Niclas (00:00)
Elnäten står inför sin kanske viktigaste reglerperiod hittills. Energimarknadsinspektionen presenterade i våras sin inriktning för 2028–2031 och under hösten har bransch och myndigheter träffats för att söka varandras förståelse. Helt klart är att förslagen från EI väcker tydliga reaktioner från branschen. I dag kommer vi prata om flera av de centrala frågorna. Bland annat kapitalbasen som är central för elnätens intäkter. En fråga som var stor inför nuvarande reglering men som nu har analyserats djupare och förberetts längre. Kalkylräntan – eller WACC:en – som med befintligt förslag realt hamnar på knappt 2 %, medan bolagen menar att de lånar till 4,5. Och därtill ska avkastning på kundfinansierade investeringar, alltså anslutningsavgifterna, dras av från intäktsramen, vilket också kommer påverka lönsamheten. För EI handlar det här om förutsägbarhet med likabehandling och skäliga priser för kunderna. För elnätsbolagen handlar det om något annat: investeringsförmåga, kapitaltillgång och ytterst tempot i elektrifieringen. Det kan låta tekniskt med en intäktsreglering för elnäten, men det är en fråga som kommer ha påverkan på hela systemet och på alla och envar. I dag pratar jag med Tommy Johansson, avdelningschef på Energimarknadsinspektionen, om vad EI vill uppnå med den nya regleringen och hur de ser på kritiken.

Niclas (00:01)
Och var balansen egentligen går mellan rättvisa priser och möjligheten att bygga framtidens elnät. Kul att ha er med. Tommy Johansson, avdelningschef på Energimarknadsinspektionen – varmt välkommen tillbaka till Energistrategipodden.

Tommy (00:01)
Tack så mycket.

Niclas (00:01)
I dag ska vi prata om intäktsreglering och hur den bäst utformas för att uppnå – ja – en hel rad samhällsintressen. Vill du börja med en snabb överblick av hur intjäningen för elnätsbolag i Sverige fungerar? Hur förhåller det här sig? Vad är er roll? Hur funkar planeringen av hur vi utvecklar vårt elnät som är så viktigt för vår samhällsutveckling?

Tommy (00:02)
Stor fråga, men jag ska försöka ge mig på ett svar som man kan förstå. Elnätsverksamhet är ju till att börja med en monopolverksamhet och vi på EI är ansvariga för regleringen på olika sätt, inklusive den ekonomiska regleringen av den här verksamheten. Det grundläggande syftet med all monopolreglering är att säkerställa en effektiv resursanvändning och i slutändan skäliga priser för kunderna. Det är väl på det stora hela målsättningen med den här regleringen också. Men jag skulle vilja vidga perspektivet lite. Om jag får stanna lite vid syftet med regleringen och våra utgångspunkter när vi nu ser över regleringen. Det är ett arbete som har pågått under en längre tid och vi kommer säkert in på det. Ja, det är ju därför vi är här – hur processen har sett ut och så vidare. Vi befinner oss i – eller kanske står inför – en ny våg av elektrifiering och en grön omställning av samhället. Det här ställer naturligtvis stora krav på energisystemet. Vi har en regering som gjort bedömningen att Sverige bör planera för ett elbehov om minst 300 terawattimmar till år 2045.

Tommy (00:03)
Det återstår att se exakt i vilken takt det här kommer att ske. Men oavsett när det sker så kommer det att krävas stora investeringar i elnätet. Och det kommer också att krävas att det befintliga elnätet används så effektivt som möjligt. Här kommer jag till själva poängen: vår roll som tillsynsmyndighet inom det här området är både att möjliggöra den här utvecklingen/omställningen och att säkerställa att den sker på ett för samhället kostnadseffektivt sätt. Det är utgångspunkten för vårt arbete med regleringen av elnätsföretagens intäktsramar. Nu kanske jag går händelserna i förväg lite. Men vi har sedan en längre tid tillbaka identifierat ett antal utvecklingsbehov när det gäller intäktsregleringen. Så det är inte en nyhet för vare sig intresserade kunder eller nätföretagen. Nu finns det ett regelverk som ger oss mandat att utforska det här vidare och göra en del förändringar i den reglering vi har.

Niclas (00:04)
Men låt oss prata lite om mandatet, för det är nästa fråga: hur ni styrs och vem det är som påverkar. Ni ingår ju i förvaltningen i Sverige, men ni är också en del av den europeiska nivån och europeisk lagstiftning. Hur funkar det där? Vem ger guidelines för att besvara den nästan filosofiska frågan om hur man bygger någonting både fort och effektivt inom ramen för naturliga monopol?

Tommy (00:05)
Ja, vi kommer att ha förändrade legala ramar att ta hänsyn till.

Niclas (00:05)
Hur då? Det är den här Tysklandsdomen. Ska vi prata lite om den?

Tommy (00:05)
Ja, vi kan prata lite om den, men jag ska försöka hålla det kort. Om man börjar från början: de förändringar vi vill göra kan vi inte göra med den nuvarande regleringen i det här fallet – ellagen och förordningen om hur intäktsramarna ska beräknas. De förändringar vi vill göra förutsätter att ellag och förordning ändras. Det här är på gång och det finns en lång bakgrund till det, bland annat Tysklandsdomen som vi kanske inte behöver grotta ner oss i, men jag kan ändå säga vad den har resulterat i. Nu finns det ett förslag till en förändrad ellag i det här avseendet på riksdagens bord. Riksdagen ska ta ställning till det här innan året är slut, tror jag.

