• Konkurrence
• Forbrugerforhold
• Offentlig Konkurrence
• Tilsyn
• Om os

• Cookies
• Presserum
• Job
• Publikationer
• • Publikationer 2012
  • Konkurrence- og forbrugeranalyser
  • Konkurrence- og forbrugerredegørelser
  • Publikationsarkiv
  • • KonkurrenceNyt
  • Salg af publikationer
• Kontakt

"Konkurrence i energi sektoren"

Kolofon

Udgiver: KonkurrenceStyrelsen
Ansvarlig institution: KonkurrenceStyrelsen
Copyright: KonkurrenceStyrelsen
Emneord:energi, el, gas, varme, liberalisering, kraftværker, netværk, natirlige monopoler, konkurrence, konkurrencelovgivning,
Resumé:Rapport om liberalisering af energisektoren. Hvorledes får det danske samfund størst nytte af denne og kan andre hensyn – miljø- og energiplanlægning – sikres ved en liberalisering. Hvorledes skal den del af sektoren, der skal i fri konkurrence reguleres, skal der være en anden regulering end i det øvrige erhvervsliv. Og hvorledes sikres forbrugeren på de områder, hvor der ikke bliver fri konkurrence.
Sprog: dansk
Den elektroniske versions ISBN: 87-7029-146-2
Den trykte versions ISBN: 87-7029-144-6
Version: 1.0 Juni 1998
URL: www.ks.dk
Dato: 19980625
Format: html, gif, jpg.
Inventarliste: index.htm; kolofon.htm; renhtml.htm; indhold.htm; k01.htm; k02.htm; k03.htm; k04.htm; k05.htm; k06.htm; k07.htm; k08.htm; k09.htm; k10.htm; k11.htm; k12.htm; k13.htm; k14.htm; k15.htm; k16.htm; k17.htm; k18.htm; k19.htm; k20.htm; k21.htm; k22.htm; k23.htm; k24.htm; back2.gif; krone1.gif; luft80.gif; logo.gif; img01.gif; img02.gif; img03.gif; img04.gif; img05.gif; img06.gif; img07.gif; img08.gif; img09.gif; img10.gif; img11.gif; img12.gif; fors.jpg

Publikationen kan bestilles hos:
Schultz Information
Herstedvang 10-12,
2650 Albertslund
Telefon 43 63 23 00
E-mail: schultz@schultz.dk

eller hentes hos:

Schultz Erhvervsboghandel,
Vognmagergade 7,
1120 København V.

Henvendelse om publikationen kan i øvrigt ske til:

Indhold

Forord

Konkurrencestyrelsen varetager sammen med Konkurrencerådet administrationen af konkurrenceloven. Styrelsen har i kraft heraf en forpligtelse til at gennemføre analyser, der viser, hvor der i det danske samfund gennem øget konkurrence kan opnås en mere hensigtsmæssig udnyttelse af ressourcer og produktion - især når det kan gøres uden at give køb på andre politiske målsætninger.

Konkurrencestyrelsen administrerer desuden energiprislovene for Elprisudvalget og Gas- og Varmeprisudvalget. Energiprislovene sikrer forbrugerne mod at skulle betale en højere pris end nødvendigt for el, gas og varme. Dette er især gennemført ved det såkaldte hvile-i-sig-selv princip, der oprindeligt er indført for at holde priserne nede og for at forhindre et egentligt overskud i energisektoren.

Verden har imidlertid ændret sig, siden disse regler blev indført. I de fleste andre vestlige industrilande liberaliseres energiforsyningen på samme måde, som det er sket eller er ved at ske for andre forsyningssystemer som fx den kollektive trafik og televæsenet. EU har gennemført direktiver, der sætter en mindstehastighed for liberaliseringen.

Det efterlader spørgsmålet om, hvordan liberaliseringen af energisystemerne kan gennemføres, så det danske samfund får størst mulig fordel herved - dvs. så energien bliver fremstillet så billigt og effektivt som muligt, uden at der opstår uhensigtsmæssige fordelingsvirkninger, og uden at de miljø- og energipolitisk mål rokkes.

Spørgsmålet kan deles i to, som begge kan belyses ved at inddrage den erfaring, konkurrencemyndighederne i mange lande - herunder i Danmark - har. Det ene spørgsmål er, hvordan man bedst regulerer de dele af sektoren, der skal i fri konkurrence. Her er der ingen grund til at anvende andre principper end dem, der gælder for resten af erhvervslivet i henhold til den seneste konkurrencelov, der trådte i kraft den 1. januar 1998.

Det andet spørgsmål er, hvordan man bedst sikrer forbrugerne på de områder, hvor der ikke bliver fri konkurrence, men hvor der stadig vil være et såkaldt naturligt monopol. Her bør det overvejes at modernisere den måde, forbrugerbeskyttelse hidtil er blevet varetaget på, herunder at revidere det hidtidige hvile-i-sig-selv princip.

Redegørelsen belyser disse emner og vil forhåbentlig være et godt konkurrencemæssigt bidrag til en frugtbar debat, som kan medvirke til en afklaring af valg muligheder og risici.

Konkurrence i energisektoren Resumé og konklusioner

1.1 Indledning

De første energiforsyningssystemer i Danmark var private og uregulerede. Men allerede fra slutningen af forrige århundrede begyndte den tradition, der stadig præger energisektoren, nemlig at langt de fleste selskaber i både el-, gas- og varmesektoren er forbrugerejede andelsselskaber eller kommunale forsyningsvirksomheder.

Frem til energikrisen i 1970'erne var energi relativt billig og behovet for beskyttelse af forbrugerne derfor begrænset. Siden er energi blevet dyrere, og opmærksomheden om de forsyningsmæssige og siden de miljømæssige aspekter af energiforbruget er i dag en helt anden end dengang. Det har ledt til energiprislove, der siden 1970'erne har reguleret priserne på energi. Samtidig har en kombination af aftaler/ kutymer i energisektoren og lovgivningen i høj grad begrænset konkurrencen, idet såvel store som små forbrugere har været bundet til én leverandør. Mulighederne for frit valg mellem forskellige opvarmningsformer har også været begrænset af lovgivningen.

Disse reguleringer har haft en positiv funktion. Prisreguleringen har på kort sigt holdt energipriserne nede og på længere sigt givet energiselskaberne mulighed for at tilrettelægge investeringer med fuld sikkerhed for finansiering via gunstige henlæggelses- og afskrivningsregler. Og energiplanlægningen har bl.a. muliggjort en udbygning af både fjernvarmesystemer og naturgasnettet i store dele af Danmark, således at økonomien i disse net er præget af stordriftsfordele og af en relativ høj og konstant udnyttelse af nettenes kapacitet.

Der er imidlertid flere grunde til at tro, at de samfundsmæssige mål og forbrugerbeskyttelsen fremover bedst sikres på en anden måde end hidtil. Årsagerne hertil er især, at energisystemerne i de omkringliggende lande i disse år liberaliseres (bl.a. styret af EU-direktiver), at fjernvarme- og naturgassystemerne ^[1] er ved at være så udbyggede, at selskaberne på disse områder i princippet vil kunne klare sig i fri konkurrence, og at hvile-i-sig-selv princippet erfaringsmæssigt ikke i tilstrækkelig grad har givet incitamenter til effektivitetsforbedringer mv.

Den danske energisektor står derfor overfor store omvæltninger indenfor de nærmeste år, idet udviklingen under alle omstændigheder vil gå i retning af øget konkurrence. Det, der politisk skal tages stilling til, er, hvordan dette skal ske og i hvilket tempo. Det er vigtigt, at markedsåbningen sker på en sådan måde, at de størst mulige samfundsøkonomiske gevinster kan realiseres, og at der ikke opstår uacceptable fordelingsvirkninger.

I den resterende del af dette kapitel sammenfattes rapportens konklusioner og anbefalinger. Først sættes i afsnit 1.2 fokus på de samfundsøkonomiske konsekvenser af en energiliberalisering, og hvordan de energipolitiske målsætninger kan videreføres i en konkurrencebaseret energisektor. Dernæst oplistes i afsnit 1.3 de mest grundlæggende forudsætninger, der må opfyldes for, at der bliver effektive konkurrencevilkår på energiområdet. Rapportens konklusioner og anbefalinger om produktkonkurrence på tværs af energisektorerne og behovet for ændringer i ejerstrukturerne opsummeres i afsnit 1.4 og 1.5. Kapitlet afrundes i afsnit 1.6 med en sammenfatning af bud på, hvordan de lovgivningsmæssige rammer for en konkurrencebaseret energisektor hensigtsmæssigt kan tilrettelægges.

1.2 Målsætninger og konsekvenser

De overordnede målsætninger for energisektoren er – med eller uden konkurrence – at energien bringes frem til aftagerne, både husholdninger og virksomheder, så effektivt og så lidt miljøbelastende som muligt, og at det samlede danske CO2 -udslip holdes nede. Ønsket om en CO2 -begrænsning ligger også bag det energipolitiske mål om, at en vis andel af energiforsyningen skal tilvejebringes fra prioriterede kilder som vedvarende energi og kraftvarme. Selv om denne prioritering på kort sigt kan være økonomisk byrdefuld, så kan omstillingen være hensigtsmæssig for at sikre langsigtede samfundsøkonomiske og miljøpolitiske mål.

Øget konkurrence i energisektoren er ikke et mål i sig selv, men et middel til mere effektiv ressourceanvendelse. Det kan opnås uden at ændre de miljø- og energipolitiske mål.

1.2.1 Samfundsøkonomiske konsekvenser

Ressourceanvendelsen i energisektoren (elektricitet, fjernvarme og naturgas) består i årlige brændselsudgifter og øvrige råstofomkostninger på godt 19 mia. kr., lønomkostninger, drift, vedligeholdelse og administration på ca. 9,5 mia. kr. og kapitalomkostninger (afskrivninger og henlæggelser og renter) på ca. 8,7 mia. kr.

På elområdet vil en liberalisering muliggøre en vis elimport, der i nogle situationer vil være lidt billigere end dansk produceret el. Men det er vurderingen, at de skøn om betydelige prisfald i forbindelse med en liberalisering af elsektoren, der er fremkommet i en række forskellige rapporter ^[2] , er overdrevne. I disse rapporter er der typisk kun fokuseret på et fælles nordisk elmarked, og der er ikke taget højde for den nyligt vedtagne liberalisering af det tyske elmarked. Derfor skal disse rapporters resultater tages med forbehold.

Den sandsynlige besparelse for Danmark ved et fælles nordisk elmarked vil blive overskuelig – formentlig højst nogle få øre pr. samlet forbrugt kilowatt-time – og højst ca. 1 mia. kr. på årsbasis for hele det danske samfund ^[3] .

Vurderingerne af prisudviklingen i Danmark af en samlet integration med Norge, Sverige og Tyskland er på lidt længere sigt højst usikker, og der kan lige så godt blive tale om en beskeden prisforhøjelse som et prisfald. Det skyldes, at det norsk-svenske prisniveau er lavere end i Danmark, mens det tyske prisniveau er højere.

Derimod er der næppe tvivl om, at konkurrencen vil kunne bidrage til effektiviseringer og produktivitetsløft i energiselskaberne. En række analyser ^[4] har fremført skøn på 25-30 pct. for den mulige forøgelse af produktiviteten i elsektoren. De fleste analyser baserer imidlertid alene disse skøn på eldistributionen og ikke på data fra produktionen på elværker eller fra varme- og gasselskaberne. Det er derfor sandsynligt, at det samlede potentiale for hele sektoren er lidt lavere.

Forbedringer af arbejdsproduktiviteten på anslået 20 pct. vil kunne muliggøre årlige besparelser på 1,4 mia. kr., når sådanne forbedringer – formentlig over en årrække – er opnået. Medregnes endvidere effektiviseringer i gas- og varmesektoren på anslået ca. 0,6 mia. kr. vil der i hele energisektoren være tale om årlige driftsbesparelser på 2 mia. kr.

