övervinster och iordräntor.

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

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

På en väl fungerande konkurrensmarknad karaktäriseras långsiktig jämvikt av att priset

är lika med långsiktig marginalkostnad, vilket betyder att företagens avkastning på insatt kapital år lika med det avkastningskrav de haft En på sina investeringar. övervinst skulle enligt detta synsätt föreligga om de faktiskt realiserade

täckningsbidragen av någon anledning vore högre än man räknade med när investeringen

genomfördes. Det kan i sin tur bero på att marknadspriset blivit högre än man räknade med, eller att driftskostnaderna blivit lägre, eller att investeringens livslängd blivit längre, än man initialt räknade med. Företaget kommer helt enkelt att få en högre

214 Bilaga 1 SOU 199128

avkastning på sina historiska investeringar än det avkastningskrav man ställde på dem när de genomfördes, det vill såga de knapphetsråntor som genereras år högre än de historiska kapacitetskostnaderna.

Det år viktigt att observera att övervinster förutsätter att utvecklingen inte är förväntad. Förväntade överskott mellan knapphetsräntor och historisk kapacitetskostnad kommer i jämvikt att dräneras av underskott i andra perioder, till exempel genom att investeringar tidigareläggs. Antag exempelvis att företagen förväntar sig en prisökning från och med en viss tidpunkt därför att den långsiktiga marginalkostnaden för ny kapacitet kommer att vara högre. Det betyder att de kommer att göra extravinster på kapacitet som byggs innan kostnadshöjningen. Men sådana extravinster ökar avkastningen på tidiga investeringar och det blir lönsamt att öka och tidigarelägga dessa.

Förväntade extraordinära vinster tenderar således att elimineras genom ett tillflöde av

investeringskapital. Men om investeringstillfällena av någon anledning är begränsade kan

inte jåmviktsmekanismen med ökade investeringar verka fullt ut. Om investerare förväntar sig högre elpriser i framtiden blir det mer lönsamt att äga och driva till exempel vattenkraftverk. Om det inte fanns någon brist på outbyggda vattenkrafttillgångar skulle dessa vinstförväntningar leda till så pass mycket investeringar i vattenkraft att kraftpriset drevs ner till vattenkraftens långsiktiga marginalkostnad och därmed elirninerade en förväntad extraordinär vinst. Men med en reell knapphet på oexploaterade vattenkrafttillgångar kan denna jämviktsmekanism inte verka. Resultatet blir i stället att värdet av den knappa tillgången - vattenkraften ökar.

Ägarna av denna knappa tillgång kan därmed tillgodogöra sig en s k jordränta som

år lika med knapphetsråntan minus den historiska kapitalkostnaden. Förekomsten av är således det andra sätt - det första var övervinster — jordräntor på vilket knapphetsråntor kan leda till extraordinära vinster.

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

I vanligt språkbruk torde begreppet övervinst ofta omfatta också det som i ekonomisk jargong kallas jordränta. Men ur principiell synpunkt är det inte riktigt samma sak. Övervinster som de deñnierats ovan är vinster som beror på att man dragit en vinstlott i det lotteri som investeringar ofta år. Jordräntor å andra sidan år inkomster eller vinster

som beror på att man råkar äga en resurs på vilken tillgången år begränsad och som

därför har ett knapphetsvärde.

sou 1991:8 Bilaga 1 215

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

Ovanstående definitioner av Övervinst och jordränta är principiella och avsedda som i analysen av olika beskattningsalternativ i nästa avsnitt. Beskattningen vägledning motiveras ju ytterst av föreställningen att övervinster eller jordräntor av detta slag föreligger och vi behöver då en precisering av begreppet för att kunna utröna huruvida olika skattealternativ verkligen lyckas med att faktiskt beskatta sådana överskott.

Övervinstdeñnitionen är - som torde ha framgått -inte operationell i den meningen att

den skulle kunna vara möjlig att utläsa från kraftföretagens resultatredovisningar. förväntningar vid olika investeringstillfällen låter sig inte observeras. Inte Företagens heller torde det vara lätt att få grepp om vilka avkastningskrav de ställer på sina investeringar. Även om dessa två problem inte stod i vägen för en operationalisering, så återstår det faktum att företagens offentliga redovisning sällan är tillräcklig för att beräkna storleken på. knapphetsräntor och kapacitetskostnader. Resultat redovisas för en

juridisk person, inte för enskilda krafttillgångar. Det redovisande företaget kan också

bedriva annan verksamhet än kraftproduktion, vilket ytterligare begränsar möjligheterna att mäta vinsten för den senare. Till detta kommer att företagen inom ramen för vedertagna redovisningsprinciper kan tillämpa de metoder för värdering och periodisering av kostnader och intäkter som är bäst ur företagets synpunkt.

Bilaga

216 1 sou 1991:8

4. ANALYS AV OLIKA SKATTEALTERNATIV

Detta avsnitt innehåller en analys av fyra tänkbara utformningar av en skatt på äldre krafttillgångar. Utgångspunkten år att ny kraftproduktionskapacitet är avsevärt dyrare än baskraft från existerande kärnkraftverk. För att få rimlig lönsamhet i på investeringar ny kraftkapacitet måste priserna anpassas till de högre produktionskostnaderna, vilket kan ge upphov till betydande knapphetsräntor för idag befintliga vatten- och

kärnkraftstillgångar, knapphetsräntor som eventuellt leder till övervinster och/eller

jordräntor på dessa tillgångar. Syftet med en skatt på äldre krafttillgångar år att beskatta, helt eller delvis, dessa övervinster och jordräntor.

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

vattenkrafttillgångar

kärnkraftsanläggningar.

Ett relaterat, men till sina effekter något annorlunda, alternativ är en skatt per kW, dvs

en skatt på. produktionskapaciteten. För krafttillgångar som år effektdimensionerade och

används till fullo blir konsekvenserna av en skatt på kW-kapaciteten i huvudsak desamma som med en skatt per producerad kWh.

Dessa två skattealternativ innebär visserligen en av

(indirekt) beskattning

knapphetsräntor i beskattade men dessa knapphetsräntor har inte

krafttillgångar, nödvändigtvis någon anknytning till speciella överskott i form av övervinster eller

jordråntor i de berörda De två återstående alternativen år mer direkt

kraftföretagen.

relaterade till kraftföretagens vinster: en fastighetsskatt respektive en övervinstskatt

(för

enkelhets skull betecknar begreppet övervinst fortsättningsvis såväl rena övervinster som

jordräntor). En fastighetsskatt skulle i princip tas ut marknadsvärdet av

på krafttillgångar, ett marknadsvärde som rimligen bör avspegla eventuella extraordinära rörelseöverskott. En övervinstskatt förutsätter att en övervinst hos kraftföretagen operationellt kan definieras och denna övervinst skulle sedan i tilläggsbeskattas förhållande till ordinarie skatt på, företagens vinster.

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

1 217

Bilaga

produktionkostnaden för en given produktionsvolym. Slutligen kan den ha konsekvenser för företagens investeringar, och därmed deras och framtida kapacitetsutbyggnad produktion. Investeringarna beror på lönsamheten av en kapacitetsutbyggnad, en lönsamhet som bestäms av företagens förväntningar om framtida priser och kostnader. skattens betydelse för företagens förväntningar om den framtida pris- och kostnadsutvecklingen avgör således i vilken utsträckning skatten får någon effekt på investeringsvolymen. Dessa tre effekter - effekten på marknadspris och produktion, på interna -

företagens allokering (produktionskostnader) samt på deras investeringar avgör

i sin tur skattens samhälls- och företagsekonomiska konsekvenser i övrigt, till exempel i vilken utsträckning företagens lönsamhet påverkas, vilka effekter skatten kan förväntas ha på andra delar av ekonomin, vilka och hur stora dess effektivitetskostnader är samt vilka fördelningseffekter den kan ha, det vill säga hur skattebördan fördelas.

Av föregående avsnitt framgick att kraftsystemets marginalkostnader år av strategisk betydelse för kraftföretagens prissättning. På kort sikt - inom ramen för en befintlig kapacitet - är det kraftsystemets kortsiktiga marginalkostnader som har betydelse för prisbildningen på kraftmarknaden, medan på lite längre sikt - med kraftkapaciteter som är anpassade till - är det

efterfrägeutvecklingen kraftsystemets långsiktiga

marginalkostnader som bestämmer nivån Effekten på marknadspriserna. av en skatt på befintliga krafttillgångar på marknadspris, och därmed producerad kvantitet, beror därför framförallt på hur den påverkar kort- och

kraftföretagens långsiktiga

marginalkostnader.

Eftersom kraftsystemets för baskraft

långsiktiga marginalkostnad på sikt bestämmer

nivån för marknadspriset på elkraft år det framförallt skattens effekt på företagens förväntningar om denna

långsiktiga marginalkostnad som avgör på vilket sätt den

kommer att påverka deras investeringar. när det Slutligen, gäller kraftföretagens

produktionskostnader (exklusive skatt) för en given produktionsvolym beror skattens

effekt främst på. om den påverkar deras relativa kostnad för att olika utnyttja

kraftteknologier. Kraftföretagens produktionsplanering bygger på att de i varje period i

första hand det

utnyttjar kraftslag som har lägst kortsiktig marginalkostnad, därefter

det med näst lägst och så vidare till dess att efterfrågan år tillgodosedd. Om skatten

betyder att kraftföretagen finner sig föranlåtna att ändra av olika kostnadsrangordningen

kraftslag ändras också den totala produktionskostnaden för en given kvantitet.

Kraftföretagens marginalkostnader på kort och lång sikt är således av central betydelse

när skattens effekt på pris och kvantitet, på produktionskostnader och investeringar ska utvärderas. Därför koncentreras uppmärksamheten till dessa aspekter i analysen nedan. Men den behandlar också vad dessa effekter innebär för kraftföretagens vinster, vilka

218 Bilaga 1 sou 1991:8

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

4.1. Skatt per kWh.

Det första alternativet är att skatten tas ut per producerad kWh i de kraftanläggningar som ska beskattas, det vill säga efter samma princip som för den nu befintliga beskattningen av äldre vattenkraftanläggningar. Eftersom det huvudsakligen är i de idag befintliga vatten- och kärnkraftstillgångarna som eventuella övervinster kan uppkomma utgår jag fortsättningsvis i från att skatten avgränsas till dessa tillgångar. I princip kan en sådan skatt vara olika för olika krafttillgångar, förutsatt att det till rimlig kostnad år möjligt att kontrollera hur stor produktionen är i olika anläggningar. Motivet för att differentiera skulle vara att övervinsterna skiljer sig åt mellan olika krafttillgångar.

Dagens vattenkraftskatt är också differentierad. Den är 2 öre/kWh för anläggningar som

togs i drift före 1973, medan den är 1 öre/kWh för anläggningar som togs i drift mellan

1973 och 1977. I samband med en eventuell utvidgning av denna skatt torde det i första hand vara aktuellt att den sätts på olika nivåer för vatten- respektive kärnkraft. En mer omfattande differentiering mellan olika kraftanlåggningar torde vara administrativt krånglig och dyrbar. Huruvida en skatt per producerad kWh differentieras eller ej är emellertid av underordnad betydelse när det gäller en analys av skattens konsekvenser. I den fortsatta diskussionen antar jag därför för enkelhets skull att skatten tas ut dels på idag befintlig vattenkraft, dels på idag befintlig kärnkraft, att skatten inte år differentierad inom respektive kraftslag, men att den inte nödvändigtvis är densamma för vatten- som för kärnkraft.

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

4.1.1. Effekter på kortsiktig marginalkostnad.

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

Bilaga 1 219

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

FIG. 7

Figur 7a visar en stiliserad lågbelastningsperiod utan skatt per producerad kWh där ny

baskraft (t ex kolkondens) är marginalkraftslag, medan gammal baskraft (kärnkraft)

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

motsvarande kostnad (före skatt) för beskattad kärnkraft.

Motsvarande resonemang är i princip också tillämpligt på beskattningen av vattenkraft, men situationen är ändå något annorlunda. Som framgick av avsnitt 3 är vattenkraftens roll i ett blandat kraftsystem att utjämna kraftsystemets kortsiktiga marginalkostnader genom att vattenenergin fördelas över perioder efter sitt vattenvärde, det vill säga skillnaden mellan kortsiktig marginalkostnad för marginella i olika

värmekraftslag

perioder och produktionskostnaden för vattenkraften. Så länge vattenkraftskatten inte överstiger dessa vattenvärden kommer allokeringen av vattenkraft inte att påverkas, utan den enda effekten blir att vattenvärdet per kWh minskar med skattebeloppet. Se figur 8, som visar driftsituationen i en typisk mellanbelastningsperiod då kraftvärme är marginellt kraftslag.

4 I perioder med högre efterfrågebelastning, där såväl gammal som ny baskraft används till

fullo, spelar inte snedvridningen i relativa kostnader nagon roll för produktionskostnaden.

220 Bilaga 1

FIG. 8

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

detta slag (åtminstone blev de mer försiktiga med att meddela omvärlden att de vidtog

dem).

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

Sammanfattningsvis: En skatt på äldre vatten- och kärnkraft torde endast ha begränsad effekt på kraftföretagens interna allokering av sina resurser och därmed deras produktionskostnader före skatt under förutsättning att skatten på kärnkraft begränsas till högst skillnaden mellan rörlig driftskostnad i kärnkraft och ny baskraft och att skatten på vattenkraft begränsas till skillnaden mellan kärnkraftens och vattenkraftens

rörliga driftskostnad. De begränsade effekter som kan uppkomma gäller ett alltför lågt

utnyttjande av vattenkraft under lågbelastningsperioder då. vattenvärdet är nära noll. Under en övergångsperiod då kärnkraften fortfarande är marginellt kraftslag under

lågbelastning kan en beskattning av kärnkraften slå igenom på kraftpriset.

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

SOU 1991;3 Bilaga 1 221

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

4.1.2. Effekter på långsiktig marginalkostnad.

På sikt bestäms kraftprisnivån av den långsiktiga marginalkostnaden för ny baskraft, det

vill säga av summan av rörlig driftskostnad och kapacitetskostnad för denna. Eftersom

skatten på äldre krafttillgångar syftar till att beskatta knapphetsräntor hos dessa ska

nytillkommande baskraft ej beskattas. Därmed, kan man hävda, kommer inte skatten på

äldre kraft att påverka den långsiktiga marginalkostnaden för kraftsystemet och därmed

inte heller på sikt marknadspriset på elkraft. Denna situation illustreras i figur 9.

FIG. 9

Det genomsnittliga elenergipriset över året är lika med den

långsiktiga marginalkostnaden för ny baskraft och baskraftkapaciteten har anpassats till efterfrågan

vid det priset. Det uppstår ingen effekt utan skattens

långsiktig på kraftpriset huvudsakliga effekt är att beskatta bort (helt eller i äldre vattendelvis) knapphetsräntor

och kårnkraft.5

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

Men såsom diskuterades i avsnitt 2 kan skatten påverka om företagens förväntningar nya, liknande skatter i framtiden även om den för närvarande endast äldre gäller

krafttillgångar. Förväntningar om ytterligare framtida skatter på då gammal kraft

5 Motsvarande

skulle gälla vid oligopolprissåttning. Priset är då lika med den långsiktiga marginalkostnaden plus ett påslag som båda är oberoende av skatten. Dess enda effekt är

ett minska knapphetsräntorna företaget erhåller.