Niclas (00:06)
December någon gång, eller hur?

Tommy (00:06)
Ja, och regeringen arbetar också med förordningstexter som ger ytterligare vägledning till oss i arbetet med att fastställa intäktsramarnas storlek. De här ändringarna i det legala regelverket innebär i stort att den detaljstyrning som i dag finns i lag – men framför allt i förordning – tas bort. EI får ett större mandat att utforma detaljerna i regleringen utifrån de ramar som ges i EU-rätten. Det finns vissa övergripande bestämmelser, framför allt i elmarknadsförordningen, om hur tariff- och intäktsreglering ska utformas och vilka syften den ska uppnå. Det handlar i stort om att den ska spegla de faktiska kostnaderna, möjliggöra investeringar och främja kostnadseffektiva lösningar i verksamheten. Det är på den nivån – inga detaljer om hur kalkylräntan ska beräknas.

Niclas (00:07)
Just det. Vi har inte ministerstyre i Sverige, men det fanns utrymme… Man hade inte kunnat säga från regeringens sida att ”nu ska kalkylräntan vara 3 %”, för det ligger inom ramen för er att avgöra. Kanske inte ett jättebra exempel, för det kunde de inte göra förut heller – men de kunde tydliggöra principer för hur ni skulle utforma en intäktsram som ni fick förhålla er till. Nu tolkar jag det som att ni har ett större eget mandat att utforma principerna baserat på förordningen.

Tommy (00:08)
Precis. I dag finns det ganska detaljerade regler för hur kapitalbasen ska värderas och hur kalkylräntan ska beräknas – för att ta två exempel.

Niclas (00:08)
Okej, det här blir väldigt intressant att följa. Men om vi backar till reglerperiod 4. Nu är vi på väg in mot reglerperiod 5 från 2028. Inför 2024 var det en diskussion om vilket mandat ni hade med de förslag ni gick fram med i förhållande till Tysklandsdomen som redan då hade kommit. Vi hamnade i en domstolsprocess där det visade sig att vi gick utanför ramarna för vad som ryms inom svensk lag just nu. Vill du berätta lite om vad som hände där och vilka slutsatser ni drog?

Tommy (00:09)
Ja, precis. Det stämmer. Vi har under en längre tid sett ett behov av att utveckla regleringen. Vi hade för avsikt att genomföra förändringar redan inför det vi nu kallar RP4 – den innevarande perioden. Det visade sig, om man ska göra en lång historia kort, att vi inte hade mandatet. Så vi fick backa och använder under RP4 den metod som användes under RP3. Det blev alltså inga förändringar till den innevarande perioden. Vi fick börja om på nytt inför RP5. Då fick vi faktiskt möjlighet, om jag ska vara ärlig, att dra en del lärdomar av den ganska korta process som föregick ambitionen att byta metod inför RP4. Nu har vi haft mycket mer tid. Vi har kunnat ta fram en process som möjliggör dialog och input från både kunder, nätföretag och andra aktörer. Jag tycker personligen att vi fått till en ganska bra process för att involvera berörda aktörer inför regleringen som börjar 2028. Vi var tidiga med att kommunicera inom vilka områden vi ser behov av förändringar – det gjorde vi redan förra året. Det gav aktörerna möjlighet att komma med input redan då.

Tommy (00:10)
Sedan kommunicerade vi i våras 2025 en inriktning på en ganska hög detaljnivå, skulle jag säga. Inte alla detaljer – vi kommer in på det – men mycket detaljer som aktörerna fått tycka till om under sommaren och hösten. Därutöver har vi haft utrymme för många bilaterala möten, både med kunder och grupper av kundföreträdare samt enskilda nätföretag. Vi har också haft en intressant grupp där vi samlat kunder, nätföretag – både stora och små – och akademiker för att diskutera metodfrågor på djupet. Det har varit väldigt värdefullt. Vi har inte alltid lämnat mötena med total samsyn i hur regleringen bör se ut, men jag upplever ändå att vi har fått en större förståelse för varandras perspektiv. Min bild är att vi haft en betydligt bättre process den här gången än den ganska hetsiga processen inför 2024.

Niclas (00:12)
Just det här pratade vi om när du var här för drygt ett år sedan också – att processen var viktig för er. Har den möjliggjort påverkan på er, så att ni kunnat ta till er kunskap eller perspektiv som elnäten kommit med? Har ni fått nya intryck där ni känt ”det där var smart – det borde vi förhålla oss till”?

Tommy (00:12)
Ja, det skulle jag säga. Det är ju hela tanken med att ha en dialog och fördjupade diskussioner i metodfrågor. Nu är vi inte klara ännu, men vi har gått ut med en inriktning. Den stora förändringen i inriktningen jämfört med det vi presenterade som förslag inför 2024 gäller hur vi hanterar värderingen av den ingående kapitalbasen – det vill säga de befintliga anläggningarna som nätföretagen har i form av ledningar, stationer och så vidare. Det var den allra viktigaste frågan för några år sedan. Nu har vi landat i en inriktning som vi tycker är balanserad och som vi säkert kommer tillbaka till. Sen vill jag lägga till: man får inte missta dialog för en förhandling. En konstruktiv dialog är inte detsamma som att alla får precis som de vill. Jag kan avslöja att vi inte kommer att nå total samsyn med vare sig kunder eller nätföretag när det gäller hur elnätsregleringen ska utformas. Men jag tror att alla som deltagit i dialogen upplever att vi förstår varandra bättre.