Det er ligeledes sandsynligt, at kapitalproduktiviten kan øges. En for lav kapitalproduktivitet er et teknisk udtryk for, at kapaciteten i dele af den danske energisektor – især i elsektoren – er for stor. Medvirkende årsager hertil har været gunstige henlæggelsesregler til nyinvesteringer og de energipolitiske prioriteringer om udbygning af de mere miljøvenlige produktionsformer. Fremover vil investeringsbeslutningerne i elsektoren være baseret på mere stringente kommercielle overvejelser, som vil medvirke til, at de faste produktionsanlæg i højere grad end hidtil tilpasses efterspørgslen og udnyttes optimalt. Herved må det forventes, at den i dag eksisterende overkapacitet i sektoren kan reduceres, ligesom tendensen til at fremme investeringsbeslutningerne i kraft af henlæggelsesregler fjernes. På kort sigt vil det betyde, at kapitalproduktiviteten kan øges alene som følge af faldende investeringsbehov.

På trods af den betydelige kapacitet er der imidlertid nyinvesteringer, som det kan være rentabelt at gennemføre, herunder især nyinvesteringer i udbygninger af transmissionskapaciteten. Et eksempel herpå kan være den planlagte kabelforbindelse under Storebælt, som vil binde det øst- og vestdanske elmarked sammen og dermed skabe et sammenhængende dansk konkurrencemarked for el. Desuden vil investeringer i miljøvenlige produktionsanlæg formentlig også kunne være samfundsøkonomisk rentable – ikke mindst på lidt længere sigt i forbindelse med udskiftning af de mindst miljøvenlige teknologier. Sådanne nyinvesteringer vil begrænse de mulige besparelser.

Et samlet bud er, at de årlige kapitalomkostninger i el-, gas- og varmesektoren i form af afskrivninger og henlæggelser kan nedbringes med ca. 1,5 mia. kr. i forhold til i dag. De samlede mulige drifts- og kapitalomkostningsbesparelser udgør derfor ca. 3,5 mia. kr. efter nogle år ^[5] .

De mulige effektiviseringsgevinster kan ikke alene opnås ved at indføre konkurrence i energisektoren. Det skal sikres, at konkurrencen fungerer i praksis. Gevinsterne forudsætter også, at der i sektorlovgivningen for de fortsatte monopolområder (energinettene) gennemføres en mere intensiv omkostningsovervågning, samt at der bliver bedre incitamenter for energiselskaberne til at effektivisere og bedre muligheder for at fremme selskabernes effektivitet gennem benchmarking.

Boks 1.1 Økonomiske konsekvenser ved liberalisering af energisektoren

Det er et politisk valg, hvordan samfundet skal høste de mulige effektiviseringsgevinster i energisektoren. Gevinsterne kan enten tilfalde energiforbrugerne i form af billigere priser, energiselskaberne i form af større indtjening eller statskassen. Hvis der lægges vægt på at undgå et øget energiforbrug som følge af billigere energi, vil det være muligt at høste gevinsten i form af højere energiafgifter. Herudover kan man forestille sig en beskatning af gevinsterne ved omdannelse til eller salg af aktieselskaber. Endelig vil der formentlig under alle omstændigheder blive tale om et øget skatteprovenu som følge af, at de konkurrenceudsatte energiaktiviteter må forudsættes at blive skattepligtige på linie med al anden erhvervsaktivitet.

1.2.2 Miljøvenlig produktion i et konkurrencemarked

Et andet energipolitisk ønske – ud over reduktion af energiforbruget – er at tilskynde til en langsigtet omlægning af energiforbruget i retning af vedvarende energi og øget anvendelse af kraftvarme. Det kan ske på flere måder.

Boks 1.2 Instrumenter til fremme af miljørigtig produktion

Allerede i dag anvendes alle tre instrumenter i de forskellige europæiske lande, og de vil kunne anvendes i et liberaliseret marked. I Danmark anvendes en kombination af PSO-modellen og tilskud/afgifter ^[7] .

Instrumenterne bygger alle på samme grundidé – at en stigende anvendelse af de mest miljøvenlige produktionsteknologier (prioriteret produktion) skal fremmes, og at ekstraomkostningerne herved skal betales af energiforbrugerne. Forskellen på instrumenterne ligger i den konkrete udformning af ordningerne og de deraf følgende virkninger på konkurrenceforholdene.

I den nuværende elforsyningslov er PSO grundstammen i at fremme den miljøvenlige elproduktion i tråd med EU’s elliberaliseringsdirektiv. Der er i lovgivningen fastsat retningslinier for, hvordan afregningspriserne for el fra vindmøller og decentrale kraftvarmeværker mv. skal beregnes. Afsætningen af den prioriterede el er sikret ved, at alle energiforbrugere skal aftage en forholdsmæssig andel af deres forbrug fra den prioriterede produktion ^[8]. Den prioriterede produktion er således adskilt fra konkurrencemarkedet ^[9] .

PSO-modellen sikrer en ens, solidarisk betaling for miljøforpligtelserne fra alle elforbrugere og sikrer afsætning af den miljøvenlige el. Den prioriterede produktion forventes at udgøre knap 30\% i 1998, og andelen forventes at stige i årene fremover.

Fra et konkurrencemæssigt synspunkt kan incitamenterne til effektivisering og produktivitetsforbedringer fremmes ved, at også den prioriterede produktion underkastes konkurrence på et marked.

En måde at sikre dette på kan være adskilte konkurrencemarkeder ^[10] for prioriteret el (eller grøn el) og traditionelt produceret el. Idéen er her, at forbrugerne pålægges som minimum at købe en bestemt procentdel af deres forbrug på et marked for prioriteret el, mens den resterende andel af forbruget kan anskaffes på det almindelige elmarked.

Den ”grønne” elproduktion organiseres som et marked, hvor der er indbyrdes konkurrence mellem de forskellige producenter af miljøvenlig el. Denne indbyrdes konkurrence giver incitamenter til at øge effektiviteten og dermed gøre miljøvenlig el mere konkurrencedygtig. Producenterne får således et fuldt kommercielt ansvar for deres investeringsbeslutninger mv.

Der dannes altså to adskilte markeder med to forskellige prisniveauer. Behovet for tilskud til den prioriterede produktion bliver markant mindre^[10a] , da den prioriterede produktion ikke skal konkurrere med de traditionelle produktionsteknologier. Finansieringen af ekstraomkostninger ved den miljøvenlige produktion flyttes således fra det offentlige til i langt højere grad direkte at skulle betales af elforbrugerne.

Den minimumsprocent af forbruget, som forbrugere skal anskaffe på det miljøvenlige marked, fastlægges politisk. Derved kan der fra politisk hold ”skrues” på procentdelen med henblik på at opfylde danske CO2 -målsætninger mv.

I praksis vil det kunne være mellemhandlere, fx elmæglere og de nuværende distributionsselskabers salgsafdelinger, der på elforbrugernes vegne sørger for at indkøbe el i det politisk fastlagte forhold fra de to sideordnede markeder.

Fordelen ved adskilte konkurrencemarkeder er, at nødvendige subsidier bestemmes i markedet og ikke politisk. Herved kan det undgås, at subsidierne bliver større end nødvendigt. Endvidere kan man direkte styre, hvor stor en del af elforbruget, der skal være ”miljøvenlig”. Belastningen eller finansieringen er de samme som i de to andre modeller, idet den påhviler alle elforbrugerne.

Fra et konkurrencemæssigt synspunkt kan det også være muligt at etablere en tilskudsmodel ^[11] , hvor den prioriterede produktion er en del af konkurrencemarkedet. De miljøvenlige – men omkostningstunge – produktionsteknologier gives så tilpas store tilskud, at den producerede energi kan afsættes på markedsvilkår i konkurrence med energi produceret via andre teknologier. Tilsvarende virkninger kan nås ved at lægge afgifter på de mindre miljøvenlige produktionsformer. Modellen anvendes i et vist omfang i dag, idet fx vindmøller ud over at være sikret en høj afsætningspris opnår et tilskud på 27 øre pr. kWh.

Tilskud kan enten gives til opførelsen af værkerne/vindmøllerne eller i forbindelse med afsætningen af den producerede elektricitet ^[12] . Fordelen ved at give tilskud til opførelse er, at de gives forlods, og at værkerne derefter må klare sig selv i konkurrencemarkedet. Der vil her være stor forskel på de decentrale kraftvarmeværker mv. og vindmøllerne, da der stort set ikke er marginale produktionsomkostninger ved vindkraft. Når først vindmøller er opført, er produktionsomkostningerne så små, at der ikke vil være behov for produktionstilskud eller styrede afsætningspriser.

Problemet med at fastlægge det ”rigtige” niveau for tilskuddenes størrelse kunne håndteres ved at gøre fastlæggelsen af tilskudsniveauet markedsbestemt – fx i form af en udbudsmodel, hvor energimyndighederne fastlægger, hvor stor en andel af elforbruget, der for en given periode ønskes produceret via miljøvenlige teknologier. Denne elmængde sættes i udbud, og der vælges fra den billige ende af tilbudene, indtil den ønskede mængde er nået. Fordelen herved er, at markedet (ved udbudet) bestemmer den pris (tilskudsstørrelse), som den miljøvenlige produktion kan klare sig med i konkurrencen – modsat en politisk fastlæggelse af tilskudsstørrelser. Det vil give større sikkerhed end i dag for, at den miljøvenlige el frembringes med de færrest mulige omkostninger.

Udbudsmodellen vil også kunne anvendes til udvælgelse af projekter om udvikling af nye miljøvenlige produktionsteknologier. Tilskud til at udvikle en ny miljøvenlig teknologi kunne gå til vinderen af en udbudskonkurrence, mod at denne efter en vis periode blev forpligtet til at producere og afsætte energi fra den nyudviklede teknologi. Finansieringen af tilskudsmidlerne kunne ske gennem en direkte afgift på elforbruget. Da den prioriterede produktion indgår i konkurrencemarkedet, vil der ikke være behov for at pålægge forbrugerne aftagepligt. Desuden ville afgiften over for elforbrugerne klart illustrere omkostningerne ved de danske energipolitiske målsætninger.

Hvis den miljøvenlige produktion fremmes gennem tilskudsordninger, skabes der konkurrence på hele elmarkedet. Fra et konkurrencemæssigt synspunkt vil fordelen herved være, at elforbrugere med frit leverandørvalg vil have mulighed for at købe hele deres elforbrug hos fx udenlandske leverandører, og alene denne mulighed vil sætte de danske elproducenter under et maksimalt konkurrencepres, så effektiviteten i produktion bliver den størst mulige.

Ulemper ved en tilskuds- og afgiftsordning er, at den hermed forhindrer synliggørelse af omkostningerne ved den miljøvenlige produktion samt øger skatte- og udgiftstrykket.

Det vil være muligt (fortsat) at udforme de energipolitiske instrumenter som en kombination af incitamentrigtige tilskud/afgifter, adskilte markeder og PSO-forpligtelser, så de energipolitiske mål kan fastholdes. Hertil kommer forskellige varianter af de nævnte modeller, hvor der indføres omsættelige kvoter for fx elproducenternes CO2 -emissioner eller elforbrugernes forbrugsandel fra miljøvenlige produktioner.

Modellen for den fremtidige håndtering af den miljøvenlige elproduktion i et konkurrencemarked overvejes for øjeblikket som et led i udspillet til en energilovreform til efteråret.

1.2.3 Processen mod mere konkurrence

EU's krav og den allerede etablerede lovgivning ^[13] peger i retning af en fortsat markedsåbning. Danmarks nabolande har allerede gennemført liberaliseringer på elområdet, og aktørerne i den danske energisektor er begyndt selv at tage initiativer til at få bedre rammer for at udnytte mulighederne i et nordeuropæisk konkurrencemarked.

Det politiske valg handler derfor ikke om, hvorvidt energiforsyningen skal konkurrenceudsættes. Der skal derimod træffes beslutning om liberaliseringstempoet og om, hvordan konkurrencereguleringen kan udformes, så samfundet og forbrugerne får flest mulige fordele.

De samfundsøkonomiske, energipolitiske og fordelingsmæssige virkninger af en liberalisering er formentligt på længere sigt stort set uafhængige af liberaliseringstempoet. Men en for langsom markedsåbning vil forsinke den nødvendige strukturtilpasning og kompetenceopbygning i energisektoren. På den anden side vil en fuld markedsåbning – også for små forbrugere – forudsætte måle- og styringssystemer, som det kræver tid at implementere. Energiselskaberne skal endvidere have mulighed for at tilpasse deres organisation til konkurrence. Det kan derfor være hensigtsmæssigt – som det også er sket i den danske ellovgivning – at opstille visse rammer for konkurrencen i startfasen, så markedets aktører gradvist kan vænne sig til den nye situation.