222 Bilaga 1

minskar investeringsincitamenten. Om kraftföretagen inte förväntar sig några nya framtida skatter är det lönsamt att investera i nya. krafttillgångar när kraftpriserna stigit till en nivå som motsvarar den långsiktiga marginalkostnaden (plus eventuellt

påslag) för ny baskraft. Om däremot en beskattning av äldre krafttillgångar leder till

förväntningar om att liknade skatteåtgärder också kan komma att vidtas i framtiden innebär det att den långsiktiga marginalkostnaden för ny baskraft ur kraftföretagens synvinkel ökar eftersom de förväntar sig att behöva betala skatt på den elenergi denna baskraft kommer att producera. Kraftföretagen kommer därför att ha incitament att investera först när kraftpriserna stigit till en nivå över den långsiktiga marginalkostnaden för ny baskraft. Hur stor prispremie kraftföretagen kommer att vilja ha för att investera i ny baskraft beror dels på vilken skattenivå de befarar, dels på hur stor de bedömer sannolikheten vara för nya pålagor. Tror de att sannolikheten är nära ett för nya skatter i framtiden kommer prispremien att bli ungefär lika med den förväntade skatten. Ju lägre de bedömer sannolikheten vara desto lägre blir också

prispremien. Också här gäller att prispâslaget torde bli större med oligopolprissättning

än med konkurrensprissättning, eftersom oligopolpåslaget förstorar varje förväntad kostnadsökning.

Med förväntningar om nya pålagor i framtiden kommer en skatt på äldre krafttillgångar

att leda till långsiktigt högre kraftpriser. Som framgår av figur 10 kommer skatten mer

eller mindre att övervältras på kraftkonsumenterna och syftet att beskatta knapphetsräntor i äldre vatten- och kärnkraft kommer inte att uppnås. Vidare kommer troligtvis kraftföretagens nyinvesteringar att senareläggas till dess att efterfrågan ökat tillräckligt för att de ska kunna ta ut det högre priset för ny kraft.

FIG. 10

4.1.3. Övriga effekter.

Låt oss först rekapitulera slutsatserna hittills:

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

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

Bilaga 1 223

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

c) Utan förväntningseffekter påverkas inte investeringarna. Med förväntningar om

framtida beskattning påverkas investeringar på det sätt att de under en övergångsperiod senareläggs tills efterfrågan ökat tillräckligt mycket för att motivera en kapacitetsutbyggnad vid det högre priset.

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

Kraftföretagens vinster: På kort sikt kommer skatten huvudsakligen att leda till

motsvarande lägre vinst för kraftföretagen. Under ett då beskattad övergångsskede

kärnkraft fortfarande kan utgöra marginellt kan dock en del av skatten

kraftslag övervältras på kraftkonsumenterna och vinsteffekten blir något lägre. På sikt beror

vinsteffekten på förväntningarna om framtida skatter. Uppfattas skatten som

verkligen

en engångsföreteelse leder den till motsvarande lägre vinst. I den mån skatten snedvrider

kraftföretagens driftplanering, med högre produktionskostnader som följd, minskar vinsten med mer än skattebeloppet. Om skatten leder till förväntningar om framtida skatter kommer däremot en del av den att övervältras på kraftkonsumenterna, vilket betyder att effekten på kraftföretagens vinst blir i motsvarande mån mindre. I ett extremfall där kraftföretagen är helt övertygande om att också framtida kapacitetstillskott kommer att beskattas med samma skattebelopp, kommer skatten inte att ha någon effekt alls på deras vinst. Skatten övervältras fullständigt på kraftkonsumenetrna.

Konsekvenser för ekonomin i övrigt: Skatt på befintliga torde inte ha

krafttillgångar

någon nämnvärd betydelse för ekonomin i övrigt om kraftpriserna inte påverkas eller

224 Bilaga 1

priseffekterna är små. Som framgått är det främst när skatten leder till förväntningar

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

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

Fördelning av skattebördan: Denna fråga har delvis redan berörts när effekterna på kraftföretagens vinster behandlades.- Om skatten inte har några nämnvärda priseffekter faller skattebördan på kraftföretagens ägare och eventuellt andra finansiärer. Till en del kan detta i sin tur återverka på övriga intressenter i företaget, till exempel genom lägre ersättningar till kraftindustrins leverantörer och anställda. Ju mer av skatten som övervältras på kraftkonsumenterna genom högre kraftpriser desto större del av skattebördan kommer naturligtvis att bäras av dem.

4.2. Skatt per kW.

I detta fall beskattas produktionskapaciteten istället för produktionen. I likhet med en skatt per producerad kWh kan en skatt per kW differentieras mellan olika

krafttillgångar, men en alltför långt driven differentiering torde ställa sig administrativt

dyrbar. Huruvida skatten differentieras eller ej är dock återigen av underordnad betydelse för analysen av dess effekter.

En skatt på produktionskapaciteten innebär i princip en fast kostnad för kraftföretagen. Den påverkar därför inte alls de kortsiktiga marginalkostnaderna och därmed inte heller

sou 1991:8 Bilaga 1 225

kraftslagens rangordning efter rörlig driftskostnadfi Med en skatt på produktionskapaciteten istället för produktionen kan man således undvika de snedvridande effekter den senare kan ha på kraftföretagens produktionsplanering och prissättning på kort sikt.

Om denna skatt på äldre kraft inte leder till att kraftföretagen förväntar sig ytterligare liknande skatter i framtiden kommer den inte heller att ha någon effekt på den

långsiktiga marginalkostnaden för ny baskraft och därmed inte heller någon långsiktig

effekt på marknadspriset för elkraft. Skattens enda effekt blir att överföra knapphetsräntor i äldre krafttillgångar till statskassan.

Men det är naturligtvis inte osannolikt att det faktum att man en gång börjat beskatta

vissa krafttillgångar leder till förväntningar om liknade skatter också i framtiden. I så fall ökar kraftföretagens långsiktiga marginalkostnad med den förväntade skatten och därmed kommer den att slå igenom på den långsiktiga kraftprisnivån. Detta leder i sin tur till samma slags konsekvenser som vid en förväntad framtida skatt per producerad kWh: tills Investeringar senareläggs ny kapacitet efterfrågas vid det högre priset och skatten övervältras mer eller mindre på kraftkonsumenterna vilket att betyder knapphetsräntorna på äldre kraft stannar kvar i kraftföretagen.

De effekter i övrigt som en skatt per kW torde ha är i princip desamma som för en skatt Den har dock inte effektivitetskostnader

per kWh. några som beror på snedvridningar i

kraftföretagens produktionsplanering eller på grund av kortsiktiga priseffekter.

4.3. Övervinst- samt fastighetsskatt.

En skatt per kWh eller per kW är endast indirekt relaterad till eventuella Övervinster i beskattade anläggningar. Förutsatt att sådana skatter inte leder till om

förväntningar

att också nytillkommande anläggningar kan komma att beskattas kommer skatten att belasta beskattade kapaciteters knapphetsräntor. Det innebär inte att nödvändigtvis eventuella Övervinster beskattas. finns att Övervinster Möjligheten redan kapitaliserats i samband med en överlåtelse av en beskattad anläggning skatten trädde i kraft

(innan eller blev känd). Det som då de facto beskattas är nuvarande och

ägares egna kapital, kanske deras kreditgivare om skatten tvingar fram en ñnansiell rekonstruktion av

5 Ett mö ligt undantag kan inträffa om skatten inte tas ut på krafttillgångar som inte alls är

gsådana

i drift. genererar ju inte Di skulle det kunna

några knapphetsräntor). uppstå

situationer då ett företag väljer att ställa av ett kraftverk där skatten är större än täckningsbidraget, t ex på grund av en låg produktion.

226 Bilaga 1

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

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

Under vissa förutsättningar är dessa bägge skatteutformningar ekvivalenta. Detta låter sig enklast illustreras med hjälp av ett stiliserat exempel. Antag att en kraftanläggning genererar ett konstant överskott på x kronor per år. Marknadsvärdet för anläggningen är lika med nuvärdet av dessa överskott. Om vi för enkelhets skull antar att anläggningens

återstående livslängd är mycket lång blir nuvärdet om anläggningen ej beskattas x/ 6,

där 6 är diskonteringsräntan. Antag vidare att av överskottet på. x kronor kan y kronor betraktas som en övervinst. Om man vill att en andel a av denna övervinst ska tas in i skatt kan det åstadkommas med en övervinstskatt som är t = a-y kronor. Efter skatt blir anläggningens marknadsvärde då p =

xlcäll.

Ett annat alternativ vore att beskatta anläggningens marknadsvärde, det vill säga en form av fastighetsskatt. Om denna skatt är 7 procent av marknadsvärdet p blir anläggningens överskott efter skatt x - r-p, vilket innebär att marknadspriset efter

skatt måste vara p = Om fastighetsskatten ska ta bort lika mycket av övervinsten

som övervinstskatten, det vill säga a-y kronor, måste skattesatsen T sättas så att a-s-â

där s=y/x. Det är lätt att övertyga sig om att i så fall inte bara wig,

skattebeloppet utan också marknadsvärdet för anläggningen blir densamma med en

sou 1991:8 Bilaga 1 227

fastighetsskatt som med en övervinstskatt.

Om övervinsternas andel av anläggningarnas

driftsöverskott, det vill säga kvoten y/x, är

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

%_—f1_—s£.

För ett företag med ett bruttoöverskott på x kronor och en övervinstandel s blir verskottet efter fastighetskatt medan det blir

x(1-a-s*), x(1-a-s) om motsvarande

övervinstskatt tillämpas. Fastighetsskatten relativt sett med gynnar företag högre övervinstandelar än genomsnittet och missgynnar de med lägre. Om syftet med att beskatta äldre krafttillgångar är att dra in en viss andel av övervinsterna, så är således en direkt övervinstskatt att föredra. Motivet för att i stället använda en fastighetsskatt är att anläggningarnas marknadsvärden ur lättare kan praktisk synpunkt utgöra underlag för en beskattning därför att övervinstbegreppet är svårt att operationalisera.

Vare använder sig man en fastighetsskatt eller en övervinstskatt kommer de att åtminstone på kort sikt att minska driftsöverskott.

kraftföretagens De har ingen effekt

på företagens kortsiktiga marginalkostnader, det vill säga företagens kostnader för att utnyttja befintlig kapacitet. Därför uppstår inte heller någon effekt på kort sikt på priser och producerad kvantitet

och inte heller påverkas företagens produktionsplanering och

därmed inte deras produktionskostnader. motsvarar Bägge skattealternativen i princip rena vinstskatter och på kort sikt blir enda effekten att kraftföretagens vinster blir lägre.

De långsiktiga effekterna beror återigen på i vad mån en beskattning av beñntliga

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

Om däremot förväntningar väcks om att också nytillkommande kan komma

kapacitet att så kommer

beskattas, det i princip att innebära att kraftföretagens långsiktiga

marginalkostnad blir högre än den eljest skulle ha varit. Naturligtvis påverkas inte den faktiska produktionskostnaden för ny kapacitet, men en utbyggnad av kapaciteten

228 Bilaga 1

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

4.4. Avslutning.

Eftersom syftet med en skatt på vissa befintliga krafttillgångar är att beskatta övervinster i dessa är det mest naturliga alternativet en övervinstskatt, det vill säga en tilläggsskatt i förhållande till ordinarie skatt på företagens vinster. Under vissa förutsättningar är en fastighetsskatt, det vill säga en skatt på krafttillgångarnas marknadsvärden, till sin innebörd ekvivalent med en övervinstskatt. Främst krävs att övervinsten som andel av totala driftsöverskotten är densamma i olika företag. Uppfattas det som trovärdigt att beskattningen verkligen är en engängsföreteelse torde dessa skatter ha begränsade samhällsekonomiska effektivitetskostnader i och med att varken kraftföretagens driftplanering eller deras prissättning torde påverkas. Skatten betyder i sä fall enbart lägre knapphetsräntor och därmed, får man förmoda, mindre

övervinster. Men det finns en inte obetydlig risk att skattens engångskaraktär inte kan

göras trovärdig. Då övervältras på sikt skatten helt eller delvis (vid oligopolprissättning

kan kraftpriset t 0 m öka med mer än skatten), vilket medför en samhällsekonomisk

effektivitetskostnad i form av för låg kraftproduktion. I och med att åtminstone en del av skatten övervältras på kraftkonsumenterna är det inte heller säkert att skatten leder till lägre knapphetsräntor och därmed mindre övervinster.

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

sou 1991:8 Bilaga 1 229

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

möjligen något

besvärliga att identiñera.

Dessa praktiska invändningar mot en övervinstskatt talar för alternativet med en fastighetsskatt eftersom krafttillgångars marknadsvärden onekligen är en observerbar

variabel. Återigen finns det dock ett praktiskt

mätproblem. Det finns knappast någon marknad för befintliga krafttillgångar av den omfattningen att det skulle vara problemfritt att åsätta krafttillgångar marknadsvärden. Det skulle säkert inte vara omöjligt. Finansanalytiker torde ha en viss vana att räkna på vattenkraftanläggningar och kärnkraftsanläggningar ägs delvis av börsnoterade företag. Men det skulle troligen vara en administrativt omfattande och dyrbar uppgift att ta fram taxeringsunderlag för en fastighetsskatt. Man kan med andra ord befara att detta skattealternativ har höga uppbördskostnader.

Mot denna bakgrund framstår en skatt per kWh eller en skatt per kW som de enda alternativen praktiska om man nu vill ha en skatt på. befintliga krafttillgångar. Av dessa har en skatt per kW den fördelen framför en skatt att man kan undvika per kWh effektivitetskostnader till följd av effekter på företagens samt produktionsplanering kortsiktiga priseffekter. Men återigen gäller att en sådan skatt har små effektivitetskostnader och verkligen leder till lägre knapphetsräntor i

kraftföretagen

endast om det kan göras troligt att införandet av skatten är en I

engångsföreteelse.

annat fall kommer skatten mer eller mindre att övervältras och den på kraftpriset kommer åtminstone delvis att betalas av kraftkonsumenterna snarare än av eventuella

Övervinster i kraftföretagen.

230 Bilaga 1

5. SAMMANFATTNING

Sedan 1983 utgår en särskild skatt på produktionen i vissa vattenkraftanläggningar. Skatten är 2 öre per kWh i vattenkraftanläggningar som togs i drift före 1973 och 1 öre per kWh i vattenkraftanläggningar som togs i drift mellan 1973 och 1977. Skatten är huvudsakligen statsfinansiellt motiverad och syftar till att beskatta överskott i företag som producerar vattenkraft. Frågan om beskattning av äldre krafttillgångar har återigen aktualiserats, eftersom förbudet mot ny kärnkraft och den föreslagna avvecklingen av

befintliga kårnkraftsanläggninger förväntas leda till en avsevärt högre långsiktig

marginalkostnad för kraftsystemet och därmed högre elpriser. Det anses kunna leda till stora överskott i äldre kraftanläggningar.

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

(fastighetsskatt)

en övervinstskatt.

5.1. Motiv för beskattning.

De skäl som kan finnas, och som anförts, för beskattning av krafttillgångar är dels statsfinansiella, dels fördelningspolitiska. Det statsfinansiella motivet år att en sådan skatt genererar skatteintäkter till en låg samhällsekonomisk kostnad. Det

fördelningspolitiska motivet år att omfördela oskäliga vinster i kraftföretagen till

Övriga skattebetalare.

Föreställningen att en skatt på befintliga har små effektivitetskostnader

krafttillgångar

torde bygga på tanken att företagets utbud från dessa anläggningar är mycket prisokänsligt. En skatt på befintliga krafttillgångar leder därför knappast till några effektivitetskostnader eftersom kraftföretagen kommer att fortsätta att utnyttja sin kapacitet så länge priset efter skatt är högre än driftskostnaden. Enda effekten är att

företagens pris efter skatt, och därmed deras intäkter, minskar med skattebeloppet. Det

ñnns dock två svagheter i det resonemanget. Även om skatten inte har

några effektivitetskostnader i den meningen att omfattningen av elproduktionen påverkas, så

är det faktum att skatten införs när investeringen redan gjorts, och företagets ägare och

kreditgivare därmed gjort sina åtaganden, en form av retroaktiv beskattning. För det

andra, om irreversibla investeringar beskattas i efterhand på något häll i ekonomin kan

Bilaga 1 231

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

Även om man kan påvisa att kraftföretagen gör övervinster förefaller det fördelningspolitiska motivet föga övertygande. Med tanke på att en stor andel av kraftproduktionen är statligt eller kommunalt ägd innebär beskattning främst en transferering inom den offentliga budgeten. För befintlig kärnkraftskapacitet finns det

anledning att sätta frågetecken för i vilken utsträckning det verkligen uppkommer vad

man kan kalla för övervinster. Dessutom kan eventuella övervinster redan ha kapitaliserats.