Tommy (00:13)
Vi har också från EI:s sida tagit till oss den input som kommit från nätföretagen och från kunderna. Men nätföretagen kommer ju med betydligt mer detaljerade inspel i metodfrågor.

Niclas (00:13)
Konstigt vore väl annars. Ja. Innan vi dyker ner – jag lägger upp det här ungefär som ert förslag såg ut. Det är fyra områden: kapitalbasen, kalkylräntan (WACC), anslutningsavgifter och ”Totex” – begreppet för att hantera Opex/Capex och sätta incitament rätt. Men precis innan vi går in på det, en sista fråga på övergripande nivå. Du nämner i början EPIP – den energipolitiska inriktningspropositionen – som stipulerar 300 terawattimmar i efterfrågan till 2045. Det är ju en stor förändring av det svenska energisystemet. Vi har haft ett antal av regionnätsföretagen som indikerat vilken typ av investeringsnivå som krävs för att möjliggöra detta. Det är åtminstone i hundratals miljarders-klassen. Vi har också naturligtvis Svenska kraftnät som vill gå upp till 20 miljarder per år i investeringar de närmaste tio åren – kanske närmare 200 miljarder fram till 2035. Att möjliggöra den typen av osedvanligt höga investeringar – hur har det spelat in i ert arbete? Jag antar att utgångspunkten är att det här ska gå att klara av.

Niclas (00:15)
För det ställer ju otroligt höga krav på verksamheterna.

Tommy (00:15)
Ja, visst har det spelat in. Det är numera en ännu tydligare del av vår instruktion att vi ska bidra till planeringsmålet och till leveranssäkerhetsmålen. Vi har alltid haft som utgångspunkt inför RP5 att den nya regleringen inte enbart ska säkerställa att vi bättre speglar nätföretagens effektiva kostnader, utan också möjliggöra investeringar i näten. Sen är det ju en stor utmaning – inte bara i Sverige utan inom hela EU – att få till de här enorma investeringarna i energiinfrastruktur och skapa förutsättningar för att finansiering finns. Elnätsregleringen är inte det enda svaret på hur finansieringen ska finnas tillgänglig. Däremot ska regleringen inte skapa hinder för att attrahera kapital till de här viktiga investeringarna.

Niclas (00:16)
Sant. Det finns andra områden också, men detta är en bärande punkt. Ska vi hoppa in i det här nu och börja med kapitalbasen, som var en viktig fråga. Då var det både en fråga om att gå från kapacitets-bevarande till förmögenhets-bevarande princip – vi behöver inte gå in i detalj – och om när avskrivningar ska ske och hur långa de ska vara. Vad har ni landat i? Hur ser förslaget ut?

Tommy (00:17)
Gärna. Det här handlar om att vi ser över metoden som används i regleringen för att värdera nätföretagens anläggningar – ledningar, stationer och annat. Det är en jätteviktig fråga eftersom 1) nätverksamhet är väldigt kapitalintensiv och 2) värdet på kapitalbasen har stor betydelse för storleken på intäktsramen genom kapitalkostnadsersättningen i form av avskrivningar och avkastning. Utan att gå in i detaljerna kring kapacitets- vs förmögenhets-bevarande princip har vi sedan flera år sett brister med hur kapitalbasen värderas i dag. Vi har kommunicerat att vi vill byta metod: från nuanskaffningsvärden via en prislista, till att i stället utgå från ursprungliga anskaffningsvärden. Det finns teoretisk grund för båda.

Niclas (00:18)
Ni utredde ju det här redan 2011 eller så.

Tommy (00:18)
Ja, precis. Det är inte så enkelt som att säga att en är rätt och en fel teoretiskt. Men av olika skäl ser vi fördelar med att byta värderingsmetod. Övergripande menar vi att en övergång till ursprungliga anskaffningsvärden bättre speglar nätföretagens faktiska kapitalkostnader och ökar förutsägbarheten för nätföretagen – det ger trygghet i att de alltid får tillbaka det de investerat. Det finns inga garantier för det i en kapacitetsbevarande princip där vi använder en normprislista som räknas upp eller ner. Den mest omdebatterade aspekten här är hur befintliga anläggningar hanteras – alltså den ingående kapitalbasen.

Niclas (00:19)
Från när ska man börja räkna?