Det vil derfor være hensigtsmæssigt at gennemføre liberaliseringen som en proces, hvor der sættes en ”køreplan” for indførelsen af konkurrence. Derved vil de danske energiselskaber kunne forberede sig på liberalisering og få erfaringer med at agere på et konkurrenceudsat marked. Det kan herved undgås, at de danske energiselskaber bliver unødigt svagt stillet i de alliancer eller selskabsdannelser over landegrænserne, der vil blive realiseret i takt med udviklingen af fælleseuropæiske energimarkeder.

1.2.4 Andre problemstillinger ved indførelse af konkurrence

Der er dog også risici forbundet med konkurrence. En risiko er, at varmekunderne kommer til at betale en urimeligt stor regning, fordi konkurrencen presser kraftvarmeværkernes elpris ned. I konkurrencesprog taler man om risikoen for ”krydssubsidiering” fra monopolområdet (varme) til et konkurrenceområde (el). Midlerne til at undgå en sådan risiko gennemgås i afsnit 1.4.

En anden risiko er, at liberalisering vil lede til uventede eller uønskede fordelingsvirkninger. Fri konkurrence betyder, at hvile-i-sig-selv princippet kommer under pres, og at en del af de nuværende forbrugerejede andelsselskaber formentlig vil søge at blive omdannet til andre selskabsformer fx aktieselskaber, der er bedre egnede til at agere i et konkurrenceudsat marked. Hvis det sker, opstår spørgsmålet om ejerskab til og fordeling af de meget store ”skjulte” værdier i energiselskaberne. Det er vigtigt at undgå uønskede fordelingsvirkninger, jf . afsnit 1.5.

Endelig kan der ikke opnås reel konkurrence i hele energisektoren. Der vil stadig være centrale dele af energiforsyningen, hvor konkurrence ikke er mulig, fordi energiforsyningen er et såkaldt ”naturligt monopol”, hvor det vil være fordyrende at have sideordnede konkurrenter på det samme marked. Det er tilfældet for ledningsnet til transport af energi og for systemansvaret på disse net. Her vil der fortsat være behov for en central pris- eller indtægtsovervågning. Konkurrencemyndighedernes erfaringer fra både Danmark og andre lande tyder på, at denne kontrol kan indrettes mere hensigtsmæssigt end hidtil, jf . afsnit 1.6.

Nedenfor gennemgås først kort nogle af de mest grundlæggende forudsætninger for effektive konkurrencevilkår i energisektoren.

1.3 Forudsætninger for effektive konkurrencevilkår

Ved udformningen af rammebetingelser for energisektoren bør det tilstræbes, at konkurrencen kommer til at virke effektivt, så der opstår et pres for en effektiv ressourceudnyttelse i den danske energisektor. De væsentligste forudsætninger for effektive konkurrencevilkår er sammenfattet i boks 1.3.

Boks 1.3 Forudsætninger for effektive konkurrencevilkår på energiområdet

En af de væsentligste forudsætninger for effektiv konkurrence i energisektoren er, at de aktiviteter, der skal være omfattet af konkurrencen, adskilles selskabsmæssigt fra de aktiviteter, der fortsat vil være naturlige monopolområder.

Aktiviteterne i energisektoren kan opdeles på 4 områder:

• Produktion af energi (konkurrenceområde).
  
• Transmission ^[14] - den overordnede fysiske transport af energi (naturligt monopol).
  
• Distribution - fordeling af fysisk energi i lokalområderne (naturligt monopol).
  
• Finansiel handel med energi – salg/afregning for den fysiske levering af energi fra producentleddet til forbrugerne (konkurrenceområde).
  

Ved at sætte krav om selskabsmæssig ^[15] adskillelse af konkurrence-og monopolaktiviteterne forhindres krydssubsidiering. Hvis energinettene

administreres af netoperatører, der er ejermæssigt ^[16] uafhængige af kunderne, kan der ikke overføres penge, som fx er optjent ved for høje priser for anvendelsen af energinettene (monopolområdet), til aktiviteter på konkurrenceområdet.

Umiddelbart vil et krav om en sådan selskabsmæssig adskillelse bl.a. indebære, at der i samtlige distributionsselskaber skal foretages en selskabsmæssig adskillelse af aktiviteterne om den fysiske distribution af energi fra aktiviteterne om finansielt salg af energi.

Fra et konkurrencemæssigt synspunkt bør alle energiforbrugere (dvs. ikke blot de største) på sigt have frihed til selv at vælge leverandør og dermed også mulighed for at vælge den leverandør, der kan tilbyde de leveringsvilkår, energiforbrugeren ønsker. Det gælder såvel de største energiforbrugende industrivirksomheder, der allerede har denne ret, som de mellemstore og små virksomheder og de private husholdninger. Herved bliver energiselskaberne, som udbydere af energi, presset til at indrette sig efter efterspørgselspræferencer, hvilket erfaringsmæssigt giver bedre serviceniveau, produktudbud og forbrugerbeskyttelse.

Tilsvarende bør alle udbydere i energisektoren – når afsætningen af den miljøvenlige el er sikret, jf . diskussionerne i afsnit 1.2.2 – have lige muligheder og vilkår for at benytte såvel transmissionssom distributionsnettene. Adgangen til at anvende energinettene skal baseres på objektive kriterier, der anvendes konsekvent over for alle aktører.

1.4 Fremtidig effektivisering på fjernvarmeområdet

Siden oliekriserne i 1970'erne har det været et centralt mål i den danske energipolitik at mindske afhængigheden af olie og i stedet etablere en flerstrenget energiforsyning, hvor hovedvægten har været at udbygge de kollektive energisystemer til opvarmningsformål mest muligt.

Det har været en forudsætning for de massive investeringer, der er foretaget i udbygning af fjernvarme- og naturgasnettene, at økonomien kan hænge sammen, og at der er tilstrækkeligt med energiforbrugere koblet til nettene. Det er løst ved at tvangstilslutte forbrugerne til fjernvarme- og naturgasnettene i lokalområderne.

Af den samlede rumopvarmning i Danmark dækker fjernvarmen i dag ca. 50\%. Naturgas og individuel olieopvarmning dækker hver omkring 20\%. Samtidigt er gennemsnitligt mere end 80\% af de mulige kunder i fjernvarmeområderne tilsluttet fjernvarmenettene. Det hænger bl.a. sammen med anvendelsen af tvangstilslutning og forblivelsespligt samt udlægning af nybyggerier til fuldstændig fjernvarmetilslutning. Tilvæksten i fjernvarmeområderne er relativ beskeden, når man ser på aftagsmængde. Derimod er der antalsmæssigt de senere år opstået en række mindre værker, de såkaldte ”bar-marks-projekter”, med helt ned til omkring 100 forbrugere.

Udbygningen af fjernvarme- og naturgasnettene har givet mange energipolitiske og samfundsøkonomiske fordele. Men nettene er nu formentlig udbygget i så stor udstrækning, at man har nået det punkt, hvor fjernvarmen vil kunne klare sig i konkurrence med andre energikilder. Dette skyldes bl.a., at store dele af fjernvarmenettene efterhånden er ved at være fuldt afskrevet.

På denne baggrund bør det overvejes, hvordan der kan skabes stærkere incitamenter på fjernvarmeområdet til omkostningsmæssig effektivitet og samtidig beskyttelse af fjernvarmekunderne.

Da elnettene er udbyggede og sammenhængende, og da el kan transporteres over store afstande uden store nettab, kan der hurtigt indføres konkurrence på elområdet. På fjernvarmeområdet er der tale om adskilte lokale net, da varme ikke uden store nettab kan transporteres særligt langt. På fjernvarmeområdet kan der derfor ikke umiddelbart indføres samme konkurrenceforhold som på elområdet.

Et forhold, som kan give problemer for forbrugerbeskyttelsen, er, at størstedelen af el- og varmeproduktionen sker som såkaldt forenet produktion på kraftvarmeværkerne. Når der indføres konkurrence på elområdet, og varmeområdet samtidig forbliver et monopolområde, må der derfor sikres mod krydssubsidiering, så varmeforbrugerne ikke kommer til at betale en urimelig andel af fællesomkostningerne ved samproduktionen på kraftvarmeværkerne.

Hidtil er fællesomkostninger på flere kraftvarmeværker i overvejende grad lagt på elsiden og har på denne måde fungeret som en subsidiering til fordel for varmekunderne. Det vil derfor ikke være urimeligt, at varmekunderne på enkelte værker skal betale en større del af fællesomkostningerne mellem el- og varmesiden, og at der således i nogle tilfælde bliver tale om stigende varmepriser.

Men uden skærpede regler for fordelingen af fællesomkostninger ved kraftvarmeproduktionen – dvs. de omkostninger, der ikke entydigt kan henføres til enten el- eller varmesiden – vil der være risiko for, at konkurrencepresset på elsiden, i stedet for at lede til højere effektivitet, blot medfører urimeligt høje varmepriser. Det nuværende lovgrundlag kunne derfor suppleres med regler for fordeling af fællesomkostningerne, der sikrede varmekunderne, i form af en grænse – på fx 50\% – for den andel af fællesomkostningerne i kraftvarmeværkerne, der uden særskilt tilladelse kan placeres på varmesiden.

Der vil være behov for at supplere 50\%-grænsen med regler om, at værker, der ønsker at overføre mere end 50\% af fælles omkostningerne til varmesiden, ikke kan optjene overskud og desuden pålægges stramme restriktioner på mulighederne for henlæggelser til tidligere eller planlagte investeringer. Det kan også overvejes at underkaste disse værker et særskilt produktivitetseftersyn. De værker, der ikke overskrider 50\%-grænsen bør derimod reguleres efter et mere moderne princip end hvile-i-sig-selv princippet og have ret til at optjene et vist overskud.

Samtidigt vil det være naturligt at indføre prislofter – altså en øvre grænse for prisen på fjernvarme. Det kan ske gennem et substitutionsprincip, som fastsætter, at intet kraftvarmeværk må kræve mere for varmen end prisen for forbrugernes realistiske alternativ. Forbrugerens realistiske alternativ vil være olieopvarmning, opvarmning med vedvarende energikilder og i nogle områder tillige opvarmning med naturgas. En nærmere præcisering af et sådant princip vil kræve regler for opgørelse af kapital- og vedligeholdelsesomkostninger til oliefyr mv. men vil kunne foretages uden store problemer.

Dette prisloft kan stort set alle kraftvarmeværker opfylde p.t. – og skulle der være enkelte værker, der er nødt til at overvælte mere end 50\% af fællesomkostningerne på varmesiden, og herudover ikke kan levere varme til den beskrevne substitutionspris, giver den netop reviderede elforsyningslov hjemmel til at lade elektricitet fra sådanne kraftvarmeværker indgå som prioriteret el.

Et øget effektivitetspres kunne også skabes gennem indførelse af direkte incitamentregulering på varmesiden, således at også ”normale” værker, der hverken er særligt effektive eller særligt ineffektive, ved benchmarking med de mest effektive værker vil tilskyndes til højere effektivitet, jf . afsnit 1.6 og kapitel 7.

Endelig kunne der peges på, at produktkonkurrence giver en potentiel konkurrenceløsning på problemstillingerne om samproduktionen af el og varme. Konkurrence mellem energiprodukter til opvarmningsformål betyder, at varmekunderne stilles frit med hensyn til valg af energitype, dvs. at forbrugerne kan vælge mellem forskellige opvarmningsformer som fjernvarme, naturgasopvarmning, olieopvarmning og solvarme.

Dette kunne ske ved at ophøre med nye beslutninger om tvangstilslutninger. Et sådan ophør skal ske kommunalt, idet det er kommunerne, der træffer beslutning om tvangstilslutning, men man kan også forestille sig, at lovgivningen ændres, så kommunerne ikke – eller evt. kun under særlige omstændigheder – kan gennemføre nye tvangstilslutninger. Og endeligt kan man forestille sig, at også eksisterende tvangstilslutninger på et tidspunkt ophæves.