5.2. Prisbildning på elmarknaden.

Elmarknaden år starkt koncentrerad och en tänkbar hypotes år att prisbildningen fungerar som på en oligopolmarknad. Å anmra sidan år den dominerande producenten Vattenfall —— ett affärsdrivande verk, som ofta anses vara prisledande på marknaden. I den mån Vattenfall vågleds av samhållsekonomiska prissåttningsprinciper kommer det att medverka till ett utfall på elmarknaden som nåra en vål ligger fungerande konkurrensmarknad.

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

pris = (1 + m)-marginalkostnad

där skillnaden mellan marknadsformer kommer till uttryck i hur stora påslagen m år. De år störst på en monopolmarknad, minst på en väl fungerande konkurrensmarknad, medan en oligopolmarknad intar en mellanposition.

5.3. övervinster och iordråntor.

En rimlig definition av normal vinst är att det är den vinst företaget får när avkastningen på samtliga investeringar år lika med den man förväntade sig når de genomfördes. Är den realiserade avkastningen större än den förväntade en

gör företaget

232 Bilaga 1

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

På en väl fungerande konkurrensmarknad karaktäriseras långsiktig jämvikt av att priset är lika med långsiktig marginalkostnad, vilket betyder att företagens avkastning på insatt kapital är lika med det avkastningskrav de haft på sina investeringar. En övervinst skulle enligt detta synsätt föreligga om de faktiskt realiserade täckningsbidragen av någon anledning vore högre än man räknade med när investeringen genomfördes. Det kan i sin tur bero på att marknadspriset blivit högre än man räknade med, eller att driftskostnaderna blivit lägre, eller att investeringens livslängd blivit

längre, än man initialt räknade med. Företaget kommer helt enkelt att få en högre

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

Det är viktigt att observera att övervinster förutsätter att utvecklingen inte är förväntad. Förväntade överskott mellan knapphetsräntor och historisk kapacitetskostnad kommer i jämvikt att dräneras av underskott i andra perioder, till exempel genom att investeringar tidigareläggs. Antag exempelvis att företagen förväntar sig en prisökning från och med en viss tidpunkt därför att den långsiktiga marginalkostnaden för ny kapacitet kommer att vara högre. Det betyder att de kommer att göra extravinster på kapacitet som byggs innan kostnadshöjningen. Men sådana extravinster ökar avkastningen på tidiga investeringar och det blir lönsamt att öka och tidigarelägga dessa.

Förväntade extraordinära vinster tenderar således att elimineras genom ett tillflöde av investeringskapital. Men om investeringstillfällena av någon anledning är begränsade kan inte jämviktsmekanismen med ökade investeringar verka fullt ut. Om investerare förväntar sig högre elpriser i framtiden blir det mer lönsamt att äga och driva till

exempel vattenkraftverk. Om det inte fanns någon brist på outbyggda.

vattenkrafttillgångar skulle dessa vinstförväntningar leda till så pass mycket

investeringar i vattenkraft att kraftpriset drevs ner till vattenkraftens

långsiktiga

marginalkostnad och därmed eliminerade en förväntad extraordinär vinst. Men med en reell knapphet på oexploaterade vattenkrafttillgångar kan denna jämviktsmekanism inte verka. Resultatet blir i stället att värdet - -

av den knappa tillgången vattenkraften

ökar. Ägarna av denna knappa tillgång kan därmed tillgodogöra sig en s k jordränta som

är lika med knapphetsräntan minus den historiska kapitalkostnaden. Förekomsten av

sou 1991:8 Bilaga 1 233

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

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

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

Liknande definitioner kan göras för oligopolföretagen. Normal vinst är den vinst de erhåller i långsiktig jämvikt utan oförutsedda händelser, det vill säga dels en avkastning på insatt kapital som år lika med kalkylräntan, dels en ren oligopolvinst. Oligopolvinsten kan i och för sig också betraktas som en sorts övervinst som härrör från den konkurrensbegränsning som oligopol innebär. Men i detta sammanhang inkluderas

denna inte i övervinstbegreppet eftersom det främst år till för att fånga in vinster som

beror på att investeringskostnaden för ny kapacitet stigit över tiden.

5.4. De olika skattealternativen.

En skatt per kWh torde ha en begränsad effekt på företagens interna resursallokering, förutsatt att skattebeloppet sätts så att mellan beskattad kostnadsrangordningen kärnkraft och ny baskraft respektive mellan vattenkraft och kärnkraft inte förändras. De effekter som kan uppkomma gäller ett alltför lågt utnyttjande av vattenkraft under

lågbelastningsperioder då vattenvärdet är nära noll. Under ett övergångsskede då

kärnkraften fortfarande är marginellt kraftslag kan av beskattning

kärnkraftsproduktionen slå igenom på kraftpriset under lågbelastningsperioder.

Priseffekten blir i så fall störst vid oligopolprissättning. På sikt beror evenuella priseffekter på i vilken utsträckning skatten föder förväntningar om liknande skatter också i framtiden. Utan sådana förväntningar blir det inte någon effekt på det långsiktiga jämviktspriset och därmed inte heller någon effekt på producerad kvantitet.

Om däremot sådana förväntningar väcks kommer skatten att helt eller delvis att

övervåltras på kraftkonsumenterna genom ett högre kraftpris. Ju starkare

förväntningar

om framtida skatter, och ju större inslag av oligopolprissättning, desto större blir övervältringen på kraftpriset. Högre pris innebär naturligtvis också en lägre efterfrågad

234 Bilaga 1

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

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

En skatt per kWh i vissa beñntliga krafttillgängar leder potentiellt till två slags effektivitetskostnder. Om skatten påverkar kostnadsrangordningen mellan olika kraftslag snedvrider den kraftföretagens produktionsplanering med högre produktionskostnader som följd. Den andra typen av effektivitetskostnader uppkommer om skatten helt eller delvis övervältras på kraftpriset och detta minskar jämviktskvantiteten på marknaden. Den förra typen av effektivitetskostnad torde, med rimligt utformade skattesatser,

begränsas till ett samhällsekonomiskt för lågt utnyttjande av vattenkraftproduktionen.

Den senare typen av effektivitetskostnad uppstår främst om skattens engångskaraktär inte uppfattas som trovärdig. Till dessa effektivitetskostnader kan man också tillfoga att

skatten kan medverka till att försvaga incitamenten till långsiktiga och irreversibla

investeringar även på andra håll i ekonomin.

Med en skatt per kW beskattas produktionskapaciteten istället för produktionen, vilket innebär en fast kostnad för kraftföretagen. Den påverkar därför inte alls de kortsiktiga marginalkostnaderna och därmed inte heller kraftslagens rangordning efter rörlig driftskostnad. Om denna skatt på äldre kraft inte leder till att kraftföretagen förväntar sig ytterligare liknande skatter i framtiden kommer den inte heller att ha någon effekt på den långsiktiga marginalkostnaden för ny baskraft och därmed inte heller någon

långsiktig effekt på marknadspriset för elkraft. Skattens enda effekt blir att överföra

knapphetsräntor i äldre krafttillgängar till statskassantMen beskattningen leder till förväntningar om liknade skatter också i framtiden kommer den att slå igenom på. den långsiktiga kraftprisnivån. Detta leder i sin tur till samma slags konsekvenser som vid en förväntad framtida skatt per producerad kWh: Investeringar senareläggs tills ny kapacitet efterfrågas vid det högre priset och skatten övervältras mer eller mindre på. kraftkonsumenterna vilket betyder att knapphetsräntorna på äldre kraft stannar kvar i kraftföretagen.

sou 1991:3 1 235

Bilaga

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

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

Eftersom syftet med en skatt på vissa är att beskatta

befintliga krafttillgångar

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

och dyrbar uppgift att ta fram taxeringsunderlag för en fastighetsskatt.

Mot denna bakgrund framstår en skatt per kWh eller en skatt per kW som de enda praktiska alternativen om man nu vill ha en skatt på. Av dessa

befintliga krafttillgångar.

har en skatt per kW den fördelen framför en skatt att man kan undvika per kWh effektivitetskostnader till följd av effekter på samt

företagens produktionsplanering kortsiktiga priseffekter. Men återigen gäller att en sådan skatt har små

effektivitetskostnader och verkligen leder till lägre knapphetsräntor i

kraftföretagen

endast

om det kan göras troligt att införandet av skatten är en engångsföreteelse. I

annat fall kommer skatten mer eller mindre att övervältras och den på kraftpriset kommer åtminstone delvis att betalas av kraftkonsumenterna snarare än av eventuella

övervinster i kraftföretagen.

236 Bilaga 1 sou 1991:8

efterfrågan utbud -o-nun:-I--—n pl

_. _ _. _ —.._ pl

th v kvantitet qo Figur l.

qi pris utbud

PO1ÃÄÃÃÄÃÄIÄ

efterfrågan - _._ ~ — ~ - — - — -

P:

5 kvantitet qo

Figur 2.

sou 1991:8 Bilaga 1 237

u

p* marginalkostna MK* -

‘4::;_“““~.

efterfrågan

marginalintäkt

i

kvantitet

Figur 3.

_ ,

m ü m. a 1 Cu O U 1 w 11 :8

romnama

.H

zmnaH:mH|

mnnm: mwmcn

u

a.

HmaUmHmmn:H:omUmnHoa

HHH

n u _ P .

-HH

__ m H _ _

H . . H . . H n H _

:§4 u.b

romnama

zxm.

zmnoH:mH|

gr

:H

-unna

smHHm3UmHmmn:H:omnmnHoa

n _ .

mnnm:

H u . H _ 4

:

. . _ _

om

u_

w _ . _ . _ _ _ _

zzm .›.

m m

xomnama

3mnaH:mH-

.v

35.---

:H

llllutlll

_

rzmbnzmnmnmanm

_

— H . v

.:.m:8_L

:mocmHmmw:H:omUmnHoa

— H _ H V _ H _ - H H H _ _ _ _

om

J

:s:

xv

1 w .m

nnwm

s O U Bilaga 1 239

zmnowamwu

xomnama.

2 .

J, /4 c

Läs..

- m _ ,,

mwmcn

,..,A/./

, , u

m.

Hmocmpmwnzwsowvmnwoa

H:

o_ . . _

:

. . . _ _ _ H . . . . . _ . . _ _ 4

:§4 “L

vnwm

zmnownmwu

romnsma.

L

amwpmscmwmmnswnowumnwoa

unwm

zmnownmwu

romnamq.

_

rmacmwmmnnwsomumnwoa

. . — . _ _ _ _ _ _

au

:s:

Em

vnpm

m .u w. cu O U @ cl. :8 m. 4

romnama.

ll zm~o.:m~-

Inna..-

§22.

u

Hmacmwmwnawaawumnwoa

3%:

l.l.I..l

:H

o.

o_ . . _

.l

:

E_

. . _ _ _ /_

H

. . _ . . q _ v

:§4 .T›

m_

onwm

zmnowsmwn

N mm

xomnnma.

;V

1:1

:H ll

I. l

§.----a..u---+::

amwpmacmwmmnawsawcmnwoa

.p . ul

nr

Fil.

mnnm:

ul

_å_ n _ _ 4_ b In

: I

ow . . . . _ _ _

:s: . fl . _ . _ _ _

.r

owww

å m

zmwowamwu

N

Saw

romnzma.

m.:

u

E

_ . _ _ j _ .

. _ . _ _ .

25,528.

.IIIL fil.

rmacmwmmnawaomnmnwoa

l _ _ _ _ . a V _

. . _ _ _ _ _ __ _

om

m

:s: w

w

1991;8 Bilaga 1 241

S?U

marginalkostnad

P F - - - - - O l I I I I l efterfrågan

- I I L

V kvantitet

f0

(kWh)

Figur 7a. I

l

l

pris+

marginalkostnad

l \

- — _ -

P1

P0 I

v I

I

I I t

[‘ L

1 -4

_I efterfrågan

: | I I

I l

: I 1 I .

kvantitet (kWh) 11 Q0

Figur 7b .

242 Bilaga 1

pris

mar inalkostnad efterfrågan

vattenkraftproduktion .D 7= §wr

Figur 8.

Bilaga 1 243

prislk

långsiktig marginalkostnad

I I I

I’.-}skatt

: 0 efterfragan f l I I I I

}"

skatt I I

.._.._..—4‘. ,

nu... ka?

vattenkraft kärnkraft

Figur 9.

244 Bilaga 1

prisfl

P långsiktig

1 riskpremie förväntad skatt I marginalkostnad

I--I-in-I--I l l I l l :-n.—..—-..._... I I

W

[ skatt I a efterfråg l —.-o-rug:-q I

}skatt

l c

vattenkraft

5+

kärnkraft a q

Figur 10.

2 245

Bilaga

SAF-prosjekt nr. 319.

Arbeidsnotat nr. 29/90:

Noen aktuelle

problemstillinger

for svensk

kraflforsyning

av Berit Tennbakk

Denne serien består av foreløpige nrbeider som legges frem for dinkusjon blunt spaniel: intereuerte. Slike arbeider kan bare citeras eller refereras etter spesiell tillatelae i hvert enkelt tilfelle.

SENTER FOR ANVENDT FORSKNING NORGES HANDELSHøYSKOLE SOSIALøKONOMISK INSTITUTI‘ - UNIVERSITETET I OSLO Bergen 1990 ISSN 0800-6253

246 2 SOU 199128

Bilaga

Forord

Dette notatet inngår som en del av utredningen Krañforetakens vinster, utført for Finansdepartementet i Sverige.

I forbindelse med at startpunktet for kjemekrafiavviklingen naermer seg, meldar behovet seg for å se naarmere på sider av organiseringen av krañomsetningen i Sverige. I detta notatet har jeg på grunnlag av økonomisk teori forsøkt å satte fmgeren på noen aktuella problemstillingar, og skissere økonomiske prinsipper for en behandling og løsning av problemstillingene. Det har ikke vaart et siktemål å komme frem til praktiska, konkreta løsninger på problemene. Tiden har vzert for knapp til å kurme gå dypere inn i materien, f.eks. å skaffa til veie og evaluate detaljerte empiriska data.

Notatet er utarbeidet i løpet av sommaren og høsten 1990, dvs. i en periode der det hersker stor usikkerhat om utviklingen på kraftmarkedene i sâvel Norden som i Europa. I EF er man inne i en prosess for å skape et integrert indre marked, men dragkampen mellom ulike interesser er ikke avsluttet, og ingen vet hvordan den fiemtidige europeiska krañomsetningen vil bli organisert; om kostnadene vil jevnes ut mellom land, om utvekslingen av kraft over landegransene vil øke, etc. I Norge aner man nå konturene av et markedsbasert lcraflnmsetningssystem, men ennå er det en rekke spørsmål som ikke er avklart. Det kanskje viktigste spørsmålet for Sverige, er diskusjonen om hvordan utlandet skal representeras i de norske markedene. Samtidig har Socialdemokratema i Sverige åpnet muligheten for en utsettelse av startpunktet for kjernakraftavviklingen.

I arbeidet med notatet har jeg fått nyttiga kommentarer fra Lennart Hjalmarsson, Einar Hope, Eirik S. Amundsen, Christian Andersen, Kjell Erik Lommerud, Linda Rud, Bjørn Sandvik, Sigve Tjøtta og Steinar Vagstad. Som vanlig ligger ansvaret for enstående fail og mangler salvfølgelig på forfatteren.