Tommy (00:19)
Vår inriktning är att ändringen görs framåtblickande. Den nya värderingsprincipen börjar tillämpas på anläggningar som kommer in i kapitalbasen från och med nästa period. Tanken är inte att värdera om befintliga anläggningar med ursprungliga anskaffningsvärden. Reaktionerna: Nätföretagen föredrar överlag att vi fortsätter som tidigare, men säger samtidigt att om vi byter metod är det viktigt att befintliga anläggningar behåller sitt värde. Kunderna är positiva till ett byte men kritiska till att befintliga anläggningar behåller värdet – flera kundorganisationer menar att nuvarande metod lett till en övervärderad kapitalbas och vill se en nedjustering. Vi har viss förståelse för synpunkten, men efter noggrann analys landar vi i att nya anläggningar ska följa ny metod och ingående kapitalbas lämnas med befintliga värden. Vi tycker inte att det är rimligt att retroaktivt skriva ner värdena; det kan få negativa konsekvenser för nätföretagens möjligheter att bedriva verksamheten och investera framåt.

Niclas (00:22)
Var det inte det svenska kunder såg i exemplen inför RP4? 1) Det saknades ingående data – näten är delvis gamla och dokumentation har inte krävts tidigare – svårt att få fram. 2) Det fick ganska stora konsekvenser när man blickade bakåt. Lärorikt för er?

Tommy (00:22)
Ja, vi gjorde lärdomar. Vi tror att det hade gått att lösa praktiskt, men bedömningen är att den här hanteringen är den mest ansvarsfulla och lirar med vår utgångspunkt att skapa förutsägbarhet. Vi backar alltså inte och värderar om hela kapitalbasen.

Niclas (00:22)
En fråga som också spelar in är avskrivningsperioderna. Särskilt viktigt om man går över till förmögenhetsbevarande. Hur länge kan en stolpe stå? Hur länge håller en transformatorstation? Olika komponenter har olika livslängd, påverkas av väder, teknikval etc. Att göra detta generellt är inte lätt. Hur har ni jobbat för rimliga åldersbedömningar?

Tommy (00:23)
Regleringen är en schablonisering. Det finns reglerade avskrivningstider för olika komponenter. Inför kommande reglerperiod har det inte varit ett fokusområde att se över dessa tider. Det finns också en hantering som innebär att anläggningar som fortfarande fungerar när den regulatoriska avskrivningstiden nått sitt slut kan fortsätta användas och ge ersättning – ett incitament för hållbarhet och resurseffektivt användande. Nätföretagen är positiva till att vi behåller detta – och det är kunderna också. Det kommer vi göra.

Niclas (00:24)
Bra. Mina ord då: lärdomar från RP4 har lett till en mjukare övergång som elnätsbolagen uppfattar som rimligare. Uppfattar du det så?

Tommy (00:25)
Utan tvekan fanns massivt motstånd mot en omvärdering av den ingående kapitalbasen. Den stora skillnaden för oss nu är att vi haft gott om tid, tagit in input och gjort utredningar. Vi har landat i den mest ansvarsfulla hanteringen – inte en kompromiss. En annan hantering riskerar negativa konsekvenser.

Niclas (00:26)
Vidare till kalkylräntan – mycket diskuterad. Ni har föreslagit ett byte i beräkning: titta bakåt åtta år, ta ett genomsnitt och därigenom skapa långsiktighet och förutsägbarhet. Mer detaljer – varför landade ni där? Är det jämförbart i Europa? Hur funkar det?

Tommy (00:26)
Gärna. Först: vi har kommunicerat en inriktning och fått synpunkter – ingen slutgiltig metod ännu. Skälen att se över kalkylräntan är flera. Dagens metod är brokig: vissa parametrar skattas historiskt, andra med prognoser. Den avviker från hur de flesta andra tillsynsmyndigheter i EU beräknar WACC. Det kan vara ett problem ur finansieringsperspektiv – särskilt för internationella investerare. En mer harmoniserad reglering inom EU kan skapa trygghet. Kalkylräntan har också varit föremål för många domstolsprövningar. Ytterligare skäl är bytet av kapitalbasmetod – syftet blir att ersätta gjorda investeringar. Vår inriktning: vi fortsätter med WACC/CAPM, men använder en historisk referensperiod för att skatta alla parametrar – inklusive riskfri ränta och inflation – i linje med övriga Europa. Det gör att WACC över tid följer marknaden och att nätföretagen får täckning för sina effektiva kapitalkostnader.

Tommy (00:29)
Detta har mötts av kritik – dels principiellt mot att blicka bakåt, dels mot nivån nästa period. Vi betonar att kalkylräntan ska motsvara nätföretagens genomsnittliga kapitalkostnader på kapitalbasen – kompensation för tidigare gjorda investeringar, inte ett verktyg för framtida investeringar. Nätföretagen tar nya lån på rådande marknadsvillkor och får ersättning för dessa i kommande perioder. Det är oundvikligt att reglerad WACC ibland avviker från rådande marknad – upp eller ner.

Niclas (00:32)
Om jag iklär mig elnätsägarens roll: tittar man tio år bakåt hamnar real WACC kring 1,7 % enligt branschen, medan de lånar nominellt runt 4,5 %. Då blir gapet stort just nu när stora investeringar ska göras. Hur ser du på den kritiken?

Tommy (00:34)
Först real kontra nominell ränta – här finns förvirring. Vi avser använda real kalkylränta för stabila nätavgifter. Inflationskompensation ges i kapitalbasen via indexuppräkning. Siffror under 2 % som nämnts är reala. De ska inte jämföras med nominella bankräntor. Justerat för inflation skulle den nominella avkastningen för nästa period – givet det vi vet i dag – landa någonstans drygt 5 % (utan att föregripa beslut).