En ophævelse af tvangstilslutninger vil i nogle tilfælde betyde, at det bliver vanskeligere at få større nye udvidelser af nettene til at blive rentable. På den anden side er nettene så udbyggede, at dette ikke vil være noget stort problem. Og fordelen ved ophævelse vil være, at der kommer et øget effektivitetspres på varmeværkerne, som tvinges til at have konkurrencedygtige priser for at få de sidste ”med i folden” – uden at miste deres nuværende kunder. Det vil være til gavn for forbrugerne.

Det konkurrencepres, som indførelse af produktkonkurrence på varmeområdet indebærer, har en mere langsigtet karakter end det konkurrencepres, der vil komme ved liberalisering på elområdet. Produktkonkurrencen vil formentlig ikke på kort sigt betyde, at særligt mange varmekunder umiddelbart skifter opvarmningstype – fordi skiftet er forbundet med betydelige transaktionsomkostninger. De reelle valgmuligheder for forbrugerne vil derfor primært være i forbindelse med nyinstallationer og ved naturlige udskiftninger af forældede systemer samt i situationer med betydelige prisforskelle på de forskellige energityper til opvarmningsformål. Der bliver derfor i højere grad tale om et potentielt konkurrencepres, hvor tilstedeværelsen af forbrugernes mulighed for at skifte opvarmningstype presser varmeleverandørerne til at effektivisere og omkostningsminimere i et sådan omfang, at forbrugerne ikke benytter denne mulighed.

Indførelse af produktkonkurrence på varmeområdet vil derfor ikke udgøre en tilstrækkelig garanti for, at den nødvendige effektivitet skabes, eller at fjernvarmeforbrugerne ikke vil få urimelige priser. Produktkonkurrencen bør som følge heraf suppleres med en yderligere beskyttelse af varmekunderne, eksempelvis ved anvendelse af de øvrige muligheder skitseret ovenfor.

Boks 1.4 Anbefalinger om effektivisering af fjernvarmen

Endelig skal nævnes, at en yderligere mulighed for at skabe effektivitetspres i fjernvarmesektoren er at indføre konkurrence mellem varmeproducenterne i de områder, hvor der er flere producenter, der leverer til et sammenhængende fjernvarmenet. Sådanne sammenhængende fjernvarmenet findes i og omkring de største byer i Danmark. Her kan der til en vis grad indføres konkurrence efter samme principper som i elsektoren (tredjepartsadgang) – dvs. at de lokale distributionsselskaber gives valgfrihed med hensyn til varmeleverandør, hvorved leverandørerne via konkurrencepresset får incitamenter til effektivisering og omkostningsminimering.

Disse tiltag vil tilsammen med stor sandsynlighed kunne sikre varmekunderne mod urimelige prisstigninger som følge af en elliberalisering og vil endvidere kunne gennemføres uden at være mere administrativt belastende for selskaberne end det hidtidige reguleringssystem. Der kan samtidigt være behov for at styrke forbrugerne gennem krav til informationsgrundlaget i form af prisoversigter mv.

1.5 Ejerstrukturen og fordelingsvirkninger

I forbindelse med en liberalisering bør energiselskaberne overveje, om det vil være fornuftigt at opretholde de nuværende selskabs- og ejerstrukturer på de aktiviteter, som kommer til at foregå i et konkurrencemarked. På el- og varmeområdet er der i dag næsten udelukkende forbrugerejede andelsselskaber mv. og kommunale forsyningsvirksomheder.

Boks 1.5 Forbrugernes og kommunernes ejerskab

En vigtig forudsætning for lige og effektive konkurrencevilkår i energisektoren er, at der sker en formel og reel selskabsadskillelse af aktiviteterne på hhv. monopol- og konkurrenceområderne, så netoperatørerne reelt bliver uafhængige af deres kunder – aktørerne på konkurrencemarkedet.

Ud fra en konkurrencesynsvinkel er det mest optimale, at selskabsadskillelsen også omfatter ejerforholdene. En fuldstændig ejermæssig uafhængighed for netoperatørerne giver den største sikkerhed for, at der ikke sker krydssubsidiering, og for at alle aktører får lige vilkår for netadgangen. Modsat vil mindre vidtgående krav til selskabsadskillelsen indebærer tilsvarende større krav til reguleringen og myndighedernes kontrol med, at der ikke sker krydssubsidiering, og at netadgangen i praksis kommer til at foregå på lige vilkår.

Hidtil er hensynet til forbrugerbeskyttelse blevet varetaget af det kommunale demokrati (ved kommunalt ejerskab) eller gennem forbrugernes eget ejerskab. Det indirekte demokrati, som der er tale om i de forbrugerejede andelsselskaber, beskytter imidlertid i mange tilfælde ikke forbrugerne særligt effektivt^[16a] . Forbrugernes valgfrihed med hensyn til leverandør i et konkurrencemarked giver en bedre forbrugerbeskyttelse, fordi energiforbrugeren kan udskifte den leverandør, der ikke lever op til forventningerne med hensyn til serviceniveau, leveringssikkerhed, produktudbud og priser mv.

Den begrænsede markedsåbning, der er tale om i den nuværende udformning af ellovgivningen, hvor kun få meget store elforbrugere har frihed til selv at vælge leverandør, indebærer en risiko for, at elselskaberne prismæssigt favoriserer de frie kunder, mens priserne sættes tilsvarende op for kunder med mindre elforbrug (monopolkunderne).

Ud fra en konkurrencemæssig betragtning er den bedste beskyttelse af alle forbrugere – dvs. også almindelige husstande og små virksomheder – på sigt at give alle elforbrugere frihed til selv at vælge leverandør. Der er ingen grund til at tvinge elforbrugere til at handle et bestemt sted, hvis miljømålsætninger mv. kan opfyldes uden at forskelsbehandle elforbrugere, der tilfældigvis har et samlet forbrug over eller under en fastsat grænse ^[17].

Den forbrugerbeskyttelse, der ligger i det frie leverandørvalg, og som desuden understøttes af den generelle forbrugerbeskyttelses lovgivning, giver bedre resultater, desto bedre informationen er om forbrugernes valgmuligheder. Konkurrencestyrelsen har derfor igangsat et arbejde om udarbejdelse af bedre information om pris-og omkostningsforhold hos energiområdets aktører via benchmark-/ nøgletalsanalyser. Også i reformgruppen ^[18] under Energistyrelsen er der nedsat en arbejdsgruppe ^[19] , der beskæftiger sig med analyser af reguleringsmuligheder ved benchmarking.

I et konkurrencebaseret marked vil der være overskudsmuligheder og underskudsrisici, og selskaberne vil have behov for frihedsgrader til at træffe hurtige strategiske beslutninger. Der vil være behov for at kunne optjene og henlægge overskud i gode år som modvægt til, at selskaberne ikke har garanti for at kunne holde på kunderne i dårlige år. Der er derfor meget, der taler for, at der vil opstå et pres på de nuværende selskabsformer, dvs. kommunale forsyningsvirksomheder, interessent- og andelsselskaber mv. Disse selskaber er normalt bedst egnede til at håndtere hvile-i-sig-selv princippet, som det vil være vanskeligt at opretholde i et konkurrencemarked.

Fri konkurrence leder ikke nødvendigvis til, at energiselskaberne omdannes til aktieselskaber. Inden for andre erhverv – især landbrugets forsynings- og forædlingsvirksomheder samt detailhandlen – producerer andelsselskaber og andre former for selskaber side om side uden særskilte konkurrenceproblemer.

Forskellen mellem energisektoren og disse erhverv er imidlertid, at det kun er i energiselskaberne, at der i dag er tale om, at forbrugeren de facto er tvunget andelshaver. Det skal ses i sammenhæng med den reelle økonomisk risiko, der vil være ved ejerskabet i et konkurrencemarked. Tilsvarende vil den økonomiske risiko også være problematisk for de kommunalt ejede energiselskaber, da kommunerne ikke umiddelbart har mulighed for at finansiere underskud på erhvervsaktiviteter.

Forbrugernes ejerskab kombineret med en økonomisk risiko på konkurrenceaktiviteterne vil have en dæmpende effekt på konkurrencen i en liberaliseret energisektor. Hvis regningen for et forbrugerejet selskabs fejlslagne investeringer direkte skal dækkes af ejerne/ forbrugerne, vil det begrænse forbrugernes incitamenter til at skifte leverandør og dermed begrænse konkurrencepresset fra efterspørgselssiden på detailmarkedet.

De kommunale og forbrugejede virksomheder på energiområdet bør derfor for den konkurrenceudsatte del af deres aktiviteter overveje omdannelse til eksempelvis aktieselskaber, som på en række punkter formentlig vil være en mere hensigtsmæssig selskabsform i et konkurrencemarked.

Det skal i denne forbindelse understreges, at argumenterne for at overveje omdannelse til aktieselskaber kun omhandler de aktiviteter, der vil blive omfattet af konkurrencen. På de aktiviteter, der fortsat vil være monopolområder, synes der ikke umiddelbart at være tilsvarende forhold, der peger i retning af klare fordele ved aktieselskabsformen.

Såfremt andelsselskaberne omdannes til aktieselskaber, hvor de nuværende forbrugere/andelshavere tildeles aktier, fx efter en prorata model, vil dette som udgangspunkt sikre, at forbrugerne får de værdier, de har været med til at skabe og betale for gennem prisfastsættelsen på energiforbruget. Pro rata modellen er her nævnt som et eksempel, og det bør undersøges og overvejes nærmere, om der er andre mulige modeller for omdannelse til aktieselskabsformen, der vil være mere hensigtsmæssige, jf . bl.a. nedenstående diskussion af fordelingsproblemerne ved pro rata modellen.

De samlede bogførte aktiver i elsektoren udgør omkring 10 mia. kr. Dette beløb dækker aktiver i både produktions- og salgsleddene og på de fortsatte monopolområder (nettene). Beløbet er imidlertid slet ikke udtryk for de reelle værdier i systemet, idet elselskaberne gennem gunstige afskrivnings- og henlæggelsesregler har haft mulighed for hurtigt at indregne investeringsomkostningerne i elpriserne. Der findes ikke nogen opgørelse af de reelle markedsværdier, men fra flere sider er der gættet på, at der mindst er tale om 4 gange så høje værdier – altså 40 mia. kr. Dette illustreres fx af, at da Gentofte Kommune i 1996 offentliggjorde overvejelserne om at sælge aktiemajoriteten i NESA til det svenske selskab Vattenfall, steg aktieværdien til ca. det 6 dobbelte af aktivernes indre værdi udregnet ud fra de bogførte værdier.

Omdannelse eller udskillelse af net- og produktionsaktiviteter, som således p.t. omfatter betydelige værdier, til aktieselskabsformen vil have fordelingsmæssige konsekvenser. Problemet er her, at identifikationen af forbrugerne/ejerne praktisk kun kan ske på et givet tidspunkt, hvorimod det forbrug, der har betalt investeringerne, er sket over en årrække. Der vil således være kunder, der er flyttet ind og ud af de enkelte selskaber.

Samtidigt vil forbrugerne i NESA-området, der allerede er et aktieselskab, og måske også i de kommunale forsyninger, der vil blive omdannet til aktieselskaber, ikke få de samme fordele, som tilfældet er ved de nuværende andelsselskaber. Der kan derfor være fordelingspolitiske vanskeligheder ved omdannelsen til aktieselskaber, idet forbrugere, der tilfældigvis er tilknyttet et andelsselskab, vil få en formuegevinst, i modsætning til fx forbrugere, der er tilknyttet NESA.

Disse fordelingsmæssige konsekvenser kan umiddelbart undgås (og i hvert fald udskydes), hvis de nuværende ejerstrukturer bevares i forbindelse med en omdannelse af konkurrenceaktiviteterne til aktieselskabsformen – dvs. hvis forbrugernes og kommunernes ejerskab fastholdes på monopolaktiviteterne i distributionsselskaber, og det bliver disse selskaber, der kommer til at stå som ejere af aktieselskaberne på konkurrenceaktiviteterne produktion og handel med energi. Forbrugernes/kommunernes økonomiske risiko vil her være begrænset til den indskudte aktiekapital. Men denne model vil dog fortsat have de uheldige konkurrencemæssige virkninger ved, at forbrugernes incitamenter til at skifte leverandør vil være begrænsede, da leverandørskift vil forøge risikoen for tab på den indskudte kapital i aktieselskabet. Virkningen heraf er som nævnt begrænsning i konkurrencepresset fra efterspørgselssiden på detailmarkedet.