Bergen, oktober 1990

Berit Tennbakk

sou 1991:8 Bilaga 2 247

Tennbakk Noen aktuella problemstillinger for svensk Irsmorsynmg

Innholdsfortegnelse:

1. Innledning s. 1

2. Det svenske krsftmarkedet s. 3 2.1 Noen viktige karakteristika 2.2 Diskusjon

3. Gnmnrentebeskntning s. 11 3.1 Grunnrentebegrepet 3.2 Effektiv grunnrentebeskatning 3.3 Grunnrentebeskatning i Sverige

4. Import og eksport av kraft s. 20

5. Fremtideu for svensk kraftintensiv industri. Forholdet til EF. s. 23 5.1 Kostnadsutviklingen i EF 5.2 Prisutvikling for krañaintensiv industri i Norge 5.3 EFs konkurransepolitikk 5.4 Hvordan opprettholde svensk krafiintensiv industri?

6. Oppsummering og konklusjoner s. 31

Vedlegg: Vattenfalls høyspenttariffer.

248 Bilaga 2

Tennbnkk Neon Aktuella problunndlllngcr for svensk kraMor-syning

1. Innledning

For tiden er krafiforsyningen i mange Vest-Europeiske land enstand for

kritisk vurdering, deregulering og omstrukturering. Dette gjelder f.eks. England og Norge, samtidig som energimarkedene i EF er under 1upen i forbindelse med anstrengelsene for å etablere et integrert indre marked generelt. De endringer disse prosessene medfører, vil ha konsekvenser også for Sverige; for svensk krafiforsyning og for svensk industris konkurranseevne. Samtidig som man i Sverige er opptatt av utviklingen i EF og nabolandene, skjer det også internt endringer som reiser viktige problemstillinger for svensk kraftforsyning.

I Sverige ble det ved folkeavstemning i 1980 vedtatt at kjernekraften skal awikles. Prosessen er forutsatt stan-tet opp i løpet av 1995, og innen år 2010 skal det ikke lenger finnes kjemekrafiverk i Sverige. Avviklingen av kjernelcraften vil Vere en beslutning som får store konsekvenser for svensk lcrañomsetning. I dag blir omtrent halvparten av kraflzen i Sverige produsert ved hjelp av kjemekrañz. Man frykter derfor at kjernekraflzavviklingen vil medføre betydelige investeringer i nye produksjonsanlegg, selv om en del av energibortfallet kan kompenseres giennom energisparetiltak. Et alternativ til nyutbygging kan også vaere økt import, f.eks. fra Norge.

Siden mulighetene til ytterligere vaxmkrafiutbygging er begrenset, vil eventuell utbygging av ny kapasitet i Sverige medføre stigende grensekostnader (og gjennomsnittskostxiader) i kraflzproduksjonen. For svenske styresmakter skaper dette et todelt problem: På den ene siden vil nyinvesteringene måtte medføre en kostnadsøkning, og vil dermed forverre svensk kraftintensiv industris konkurranseevne. På den andre siden vil grunnrenten i eksisterende vannkraflzanlegg øke, og kvasirenten i kjernekraftanleggene i avviklingsperioden kan bli betydelig. Dette er et beskatningsproblem.

Bilaga 2 249

Tennbnkk Noen aktuella problemstillinger for svensk krañzforsyning

2. Det svenske kraftmarkedet.

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

2.1 Noen viktige karakteristika

Prodüksjon: I 1987 ble det produsert til sammen 145 TWh elektrisk kraft i Sverige, fordelt på vannkraflz, kjemekrafi: og varme1nafi;. Vannkraflzen og kjernekraften stod hver for naermere halvparben av produksjonen, varmekrafoen for bare i underkant av 5%.

Aktører: Omlag 10 selskaper står for det alt vesentlige av elproduksjonen i Sverige. Statseide Vattenfall står for halvparten av totalproduksjonen, og er den desidert største og viktigste enkeltaktøren i markedet. Den nest største aktøren er Sydkrañ. som står for i underkant av 15% av botalproduksjonen. Bedrifcen er et børsnotert selskap, der de flesta aksjene er eid av kommuner.

De fleste større produksjonsverkene har også en tildels betydelig distribusjonsvirksomhet. De produksjonsverk som har størst distribusjonsaktivitet, er Stockholms Energiverk som dekker Stockholms-regionen, Vattenfall som stort sett dekker området i Nord- og Mellow-Sverige, Sydkrañ som dekker Syd- Sverige, Energiverkene i Göteborg som dekker Göteborgsområdet, og Skandinaviska Elverk som dekker det øvrige av Vest-Sverige.

250 Bilaga 2

Tennbnkk Noen aktuella problemstilllnger for svensk kraflforsyning

EL 90 formulerer problemet slik (SOU, 1990, s. 238): Kärnkrañsavvecklingen i kombination med en eventuell ökande elanvåndning medför behov av ny produktionskapacitet under de närmaste årtiondena. Kostnaderna för denna kapacitet är väsentligt högre än medelkostnaden för den befintliga kapacitet som även fortsättningsvis kommer att

ingå i systemet. En enhetlig prissättning baserad på genomsnittskostnad

eller marginalkostnad kan väntas innebära stora vinster for vissa krañbolag som främst producerar vattenkrañ. En prissättning baserad på genomsnittskostnaden innebär vidare dels bristande incitament for tillskapande ny produktionskapacitet, dels bristande incitament till elhushållning.

I dette notatet vil vi ta opp begge problemene, med utgangspunkt i allokeringselfektiviteten i svensk krañzforsyning. I avsnitt 2 tar vi opp prisingsprinsipper og regulering med utgangspunkt i strukturen i svensk elforsyning. Grunnrenteproblematikken holdes i første omgang utenfor, og tas opp som eget punkt i avsnitt 3. I avsnitt 4 vil vi se nermere på virkninger på eksport/import av krañ: fra Norge, mens avsnitt 5 er viet situasjonen for svensk kraftintensiv industri og forholdet til EF.

Bilaga 2 251

Tennbakk Noon aktuelle problemafillinger for svensk krafifortyning

Samkjøring: Innen Sverige forekommer samkjøring både mellom større elprodusenter, og mellom de større elprodusentene og de av deres kunder som dekker en del av sitt elbehov ved egen produksjon. Slike samkjøringsavtaler inngås ofie

på bilateral basis, og ikke gennom en samkjøringsorganisasjon som i Norge.

I dag er det slik at alle produsenter har kontakt med minst ett annet foretak, slik at alle kan samkjøre med noen andre. Muligheten til transitt gjennom tredjeparts linjenett er også til stede. Dette forutsetter imidlertid at man bygger egne linjer eller leier linjekapasitet (langsiktig abonnement) over den aktuelle distansen. I følge EL 90 er det vanlig å leie deler av andres ledninger for å transitere kraft. på nettet med de høyeste spenningene, men transitering forekommer også på andre spenningsnivåer (SOU, 1990).

Den delen av det høyspente overføringsnettet som kallas stamnätet, eies og drives av Vattenfall, men som egen resultatenhet. Alle de store krafi.foretakene har rett til å overføre el på stamnettet, og er representert i Stamnätsnämnden som er et samordningsorgan for planlegging, driñ og økonomispørsmål. Foruten Krångedegruppen, en samkjøringsorganisasjon som omfattar 6 av de store produsentene, deltar Vattenfall og 5 andre store produsenter i nemnden. Samkjøringen reguleres av en felles avtale, samkörningsavtalet. Samkjøringsavtalen inneholder bl.a. bestemmelser for

hvordan utveksling av tilfeldig krafl; skal skie, og en avtale om å holde felles

produksjonsreserver. Samarbeidet medvirker til å utjevne de variable produksjonskostnadene mellom elprodusentene.

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

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

Dette er den delen av det høyspentenverflringanettet som utnyttes i fellesskapav de store knflforetnkene. d ‘ ‘ ‘ Dette avgrensesi nord av Skelleñealvenog Umellven. Sunk}-fifi, med d ikke i Stamnettet.

252 Bilaga 2

Tennbakk Noon aktuella problemntillinger for svensk knfifonyning

rammen av et abonnement. Kostnadene for stamnettet dekkes i hovedsak av en avgifl. pr. MWkm, en MW-avgifi. for varmekrafcb1ock over 150 MW og terminalavgifter (MW). MWkm-avgifien blir ikke regnet for den enkelte transport. For hver transitør beregnes en årlig gjennomsnittsdistanse mellom samtlige innmatnings- og utmatningspunkter. Kostnaden for en enkelt transport innenfor abonnert effekt, er lik overføringstapet, og dette dekkes av transitøren in nature.

Prissettingsprinsipper og regulering: Ved utveksling av krañ: mellom produsenter (samkjøring), er det underliggende prinsippet for prissettingen at gevinsten skal delea likt mellom partene. Partene har derfor blitt enige om at betalingen skal skje i henhold til midtprisprinsippet. Ifølge EL 90 medfører dette at det på ethvert tidspunkt kan produseres krafi: pâ den for øyeblikket billigste maten (SOU, 1990). I avsnitt 2.2 under skal vi komme tilbake til eventuelle eHektivitetstap som følge av dette prinsippet.

Reguleringen i systemet skjer gennom statens kontroll med Vattenfall og

generell overvåking av prisene. Med den sidebetingelse at avkastningskravet skal oppfylles og kostnadene dekkes, står Vattenfall fritt til å utforma sine tariifer. Vattenfalls tariffer antas å vaere retningsgivende for tariffene til andre krafizforetak. Statens pris- och konkurrensverk (SPK) følger prisutviklingen, og de større kraftforetakene skal melde fra om planlagte prisendringer på såvel høy- som lavspent kraft.

Produsentene tilbyr kraftsalg til sluttforbrukerne etter et system av tariffer, der ulike tariffer tillempes for ulike spenningsforhold og ulike geografiska omrâder. Man skiller mellom hayspenttariifer og lavspenttariffer. Høyspent kraft selges til industrier, distribusjonsverk og andre storforbmkere. Abonnementene tegnes for ett eller flere år.

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

For en mer detaljer-t fremstilling, se vedlegg. SAF-arbeidsnotat nr. 29/90

2 253

Bilaga

Tennbakk Noon aktuella problcmstillingar for svensk kraMot-syning

energileddet i tariffene bygger i prinsippet på kortsiktig grensekostnad. Vattenfall er imidlertid underlagt et bestemt søker avkastningskrav, og man derfor á utforme fastleddene slik at tariñhivået dekker de totale kostnadene. Systemet bygger dermed på en interessant blanding av et grensekostnadsog et

giennomsnittskostnadsprinsipp.

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

Lavspenttarifiéne (til kunder innenfor alminnelig forsyning) fastsettes av de enkelte distributører, og er som regel av forenklinger høyspenttariffen. Gjennom Svenska Elverksföreningen samarbeider man om å komme frem til en enhetlig tariffstruktur. Ifølge EL 90 er det likevel betydelige forskjeller i prisnivået blant detaljdistz-ibutørene. Grunner til dette kan vaere forskjeller i kostnadsstruktur, f.eks. pga. varierende kundetetthet, eller at kostnadene for anskaffelse av kraften varierer. Som en gnmn til at anskaffelseskostnadene varierer, nevnes at noen distributører dekker en del av krafibehovet gjennom egen produksjon. Dette utsagnet blir drøñet i neste avsnitt. Det er imidlertid uvanlig at eldistributører tillemper høyere tariffer (taxor) enn Vattenfall selv om kundestrukturen skulle tilsi det.

Mange av distribusjonsverkene er kommunalt eide, og har ikke anledning til å gå med overskudd (politisk bestemt null-proñtt restriksjon). De private børsnoterte selskapene har imidlertid gått bra, noe som tyder på at lønnsomheten i naaringen er god.

EL 90 konkluderer med at man er fornøyd med det svenske der systemet,

prisnivået som nevnt reguleres ennom statens eierskap av

og fastsettelse avkastningen i Vattenfall. Prisene er ellers regulert måte som på samme

SAF-arbeidsnotat nr. 29/90

254 Bilaga 2 sou 1991:8

Tennbakk Noon aktuelle problematillinger for svensk knfifonyning priser i andre bransjer. Under skal vi med utgångspunkt i økonomisk teori diskutere effektiviteten i systemet naermere.

2.2 Diskusjon.

For det første kan det sies at prinsippet for tariffutformingen virker fomufiig ut fra et effektivitetssynspunkt. En prissetting som på marginen stiller kundene overfor de kortsiktige grensekostnadene i produksjon og overføring, virker til en samfunnsøkonomisk riktig utnyttelse av resaursen. Nå er det jo slik at grensekostnaden i både produksjon og overføring varierer ntermest kontinuerlig over tid, mens det Variable tariflleddet er difierensiert mellom dag og natt, og sommer og vinter. Ut fra dette kan det stilles spørsmålstegn ved om energileddet i tariifene er tilstrekkelig differensiert. Det vil imidlertid were betydelige transaksjonskostnader forbundet med en sterkt differensiert tariff, og effektivitetsgevinstene ved økt differensiering må avveies mot de økte transaksjonskostnadene dette medfører. Uten nan-mere empirisk innsikt i de relevante forhold, har vi ingen mulighet til å vurdere hvorvidt dagens differensieringen er tilstrekkelig i det svenske systemet. Storforbrukeres valgmulighet mellom ordinaar høyspent-tariñ og PLUS-tariñ (se vedlegg) vil også Vere med på å øke fleksibiliteten, og medvirke til en mer effektiv utnyttelse av krafiressursene.

Vi har imidlertid sett at selv om tariñhivâet er noenlunde jevnt over landet, varierer størrelsen på energileddet mellom selskaper. Selskapene vil stort sett operere i geografisk atskilte områder, og denne ulikheten kan dermed vaere begrunnet i ulike overføringskostnader. I så fall er det fra et effektivitetssynspunkt korrekt at energileddet varierer. Hele förklaringen på disse ulikhetene ser imidlertid ikke ut til å stamme fra ulikheter i overføringskostnader.

En indikasjon på dette er at utvekslingen mellom produsenter prises etter midtprisprinsippet. Dette hevdes â føre til at den totale produksjonen til enhver tid foretas i de billigst tilgjengelige anlegg. Imidlertid er det mye

SAP-arbeidsnotat nr. 29/90

Bilaga 2 255

Tennbakk Noon aktuella problemntillingar for svensk knftfonyning som tyder -på at midtprisprinsippet ikke fører til en effektiv utnyttelse av ressursene, i og med at denne prismekanismen ikke gir overensstemmelse mellom grensekostnad og marginal betalingsvilje i markedet. Dersom selskapene hadde muligheter (og vilje) til optimal handel, skulle dette (korrigert for overføringskostnader) føre til en utjevning av energileddet i tariifene.”

En annen indikasjon på sviktende eñektivitet er EL 90s utsagn om at distribusjonsverk med egen produksjon har lavere krattkostnader enn andre (SOU, 1990). Dette tyder på at markedet som helhet ikke balanserer, verk som har lavere kraftkostnader enn anskaffelseskostnaden i markedet for øvrig, burde gjennom utvekslinger kunne tjene på å selge denne kraften videre. Det korrekte kostnadsbegrepet i denne sammenheng er alternativkostnad, dvs. at kostnaden for den produserte kraRen er lik den inntekten man går glipp av ved å ikke selge krañen til markedspris.

Vattenfall er som nevnt regulert ennom statens eierskap og avkastnings-

kravet på kapitalen. Dette inneberer at Vattenfall gjennom sine tariifer skal dekke sine driftskostnader og en naarmere bestemt avkastning på kapitalen. Et slikt system gir imidlertid ingen garanti for effektiv drift, i og med at alle kostnader kan veltes over i tariñene. Utgifiene til faste

driftsavhengige kostnader dekkes først og fremst ennom fastleddene i

tariHen. Etterspørselens følsomhet for størrelsen på denne, er trolig liten. Det er videre vanskelig å vurdere om informasjonstilgangen for myndighetene er tilstrekkelig til å overvåke effektiviteten i Vattenfall, slik at man kan were sikre på at selskapet følger prinsippet om kostnadsminimering.