Niclas (00:35)
Kort: nominell ränta är det man betalar på banklån; real = nominell minus inflation. Men även realt menar branschen att behovet är högre än 1,7 %. Menar du att det här är en missuppfattning – att nominellt når ni ~5 % och realt kring ~1,7 % är rimligt för kompensation på gjorda investeringar?

Tommy (00:36)
Jag tror inte nätföretagen missförstår – men i debatten jämförs ibland realt och nominellt, vilket blir fel. Vi är inte klara – dialogen pågår. Vår uppgift är att beräkna rimlig avkastning på investerat kapital i en låg-risk, reglerad monopolverksamhet. Vår bild är att det i dag finns goda förutsättningar att finansiera verksamheten. Många nätföretag finansierar dessutom via kassaflöden – vilket kanske inte är hållbart vid mycket stora investeringar, men ändå.

Niclas (00:38)
Lite olycklig timing då? Vi går från unikt låga räntor. Branschen menar att investeringsportföljer riskerar minska. Det är stora nivåskillnader enligt dem – ett hot mot 300 TWh-målet.

Tommy (00:39)
Vi tar in omvärldssituationen – räntor och inflation har varit exceptionella. Investeringar i elnät är långsiktiga. Metoden avses användas länge. Nivån blir – med historiskt perspektiv – lägre än tidigare. Men metoderna används i stort sett inom hela EU. Jag har inte fått en övertygande förklaring till varför det skulle vara ett stort problem i Sverige men inte i andra länder. Vi har öppnat för närmare marknadskoppling inom ett historiskt tidsperspektiv – t.ex. kortare lookback – men det kan påverka förutsägbarheten. Vi får se var vi landar.

Niclas (00:41)
Du kan förstå timing-argumentet?

Tommy (00:41)
Ja. Kortare period skulle minska vikten av exceptionella år men kan skada stabiliteten. Vi är angelägna om långsiktiga finansieringsmöjligheter och tittar på hur andra myndigheter gör. EU-kommissionen har också rekommendationer (telekom) som pekar mot historiskt perspektiv för riskfri ränta i kalkylränta. Vi är lyhörda.

Niclas (00:42)
Ett annat perspektiv: värderingsinstitut som Standard & Poor’s har lyft risken med för täta metodförändringar – institutionell osäkerhet. I vilken mån skapar ert förslag stabilitet över RP6, RP7, RP8?

Tommy (00:43)
Det är olyckligt att regleringen historiskt ändrats mycket. Nätföretagen lyfter det som skäl för högre riskpremie. Vi ser dock ett stort behov av de förändringar vi nu föreslår. Vi kan inte använda stabilitetsargumentet för att bibehålla en bristfällig reglering. Men vi förstår att förtroendet är naggat. Vår inriktning är att komma till rätta med bristerna nu – ganska stora förändringar – och sedan inte göra stora förändringar framåt efter den här perioden.

Niclas (00:45)
Lite som Riksbanken – förtroende och förutsägbarhet. Tror du metoden sätter sig nu?

Tommy (00:45)
Ja, det tror jag. Det kan alltid finnas skäl att skruva, men vi ser inte skäl att vänta med de förändringar vi nu går fram med.

Niclas (00:46)
Bra. Nästa fråga: anslutningsavgifter – där föreslår ni också förändringar. Vad går ni fram med?

Tommy (00:46)
Översiktligt: det handlar om hur anläggningar som helt eller delvis finansieras av anslutningsavgifter ska hanteras i intäktsramen. I dag genererar kundfinansierade anläggningar kapitalkostnader i form av avkastning till nätföretagen. Det vill vi ändra. Avkastning ska ges på kapital man själv satsat. Att regleringen ger avkastning på investeringar som finansierats av kunder är inte rimligt – och vi ser i princip inte den hanteringen någon annanstans. Hade det inte funnits i dag, skulle vi inte införa det. Nätföretagen är kritiska – de menar att incitamenten att ansluta nya kunder minskar. Vi menar att dagens hantering är för lönsam.

Niclas (00:49)
Om jag är en vindkraftpark: jag betalar anslutningsavgiften (väg, ledningar, stationer). I dag går den investeringen in i kapitalbasen – har jag förstått rätt?

Tommy (00:49)
Ja.

Niclas (00:49)
Kunder har reagerat: ”Vi har finansierat anläggningen – och den går in i kapitalbasen för avkastning över tid.” Rätt uppfattat?

Tommy (00:49)
Ja. Kunderna är överlag kritiska till dagens hantering och tycker det är självklart att ändra. Det finns också överklaganden i enskilda fall som illustrerar detta. Vi är i dialog, men utgångspunkten står fast: avkastning ska ges på kapital företagen själva satsat. Avkastning på kundfinansierade anläggningar ska inte ses som ett anslutningsincitament – det är en ersättning för kostnader som inte finns.

Niclas (00:51)
Min förståelse: intäkter från anslutningsavgifter går in i intäktsramen och kan pressa nätavgifter för kollektivet. Och anläggningen ska stå i 50 år – intäktsramen ska ge incitament för underhåll. Hur hanteras detta om anläggningen inte får ingå i kapitalbasen?

Tommy (00:53)
Vår grundinställning om avkastning kvarstår. När det gäller underhåll ersätts löpande kostnader inom intäktsramen – utifrån faktiska utfall under perioden.