De fordelingsmæssige virkninger og problemer ved omdannelse til aktieselskaber efter pro rata modellen kan reduceres ved en statsskat, der inddrager en væsentlig del af de værdier, der realiseres ved en overgang til aktieselskabsformen. En sådan beskatning bør dog ikke være så høj, at den giver for stærke incitamenter til at undlade omdannelse.

1.6 Et moderniseret konkurrence- og effektivitetstilsyn

I et nyt lovgivnings-set-up for en konkurrencebaseret energisektor bør regulering og rammebetingelser udformes med henblik på at sikre, at samfundet får alle fordelene ved energiliberaliseringen, så ressourceudnyttelsen bliver bedre og mere effektiv samtidig med, at de energipolitiske målsætninger og hensyn tilgodeses.

Regulerings- og tilsynsopgaverne kan opdeles i tre niveauer. De overordnede rammebetingelser, som skal gælde for alle aktiviteter i sektoren (Miljø- og Energiministeriet/Energistyrelsen), reguleringen af konkurrenceaktiviteterne efter den almindelige konkurrencelovgivning (Konkurrencerådet/Konkurrencestyrelsen) og reguleringen af monopolaktiviteterne om fysisk transport af energi via energinettene (Energiprisudvalgene/Konkurrencestyrelsen).

Boks 1.6 Reguleringer og rammebetingelser i en liberaliseret energisektor

De energipolitiske myndigheder skal som hovedopgave sørge for, at de energipolitiske målsætninger opfyldes. Det skal ske gennem fastsættelse af de overordnede rammer, der skal suppleres af de mere specifikke lovgivninger for konkurrence- og monopolaktiviteterne i energisektoren. Med rammebetingelser menes sammenfattende alle de instrumenter, som (ud over den mere specifikke lovgivning, jf . nedenfor) kan anvendes til at påvirke forbrugere og aktører i sektoren til at handle på den ønskede miljømæssige måde.

Det vil være hensigtsmæssigt i fremtiden i højere grad end hidtil at supplere de administrative styringsinstrumenter med økonomiske styringsmidler, der giver aktørerne incitamenter til at handle på den ønskede miljømæssige måde. Hertil kommer regler, der sikrer basale samfundsmæssige krav til ydelsernes kvalitet, sikkerhed og miljøstandard mv. Desuden kan det evt. i nogle tilfælde være hensigtsmæssigt at opstille objektive krav for at drive virksomhed på energiområdet.

Rammebetingelser bør i så vid udstrækning som muligt være konkurrenceneutrale, så de er ens for alle, og udformet så de ikke hæmmer en aktiv konkurrence mellem sektorens aktører.

Konkurrenceaktiviteterne omfatter produktions- og handelsaktiviteter. Hvis der skal være effektive konkurrencevilkår, forudsætter det, at virksomhederne på disse områder har frihed til selv at træffe dispositioner om fx investeringsbeslutninger, produktionsplanlægning og prisfastsættelse ud fra egne vurderinger af markedsforholdene.

Der vil kun være behov for en lovgivning, der forhindrer aktørerne i på forskellig vis at begrænse konkurrencen. Lovgivningen bør sikre, at dominerende virksomheder ikke misbruger deres markedsposition (fx gennem en urimelig prisdiskriminering), og at virksomhederne i energisektoren ikke indgår konkurrencebegrænsende aftaler. Konkurrenceaktiviteterne på energiområdet bør derfor være omfattet af den almindelige konkurrencelovgivning, som er indrettet på at håndtere netop disse problemstillinger, og som gælder for al anden erhvervsvirksomhed i Danmark.

Energinettene til transmission og distribution af energi vil fortsat være naturlige monopoler. Aktiviteterne på disse net vil derfor fortsat skulle reguleres som monopolaktiviteter. Men indførelsen af konkurrence i produktion og handel med energi gør, at der må sættes nye og anderledes krav til monopolaktiviteterne i forhold til tidligere.

Energinettene bør i en konkurrencebaseret energisektor betragtes som en infrastruktur, som skal stilles til rådighed for aktørerne på konkurrencemarkedet. Varetagelsen af opgaverne om energinettene (systemoperatørfunktionen) bliver derfor en servicefunktion, hvor hovedopgaven bliver at varetage aktørernes interesser med hensyn til lige og retfærdige vilkår, for adgangen til at benytte nettene, og at sikre et godt kvalitetsniveau på disse ydelser.

Reguleringen af aktiviteterne på energinettene bør indeholde klare retningslinier for netadgangen og for systemoperatørens opgaver, forpligtelser, uafhængighed og neutralitet i forhold til kunderne (konkurrenceaktørerne). Det skal herunder sikres, at krydssubsidiering undgås, og at netadgangen sker på saglige og objektive betingelser, så der fx ikke forekommer urimelig prisdiskriminering. Det vil derfor være hensigtsmæssigt, at netaktiviteterne er skarpt adskilt selskabsmæssigt fra konkurrenceaktiviteterne. Krav til selskabsadskillelse bør også omfatte de ejermæssige forhold.

Reguleringsregimet skal indeholde krav om effektivitet, men på samme tid også være enkelt og ikke for administrativt ressourcekrævende. Reguleringens formål er at motivere systemoperatørerne til høj effektivitet gennem incitamenter til effektiv ressourceanvendelse og dermed også en høj grad af forbrugerbeskyttelse.

Hidtil har sådanne monopolreguleringer i Danmark stort set udelukkende været baseret på hvile-i-sig-selv princippet. Dette har givet en række gode resultater, men erfaringerne viser dog også, at princippet har en række ulemper, som formentlig er blevet større og større. Herunder kan specielt nævnes, at incitamenterne til omkostningsreduktion ikke er særligt store, og at forsyningsvirksomhederne ikke har nogen kommerciel risiko ved investeringer, hvilket leder til overinvesteringer.

Det er derfor sandsynligt, at det hidtidige reguleringssystem ikke i tilstrækkeligt omfang har højnet effektiviteten samt været medvirkende årsag til en del af overkapaciteten ^21] i energisektoren. Hvile-i-sig-selv princippets begrænsninger har desuden ledt til, at det anvendes i stadigt mindre udstrækning på andre naturlige monopolområder – både i Danmark og i de fleste OECD-lande.

Derfor bør der i forbindelse med indførelse af konkurrence i den øvrige del af energisektoren overvejes en modernisering af dette princip, så der skabes mere virkningsfulde incitamenter til effektivisering og omkostningsreduktion, og så investeringerne i højere grad tilpasses markedets behov. Der findes en række nyere modeller for incitamentregulering, som vil kunne anvendes ^[22] . De to grundformer er benchmark-regulering og price-cap-regulering (RPI-X princippet).

Price-cap-reguleringsprincippet indebærer, at myndighederne fastsætter et øvre loft for monopolselskabernes/systemoperatørernes priser. Typisk sker dette ved at kræve, at selskabets priser i gennemsnit må stige svarende til det generelle prisindeks (RPI), fratrukket et krav om produktivitetsforbedringer (X). Da selskabernes indtjening eller underskud udgør spændet mellem priser og omkostninger, vil selskaberne derfor have store incitamenter til omkostningsreduktioner. Ulemperne ved denne metode er, at det er meget vanskeligt for myndighederne at fastsætte de ”rigtige” prislofter og produktivitetskrav. Metoden forudsætter, at der for de enkelte selskaber tages højde for fx teknologiske forbedringer, stordriftsfordele mv.

I Danmark bruges price-cap-princippet på teleområdet ^[23] . Det vil imidlertid ikke kunne overføres umiddelbart på energiområdet. For det første lægger dette princip op til en detaljeret regulering, som det vil være betydeligt sværere og mere ressourcekrævende at gennemføre i en sektor med mange selskaber. For det andet skal energiselskaberne ^[24] kunne overvælte stigninger i priserne på energiråvarer på forbrugerne – på teleområdet er der ingen tilsvarende råvarer, der kan svinge kraftigt i pris. For det tredje skal der tages højde for, at de forskellige lokale energiselskaber har forskellige distributionsomkostninger, bl.a. afhængigt af befolkningstæthed.

Benchmark-princippet går ud på at give monopolselskaberne incitamenter til effektivitetsforbedringer mv. ved at sammenligne selskaberne med hinanden. Der indsamles nøgletal (benchmarks) for de forskellige omkostningsposter i alle selskaber, og omkostnings- og effektivitetsforholdene sammenlignes indbyrdes mellem selskaberne.

I den mindst indgribende form for benchmark-regulering offentliggøres nøgletallene med henblik på at sætte de mindst effektive selskaber under et offentligt pres. Det antages her, at større åbenhed og gennemsigtighed om omkostningsforhold mv. virker fremmende på produktiviteten.

I en mere indgribende/restriktiv benchmark-regulering fastsætter reguleringsmyndigheden effektiviseringspotentialer i forhold til de mest effektive virksomheders benchmarks eller efter en gennemsnitsmodel. De mest effektive selskaber får frie rammer til at optjene overskud mv., mens de mindst effektive selskaber stilles over for krav om visse årlige produktivitetsstigninger eller reale prisfald.

Et benchmark-system synes at være det princip, der passer bedst til de danske forhold på energiområdet og bedst til de danske traditioner for enkle og ikke så administrativt ressourcekrævende reguleringer for både myndigheder og virksomheder.

Konkurrencestyrelsen vil kunne forestå en sådan benchmark-regulering med et begrænset ressourceforbrug på baggrund af den inden for styrelsen opbyggede ekspertise om de økonomiske forhold i energiselskaberne og de konkurrenceøkonomiske og konkurrenceretlige forhold, jf . principperne i ASK-rapporten ^[25] . Det vil endvidere være hensigtsmæssigt, at benchmark-reguleringen fortsat forestås af udvalg med særlig energikompetence ^[26] . For at sikre den bedst mulige forbrugerbeskyttelse bør Konkurrencestyrelsen og energiudvalgene – som hidtil – alene have til formål at sikre forbrugerne uden hensyntagen til energipolitiske mål.

Strukturelle forhold i energisektoren

2.1 Indledning

Den kollektive energiforsyning i Danmark består af tre sektorer: el, varme og naturgas. Disse er i dag monopolsektorer, hvor der stort set ikke er indbyrdes konkurrence mellem aktørerne. Det er tilfældet for både produktion, transmission og distribution. Der er heller ikke konkurrence på tværs af de 3 sektorer. Energiforbrugerne har derfor hverken mulighed for at vælge leverandør eller energiform.

Monopolstrukturerne fremstår især ved, at Danmark er opdelt i geografiske områder, hvor en enkelt leverandør i realiteten har eneret til forsyning af alle energiforbrugerne inden for området. Eneforsyningsområderne er et resultat af enten indbyrdes aftaler mellem aktørerne i sektoren eller fastsat ved lov. Hertil kommer, at energiområdet er præget af en stærk offentlig regulering og styring, der sigter mod at sikre, at ambitiøse energi- og miljøpolitiske målsætninger opfyldes. Endelig er området præget af, at stort set alle virksomheder er enten offentligt ejet eller ejet af energiforbrugerne.

I dette kapitel beskrives de strukturelle forhold i energisektoren, mens kapitel 3 beskriver de lovgivningsmæssige forhold. Tilsammen danner kapitel 2 og 3 udgangspunktet for diskussionerne om liberaliseringer i de senere kapitler.

2.2 Elsektorens struktur

Den nuværende struktur i elsektoren, der er præget af den historiske udvikling, er skitseret i figuren nedenfor.

Billede: Boks 2.1 Elsektorens struktur

2.2.1 Produktion

Elproduktionen foregår i 8 produktionsselskaber, der alle fremstiller såvel elektricitet som fjernvarme (kraftvarmeproduktion). 6 af produktionsselskaberne dækker det jysk/fynske område (ELSAM-området). Det drejer sig om Nordjyllandsværket, Midtkraft, Vestkraft, Skærbækværket, Sønderjyllands Højspændingsværk og Fynsværket. De 2 øvrige selskaber, Sjællandske Kraftværker og Københavns Belysningsvæsen, dækker Sjælland og øerne (ELKRAFT-området).