Det er også vanskelig å se at systemet skaper klare insentiver til effektiv investeringsadferd. Vattenfall vil gjennom avkastningskravet (rate-of-return regulation) alltid ha anledning til å sette opp tariñen for å dekke investe-

ringskostnadene - uavhengig av om det elder en god eller dårlig investering.

Dette kan føre til at Vattenfalls investeringsbeslutninger vris i retning av å

For en utfirlig diskusjon av eüektivitetspmblemer i for-holdtil midtprisprinsippet, henvisestil Hopeog mm_ ( 1984). SAF-arbeidsnotat nr. 29/90

256 Bilaga 2 sou 1991:8

Tennbakk Noen aktuella problemstillinger for svensk krnfiforsyning favorisere verk med lave variable kostnader, og ikke i tilstrekkelig grad tar hensyn til de faste kostnadene, eller at man velger investeringsprosjekter ut fra hva som er teknologisk mest spennende. Det er imidlertid vanskelig uten en grundigere analyse á si noe sikkert om hvilke utslag dette kan få. La meg bare nevne at det i USA har kommet kritikk mot rate-of-return reguleringen.‘ Der hevdes det at denne reguleringsformen fører til at elverkene blir unødvendig kapitalintensive, de holder for stor sikkerhetsreserve og tenderer til å foretrekke kapitalintensive teknologier som f.eks. kjernekrañz. (Hammond, 1986.)

I det svenske systemet foregår som sagt reguleringen først og fremst gjennom kravene Dermed blir driñen av Vattenfall retningsgivende for på Vattenfall. andre aktører i systemet. Såvidt jeg forstár er det tariifnivået, og dermed gjennomsnittskostnadene, til Vattenfall, som danner grunnlaget for reguleringen av prisene fra andre krafcforetak. Tankegangen er at Vattenfall som lavkostprodusent (først og fremst gjennom tilgangen på vannkrañ.) legger en øvre for fra andre selskaper. Men det; er vel ikke gitt at grense prisene sammensetningen av anlegg i andre selskaper, og dermed ennomsnittskostnadene, stemmer overens med Vattenfalls.

vil det i prinsippet vaere slik at grunnrenten i Gjennom reguleringsformen

Vattenfalls verk deles ut ien til konsumentene, dersom tariffnivéet fastsettes

slik at gjennomsnittskostnadene dekkes. Teoretisk sett tilsier dette at dersom

Vattenfall driver effektivt og har en kostnadsfordel, vil det ikke vaere mulig for andre aktører å få sine kostnader dekket med samme taritfnivâ. Systemet innebaarer dermed at andre aktører enten må ha tilgang til grunnrente i egne eller at Vattenfall må drive en smule ineffektivt for at andre vannkraftverk, selskaper skal ha rom for å dekke sine kostnader. Jeg vil komme tilbake til fordelingen av grunnrente i avsnitt 3.

For å bruke begreper fra reguleringsteori, synes det grovt sett å were slik

‘ Rate-of-natum regulering er en utbredt reguleringamlte i USA, og benyttes overfor såvel oifentlige som private kraflforetak. Utformingen kan vem forskjellig fra den svenskevarianten. Bl.a. settes det ikke et absolutt avkastningskrav, men en øvre greuoefor overskudd.

sou 1991:8 Bilaga 2 257

Tennbakk Noen aktuella problemstillinger for svensk kmftforsyning

at Vattenfall er regulert automatisk

gjennom kostnadsdekning, mens de andre

aktørene er regulert ved at Vattenfalls tariifer deñnerer en maksimalpris (tilsvarende en

rammebevilgning). Ifølge teorien gir ikke automatisk

kostnadsdekning insentiver til effektiv drift, fordi bedriiten ikke fär beholde

et eventuelt overskudd. Ved blir et

rammebevilgning eventuelt overskudd tilbake i bedriften, til gjengjeld dette insentiver til effektiv driflz.‘

gir

Det later til at selv om kraftforetakene i Sverige ikke er fullstendig vertikalt integrerte, er det et likså sterkt av vertikala som irmslag bindinger i mange andre Vest-Europeiske land.” Dette irmebaerer at produsentene i praksis er monopoler innenfor sine området, enten de direkte står for til distribusjonen sluttforbrukere eller selger til andre distributører innen omrâdet. Det er

bare distribusjonsverk med som har

egenproduksjon anledning til å samkjøre med andre produsenter, mens uten distribusjonsverk egenproduksjon og andre storforbrukere er prisgitt produsenten i sitt område. Dette er viktig, fordi adgangen til markedet dermed er begrenset. Selv om mellom utvekslingen produsenter skulle fore til at produksjonsressursene blir optimalt utnyttet, skapes det rom for en ineifektiv av varen videre nedover prising i systemet. Dersom

distribusjonsverk og storforbrukere fritt kunne velge leverandør ut fra

tilbudte priser og øvrige ville

leveringsbetingelser, dette skape økt konkurransepress i neringen. En forutsetning for dette er imidlertid at transport-

kapasiteten er tilengelig for alle parter ikke-diskriminerande vilkår

på (common carrier).

En mermere analyse av reguleringaforholdenei svensk krafifonyning burde trekke på Ikonomisk teori om reguleringer (principal-agent teori) og teori om regulering av oligopolintinke mu-keder giennom innslag av offentliga bedrifier (delvis nasjonalisering). Se Leka. Cremer m.fl. (1989) og De Frqjs og Delbono(1%9). For beskrivelser av struktur-enei andre lands krafiforsyninger, se ñeks.Helm ogMcGowan(1987),Tandberg og Tennbakk (1989) og Tennbakk (1990). For en grundigere diskusjon av dette, se Leka. Bjsmdalen m. fl. (1989)og Tennbakk (1990).

258 Bilaga 2

Tennbakk Noen aktuella problemstillinger for svensk krafiforsyning

3. Grunnrentebeskatning.’

Et saarskilt problem i forbindelse med utnyttelse av naturressurser som vannkrafiz, er eksistensen av grunnrente. Tilstedevaarelsen av grumirente er ikke et. effektivitetsproblem, men for myndighetene reiser dette et beskatnings- og fordelingsspørsmål. Utformingen av en grunnrenteskatt kan imidlertid skape effektivitetsproblemer. I dette avsnittet skal vi se naarmere på noen av de problemene grunnrenten gir opphav til. Først blir grunnrentebegrepet utdypet, og deretter ser vi på kriterier for en effektiv grunnrentebeskatning. Til slutt relateres dette til utviklingen på det svenske krafcmarkedet.

3.1 Gnmnrentebegrepet

Grunnrenten er et saarlig overskudd som kommer i tillegg til overskudd man ellers normalt oppnår ved produksjon av varer og tjenester. Grunnrenten kan betraktes som en markedsmessig vurdering av verdien av de naturgodene som direkte (uten først å bli innkjøpt i markedet) anvendes som innsatsfaktorer i produksjonen, og som er gitt gratis fra naturens side. Grunnrentebegrepet knyttes til en langsiktig likevektssituasjon med en eifektiv utnyttelse av ressursene. Det betyr at grunnrenten er lik overskuddet i langsiktig markedslikevekt.

Ulike vannkrafikilder vil gi ulik grunnrente ved utnyttelse. Størrelsen på grunnrenten kan oppfattes som differansen på lang sikt (over prosjektets levetid) mellom gjennomsnittskostnadene i produksjonen og markedets verdsetting av produksjonen, dvs. markedsprisen. Hvis alle verk står overfor den samme markedsprisen, vil derfor ulikheter i genomsnittlige kostnader

Frematillingen i dette avsnittet er i hovedsakheatet Ira Amundsen m. fl. (1990).

2 259

Bilaga

Tennbakk Noen aktuelle problemstillinger for svensk kraficforsyning

gi ulik grunnrente.

Overskudd i et vannkrafiverk er ikke nødvendigvis alene et for uttrykk grunnrente. De kortsiktige overskuddene i kraflzverkene kan også inkludere kvasirente som overstiger normal avkastning. Dette kan f.eks. komme av at produsenten står i en monopolsituasjon. Det er i denne sammenheng viktig å presisere at et eventuelt overskudd ut over det normale i svenske kjemekrañverk, ikke er grunnrente, men nettopp slik kvasirente. I en overgangsperiode med utfasing av kjernekrafien, kan denne kvasirenten bli høy i de verkene som fases ut sist. Dette er ikke en fordi gnmnrente knappheten ikke er naturxnessig, men politisk gitt. Når det beskatgjelder ning, er det imidlertid av underordnet betydning om det overskuddet man ønsker å beskatte er et resultat av grurmrente eller kvasirente.

3.2 Effektiv grunnrentebeskatning.

Grurmrenten er residualt bestemt; prisen på elektrisk kraft er ikke høy fordi grunnrenten er høy, men omvendt. Dette forholdet at man i medfører prinsippet kan trekke vekk hele grunnrenten ved beskatning, uten at dette får konsekvenser for tilbudet av den knappe faktoren. Men som ved skattlegging av andre goder, bør skattene vsere nøytxale ikke vri de og relative prisene på en utilsiktet måte. Med andre ord bor grunnrenteskatten vaare utformet slik at produsentene ikke endrer sin i forhold til produksjon samñmnsøkonomisk optimal tilpasning.

Amundsen m. fl. (1990) setter opp et sett av generelle kriterier for at en grunnrenteskatt ikke skal vazre vridende. For det første bør skatten utformes slik at den tar hensyn til både

kortsiktige produksjonsbeslutninger mht.

utnyttelsen av en gitt vannmengde, og

langsiktige investeringsbeslutninger

mht. utbygging av kapasitet. Når det gjelder

investeringsbeslutninger

medfører dette at den forventede samfimnsøkonomiske

avkastning av

investeringer i krafisektoren, i prinsippet bør tilsvare investeringer i andre

sektorer. Er grunnrentebeskatningen for hard, slik at forventet avkastning

260 Bilaga 2

Tennbakk Noen aktuelle problemstillinger for svensk krahforsyning av en varmkraftutbygging (etter skatt) blir lavere enn forventet avkastning i andre sektorer, vil potensielle investorer unngå á investere i vannkrafl:utbygging (selv om dette er samfunnsøkonomisk lønnsomt).

Det er flere forhold som vil ha betydning for investeringsbeslutningen. For det første vil investor ha interesse av at betingelsene for beskatning over prosjektets levetid er kjent. For det andre vil risikofordelingen mellom skattemottaker og investor vaare av betydning. For det tredje kan meget høye skattesatser på produsentoverskuddet medføre at avkastningen etter skatt er forholdsvis uavhengig av kostnadsnivået, slik at det gis svake insentiver til effektivitet. For det fjerde er det av betydning i hvor stor grad skatteordningen retter seg direkte mot produsentoverskuddet, og hvor stor del av et realisert produsentoverskudd som vil bli fanget opp.

Fra skattleggers side er to spørsmål av betydning. For det første er det et spørsmál om hele grunnrenten skal beskattas. Et helt nøytralt skattesystem vil gi en usikkerhet i skatteinntektene som svarer til usikkerheten i prosjektets avkastning. For det andre kan skatteinngangen variere over tid. Skattlegger vil normalt were interessert i en jevn og stabil skatteinntekt.

I tillegg til dette vil det vaere problemet forbundet med å tilpasse skatte- og avgifisparametre, f.eks. diskonteringsrater, slik at nøytraliteten ivaretas. Administrative problemer i förbindelse med omlegging av skattesystemet og problemer med den løpende kontroll etter gjennomføring vil også ha betydning for utformingen av skattesystemet.

Amundsen m.fl. (1990) diskuterer videre seks ulike prinsipper for grunnrentebeskatning:

1. Faste avgiñzer, dvs. en fast avgift på bruks- eller eierrettigheten til en gitt ressurs. Hvis man antar at det eksisterer full sikkerhet om fremtiden, vil en investor vaere villig til â betale hele produsentoverskuddet i avgift, og fremdeles oppnå normal avkastning på investeringen. Samtidig vil skatten vare nøytra] mht. både kortsiktige og langsiktige beslutninger.

Bilaga 2 261

Tennbnkk Noon aktuella problemndllinger for lvennk krdtforlyning

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

2. Produksjons- eller produksjonsverdiavgifier, dvs. en fast avgifl:

pr. produsert enhet eller på den faktiske inntjening i produksjonen. Slike avgifter påvirker generelt både langsiktige og kortsiktige grensekostnader, og dermed beslutninger på kort og lang sikt.

3. Forhøyet inntektsskatt. Dette medfører en høyere marginal skattesats, og vil øke verdien av skattemessige disposisjoner. Samtidig kan dette svekke kostnadsbevisstheten hos den enkelte produsent. Med en generell forhøyelse av inntektsskatten vil man påvirke alle investeringer innenfor en sektor, også prosjekter der man ikke realiserer grurmrente.

4. Progressiv overskuddsskatt. Denne skatteformen vil basere seg på årlig som andel av de totale i prosjektet. inntjening investeringar I tillegg til problemene med å fastsette verdien av de totale investeringen får vi her de samme problemer med boy marginalskatt som for inntektsskatt. forhøyet

5. Resource Rent Tax (RRT). Dette innebaarer at man beskatter nåverdien av avkastningen av prosjektet etterhvert som denne realiseres.

En slik beskatningsform er bare nøytral under forutsetning av at man

benytter en diskonteringsrente som stemmer overens med investors. En slik skatt vil føre til at inntektene for skattlegger kommer sent i prosjektets levetid, og usikkerheten baeres av skattlegger alene.

6. Kontantstrøm beskatning (Brown Tax). Prinsippet er det samme som for RRT, men med den forskjell at man også kan ha negative skatter. Dette sikrer fullstendig symmetri, og ør systemet uavhengig av problemet med diskonteringsrente.

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

kostnadsminimering

202 2

Bilaga

Tennbakk Noon aktuella problemstillingsr for svensk krahforlyning

kan løses ennom en skatt som kombinerer produksjonsavgiñer og RRT.

Ved utformingen av et skattesystem er det også en del praktiske problemer som må løses. For det første vil det were spørsmál om skatten skal legges på selskaper eller på det enkelte prosjekt. En del skatteformer, som f.eks. produksjonsavgifter, må were tilpasset det enkelte prosjekt hvis de skal trekke inn vesentlige deler av grunnrenten. Dette er mindre relevant for skatteformer som mer direkte retter seg mot produsentoverskuddet. Det vil her ha betydning hvor sammensatt den økonomiske aktiviteten i selskapene er. I elsektoren er det f.eks. ikke ønskelig at avkastningen av annen økonomisk aktivitet beskattes på samme mite som vannkrafiproduksjonen. Samtidig må det ikke gis mulighet at underskudd i annen økonomisk aktivitet trekkes fra grunnlaget for beskatning (avkastningen) i vannkrafisektoren.

Et annet spørsmâl er valget mellom generell eller individuell fastsettelse av satser mellom selskaper. Her gjelder det tilsvarende som overfor, at visse skatteformer i utgangspunktet :nå were tilpasset til hvert enkelt prosjekt, hvis de skal fange opp produsentoverskuddet. Et generelt satssystem vil imidlertid were lettere å administrere, samtidig som en slik ordning lettere vil kunne oppfattes som stabil og dermed redusere usikkerheten mht. fremtidig skattlegging.

Et tredje viktig problemområde er valget mellom å gjennomføre forskjellige skatteformer på eksisterende prosjekter, eller bare å giennomføre disse for nye prosjekter. En skatteform som kontantstrømbeskatning er utelukket for eksisterende prosjekter. De andre skatteformer vil kurme tilpasses, men det vil vaare problemet med å hente frem historiske regnskapsdata, som kan gi gmnnlag for tilpasningen av flere av systemene. Disse problemene forsterkes dersom man tidligere har hatt beskatning som ikke er tilpasset realisert produsentoverskudd, men fieks. har fremrykket tidspunktet for beskatningen. I slike tilfeller vil det vaare nødvendig å ta hensyn til tidligere betalte skatter.