Niclas (00:54)
Så anslutningsavgiften ska täcka kostnaden för att bygga den specifika anläggningen – och ni beaktar konsekvenser för nätet/underhåll över tiden?

Tommy (00:54)
Anslutningsavgiften ska täcka kostnaderna för den specifika anslutningen – de anläggningar som behövs för kunden. Vi arbetar nu med föreskrifter för hur anslutningsavgifter ska utformas. En central fråga där är om avgifterna ska vara ”grunda” (endast specifik anslutning) eller ”djupa” (även förstärkningar i omkringliggande/överliggande nät). Valet påverkar konsekvenserna av att ta bort avkastningen på kundfinansierade anläggningar.

Niclas (00:56)
Just det. Om avgiften är liten (grund) blir justeringen mindre, är den djup blir delen som inte räknas i kapitalbas större.

Tommy (00:56)
Ungefär så. Extremfallet vore inga anslutningsavgifter – då vore detta inte en fråga.

Niclas (00:57)
Branschen oroar sig för att anslutningar slutar vara attraktiva. Allvarligt för omställningen?

Tommy (00:58)
Vi hör invändningen. Våra kollegor i EU är förvånade – den svenska konstruktionen är ovanlig. Det finns anslutningsplikt. Anslutningar blir mindre lönsamma – det är meningen – men vi ser inte att mattan rycks undan för möjligheten att ansluta nya kunder.

Niclas (00:59)
Sammanfattningsvis: elnätsbolag har överkompenserats relativt omvärlden och det blir ändring. Tror du att frågorna om kalkylränta och anslutningsavgifter kan undvika nya domstolsprocesser?

Tommy (00:59)
Det går inte att utesluta. Vi hoppas inte – vi har tid kvar för dialog och samsyn.

Niclas (01:00)
Det får man hoppas – annars suckar hela branschen. Avslutningsvis: TOtex. Det har talats om stora belopp att tjäna genom att gå från ensidig Capex-premie (”mer koppar”) till lösningar som ökar utnyttjandet av nätet – digitalisering, flexibilitet m.m. Hur designar ni ett balanserat incitament mellan Capex och andra åtgärder?

Tommy (01:01)
Kort svar: vi har inte designat klart – arbete pågår. Detta är kanske den mest komplicerade frågan. Det som särskiljer Totex är att vi här inte ser samma uppenbara konflikt mellan kunder, EI:s ambitioner och nätföretagens synpunkter. Vi har ett problem i dagens reglering: det är mer lönsamt att investera i anläggningar än att vidta andra åtgärder med löpande kostnader. Vi aviserar en övergång till Totex-reglering och ser över hur befintliga incitament samverkar. Vi vill bort från Capex-bias och ge incitament att effektivisera totala kostnader – så att de mest kostnadseffektiva lösningarna väljs, oavsett om det är investeringar eller flexlösningar.

Niclas (01:04)
Andra länder i Europa gör detta – var hämtar ni inspiration?

Tommy (01:04)
Vi tittar brett, bl.a. Norden. Norge lyfts ofta – går inte att ta rakt av (ettåriga perioder) men ger inspiration. En viktig fråga är hur flexibilitet främjas i en Totex-reglering. Utgångspunkten är lösningsneutralitet och kostnadseffektivitet – vi vill undvika att premiera kostnader för flex i sig; det är effekten vi vill åt. Många lyfter att flexmarknaden är omogen och kan behöva en extra ”boost”.

Niclas (01:05)
Det går i linje med förtydliganden från EI om att säkerställa lokal flexibilitet före villkorade avtal. Oron från branschen är att EI inte trycker tillräckligt hårt för att driva förändring av etablerade Capex-processer. Är det ett argument för en extra push?

Tommy (01:07)
Vi beaktar att marknaden är omogen och att erfarenheten av kapitalinvesteringar är stor. Vi behöver göra det mer lönsamt att överväga och genomföra andra åtgärder som ökar utnyttjandet av befintliga nät innan investering blir nödvändigt.

Niclas (01:07)
Det finns ojämna förutsättningar mellan stora regionnätsbolag och små lokalnät. Hur tänker ni kring det?

Tommy (01:08)
Generell utmaning: kompetens och resurser skiljer sig åt. Vi vill skapa incitament som går att förstå och påverka – även för mindre bolag. Vissa incitament i dag är teoretiskt korrekta men svåra att omsätta i praktik – det vill vi undvika.

Niclas (01:09)
Om jag är nätägare – kommer det löna sig att gå före och bygga förmåga för flexibilitet?

Tommy (01:09)
Det är vad vi strävar efter. Det ska bli mer lönsamt att utforska de vägarna än att enbart fokusera på Capex. Mer än så kan jag inte säga nu. Parallellt ligger gasnätens intäktsramsreglering ett år före – ambitionen är att publicera fullständig metod och konsekvensutredning för gas ganska snart efter årsskiftet. I stora delar ser vi inte skäl att göra olika för el och gas (kapitalbas, WACC, anslutningsavgifter). Totex/incitament är en annan historia.

Niclas (01:11)
Det behöver inte vara samma mellan el och gas.

Tommy (01:11)
Nej. Här fokuserar vi på elnät.