Både forsynings- og produktionsmæssigt er elsektoren delt ved Storebælt og består således af to regionale systemer. Der foregår ikke energiudveksling mellem områderne.

De 2 paraplyorganisationer ELSAM og ELKRAFT bestemmer hvornår og hvor meget, der skal produceres på de enkelte værker ^[27] . Rent praktisk sker det ud fra en driftsoptimeringsmodel, hvor værkerne sættes ind ud fra de laveste marginale omkostninger, og hvor der samtidig tages hensyn til, at den samlede efterspørgsel på ethvert tidspunkt er dækket. I planlægningen af elproduktionen indgår også den elektricitet fra vindmøller og decentrale kraftvarmeværker, som selskaberne er tvunget til at modtage, samt den el, der er produceret sammen med den nødvendige varmeproduktion. ELSAM og ELKRAFT varetager desuden al import og eksport.

ELSAM planlægger produktionen og energiudvekslingen mellem værkerne, så elektriciteten fremstilles til de lavest mulige omkostninger pr. enhed samt varetager andre fællesopgaver for de jysk/fynske kraftværker. ELSAM står endvidere for indkøb og distribution af brændsel til kraftværkerne samt for udbygningen af såvel det overordnede højspændingsnet som de enkelte værkers produktionsanlæg.

Den indbyrdes afregning mellem værkerne i ELSAM sker efter fastlagte fordelingsnøgler. Produktionsomkostningerne ”puljes” hos ELSAM og omregnes til en fælles tidsdifferentieret pris for værkerne. De enkelte værker fastsætter derefter selv salgspriserne til distributionsselskaberne på grundlag af egne omkostningsforhold.

ELKRAFT varetager al elproduktion på Sjælland og øerne. Produktionen indgår i en pulje sammen med import af el fra Sverige. ELKRAFT køber al produceret el og betaler de deltagende værker en variabel godtgørelse til brændsel og øvrige variable omkostninger samt en fast godtgørelse til bl.a. henlæggelser til nyinvesteringer, afskrivning og forrentning. De samlede omkostninger hos ELKRAFT fordeles mellem deltagerne efter aftaget.

Dette afregningssystem betyder, at det enkelte produktionsselskab i ELKRAFT kommer til at fungere som grossist. Selskaberne køber elektriciteten fra ELKRAFT til en fælles pris udregnet på baggrund af de samlede omkostninger, der er forbundet med at optimere driftsprocessen. Produktionsselskaberne videresælger til distributionsselskaberne inden for det geografiske område, som produktionsselskabet omfatter. Distributionsselskaberne i det pågældende geografiske område ejer produktionsselskabet, der igen ejer og driver det overordnede transmissionsnet i området.

Udover produktionen på de store centrale kraftværker i ELSAM og ELKRAFT fremstiller vindmøller og decentrale kraftværker elektricitet. Oversigten nedenfor viser forsyningsbalancen for 1990-96 for den danske elsektor.

Tabel 2.1 Elsektorens forsyningsbalance 1990-96

Til oversigten bemærkes, at eksporten til Norge og Sverige har været ekstraordinær stor i 1996 som følge af vandmangel i disse lande. Produktionen i de centrale kraftvarmeværker er stort set udelukkende baseret på kul, mens de decentrale kraftvarmeværker især producerer på naturgas og i mindre omfang på biomasse.

Som følge af de energi- og miljøpolitiske prioriteringer får produktionen på vindmøller og decentrale kraftvarmeværker stadig større betydning.

2.2.2 Distribution

Distributionssektoren omfatter i dag både transmission på lavere niveau, typisk fra 50/60 kV til 0,4 kV, og salg til slutforbrugerne.

Størsteparten af salget til slutforbrugerne sker gennem ca. 100 distributionsselskaber, der varierer betydeligt i størrelse. Gennem aftaler eller vedtægtsbestemmelser har distributionsselskaberne i deres geografiske område forpligtiget sig til at købe elektriciteten hos områdets produktionsselskab/kraftværk ^[28] . Desuden aftager distributionsselskaberne el fra de vindmøller og decentrale kraftvarmeværker, der er tilsluttet distributionsselskabets transmissionsnet. Distributionsselskaberne har forsyningspligt over for forbrugerne i egne lokale områder.

Foruden distributionsselskaberne er der endvidere ca. 100 små transformerforeninger, der køber el hos distributionsselskaberne og står for videresalget til forbrugerne i lokalområderne.

Tabel 2.2 Elsalgets fordeling på kundekategorier 1996

Den totale omsætning i elsektoren forventes i 1998 at udgøre ca. 20 mia.kr ^[30]

Distributionsselskaberne er enten kommunale eller ejet af forbrugerne, fx i form af andelsselskaber, interessentskaber eller lignende. Dog er NESA A/S et aktieselskab med Gentofte Kommune som hovedaktionær. Omsætningsmæssigt fordeler kommunalt og privatejede selskaber sig med ca. 50\% til hver kategori.

Historisk set har elforsyningen været lokalt forankret og ejet af forbrugerne. I begyndelsen af århundredet var der tale om et direkte ejerskab. I dag indebærer ejerskabet primært, at forbrugerne er sikret en indflydelse på de beslutninger, der træffes i distributionsselskabet. De lokale ejerforhold rækker videre i kraft af, at distributionsselskaberne ejer kraftværkerne.

Det økonomiske udbytte for forbrugerne ved at eje selskaberne er dog til at overse, da de økonomiske rettigheder og forpligtelser i form af fx udbytte, retten til en andel af selskabets midler samt hæftelse for selskabets gæld er yderst begrænsede. I hovedparten af de forbrugerejede elselskaber er der derfor ikke noget økonomisk incitament til at være ejer. På den anden side løber forbrugerne ikke nogen økonomisk risiko som ejere.

De begrænsede ejerrettigheder hænger i høj grad sammen med skattelovgivningen. Elselskaberne har fuld skattefrihed på betingelse af, at et eventuelt overskud bliver anvendt i overensstemmelse med selskabets formål. Et medlemskab af et forbrugerejet elselskab kan derfor nærmest sammenlignes med et medlemskab af en brugsforening, hvor forbrugerne formelt er sikret indflydelse.

Lovgivningen på elområdet indeholder ikke bestemmelser, der forhindrer salg af de forbrugerejede elselskaber. De værdier, som forbrugerne har opsparet samt provenuet ved et salg, vil med den nugældende lovgivning tilfalde forbrugerne/andelshaverne til deling, medmindre andet er fastsat i selskabets vedtægter.

2.3 Naturgasområdets struktur

Det danske marked for naturgas forsynes fra Dansk Undergrunds Consortiums (DUC) områder i Nordsøen. DUC er indtil videre det eneste selskab, der producerer naturgas i den danske del af Nordsøen.

DUC sælger hele produktionen af naturgas til Dansk Naturgas A/S (DANGAS), der er et datterselskab af Dansk Olie og Naturgas A/S (DONG). DANGAS ejer såvel søledningen som det overordnede transmissionsnet og står for, at naturgassen føres i land, transmitteres og oplagres. Desuden står DANGAS for eksporten.

Fordelingen af opgaverne vedrørende forsyningen med naturgas i Danmark, herunder fordelingen af rettigheder og pligter for leverandører og forbrugere, er indgående reguleret i lovgivningen ^[31] samt ved de aftaler, der er indgået mellem selskaberne.

Billede: Boks 2.2 Opgavefordeling i naturgassektoren

Ifølge loven må naturgas kun indføres, forhandles, transporteres og oplagres i henhold til en tilladelse eller bevilling, der kan udfærdiges som en eneretsbevilling for et bestemt tidsrum, og som meddeles af miljø- og energiministeren. DONG fik i 1979 en sådan eneretsbevilling gældende indtil år 2012.

Eneretsbevillingen blev i 1984 overdraget til DANGAS. En eneret til import, der tidligere også var omfattet af bevillingen, blev i 1994 ophævet og ændret til den nugældende ret til at indføre naturgas. De øvrige enerettigheder for DANGAS forblev uændrede. Baggrunden for ophævelsen af importeneretten var, at EU-Kommissionen i 1991 havde indledt en sag om traktatkrænkelse mod Danmark ^[32]

DANGAS' eneret til at transportere naturgas indebærer, at selskabet har monopol på transmission af naturgas gennem det overordnede net.

Tabel 2.3 Produktion og forbrug af naturgas 1996

DANGAS sælger gassen til de fem regionale distributionsselskaber, til de store centrale kraftvarmeværker og til store erhvervskunder i København og på Frederiksberg. DANGAS eksporterer desuden til Sverige og Tyskland. De store decentrale kraftvarmeværker med en effekt på over 35 MWe er fælleskunder for de regionale naturgasselskaber og DANGAS.

Eneretsbevillingen for DANGAS omfatter ikke den lokale distribution af naturgassen. DANGAS fører naturgassen i land og videre gennem det overordnede transmissionsnet til de fem regionale distributionsselskaber, der ejes af kommunerne i de pågældende regioner. Regionerne følger amtsgrænserne. Inden for regionerne ejer de regionale selskaber detailforsyningsnettene. De regionale selskaber samarbejder i interesseorganisationen KOMGAS.

De regionale selskaber distribuerer og sælger den resterende del af naturgassen i Danmark. Kunderne er fjernvarmeværker, decentrale kraftvarmeværker, blokvarmecentraler, store og mindre erhvervsvirksomheder, industrielle kraftvarmeværker samt villaejere.

Tabel 2.4 Naturgasselskabernes salg til forskellige kundekategorier 1996

Det samlede salg i gassektoren svarer til en omsætning på knap 7 mia. kr. (omsætning i regionale selskaber og det direkte gassalg til danske kunder fra DANGAS ^[33] ).

Grundlaget for samarbejdet mellem de regionale gasselskaber og DANGAS er udformet i en aftale af 4. juni 1987, som indeholder udførlige bestemmelser om vilkårene for levering af naturgas. Aftalen omfatter tekniske bestemmelser om kvalitet, måleapparatur mv., bestemmelser om levering og bestemmelser om fastsættelse af de regionale selskabers købs- og salgspriser. DANGAS sikrer gennem 4. juni-aftalen de regionale selskaber et minimumsdækningsbidrag ved salget af naturgas. Styringen af anlægs- og driftsomkostninger er derimod det enkelte regionale selskabs ansvar. 4. juni-aftalen afskærmer endvidere de regionale selskaber mod indførelse af afgifter på naturgas, idet afgifter væltes over på DANGAS i form af lavere salgspriser til de regionale selskaber. I aftalen indgår endeligt også en manual, der udtømmende omhandler de regionale selskabers salgsvilkår over for forbrugerne og fordelingen af opgaverne mellem DANGAS og de regionale selskaber.

De regionale naturgasselskaber har i indbyrdes aftaler opdelt Danmark i geografiske eneforsyningsområder. Aftalerne om denne områdedeling, der dog ikke omfatter DANGAS' levering til de store centrale kraftvarmeværker, er godkendt af miljø- og energiministeren. Desuden har de regionale naturgasselskaber indgået aftaler om priser, der også er godkendt af miljø- og energiministeren.

Lovgivningen på gasområdet og aftalerne mellem selskaberne giver samlet en struktur, hvor der er klar adskillelse mellem produktion, transmission/lager og distribution.

2.4 Varmeområdets struktur

Den tredje kollektive energiform, fjernvarmen, er ligeledes ganske omfattende reguleret. Varmeproduktionen styres fuldstændigt gennem planbestemmelserne i varmeforsyningsloven, der bl.a. har til formål at fremme den mest samfundsøkonomiske og miljøvenlige anvendelse af energi til bygningers opvarmning. Bestemmelserne danner grundlag for kommunernes planlægning på varmeområdet.

Kommunerne kan fx lægge bindinger på, hvilke brændsler der må anvendes i lokalområderne. Desuden har kommunerne mulighed for at pålægge forbrugerne i lokalområder pligt til at tilslutte sig til fjernvarmenettet. Kun i de forsyningsområder, hvor der ikke gennem planbestemmelserne er pålagt tilslutningspligt, konkurrerer fjernvarmeforsyningen med olie og gas som alternative opvarmningsformer.