Som nevnt er eksistens av grunnrente i utgangspunktet ikke et effektivitetsproblem, men et fordelingsproblem. Siden skattlegging av grunnrenten kan

Bilaga 2 263

Tennbnkk Noen nktuelle problemstlllinger for svensk krnfiforsyning skape efiektivitetsproblemer, blir det for skattlegger nødvendig å foreta en avveining i forhold til hvor mye av grunnrenten som skal trekkes inn, og det eflktivitetstapet skattleggingen medfører.

3.3 Grunnrentebeskatningen i Sverige.

I 1983 ble det innført en spesiell avgifi. på vannkrafi: i Sverig e.. Avgiñen er basert pá gjennomsnittlig produksjon, dvs. ennomsnittlig kWh-produksjon. Avgiften pålegges vannkrafiverk med installert generatoreflekt over 1500 kW. Avgiften er diiferensiert etter alder, slik at verk som er satt i drifl: før 1973 betaler 2 ore/kWh og verk som er satt i drift mellom 1973 og 1977 betaler 1 øre/kWh. Verk som er satt i drifl: ether 1977 betaler ikke avgifi. Aldersdifferensieringen gienspeiler en antagelse om at de billigste vannlcraftressursene (som gir høyest grunnrente) er bygd ut først.

Ifølge en oppstilling i Hartmann og Lindblom (1988), står vannkrafi for 48% av den giennomsnittlige elproduksjonen i Vattenfall i perioden 1981 - 86, mens tilsvarende tall for Sydlcrafi; er 26%, og for Krångede 65%. Vam1krafi;avgifien gitt den svenske stat inntekter på ca. 1 mrd. i året ñ-a 1983-86. Naermere halvparten av skatten er imidlertid innbetalt av statseide Vattenfall. Videre har grunnrenteskatten ført til en reduksjon i selskapsakatten. Tar man i tillegg hensyn til administrasjonskostnadene ved innkreving av skatten, er inntektsvirkningen for staten usikker.

Vi legger her merke til at grunnrenbebeskatningen i Sverige er utformet som en kWh-avgifiz. Tidligere har vi påpekt at en slik utforming av en grunnrenteskatt kan ha uheldige vridningseffekter både på kort og lang sikt. Nå vil imidlertid kostnadsstrukturen i vannkraflzproduksjonen vaare slik at

marginalkostnadene er tilnzermet konstanta til kapasitetsgrensen. Grunn-

renteavgiñen vil da komme som et tillegg til grensekostnaden for bedrifcen, men så lenge markedsprisen ligger over grensekostnad + avgift, vil dette ikke endre bedrifiens produksjonsbeslutning, og heller ikke påvirke markedsprisen. En forutsetning for at dette skal vare tilfelle, er at vannkrafianleggene som

264 Bilaga 2

Tennbakk Noon aktuella problemstillinger for svensk krafifonyning er avgifisbelagt, ikke er marginale (på kort sikt), slik at markedsprisen deñneres av grensekostnaden i verk som benytter andre teknologier som ikke er avgiftsbelagte (kjernekraft, varmekrafi). Siden vannkrafien bare svarer for halvparten av produksjonskapasiteten, og vi vet at drifiskostnadene ved vannln-afcproduksjon er avert lave, vil nok dette i overveiende grad vaare oppfylt i det svenske krafismarkedet.

For det andre kan differensieringen av avgifien etter alder føre til at det blir lønnsomt for ln-attselskaper å overføre produksjon fra eldre til nyere kraftverk. For å forhindre dette tar man i Sverige utgångspunkt i den samlede vannkrafiproduksjonen til et selskap. Denne fordeles på de forskjellige anlegg i forhold til installert efi‘ekt, og skatten beregnes ut fra dette. Selskapene har dermed ikke noe å vinne på å overføre produksjon fra gamle til nye verk. Sammenligner man selskaper som bare har anlegg bygd innen én periode, men innbyrdes forskjellige perioder (f.eks. ved utskilling i datterselskaper), kan avgifoen likevel medføre en slik vridning. I den grad avgiften forrykker forholdet mellom vannkrafc og andre produksjonsteknologier, kan det vaare (feilaktige) insitamenter til å overføre produksjon fra vannkrañ: til andre teknologier.

Slik skatten er utformet kan man ikke regne med å få dratt inn hele grunnrenten (i alle prosjekter). Grumirenten er avhengig av priser og kostnader for det enkelte prosjekt. I praksis er det derfor problemet med å fastsette nivået for slike avgiñer. Disse må tilpasses slik at det samlede proveny over levetiden svarer til grunnrenten, og vil derfor også måtte betales i perioder med løpende underskudd i kraficverket. Med hensyn til prisene, må nivået for avgiñzene tilpasses endringer i markedsforhold i krafcsektoren som påvirker prisnivået for kraft. Dette innebaarer at det i en situasjon med stigende markedspriser, vil vaere aktuelt å forhøye satsene for grunnrentebeskatningen. I denne sammenheng kan det også were aktuelt å se på om det vil vsere grunnlag for å avgiftsbelegge også vannkrafianlegg bygd etter 1977. Det er videre nødvendig å korrigere avgifiene for den løpende inflasjon.

Differensieringen i forhold til kraftverkenes produksjonskostnader er av stor

2 265

Bilaga

Tennbakk Noen aktuella problemstillinger for svensk krafiforuyning

betydning. Den svenske ordningen bruker som igangsettingstidspunktet

uttrykk for forskjeller i produksjonskostnadene, men differensieringen mht.

utbyggingstidspunkt er forholdsvis Ser man bort fra

grov. de betydelige problemer med å finne et passende nivå på avgiñene for et enkelt kraftverk, er disse forholdsvis enkle å innføre og administrere.

For det tredje kan muligheten for import av billig kraft fra Norge føre til at det blir lønnsomt for kraftverkene å stoppe selv om egen produksjon grensekostanden ved egen produksjon er lavere enn importprisen. Som nevnt

beregnes som ennomsnittet av grensekostnaden

importprisen i Sverige og grensekostnaden i Norge (såkalt midtpris). l tråd med diskusjonen over, vil importprisen til Sverige bare bli påvirket i den grad avgiftsbelagt: verk er marginale i Sverige på importtidspunktet. Dette kan forekomme i overskuddssituasjoner i Norge, der importprisen kan ligge under 2 are/kWh. Amundsen m. fl. (1990) opplyser imidlertid at en trussel om å innføre importavgiñzer har satt en stopper for en slik praksis.

I det svenske har man en blanding systemet av offentliga selskaper som er

regulert ennom avkastningskrav, og private selskaper som i prinsippet har

anledning til å tjene mer enn normal avkastning. Dette kan skape grunnlag for å benytte ulike former for beskatning i forhold til disse to typene selskaper. Som nevnt i avsnitt 2.2 skulle reguleringen av Vattenfall ideelt føre til at det ikke ble noen grunnrente tilbake i selskapet. Dersom Vattenfall driver effektivt, vil dette medføre at grunnrenten deles ut til forbrukerne gjennom at fastleddene i tariffen kan settes lavere enn de ellers ville vzert.

En grunnrentebeskatning som ikke vrir de kortsiktige drifisbeslutninger, vil

da trekke inn grunnrente fra konsumentene, fordi da ville måtte selskapet heve fastleddene i tariffen for å betale avgifien. Hvordan dette fordeles mellom kundegrupper kommer an på hvordan grunnrenten i utgangspunktet er fordelt mellom ulike kundekategorier. Dersom grumirenten i Vattenfalls verk f.eks. deles ut til kommunale tilsier

distribusjonsverk, grunnrentebeskat-

ningen en overføring av grumirente fra disse kommunene til staten.

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

266 2

Bilaga

Tennbakk Noon nktuelle problematillinger for svensk kraftfonyning en del av grunnrenten blir liggende tilbake i bedrifren, da som kamuflert

overskudd. En mulighet er at grunnrenten blir liggende ien i bedrifien i

form av organisatorisk/administrativt slack (x-inefficiency), eller at den går med til å subsidiere anlegg som ikke er samfunnsøkonomisk lønnsomme. (Dette er en vridning av investeringsbeslutningene som stammer fra reguleringsregimet, se avsnitt 2.2.)

Når det gjelder de private børsnoterte selskapene, har disse som sagt anledning til å tjene mer enn normal proñtt dersom markedsforholdene gir rom for dette. Dersom forutaetningene om optimal utbygging og hvilken type verk som er marginalt i markedslikevekt er oppfylt, skulle ikke utformingen av avgiñene representere et vesentlig eñektivitetsproblem i forhold til disse. Forutsetningen om optimal utbyggingssekvens (i forhold til totale kostnader) er imidlertid av avørende betydning.

Gjennom intervjuer med en del krafiselskaper (Hartman og Lindblom, 1988), det frem at man i bransjen stort sett er av den oppfatning at skatten i går liten driits- og investeringsbeslutningene. Hartman og grad har påvirket Lindblom mener likevel at skatten ikke har fungert som en direkte overskuddsskatt. BLa. det faktum at rentabiliteten til krañselskapene er blitt belastet på omtrent samme måte, til trosa for at rentabiliteten varierer krafiig, tas som en indikasjon på dette.

sou 1991:8 Bilaga 2 267

Tennbakk Noon aktuella problemldlllnger for Ivennk knltforlyning

4. Import kraft

og eksport av

Sverige utveksler i dag krañ; med Norge, Danmark og Finland. I forhold til Danmark og Finland er Sverige for de fleste års vedkommende netto eksportør, mens man i forhold til Norge er netto importer. Avhengig av prisutviklingen kan det selvfølgelig ikke utelukkes at situasjonen i forhold til Esks. Finland kan snu. Vi vil imidlertid her konsentrere oss om forholdet til Norge, hvorfra importpotensialet utvilsomt vil were størst.

Et høyere kostnadsnivå i Sverige vil, alt annet like, fore til at Sverige vil vaare interessert i å importere mer kraft fra Norge, der grensekostnaden allerede i dag det meste av året ligger tildels betydelig under grensekostnaden

i Sverige. Dersom dagens organisering av utenlandsomsetningen oppretthol-

des, vil imidlertid som må prisen Sverige betale, ligge høyere enn i dag.

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

skuddskapasitet i krafiproduksjonen i Norge:

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

EL 90 diskuterer likevel ikke import som et alternativ til av utbygging dyr kapasitet i Sverige. Selv om man i Norge eventuelt måtte ut bygge ny kapasitet for å mate økt svensk etterspørsel på slutten av 90-tallet, er dette en mulighet som bør vurderes naermere. Gitt at Norge har bedre tilgang på både vannlcrañ- og gassressurser enn Sverige, kan i

utbyggingskostnaden

Norge ligge lavere enn i Sverige. Ved av slike må man

vurdering muligheter selvsagt også ta hensyn til overforingskostnader, og kostnader ved eventuell

utvidelse av overføringskapasiteten mellom de to land.

268 Bilaga 2

Tennbakk Noon aktuella problemstilllnger for svensk krañforsyning

Utvekslingen mellom Norge og Sverige har de senere årene begrenset seg til utveksling av tilfeldigkrafi, der avtaler gjøres fra time til time. Prisene settes i henhold til midtprisprinsippet. Utvekslingen foregår mellom to monopoler, på norsk side har Statkrafl: monopol på utenlandsutvekslingen, mens utenlandsutvekslingen på svensk side koordineres av Krafizindustrins samarbetsorgan för samköming med Norge (KSN).

For tiden er det norske krafiomsetningssystemet under omlegging, der man tar sikte på å utvikle markedsbasert krafiomsetning. H1 nâ har norsk kraftomsetning vaart preget av politisk administrert prissetting, vertikale bindinger og langsiktige fastkraftkontrakter. For å få det rent vannkrañbaserte systemet til å balansere, har tilfeldigkraftbørsen spilt en viktig rolle. Børsen ftmgerer imidlertid som et produsentsamarbeid, og etterspørselssiden i systemet har vaart svakt representert.

Forslaget til markedsbasert krafwmsetning skisserer en løsning der man skiller børsfunksjonen og nettdrifien fra hverandre. Konkret innebaerer dette at nettet skilles ut som eget selskap, og krafiomsetningen organiseres via et futmes- og et spot-marked som i prinsippet er åpen for alle interesserte aktører. Dette vil bryte ned den tradisjonelle oppdelingen av fastkrañ; og tilfeldigkraft, og kan få konsekvenser for verdisettingen av kraft på marginen. I det gamle systemet har prisen til sluttforbruker stort sett ligget fast og vaart uavhengig av om man hadde en knapphets- eller overflodssituasjon i produksjonen. En konsekvens av dette er at tilbudet av tilfeldigkraft i overskuddssituasjoner kan ha vaart større enn det ville vaert dersom prisen i markedet for sluttforbruk hadde kunnet tilpasses lettere. Dette kan alternativt ses som en kryssubsidiering mellom innenlandske brukere og utlandet, til fordel for utlandet.

Hvordan utenlandsomsetningen skal organiseres i det fremtidige systemet, er et spørsmâl som for tiden er under utredning, og det er for tidlig å si noe sikkert om utfallet av disse vurderingene. På den ene siden kan det

argumenteres for at det fra norsk side vil Vere hensiktsmessig at et monopol

ivaretar norske interesser i den kortsiktige utvekslingen, dersom kraftut-

Bilaga 2 269

Tennbakk Noon nktuelle problemafillinger for svensk krafiforayning vekslingen i Norden fremdelea skal følge de samme retningslinjer som før. Et spørsmål som det skal tas stilling til i denne sammenhengen, er om det er hensiktsmessig av hensyn til den innenlandske omsetningen at en stor produsent (Statkrafi) har enerett på utenlandshandelen. Et alternativ er å overlate denne funksjonen til et samarbeidsorgan, å 1a den nåvaarende

Samkjøringlen av krañzverkene i Norge. På den annen side kan det tenkes at

det vil Vere hensiktsmessig å la utenlandske selskaper få direkte adgang til de norske krañmarkedene, for å få et stort nok markedsomfang. Det må da avklares hvilke vilkår som skal settes for at slik adgang skal gis.

Som sagt har man i de senere år stort sett utelukkende utvekslet tilfeldigkrañ overfor Sverige. Et spørsmål under utredning, er å utvide adgangen for enkeltprodusenter til å tegne langsiktige kontraktet overfor utlandet. Statkrafcs magasin (Fossekallen, 1990), melder at det den 21. september 1990 ble inngått en långsiktig avtale mellom det norske Statkrafl: og Vattenfall om salg av norsk krafi. Avtalen inneberer at Vattenfall skal kjøpe 2,4 TWh pr. år fra 1995 til år 2000. Dette viser at det for Vattenfall kan vaere interessant å dekke en del av produksjonsbortfallet av kjemekrafi ved hjelp av import. Dette burde også kunne gieldefor andre produsenter i Sverige. Samtidig er Norge i dag i en situasjon med overkapasitet, en overskuddssituasjon som forventes å bestå til et godt stykke ut på 90-tallet.’ Det bør i dagens situasjon derfor vete interessant for mange norske produksjonsverk å vurdere mer langsiktige leveringsavtaler til Sverige.

Det er vanskelig Å anslå hvor lange denne overskuddssituasjonvil holds seg. I et 100%vannkrnfibasert system vil klimnforholdene Vere av spesielt stor betydning. Det er dessuten usikkert i hvilken grad de bemgningsmlter for krafibehov som ble benyttet under det gamle syatennet,vil ha yldighet i det nye systemet.

270 Bilaga 2

Tennbakk Noen aktuelle problemstillinger for svensk krafiforayning

5. Fremtiden for svensk kraftintensiv industri.

Forholdet til EF.