Niclas (01:11)
Mycket av det vi diskuterat där svar inte är exakta kommer vi få veta när gasregleringen kommer i början av nästa år.

Tommy (01:11)
Ja.

Niclas (01:11)
Spännande. Och ni jobbar vidare med Totex – det blir många frågor om indikatorer etc. Det är inte enkelt med ~170 elnätsbolag med olika förutsättningar.

Tommy (01:12)
Vi kommer kommunicera mer om Totex inom månader och bjuda in till synpunkter. En sak till: kopplat till Totex ser vi över hur löpande kostnader ersätts. I dag ersätts påverkbara löpande kostnader utifrån en historisk referensperiod – det ger eftersläpning. I en växande verksamhet är det rimligt att ersätta faktiska löpande kostnader under perioden. Det kan handla om ganska mycket pengar.

Niclas (01:14)
Det har efterfrågats av leverantörer som bygger nya förmågor – historisk tillbakablick och effektiviseringskrav kan annars bli kontraproduktivt när man vill satsa. Hur förhåller det sig till Totex?

Tommy (01:14)
Det blir en helhetsöversyn. En fråga är om det är rimligt med ett generellt effektiviseringskrav på branschen som helhet. Länder gör olika – vissa har full kostnadstäckning, andra ett effektiviseringstryck via benchmarking. Det tittar vi på.

Niclas (01:15)
Då får man följa upp och se i vilken mån förväntningarna möts. Hör du – spännande. Tack så mycket för att du tog dig tid i dag, Tommy. Och till dig som lyssnat hela vägen och hängt med i de övergripande frågorna: hatten av – detta är verkligen viktiga frågor för Sveriges möjligheter att driva elektrifiering och omställning. Det är inga små frågor du sitter med.

Tommy (01:16)
Det är samhällsviktiga frågor. Intäktsreglering kan uppfattas som smalt, men det är i allra högsta grad samhällsviktigt.

Niclas (01:16)
Verkligen. Återigen tusen tack, Tommy.

Tommy (01:16)
Tack så mycket.

Varför en ny reglering behövs

Sverige är på väg in i en ny våg av elektrifiering. Regeringen bedömer att elbehovet bör planeras för minst 300 TWh till 2045, vilket kräver mycket stora investeringar i elnäten. EI:s uppdrag är dubbelt: möjliggöra omställningen och samtidigt värna kostnadseffektivitet och skäliga priser för kunder. Mot den bakgrunden vill EI uppdatera flera delar av intäktsregleringen.

Mandatet: mer ramverk från EU – mer verktyg till EI

Efter bland annat den så kallade Tysklandsdomen är förändringar i svensk ellag och förordning på gång. Kärnan: dagens detaljstyrning i lag/förordning minskar, och EI får större mandat att utforma regleringens detaljer inom ramarna för EU-rätten (elmarknadsförordningen). EU anger syften (spegla faktiska kostnader, möjliggöra investeringar, främja kostnadseffektivitet), men inte metoder i detalj. Det ger EI handlingsutrymme – men också ansvar – att göra regleringen tydligare och mer förutsägbar.

Processen denna gång: tidigare start, mer dialog

Inför RP4 (nuvarande period) försökte EI ändra metod men backade efter domstolsprövning. Inför RP5 (2028–2031) startade EI tidigare, pekade ut förändringsområden redan året innan och höll bred dialog med kunder, små och stora nätbolag samt akademi. EI uppger att processen varit väsentligt bättre och gett ökad ömsesidig förståelse, även om total samsyn inte är realistisk.

Kapitalbasen: ny värderingsmetod – men bara framåt

Vad ändras?
EI vill gå från att värdera anläggningar till nuanskaffningsvärde via en prislista, till att i stället utgå från ursprungliga anskaffningsvärden.

Varför?

• Bedöms bättre spegla faktiska kapitalkostnader.

• Ger förutsägbarhet: nätbolagen vet att de över tid kan få tillbaka det de faktiskt investerat.

Hur hanteras det befintliga nätet?
Den mest laddade frågan gällde omvärdering av den ingående kapitalbasen. EI:s inriktning är framåtblickande: ny metod tillämpas endast på nya anläggningar som kommer in i kapitalbasen från nästa period. Ingen retroaktiv nedskrivning av befintliga värden. Skälen är både praktiska (data), principiella (rättvisa/förutsägbarhet) och finansiella (undvika att försvåra framtida investeringar).

Avskrivningar och livslängder
Standardiserade (schabloniserade) tider kvarstår tills vidare. Det finns en befintlig mekanism som låter fungerande anläggningar ge ersättning även efter regulatorisk avskrivningsperiod, vilket uppmuntrar hållbarhet och resurseffektivitet.

Kalkylräntan (WACC): historiskt fönster, real ränta och EU-harmonisering

Metodspåret
EI avser fortsatt använda WACC/CAPM, men vill skatta alla parametrar (inklusive riskfri ränta och inflation) med ett historiskt referensintervall (t.ex. åtta år), i linje med många europeiska myndigheter. Motiv:

• Enklare, mer konsekvent metod (färre blandningar av prognoser och historik).

• Harmonisering med EU stärker investerarnas förtroende.

• Passar ihop med kapitalbasens fokus på gjorda (inte framtida) investeringar.