Varmt vand og damp til opvarmning produceres og leveres fra såvel kraftvarmeværker, der producerer el og varme i forenet produktion, som fra rene fjernvarmeværker, herunder blokvarmecentraler, affaldsforbrændingsanlæg og industrielle egenproducenter.

Billede: Boks 2.3 Fjernvarmeforsyningens struktur og forsyningsforhold

Ca. 75\% af den samlede varmeproduktion sker på kraftvarmeanlæg. Den forenede produktion af el og varme i kraftvarmeanlæg giver en bedre brændselsudnyttelse i forhold til adskilt produktion af el og varme. Der er således både økonomiske og miljømæssige fordele ved samproduktionen. Så godt som alle landets store elværker producerer da også betydelige mængder fjernvarmevand i forbindelse med elproduktionen. Herudover producerer en række decentrale anlæg, der er af en mindre - men dog stadig stigende - størrelsesorden, kraftvarme.

De decentrale kraftvarmeværkers stigende betydning er yderligere blevet forstærket af, at rene fjernvarmeanlæg, der er beliggende i naturgasområder, efter en politisk aftale nu skal omstilles til decentral kraftvarme. Samtidig tilskyndes værker, der ikke anvender naturgas som brændsel, til at etablere kraftvarmeproduktion med brændsler som biomasse, halm og træflis mv.

Også ved affaldsforbrænding og produktion af industriel overskudsvarme foregår der en form for forenet produktion. Samtidig med bortskaffelsen af affald eller produktionen af industriprodukter produceres der varme. De industrielle varmeværker anvender hovedsageligt naturgas som brændsel.

Tabel 2.5 Produktion og forbrug af fjernvarme 1996

Leverance af varme fra producenterne til distributørerne foregår i almindelighed uden mellemled. I Hovedstadsområdet og i Trekantområdet er der dog fra midten af 1980'erne etableret særlige transmissionsselskaber, CTR, VEKS og TVIS, der forestår de centrale kraftvarmeværkers leverancer til de lokale fjernvarmeforsyninger. I større byer som Århus og Aalborg, er der etableret store sammenhængende net til transmission af fjernvarmen. De lokale kommuner ejer disse forsyningsnet, og transmissionen er ikke adskilt fra detailsalget.

Tabel 2.6 Varmesalgets fordeling på kundekategorier 1996

Det samlede varmesalg svarer til en omsætning på i alt 11-12 mia.kr ^[34]

Distributionen af fjernvarme til husholdninger varetages af ca. 350 fjernvarmeselskaber. Den enkelte forbruger har i praksis kun mulighed for fysisk at blive tilsluttet til det lokale fjernvarmesystem og dermed til den lokale eneleverandør af fjernvarme. Dog kan de fjernvarmeforbrugere, der ikke er tvangstilsluttede, som udgangspunkt vælge anden form for opvarmning, olieopvarmning, solvarme eller andet.

Fjernvarmeselskaberne er hovedsageligt organiseret som forbrugerejede andelsselskaber eller som kommunale værker. De decentrale kraftvarmeværker ejes såvel af forbrugerejede andelsselskaber som af kommuner og centrale kraftværker.

Lovgivningen på energiområdet

3.1 Indledning

Dette kapitel beskriver de gældende regler på energiområdet. Området er reguleret af elforsyningsloven, varmeforsyningsloven samt af lovgivningen på naturgasområdet.

Desuden søges belyst, om de eksisterende regler og de begrænsede tiltag til liberalisering, der allerede er taget på elområdet, kan fremme effektiviteten og give konkurrence i sektoren.

3.2 Den nuværende regulering af energiområdet

Nedenstående figur viser den måde, det samlede energiområde i dag er reguleret og organiseret på.

Billede: Boks 3.1 Oversigtsmodel for den nuværende regulering af energisektoren

Energistyrelsen varetager først og fremmest policy-forhold, bevillingssystemer samt støtte- og tilskudsordninger.

Energiprisudvalgene, der er uafhængige af den politiske regulering, kontrollerer prisfastsættelsen og er alene ansvarlig for administrationen af den gældende lovgivning. Udvalgsmedlemmerne repræsenterer dels forbrugerinteresser og nødvendig sagkundskab, dels forsyningsvirksomhederne og disses organisationer.

På el- og varmeområdet er prisreguleringen en traditionel monopolregulering, hvor omkostninger kontrolleres og overvåges. Alene nødvendige omkostninger kan indgå i priserne, dvs. omkostninger, der er baseret på en økonomisk effektiv drift. Priserne skal ikke godkendes, men de store kraftvarmeværker skal have godkendt henlæggelser til nyinvesteringer.

Naturgasområdet er reguleret af dels varmeforsyningsloven, dels loven om naturgasforsyning og tilhørende bekendtgørelser. Prisfastsættelsen er som udgangspunkt undergivet Gas- og Varmeprisudvalgets kompetence, men ved en lovændring er udvalgets kompetence blevet reduceret til kun at omfatte fjernvarmeværker og decentrale kraftvarmeanlæg, uanset eleffekt, samt blokvarmecentraler med en varmekapacitet på over 0,25 MW.

Salg af naturgas til øvrige store kunder, fx industrivirksomheder og store kraftværker, er undtaget fra Gas- og Varmeprisudvalgets kompetence. Energiministeren har godkendt ensartede landsdækkende retningslinjer for dette salg.

3.3 De hidtidige konkurrence- muligheder i elsektoren

Baggrunden for monopolstrukturerne og fraværet af konkurrence i den danske elsektor er dels de indbyrdes aftaler og kutymer blandt sektorens aktører, dels den førte energipolitik.

Elsektorens aktører har ved indbyrdes aftaler/kutymer opdelt Danmark i geografiske eneforsyningsområder, som i praksis har afskåret energiforbrugerne fra frie leverandørvalg, og aftalt faste leverandørforhold mellem producenter og distributører, som i praksis har udelukket konkurrence på engrosmarkedet.

Monopolstrukturerne er blevet understøttet af den førte miljø- og energipolitik. I denne forbindelse kan der fx peges på de konkurrencebegrænsninger, der følger af bestemmelser om tvangstilslutning, der påbyder forbrugerne at anvende bestemte energiformer, og bestemmelser om anvendelse af bestemte brændselstyper i elproduktionen. Også distributionsselskabernes forpligtelser til at aftage energi produceret via vedvarende energikilder eller via særligt miljøvenlige teknologier, og systemet med bevilling for at udøve virksomhed inden for den danske energisektor, har konkurrencebegrænsende virkninger.

Derimod har den hidtidige danske elforsyningslov ^[35] ikke i sig selv været en afgørende konkurrencebegrænsende faktorer.

3.3.1 Produktionssiden

De store kraftværkers produktion er i medfør af loven underlagt et bevillingssystem ^[36] . Produktion på anlæg med en kapacitet på over 25 MW og transmission på anlæg dimensioneret til mere end 100 KV kræver bevilling fra miljø- og energiministeren. Bevillingen kan gives især ud fra opfyldelse af tekniske krav, men indeholder også et element af behovsvurdering. Bevillingssystemet forhindrer ikke, at udenlandske virksomheder etablerer sig på det danske marked.

Ministeren kan i medfør af elforsyningsloven pålægge produktionsvirksomhederne at indrette produktionsanlæggene til anvendelse af nærmere bestemte former for energi, først og fremmest bestemte typer af brændsel ^[37] . Denne ret omfatter såvel eksisterende anlæg som nyetableringer.

Vindmøller er underlagt særlige regler i f.m. etablering. Den kommunale planlægning bl.a. indeholder restriktioner m.h.t. anvendelse af arealer.

Decentrale kraftvarmeværker kan frit etableres. Projekterne skal dog godkendes af de lokale kommuner, ligesom initiativtagerne bl.a. skal påvise, at der er et nødvendigt varmebehov i det pågældende område. Enkelte af de største decentrale kraftvarmeværker er omfattet af ovennævnte bevillingssystem.

Lovgivningen forhindrer ikke de store kraftvarmeværker i indbyrdes konkurrence. Den manglende konkurrence på produktionssiden er i dag en følge af de indbyrdes aftaler i branchen, ejerfor holdene og det etablerede produktionssamarbejde inden for ELSAM og ELKRAFT. Lovgivningen forhindrer heller ikke import og eksport af elektricitet.

For elproduktion via vedvarende energikilder er der i lovgivningen fastsat en række afgifts- og tilskudsordninger samt miljøbestemmelser, der i et vist omfang har konkurrencebegrænsende virkninger. Der er fx fastsat bestemmelser for afregningspriser for vindkraft ^[38]. Disse bestemmelser er dog ikke udformet som direkte juridiske forpligtelser for elselskaberne til at aftage denne elektricitet.

Desuden er der fastsat særlige bestemmelser om afregningspriser og aftagepligt for elektricitet, der er fremstillet på decentrale kraftvarmeværker og på elproduktionsanlæg, der anvender biogas, affald, andre fornyelige brændsler eller vedvarende energi ^[39] .

For at fremme anvendelsen af vindkraft, miljøvenlige brændsler og naturgas kan producenterne opnå tilskud til elproduktion – i form af CO2 -tilskud af forskellig størrelse pr. produceret kWh. Dette tilskudssystem giver incitament til at udbygge elproduktion ud over, hvad der er rentabelt ud fra rent kommercielle overvejelser.

I marts 1994 blev der indføjet en række bestemmelser om integreret ressourceplanlægning (IRP) i ellovgivningen ^[40] . Formålet med denne planlægning er at finde en balance mellem besparelser og udbygning med ny kapacitet til produktion af el. Elselskaberne blev pålagt at inddrage integreret ressourceplanlægning i fremtidige overvejelser om udbygning.

3.3.2 Transmissionssiden

Transmission ved spændinger på over 100 KV er ligeledes omfattet af bevillingssystemet i elforsyningsloven. Transmission under denne grænse omfatter stort set transmission/distribution i alle distributionsselskaberne og er ikke omfattet af bevillingssystemet.

Transmissionsnettene er naturlige monopoler. Bevillingssystemet hindrer ikke, at nye netforbindelser etableres, men man kan næppe forestille sig, at der vil blive etableret nye – fx konkurrerende parallelle – transmissionsnet, da de store investeringer, der er forbundet hermed, vil gøre dette urentabelt ud fra såvel samfundsøkonomiske som kommercielle hensyn.

Da der ikke er konkurrence på transport af elektricitet, er tredjepartsadgang til nettene en helt nødvendig og afgørende forudsætning for at skabe konkurrence i produktions- og salgsledene.

Mulighederne herfor er dog meget begrænsede, idet de etablerede selskaber ejer transmissionssystemet, og fordi netadgangen ikke er reguleret i elforsyningsloven. Den tidligere konkurrencelov ^[41] gav ifølge en kendelse afsagt af Konkurrenceankenævnet heller ikke mulighed for at gribe ind.

Den nye konkurrencelov, der er trådt i kraft den 1. januar 1998, giver derimod mulighed for at gribe ind. I henhold til lovens § 11 er det forbudt at misbruge en dominerende stilling, og i medfør af § 16, stk. 4, kan Konkurrencerådet i givet fald udstede påbud om, "at give adgang til en infrastruktur, der er nødvendig for at kunne udbyde en vare eller tjenesteydelse". Bemærkningerne til bestemmelsen henviser direkte til adgang til elnettene.

3.3.3 Distributionssiden - adgang til markedet

Elforsyningsloven indeholder ikke bestemmelser om etablering, sammenlægning eller salg af distributionsselskaber. I efteråret 1996 vedtog Folketinget dog en lov, hvorefter kommunale gevinster ved salg af distributionsselskaber kan modregnes i de kommunale tilskud, i det omfang gevinsterne ikke kommer forbrugerne til gode gennem kommende prisfastsættelse.

Loven blev gennemført på baggrund af Gentofte Kommunes forventede gevinst ved et eventuelt salg af aktier i NESA A/S til det svenske selskab Vattenfall.

3.3.4 Distributionssiden - indbyrdes konkurrence på detailmarkedet

Den geografiske opdeling af landet i eneforsyningsområder har historisk set været resultat af kutymer og aftaler mellem distributionsselskaberne, men med den seneste ændring af elforsyningsloven (lov nr. 486) er områdedelingen mellem distributionsselskaberne blevet lovfæstet.