I förbindelse med kjemekrafiavviklingen forventer man at grensekostnadene kommer til å stige i svensk krañzproduksjon. Dette medfører også økte ennomsnittskostnader.

För närvarande ligger råkrañzprisema för el på knappt 18 öre per kWh, vilket motsvarar genomsnittskostnaden i dagens system. Enligt utredningens bedömningar kommer genomsnittskostnaden att ligga kring 21 - 23 öre per kWh under perioden 2000 - 2010. Den långsiktiga marginalkostnaden, dvs. kostnaden för ny krañz, ligger då på nivån 27 - 28 öre /kWh. Det bör understrykas att dessa kalkyler är av översiktlig art. De förväntade kostnadshöjningama kommer att leda till prishöjningar på el. En central fråga (...) är hur elprisnivån kommer att påvärkas. (SOU, 1990, s. 377.)

Bekymringen for prisutviklingen knyttet seg først og fremst til framtiden til svensk kraftintensiv industri, men prisokningene vil selvsagt også påvirke prisene til alminnelig forsyning. Med høyere elpriser vil (alt annet like) varer som benytter kraft som innsatsfaktor i produksjonen, få sin konkurransesituasjon forverret i forhold til utlandet, og i forhold til substitutter som benytter k1a.fl. i mindre grad. En del av dette kan oppveies giennom å substituere krafl: for andre innsatsfaktorer, først og fremst andre energibaarere. Konvensjonell innsikt tilsier imidlertid at høyere krañzkostnader vil føre til redusert eksport og/eller økt import av disse varene. For enkelte varers vedkommende kan innenlandsk produksjon helt og holdent bli ulønnsom.

Dette avhenger av kostnadsforholdene i aneldende industri, tilbudssitua-

sjonen på verdensmarkedet og utviklingen i energiprisene i konkurrentlandene.

La oss first se naermere på en del forhold som vil ha betydning for kostnadsutviklingen for konkurrerande industri i EF-landene og Norge.

sou 1991:8 Bilaga 2 271

Tennbakk Noen nktuelle problemnfillinger for svensk krafifonyning

5.1 Kostnadsutvikling i EF.

Når det de tekniske er det lite som tyder av

elder vilkår, på at utbygging

ny kapasitet i Sverige er dyrere enn utbygging av ny kapasitet i EF-landene, gitt at man har tilgang på de samme teknologier.

På sikt väntas elproduktionskostnadema för nya anläggningar i

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

Et unntak er kjemekraftutbygging. Dette vil i første rekke elde

mulig Franluike, som vel er det eneste land av betydning som har hatt økonomisk suksess mht. kjemekrafcen. Frankrike har imidlertid overkapasitet i dagens bygge ut kjerneln-aflzanlegg i stor skala med det første. situasjon, og vil neppe Heri noe av dilemmaet for svensk kraftforsyning. Til tross for at ligger vil vare noenlunde de samme i EF som i Sverige,

utbyggingskostnadene

innebaarer i Europa at behovet for utbygging av ny overskuddssituasjonen ligger noe lenger frem i tid for deres vedkommende. kapasitet

Et forhold som kan få betydning for kostnadsutviklingen i europeisk krañz» er utviklingen i miljølovgivningen. EL 90 slår fast at de endringer forsyning, som er forventet vil få større konsekvenser for kostnadsutviklingen i her,

svensk krafiforsyning enn kjemekrafiavviklingen i seg selv (SOU, 1990).

Hvorvidt grad dette vil påvirke svenske bedrifters konkurranseog i hvilken overfor f.eks. EF, avhenger av om man vil legge seg på den samme situasjon miljøpolitikk i EF.

For tiden er man i EF inne i en omfattande prosess for å skape et mer indre marked.” Dette inneberer harmonisering av en rekke forhold integrert som til nå har skapt konkurransehindringer og kostnadsforskjeller mellom

i En gmndigere gjennomgsngav forslsgenetil integrering av krnhmnrkedene i EF, finnes i Tennbakk (1990).

272 Bilaga 2 sou

1991:8

Tennbakk Noon aktuella problemntilllnger for svensk knMonyning landene. I forbindelse med denne integrasjonsprosessen, er også organiseringen av kraPwmsetningen etterhvert blitt satt på dagsorden. Avhengig av hvor langt denne prosessen blir ført, kan dette medføre endringer i kostnadsforholdene for store deler av den kraitintensive industrien, f.eks. ved at overskuddssituasjonen i Frankrike kan komme hele fellesskapet til gode.

l 1988 1a EF-kommisjonen frem tre direktivforslag (EF-kommisjonen, 1989):

1. Man går inn for å innføre transittrett i integrerte høyspentnett for å fremme utveksling og liberalism-ing av handelen. Transittretten skal gjelde for selskaper som selv kan yte den samme tjenesten, dvs. i praksis integrerte produksjons- og nettselskap. 2. To arbeidsgrupper skal kartlegge problemer og muligheter ved innføring av allmenn overføringsrett i høyspentnettet (common carriage), slik at ston-e industribedrifier og lokale distribusjonsselskap får adgang til å kjøpe transporttjenester på ikke-diskriminerende vilkår. 3. F.o.m. 1. januar- 1990 skal nyinvesteringer i kraflzverk og overføringsnett innrapporteres for Kommisjonen. Utbygginger skal begrunnes, og Kommisjonen har innsigelsesrett.

Direktivforslagene ble behandlet på energiministrenes Rådsmøte 30. oktober 1989. Her var det motstånd mot forslaget om høring av invebetydelig Kommisjonen fikk tilslutning til forslaget om innføring av steringsplaner. men de fleste delegasjonene tok avstand fra at dette skal ses transittrett, som et første skritt i retning av et liberalisert elmarked med allmenn overføringsrett (DEF, 1989). Dette er likevel et spørsmål det arbeides videre med, og siste 0rd er på langt ner sagt i denne saken.

Etter min mening er den største svakheten ved de foreliggende forslagene at de ikke reelt tar sikte på å bryte opp monopolstrukturen og de sterke vertikale i neringen. Dette innebar-er at det meste man kan bindingene er økt utveksling over landegrensene. Adgangen til å inngå håpe på å oppnå, transittavtaler er f.eks. allerede til stede i systemet. Den eneste forandringen

Bilaga 2 273

Tennbskk Noen aktuella problemstillinger for svensk krafiforsyning et vedtak om transittrett innebaarer, er at man har anledning til å rette en

klage til kommisjonen dersom man ikke lykkes i å komme til enighet ennom

et års forhandlinger. Fremdeles vil etterspørselssiden vaere svakt representert i systemet, slik at det vil vaare usikkert i hvilken grad dette vil slå ut i lavere priser til sluttbrukere.

EF-kommisjonen har også utarbeidet et forslag om større âpenhet omkring priser på elektrisitet og natur-gasa levert til industrien (Scan-Energy, 1989). I motsetning til leveranser til forbrukere innen alminnelig forsyning, der prisene er fastlagte i offentlig tilengelige t.arifler, forhandles prisene til større industrikunder individuelt. Hovedhensikten med prisåpenheten er á gi store brukere informasjon om prisene i andre regioner. Meningen er at dette skal fremme konkurranse ved at selskapene dels fär bedre grunnlag for å forhandle seg frem til bedre avtaler med sine nåverende leverandører, dels til å skañe seg billigere leveranser fra andre. I praksis går forslaget ut på at utvalgte krafiverk/samkjoringsorganisasjoner skal rapportere representative priser og vilkår for et sett av kategorier av storkunder. Kontraktet skal imidlertid fremdeles forhandles bilateralt, og vilkårene i spesiñkke kontraktet skal vaare hemmelige. Så lenge disse storkundene ikke har adgang til transitt, og dermed ikke anledning til å velge hvilken produsent de vil handle med, vil dette ikke skape økt direkte konkurranse. I prinsippet kan derfor eventuelle prisforskjeller opprettholdes.

Slik prisinformasjon kan imidlertid gi kunder og nasjonale og overnasjonale reguleringsmyndigheter en målestokk å evaluere forhandlingsutfall mot. Pâ den annen side kan slik informasjon brukes av aktørene i neringen med det motsatte for-mål, nemlig som grunnlag for stilltiende samarbeid for å

opprettholde et høyt prisnivå.” Det er dermed usikkert i hvilken grad dette

vil bidra til et lavere prisnivå på elektrisk krafi: i EF.

u Dette er Leka. diakutert. i Tirole (1988).

274 Bilaga 2 sou 1991:3

Tennbakk Noen aktuella problemstillinger for svensk krafiforsyning 5.2 Prisutvikling for kraftintensiv industri i Norge.

Den krañaintensive industrien har tradisjonelt vaert sterkt subsidiert i Norge. Etableringen av et markedsbasert kraftomsetningssystem for å bedre effektiviteten i utnyttelsen av norsk kraft, bør medføre at krañzintensive industribedrifier blir likestilt med andre aktører i markedet, både når det

elder kjøp og salg av kraft. For de bedrifiene som kjøper krafl; på de eldste

kontraktene, der prisene er meget gtmstige og i liten grad har fülgt kostnadsutviklingen, vil dette utvilsomt måtte innebwre høyere kraftpriser. For bedriñer på nyere kontrakter er virkningene mer usikre. Prisnivået på de nyeste kontraktene har dels ligget så høyt at bedriñer har vaart uvillige til å gå inn på disse kontraktene. Spesielt har bedrifter med så høy egenproduksjon at de har hatt adgang til tilfeldigkrafimarkedet, i den rådende overskuddssituasjonen i større grad valgt å dekke sitt krafibehov her. Med en friere prisdannelse på kraft, er det vanskelig å anslå om krafikostnadene vil komme til å stige eller synke jevnt over, i forhold til det gamle systemet.

En del av de eksisterende kontraktene har avert. lang løpetid, og utløper ikke før etter årtusenskiñaet. Det er et foreløpig uavklart spørsmål hvordan disse skal behandles i forhold til det nye systemet, og hvilke overgangsordninger som eventuelt vil bli iverksatt.

5.3 EFs konkurransepolitikk.

Et moment som kan sette begrensninger for Sveriges valgmuligheter mht. støtte til den krafiintensive industrien, er EF‘s konkurransepolitikk. Siden en stor andel av produksjonen fra svensk kraflzintensiv industri avsettes innenfor EF eller i konkurranse med tilsvarende produksjon fra EF, er det viktig å utforme prispolitikken slik at den ikke gir grunnlag for sanksjoner fra EF’s side. Frihandelsavtalen mellom Sverige og EF inneholder dessuten regler som ligger mart opp til de som gjelder innenfor EF.

EF’s grunnregler mht. statsstøtte fixmer man i artiklene 92, 93 og 94 i Roma-

2 275

Bilaga

Tennbakk Noun aktuella problemstillinger for svensk krdtfonyning

traktaten, som legger grunnlaget for fellesskapet.” Artikkel 92 forbyr statlige

stønadsordninger som vanskeliør eller truer med å vanskeliggjøre konkur-

ransen, ennom å tilgodese visse foretak eller viss produksjon, dersom de

påvirker handelen mellom EF-land. Forbudet er begrenset til foretaks- eller bransjespesifikke tiltak. Allmenne, generelt tilgjengelige stønadsordninger omfattes ikke. Reglene omfatter ikke støtte som ikke påvirker handelen innen fellesskapet.

EF-reglene angir videre hvilke typer støtte som er tillatte, eller som kan tillates etter godkjenning av kommisjonen. Til den siste kategorien hører b1.a. regional støtte og støtte til prosjekt man mener er av interesse for hele fellesskapet, eller som har til hensikt å rette på alvorlige forstyrrelser i et medlemslands økonomi.

Avhengig av hvordan man tolker regelverket, vil man kunne få mindre problemer med EF dersom det er de generelle kraflzkostnadene som holdes nede (eller subsidieres), fieks. gjennom at grunnrenten deles ut til konsumentene gjennom tariñhivået, enn ved en direkte subsidiering av lcrafl;intensiv industri.

Jeg kan ikke se noen grunn til at grunnrentebeskatning i selv skulle seg reprensentere noe problem i forhold til EF. Som nevnt vil en eifektiv grunn-

rentebeskatning ikke skape konkurransevridninger, og faller som sådan

utenfor området til EF’s konkurranseregler. En grunnrentebeskatning som

skaper en konkurranseulempe for svensk industri, vil ikke vaare forenlig med

EF’s konkurranseregler, men det er lite trolig at EF-kommisjonen har noe ønske om å gripe mn overfor en slik skattlegging så lenge ikke er Sverige medlem av EF.

5.4 Hvordan opprettholde svensk kraftintensiv industri?

I en situasjon der grensekostnaden for kraft vil altså en samfunnsstiger

u Fremstillingen er heatet fra SOU (1990), s. 250 og utover.

276 2

Bilaga

Tennbakk Noen aktuella problemsüllinger for svensk krafiforsyning effektiv tilsi en stigning i krafizprisene. Dette skaper et messig prissetting dilemma i forhold til den krafiintensive industrien i Sverige. sa vidt jeg kan forstå, vurderer EL 90 to alternativet. Ett alternativ er å opprettholde prinsippet om grensekostnadsprising av kraften, og så subsidiere krañintensiv industri direkte. Det andre alternativet er å prise energien etter giannomsnittskostnad, slik at prisene på marginen ikke vil stige i takt med Dette vil imidlertid forringe allokeringseffektiviteten i

grensekostnadene.

systemet, både på kort og lang sikt.

I tråd med diskusjonen under avsnitt 2, vil vi her slå fast at ut fra etfektivitetshensyn bør man fastholde praksisen med å basere det variable

leddet i tarifYene på kortsiktig grensekostnad. Å legge seg på en prispolitikk

som ikke stiller forbrukerne overfor de reelle kostnadene på marginen kan skape store samñmnsmessige kostnader.

Som nevnt i diskusjonen av funksjonsmåten til det svenske krafimarkedet, later det til at det for Vattenfalls del er slik at grunnrenten deles ut til

konsumentene ennom tilpasning av fastleddet, slik at bedrifien ikke tjener

I dagens system later det ikke til å vare noen politikk for renproñtt. hvordan fordeles mellom ulike kategorier av forbrukere. I grunnrenten kan man dele ut hele grunnrenten til større industrikunder, ved prinsippet at fastleddene i tariffen senkes for bare denne kundegruppen. Dette vil i så fall vaare en indirekte subsidie. Samtidig beholder man en prissetting som marginen stiller alle brukere overfor de riktige samfunnsmessige på kostnader. Gitt reguleringsformen kan man dessuten tenke seg at tariffnivéet holdes nede ved at Vattenfall fritas for grunnrentebeskatning.

Hvordan dette vil slå ut for industrien, kommer an på elastisiteten i eletterspørselen for denne gruppen. Er etterspørselen svaert uelastisk, vil kvantumstilpasningen i produksjonen berøres i liten grad, mens ennomsnittskostnadene for kraft kan holdes nede. I SOU (1990) er det foretatt som viser at etterspørselselastisiteten på kort sikt er liten for beregninger krafiintensive industriprosesser.

2 277

Bilaga

Tennbskk Noon aktuella problemstillingar for svensk knflzfonyning

Her er det imidlertid et problem i forhold til de private I tråd selskapene. med dagens reguleringsregime kan vel også prisreguleringsmekanismen benyttes mer aktivt i forhold til disse (med utgångspunkt i Vattenfalls tariffer).

En annen ting å merke seg, er at argumentasjonen for å opprettholde svensk kraftintensiv industri dels går på at denne industrien er lokalisert i ellers naaringssvake regioner. Et alternativ til å støtte krafiintensiv industri som sådan, kan derfor vaere å gå inn med generell støtte til i disse naaringslivet regionene. Dersom man i første rekke er opptatt av å opprettholde sysselsettingen i disse regionene, og ikke har noen preferanse for at arbeidsplassene skal finnes i kraftintensiv industri, er dette en bedre løsning. EFs konkurranseregler gir også rom for å sette inn generelle støtteordninger i forhold til nzeringssvake områder. Dette medfører at kraftintensiv industri i neringssterke regioner ikke får tilsvarende støtte, og at også andre enn na-:ringer kraftintensiv industri får tilsvarende støtte i de naaringssvake regionene.