Realt vs nominellt

• EI tänker använda en real kalkylränta för att stabilisera nätavgifter; inflationskompensation ges i kapitalbasen via index.

• Siffror som cirkulerat under 2 % gäller real kalkylränta och kan inte jämföras med nominella låneräntor (~4–5 %). Justerat för inflation antyder EI att den nominella avkastningen kan hamna kring drygt 5 % nästa period (utan att föregripa beslut).

Branschens invändningar

• ”Olycklig timing”: historiskt låg ränta i blickfönstret samtidigt som investeringarna ska öka.

• Risk att WACC blir för låg relativt dagens finansieringskostnader.

EI:s svar

• Reglerad WACC ersätter historiska kapitalkostnader; nya lån kompenseras i kommande perioder.

• Avvikelse mot marknaden är oundviklig och går åt båda håll.

• Kortare historik skulle ge närmare marknadskoppling men sämre förutsägbarhet.

• Andra länder i EU använder liknande ansats – varför skulle det vara ett unikt svenskt problem?

• EI är lyhörd och analyserar alternativ, men eftersträvar stabilitet över tid.

Anslutningsavgifter: bort med avkastning på kundfinansierade anläggningar

Dagens läge
Kundfinansierade anläggningar (via anslutningsavgifter) ingår i kapitalbasen och ger avkastning till nätbolaget. Detta har väckt stark kundkritik.

EI:s inriktning
Avkastning ska bara ges på kapital som företaget själv satsat. Därför vill EI ta bort avkastning på kundfinansierade anläggningar. Skälet är både principiellt (rättvisekrav) och internationellt (svensk praxis sticker ut).

Konsekvenser och öppna frågor

• Nätbolag varnar för minskade incitament till anslutning. EI menar att det finns anslutningsplikt och att dagens ordning gör anslutningar för lönsamma; ändringen ska inte ”rycka undan mattan”.

• EI tar fram föreskrifter för hur avgifterna ska utformas och väger ”grunda” (bara direkt anslutning) mot ”djupa” avgifter (inkl. förstärkningar i omgivande nät). Valet påverkar hur stor del som inte kan ge avkastning i kapitalbasen.

• Underhållskostnader hanteras även fortsättningsvis inom intäktsramen som löpande kostnader.

Totex och incitament: från Capex-bias till kostnadsneutralitet

Problemet
Dagens reglering premierar Capex jämfört med åtgärder som kräver Opex (t.ex. flexibilitet, driftoptimering, digitalisering). Det riskerar dyrare lösningar än nödvändigt.

Målet
EI vill införa Totex-reglering som ger lösningsneutralitet och starka incitament att minimera totalkostnaden. Fokus ska vara på effekt (nytta) snarare än på att belöna en viss kostnadstyp.

Hur långt har man kommit?
Arbetet pågår. EI tar inspiration från bl.a. Norge och andra europeiska modeller, men behöver anpassa till svenska förutsättningar (t.ex. längre reglerperioder). Man väger också om marknaden för lokal flexibilitet behöver en tillfällig extra ”boost” eftersom den är relativt omogen.

Olika förutsättningar i branschen
EI vill utforma incitament som är begripliga och påverkbara även för mindre bolag, och undvika alltför tekniskt svårtolkade mekanismer.

Löpande kostnader (Opex): från historik till faktisk kostnad

I dag ersätts påverkbara Opex med historisk referens (eftersläpning). I en växande verksamhet (mer digitalisering, mer drift) vill EI att faktiska löpande kostnader under perioden ersätts. Det kan vara stora belopp och hänger ihop med Totex-utformningen och eventuella effektiviseringskrav (benchmarking vs full kostnadstäckning på branschnivå – olika länder gör olika).

Stabilitet, rättsprocesser och vägen framåt

• EI betonar att man inte kan behålla en bristfällig reglering bara för stabilitetens skull, men att ambitionen är att de större metodskiftena görs nu och att stabilitet ska gälla över flera kommande perioder.

• Med tanke på historiken går det inte att utesluta nya domstolsprocesser (särskilt kring WACC och anslutningsavgifter), men EI hoppas att dialogen kan mildra detta.

• Gasnätens reglering ligger ett år före och blir en ”först ut” för delar av metodpaketet (kapitalbas, WACC, anslutningsavgifter), medan Totex kan skilja mellan el och gas. Mer kommunikation om Totex väntas inom månader.

Sammanfattande slutsats

EI:s föreslagna inriktning syftar till att:

1. Spegla faktiska kostnader bättre (historisk WACC, anskaffningsvärden framåt, faktiska Opex).

2. Öka förutsägbarheten (framåtblickande metodbyten, EU-harmonisering, stabilare ansatser).

3. Möjliggöra investeringar utan att överkompensera (ingen retroaktiv nedskrivning, men slut på avkastning på kundfinansierat kapital).

4. Driva kostnadseffektivitet och lösningsneutralitet (Totex och incitament för flexibilitet/digitalisering där det är rimligt).

Branschen har legitima invändningar – särskilt om timing och finansieringsvillkor – men EI menar att metodiken måste hålla över tid, vara i takt med Europa och ge rätt signaler för att klara både nätutbyggnad och kostnadskontroll i den stora elektrifieringen som nu tar fart.