278 2 sou 1991:8

Bilaga

Tennbukk Nosn aktuella problemstillinger for svensk knflforsyning

6. Oppsummering og konklusjoner

diskusjonen av strukturen i svensk krañzforsyning, har vi pekt på Gjennom ln-itiske å vare svake insentiver til kostnadsat det på flere punkter synes har i dette notatet ikke vaart opptatt av å tallfeste minimering. Jeg eventuelle effektivitetstap, men snarere å peke på hvilke forhold som er av betydning mht. en prinsipiell samfimnsøkonomisk analyse av allokeringseffektiviteten i systemet. Ut fra dette er det grunn til å stille spørsmålstegn ved en del sentrale forhold ved utformingen av systemet. Analysen gir imidlertid ikke grunnlag for å komme med forslag til konkrete reorgani- Det er likevel grunn til å hevde at det svenske systemet seringsløsninger.

bør gjøres for en grundig ennomgang mht. markedsorganisering

enstand

med sikte insentiver til effektivitet. I den og regulering, på å skape klarere forbindelse burde det were interessant å følge utviklingen i det norske Mer generelt kan det vaere på sin plass for de fleste nasjonale systemet. krañznaeringer å frigiøre seg fra den tradisjonelle sjølforsyningstankegangen, for Sveriges og Norges del innebaerer dette at man undersøker mulighetene av et naermere nordisk samarbeid på dette feltet.

om kan heller ikke frikobles fra de

Spørsmålet grunnrentebeskatning

karakteristika ved krafiomsetningen. Gitt at Vattenfall driver

grunnleggende

vil en ikke-vridende grunnrenteavgifi. trekke inn grunnrente fra effektivt, konsumentene. Det samme gjelder for andre oñentlige produsenter som er

rate-of-return f.eks. ennom krav til null proñtt. For de private

regulert, del vil avgiñen trekke inn grunnrente fra produsentene. selskapenes av hvilken fordelingspolitikk man ønsker, kan man i denne Avhengig for at avgiñen burde differensieres mellom offentlige situasjonen argumentere og private produsenter.

det om tariñiitformingen, vil det opplagt vaere Når gjelder spørsmålet å om at prisene på marginen skal tilsvare

fordelaktig opprettholde prinsippet

SOU 1991=8 2 279 Bilaga

Tennbakk Noen aktuella problemsüllinger for svensk krafiforsyning korttids grensekostnad i produksjon og overføring. Dette medfører at man står overfor et dilemma i forhold til den krafiintensive industriens konkurransesituasjon når kraftprisene stiger. filpasningen til EF’s konkurranseregler setter dessuten grenser for i hvilken grad og på hvilke måter myndighetene kan gå inn med direkte støtte til denne industrien. Som nevnt kan imidlertid en mer aktiv (indirekte) fordeling av grunnrenten, bidra til å dempe kostnadsøkningen for industrien.

En alternativ løsning på dette dilemmaet, og som er påpekt i eksperb uttalelsene til SOU (1990) (vedlegget), er å skyte ut kjemekrafiavviklingen. På sin partikongress i 1990 har da også Socialdemokratema åpnet for en slik løsning. Innen slutten av 90-årene regner man med at konkurrentlandene også vil måtte bygge ut ny kapasitet. Det behovet for nyinvesteringer som kjemekrafiavviklingen medfører, vil dermed falle sammen med nyinvesteñngsbehov i andre land. En påbegynnelse av kjernekrañavviklingen på et noe senere tidspunkt enn 1995, vil dermed ikke skape den samme relative konkurranseforverringen for Sveriges del.

En armen måte å dempe kostnadsutviklingen på (som ikke er vurdert av EL 90), er å øke importen fra Norge. Det synes å vaare en premiss for EL 90s utredning (SOU, 1990) at bortfallet av kjemeluafikapasitet må erstattes av innenlandsk produksjon; dvs. økt kapasitet i andre teknologier, økt produktivitet i eksisterende anlegg, og større effektivitet i forbruket (energiøkonomisering). økt krafiimport bør imidlertid vurderes som alternativ til f.eks. import av gass og olje som innsatsfaktorer i innenlandsk kraftproduksjon. Den nylig inngåtte avtalen mellom Vattenfall og Statkraft i Norge om fastkrañleveranser bazrer bud om at man i neringen, på begge sider av grensen, er begynt å tenke i slike baner.

Z90 2

bilaga

Tennbakk Noen aktuella problemstillinger for lvennk knfiforsyning

Litteratur:

Amundsen, E. S., C. Andersen og J. G. Sannames (1990): Grunnrentebeskatning i vannkraflverk. SAF-rapport nr. 16/90. Senter for anvendt forskning, Bergen.

Bjørndalen, J., E. Hope, E. Tandberg og B. Tennbakk (1989): Markedsbasert kraflomsetning i Norge. SAF-rapport nr. 7/89. Senter for anvendt forskning, Bergen.

Cremer, H., IVL Marchand og J.-F. Thisse (1989): The Public Firm as an Instrument for Regulating an Oligopolistic Market.

i Oxford Economic Papers 41 (1989), 283-301.

DEF‘ (1989): Integration af EF’s elsystemer. Og betydningen for NORDEL. Notat fra

Danske Elvaarkers Forening, 23. november 1989.

De Fraja, G. og F. Delbono (1989):

Altemative of a Public in O1igopoly. I Oxford Eco-

Strategies Enterprise nomic Papers 41 (1989), 302-311.

EF-kommisjonen (1989):

Større udveksling av elektricitet indenfor faellesskabet. Com(89) 336,

Commission of the European Communities, Brussels.

Fossekallen (1990): Dumpingprisenes tid er forbi. I Fossekallen 10/90, Statkraft, Oslo.

Hammond, C. H. (1986): An overview of Electric Utility Regulation. i Moorhouse (ed.) Electric Power. Deregulation and the Public Interest. Pasific Research Institute for Public Policy, San Francisco, California.

Hartman, T. og T. Lindblom (1988): Vattenkraflsskatt i Suerige. En analys med inriktning pd kärnkrañsavvecklingen. Underlag for energiprognoser, September 1988. Statens Energiverk, Stockholm.

Helm, D. og F. McGowan (1987):

Electricity Supply in Europe: Lessons for the UK. Working Paper no. 87/10,

The Institute for Fiscal Studies, London.

sou 1991:8 Bilaga 2 281

Tennbakk Noon aktuella problcmstillinger for uvonnk knfifatynlng

Hjalmarsson, L. (1990): stamnätet i en avreglerad elmarknad: Uppgifier och prissättning. Notat av juni 1990, reviderad version.

Hjalmarsson, L. og A. Veiderpass (1988):

The Swedish Electricity Market. A Survey of Market Behaviour and Mode of Functioning. The Department of Economics, University of Gothenburg,

Sweden.

Hope, E. og S. Tufte (1984):

Markeder for norsk kraflomsetning: En analyse av Statskraflverkenes mar-

kedsstrategiske tilpasning i omsetningen av tilfeldigkrafl. SAF~rapport nr. 6/84. Senter for anvendt forskning, Bergen.

Scan-Energy (1989): EF fraamsetter forslag om prisgennemsigtighed for elektricitet og naturgas. i Scan-Energy, 89/12.

SOU (1990): Den elintensiva industrin under kärnkraftsavvecklingen. Betänkande från EL 90. Statens offentliga utredningar 1990:21. Miljö- och energidepartementet, Stockholm.

Tandberg, E. og B. Tennbakk (1989): Kraflomsetningssystemene i Sverige, Storbritannia, New Zealand og USA. SAF-arbeidsnotat nr. 13/89. Senter for anvendt forskning, Bergen.

Tennbakk, B. (1990): Europeisk kraflutveksling etter 1992. SAF-rapport nr. 7/90. Senter for anvendt forskning, Bergen.

Tirole, J. (1988):

The Theory of Industrial Organization. MIT Press, Cambridge, Massa-

chusetts; London, England.

282 Bilaga 2

Tennbakk Noen aktuelle problemltillinger for svensk krafiforayning

Vedlegg: Vattenfalls høyspenttariffer.

Normaltariffer:

Vattenfalls normaltari/7 for hayspentleueranser består av følgende tar1f‘fe1e-

ment:

En fast av som er fastsatt i kroner pr. år, og som avspeiler kostnader som er uavhengige av konsumentens forbruk (måling, debitering, kundetjenester, etc).

En årlig abonnementsavgfi som beregnes i kroner pr. kW, og som skal dekke den delen av effektkostnaden som tilsvarer den lokale e/Tektavhengige nettkost— naden.

En hgybelastninggavgfi som også er fastsatt i kroner pr. kW. Den skal dekke eñektkostnaden i produksjonen og i det sentrale nettet. Den tas ut i de fem mânedene og i den delen av døgnet som pga. eifektsituasjonen antas å kreve en høyere avgifi (dvs. hverdager kl. 06 - 22 i november - mars). Debiteringsgrunnlaget er for større kunder middelverdien av de tre høyeste efiektverdiene (pr. time) fra bestemte (skilda) dager i en måned.

Et utgangspunkt for effektavgifien i hoyspenningstariffen, er den langsiktige marginalkostnaden for effekt i produksjons- og nettutbygging.

En energjavgfi som er fastsatt i øre pr. kWh og skal dekke produksjonskostnaden for den leverte krafien, dvs. den kortsiktige marginalkostnaden samt overføringstap. Energiavgifien varierer derfor med forbruket, men avgiften pr. kWh varierer også mellom årstider og over uken. Avgiften for en kWh er høyest på hverdager kl. 06 - 22 i november til mars, og lavest om nettene og i helgene i mai til august.

sou 1991:3 Bilaga 2 283

Tennbakk Noen aktuella problomntülinger for svensk knftfonyning

PLUS-tari/fen: I tillegg til normaltariifen, har Vattenfalls større høyspentkunder anledning til å velge den såkalte PLUS-tariffen. Den skiller seg først og fremst fra normaltariffen ved at høybelastningsavgiñen baseres på effektuttaket på de dagene da elsystemet er høyt belastet. For hver høybelastningsdag varsles kunden senest kl. 14 dagen før. Middelverdien av de høyeste middeleflektene

(kl. 06 - 22) på de varslede dagene er avgifisgrunnlag. Varsel kan skie for

minst. 4 og maks 40 dager i året. Høybelastningsavgiften er 3 % lavere enn for tilsvarende normaltariff, mens kunden må ut med en høyere fast avgift pr. år. Dette innebaerer at en kunde som har gode muligheter til å redusere effektforbruket på de varslede dagene kan få reduserte kostnader.

3 285 Bilaga

Fastighetsvärden och lägesräntor

Denna bilaga syftar primärt till att ge en och kortfattad översiktlig matematisk illustration dels av relationen mellan och fastighetsvärden lägesräntor, dels av relationen mellan en direkt skatt och på lägesräntor en skatt på fastighetsvärde

(markvärde). Årliga överskott antas bestå

av normalavkastning och lägesränta. Marknadsvärden som på tillgångar, förväntat nuvärde av framtida överskott, delas i analogt upp byggnadsvärde och markvärdel.

Definitioner:

byggnadsvärde markvärde (= B + M) marknadsvärde

oa~<c-ago:

normalavkastning (på investeringen i kronor) lägesränta (= b + y) årligt överskott

diskonteringsfaktor (avkastningskrav)

Per definition utgörs marknadsvärdet av nuvärdet av de årliga överskotten, vilket innebär att

(1) 3+M=p=£=_b_+l

ö ö ö

Avkastningskravet på realkapitalinvesteringen B (och motsvarande tillgångar) definierar normalavkastningen, dvs

(2) b= =s B

f(B,6)

uttryckt med B i vänsterledet ges relationen

(3)3 =2

ö

1 Se även Stefan Lundgrens underlagsrapport.

286 Bilaga 3 Lägesränta definieras av att x b, dvs (4) x=b+y däry0 Renodlad skatt på lägesrånta ger skattebeloppet (5) t, = a y där a är skattesats På basis av och (5) blir anläggningens marknadsvärde vid be- (1) skattning (givet att skatten ej påverkar intäkterna) = x-ay (6) P ö

En skatt på fastighetsvärdet utgår med -r procent på markvärdet M. Vi har då att

(7) t2=1:-M

Anläggningens marknadsvärde blir här (givet att skatten ej påverkar intätkerna) x-r-M (8) P= ö

För samma skattebelopp i de båda beskattningsalternativen = och att (dvs t1 t2) ges av (5) (7) (9) any = r-M

Utifrån definitionen att M = y/6 ges att (10) 1: = 6a

som uttrycker kopplingen mellan markvärdeskatt och skatt på lägesränta.

Bilaga 3 287

Anlägggingars försäljningsvärden och deras avkastningsvärden

Det är väsentligt att skilja på anläggningars försäljningsvärden (marknadsvärden) och deras avkastningsvärden.

En anläggnings avkastningsvärde kan definieras som dess förmåga att generera överskott i förhållande till realkapitalinsatsen. Detta kan uttryckas som

=1 -23).’ m 11

B B

i frånvaro av = är r = I lägesränta (y 0) 6, dvs normalavkastning. nuvärde kan avkastningsvärdet, som varande oberoende av överskottets fördelning på ägare och skatt, uttryckas som

(12) p=3+M=£=_ll+l

ö ö ö

Anläggningens försäljningsvärde eller marknadsvärde är emellertid för köparen beroende av överskottets Ju större del av överfördelning. skottet som avgår i skatt, desto mindre del kan en köpare tillgodoräkna sig. Den årliga lägesräntan kan tecknas som

(13)y=y+t

där y är ägarens årliga lägesränta och t är skatten. Marknadsvârdet kan tecknas som

x—

P=B+M’=——£= +y_‘

alu-

(14) ö ö

där M är ägarens årliga lägesränta i nuvärde.

Skatten baseras på anläggningens avkastningsvärde. Ju större del av lägesräntan (markvärdet) som beskattas, desto mindre blir ägarens del och följaktligen anläggningens försäljningsvärde. I extremfallet då t = y (eller uttryckt som att t = 6 M) går hela lägesräntan i skatt och anläggningens försäljningsvärde likställs med anläggningens realkapitalvärde (byggnadsvärde).

Statens 1991

offentliga utredningar

Kronologisk förteckning

. Flykting- och immigrationspolitiken. A. . Finansiell tillsyn. Fi.

lJI-Bulb)»-u

. Statens roll vid främjande av export. UD. . Miljölagstiftningen i framtiden. M. . Miljölagstiftningen i framtiden. Bilagedel. Sekretariatets kartläggning och analys. M. ON . Utvärdering av SBU. Statens Beredning för Utvärdering av medicinsk metodik. S. . Sportslig och ekonomisk utveckling inom travoch galoppsponen. Fi. . Beskattning av kraftföretag. Fi.

r.. ...-. _...:.—.:_-..:::::..

ratas...

i

.

i 1991-04ll.

f I-~

-‘.’QL§‘~! i

Statens 1991

offentliga utredningar

Systematisk förteckning

Utrikesdepartementet

Statens roll vid främjande av export. [3]

Socialdepartementet

Utvärdering av SBU. Statens Beredning för Utvärdering av medicinsk metodik. [6]

Finansdepartementet

Finansiell tillsyn. [2] Sportslig och ekonomisk utveckling inom trav- och galoppsporten. [7] Beskattning av kraftföretag. [8]

Arbetsmarknadsdepartementet

Flykting- och immigrationspolitiken. [1]

Miljödepartementet

Miljölagstiftningen i framtiden. [4] Miljölagstiftningen i framtiden. Bilagedel. Sekretariatets kartläggning och analys. [5]