Desuden er decentrale kraftvarmeværker og vindmøller ifølge elloven bundet til at levere den fysiske elmængde til distributionsselskaberne. De decentrale værker er sikret en ret til at kunne levere den producerede el på nettet til en bestemt pris. Tilsvarende rettigheder er etableret for vindmøller i medfør af en række særlove.

Denne opdeling af elmarkedet i geografiske områder, hvorved ét distributionsselskab opnår en de facto eneret til levering af el til samtlige elforbrugere i området, er et af de væsentligste elementer i monopolstrukturerne på elområdet. Herved afskæres elforbrugerne fra muligheden for selv af vælge leverandør, og der er derfor ingen konkurrence på detailmarkedet for elektricitet.

3.3.5 Distributionssiden - vertikal konkurrence (engrosmarkedet)

Elforsyningsloven indeholder heller ingen restriktioner for konkurrence på engrosmarkedet for el – dvs. for leverancer fra elproducenter til distributionsselskaber. Den manglende indbyrdes konkurrence mellem distributionsselskaberne er skabt ved indbyrdes forståelse og kutyme i branchen samt i en naturlig forlængelse af det vertikale ejerskab.

Distributionsselskaberne er i praksis bundet til at købe hos et bestemt produktionsselskab – det selskab inden for hvis forsyningsområde, de geografisk er beliggende. Da distributionsselskaberne ejer produktionsselskabet, er der ikke særlige incitamenter til at handle hos andre. Ejerskabsforholdene medvirker med andre ord til at fastlåse leveringsforholdene på engrosmarkedet.

3.3.6 Administrationen af ellovgivningen

Den manglende konkurrence på elmarkedet i dag er således ikke et resultat af elforsyningslovgivningen.

Selv om de danske elpriser ligger i den billige ende på europæisk plan, er det alligevel relevant at stille spørgsmål om, hvorvidt der i medfør af den gældende lovgivning kunne være etableret konkurrence under en eller anden form, og hvorvidt der kunne have været stillet større krav til effektiviteten i sektoren.

Cost-plus-prisfastsættelse (mange steder omtalt som "hvile-i-sig-selv-princippet") har været grundlaget for den danske regulering af elsektoren. Hovedformålet med dette prisfastsættelsesprincip er at sikre, at elselskaberne ikke udnytter monopolstillingen over for elforbrugerne.

Selskaberne har i kraft heraf kunnet overvælte alle nødvendige omkostninger til drift og investeringer på elforbrugerne. Desuden har selskaberne kunnet opnå et reguleret overskud i form af forrentning af indskudskapital eller ved ekstraordinære rationaliseringer.

Elforsyningsvirksomheder skal i henhold til elforsyningsloven drives teknisk og kommercielt hensigtsmæssigt, hvilket indebærer et krav om effektivitet og dermed et krav om løbende at rationalisere og effektivisere.

En fastlæggelse af begrebet nødvendige omkostninger for de enkelte selskaber er imidlertid vanskelig og ressourcekrævende. Dette har ført til en relativ lempelig fortolkning af begrebet i forbindelse med kontrol af elselskabernes priser og har givet selskaberne en bred margin ved prisfastsættelsen. Prisforskellene mellem selskaberne afspejler i nogen grad dette forhold. I tabellen nedenfor er vist spredningen i distributionsselskabernes gennemsnitspriser for en række udvalgte årsforbrug ^[42] .

Tabel 3.2 Spredningen i distributions-selskabernes gennemsnitspriser i Danmark 1997

Det gældende system for fastsættelse af priser har, sådan som det hidtil har været praktiseret, ikke umiddelbart givet stærke økonomiske incitamenter for selskaberne til i fuld skala at udnytte fx fordelene ved at udveksle el med nabolandene og derved minimere omkostningerne eller til at produktudvikle.

De gunstige regler for afskrivninger og henlæggelser har gjort, at der har været en tendens til at fremskynde investeringer, udover hvad almindelige forretningsmæssige principper tilsiger. Det har resulteret i en stor overkapacitet i den danske elsektor. En medvirkende årsag til overkapacitet har også været de energipolitiske pålæg om omlægning af produktionsapparatet i mere miljøvenlig retning.

Overkapacitet kan være hensigtsmæssig, hvis der er mulighed for eller incitament til at eksportere den overskydende el. Der har dog ikke i den danske elsektor været en tendens til at betragte el som en vare eller en eksportartikel. Mulighederne for at eksportere er derfor langt fra blevet udnyttet. Traditionelle kommercielle overvejelser er altså ikke forklaringen på overkapaciteten.

Elforsyningsloven giver ikke Elprisudvalget, som administrerer loven, fuldt kendskab til selskabernes muligheder for at rationalisere og effektivisere, på trods af lovens krav om effektivitet. På den anden side har udvalget heller ikke selv ved kontrollen af priserne stillet krav om, at selskaberne skulle anvende fx benchmarking- analyser af produktiviteten i elselskaberne til belysning af konkurrenceevne og produktivitet.

Set i bakspejlet kunne Elprisudvalget gennem en mere restriktiv fortolkning af begrebet ”nødvendige omkostninger” have medvirket til at give elselskaberne større incitamenter til effektiviseringer og omkostningsbevidsthed. Fx kunne udvalget ved bedømmelsen af distributionsselskabernes indkøbspriser have lagt vægt på, at kun den laveste mulige indkøbspris kunne anses for en nødvendig omkostning. Derved ville de konkurrence- og effektivitetsbegrænsende virkninger af ejerstrukturen – og de fastlåste leverandørforhold – formentlig i et vist omfang blive løst op.

En mere restriktiv fortolkning af reglerne om henlæggelse og de deraf følgende finansieringsfordele kunne formentlig også have medvirket til, at produktionskapaciteten var blevet bedre tilpasset til efterspørgslen og dermed udnyttet mere optimalt.

3.4 Lov 486 og EU-direktivet om gradvis liberalisering af elsektoren

I 1996 vedtog Folketinget en ændring af elforsyningsloven (lov nr. 486), der indebærer en delvis liberalisering af elsektoren. Loven er nu godkendt af EU-Kommissionen og er trådt i kraft den 1. Januar 1998. EU-landene har endvidere vedtaget et direktiv om gradvis liberalisering af elsektoren, der skal være implementeret af medlemslandene senest den 19. februar 1999. Begge ændringer omtales særskilt nedenfor.

3.4.1 Lov nr. 486 af 12. juni 1996

Lovforslaget blev fremsat og vedtaget på baggrund af en afgørelse fra Konkurrencerådet, hvor ELKRAFT – som en dominerende virksomhed i h.t. konkurrencelovens bestemmelser – skulle give en konkurrerende virksomhed adgang til transmissionsnettet. Formålet med lovforslaget var bl.a. at fastslå, at en liberalisering af elsektoren ikke alene skulle reguleres ud fra konkurrencemæssige hensyn, men også ud fra hensynene til forsyningssikkerhed og miljø-og forbrugerbeskyttelse.

Loven fastslår, at slutkunder, der har et forbrug på over 100 GWh pr. år pr. forbrugssted, og distributionsselskaber med et årligt salg på mindst 100 GWh skal have mulighed for frit at kunne vælge elleverandør ^[43] . Loven giver miljø- og energiministeren mulighed for at sænke denne tærskelværdi. Ifølge lovbemærkningerne skal beføjelsen dog alene udnyttes i takt med EU-reguleringen.

Åbningen af markedet betyder, at 7 slutkunder med en omsætningsandel på ca. 3\% og 55 distributionsselskaber med en omsætningsandel på ca. 90\% kan købe frit. Da distributionsselskaber ejer produktionsselskaberne, vil dette formentlig lægge en dæmper på selskabernes incitamenter til at handle med andre. En række af distributionsselskaberne i ELSAM-området har dog tilkendegivet, at de i et ikke ubetydeligt omfang vil importere el direkte fra udlandet – bl.a. for at presse produktiviteten op i egne produktionsselskaber.

Med lov nr. 486 har disse frie kunder ret til at benytte transmissionsnettet til transport af den el, de køber. Adgangen til at benytte det naturlige monopol, transmissionsnettet, betegnes normalt ved begrebet tredjepartsadgang. Loven giver dog ikke et ubetinget retskrav på tredjepartsadgang. Den systemansvarlige kan således nægte adgang til nettet, hvis dette er nødvendigt af hensyn til opfyldelse af en række offentlige forpligtelser - såkaldte Public Service Obligations (PSO-forpligtelser) så som forsyningssikkerhed, sikring af miljøvenlig produktion eller andet.

Elselskaberne varetager allerede i dag disse offentlige forpligtelser. Omkostningerne hertil indgår i den samlede elpris og er ikke udskilt som et særligt priselement. Forpligtelserne er medtaget i selve loven, fordi elsektoren under de ændrede markedsvilkår med fri konkurrence ikke vil have samme tilskyndelse til at opfylde forpligtelserne som hidtil.

Tankegangen bag PSO-forpligtelserne i lov nr. 486 ^[44] er bl.a., at en stigende anvendelse af miljøvenlige produktionsteknologier (prioriteret produktion) skal fremmes, og at ekstraomkostningerne herved betales af alle elforbrugerne. PSO-modellen er udformet således, at den prioriterede produktion holdes uden for konkurrencemarkedet. Alle elforbrugerne skal aftage en forholdsmæssig andel af deres forbrug fra den prioriterede produktion ^[45] . Denne aftagepligt

betyder, at de ”frie” elkunder og distributionsselskaberne alene har frihed til at vælge anden leverandør på den del af deres elkøb, der ligger ud over den prioriterede produktion.

I loven er der fastsat mulighed for, at de frie kunder og distributionsselskaberne kan frikøbe sig fra aftagepligten under forudsætning af, at der findes en anden aktør, der vil overtage forpligtelsen. Prisen for frikøb er ikke nærmere defineret i loven, hvor det blot fremgår, at betalingen ikke må være urimelig over for de øvrige forbrugere.

Aktiviteterne på det overordnede transmissionsnet skal adskilles fra produktionsaktiviteterne gennem etablering af 2 systemoperatører, der i første omgang bliver ELSAM og ELKRAFT ^[46] .I lov 486 kræves der ikke selskabsmæssig adskillelse, men alene regnskabsmæssig og kommerciel adskillelse på ledelsesplan.

Systemoperatørernes hovedopgave bliver at få efterspørgsel og udbud til at passe sammen, at sikre at den nødvendige kapacitet er til rådighed, herunder at de nødvendige tekniske løsninger findes, samt at fastsætte og opkræve transmissionsafgifter.

Ud over de egentlige transmissionsafgifter skal på transmissionsniveau opkræves såkaldte PSO–omkostninger for de forskellige prioriterede produktioner ^[47] . Disse omkostninger er ifølge loven først og fremmest følgende:

• Omkostninger ved forsyningssikkerhed - 20\% reservekapacitet på det danske marked.
  
• Meromkostninger ved den bundne varmeproduktion i de store kraftvarmeværker i f.t. en produktion uden denne binding ^[48] .
  
• Meromkostninger ved at skulle aftage elektricitet fra decentrale kraftvarmeværker og vindmøller i forhold til, at dette krav ikke var gældende.
  
• Meromkostninger ved at opretholde transmissionskapacitet for retten til, at “frie” kunder kan vende tilbage til de oprindelige sælgere, dvs. distributionsselskabernes nu etablerede leveringspligt til kunder i deres geografiske område.
  

Samlet set er den begrænsede åbning af markedet, som ikraftsættelsen af lov nr. 486 giver mulighed for, et skridt i den rigtige retning. Der er i første omgang kun tale om 7 elforbrugere, som får frit leverandørvalg, mens den resterende del af markedsåbningen vedrører distributionsselskaber, som ikke umiddelbart ses at have særligt store incitamenter til at skifte leverandør, jf. de vertikale ejerstrukturer og deraf følgende fastlåste leverandørforhold. Samtidig forekommer det langt fra klart, at betingelserne for netadgang, herunder også PSO-afgifterne, reelt vil kunne give lige konkurrencevilkår.

3.4.2 EU-direktiver

EU har i Rådets Direktiv 90/547/EØF af 29. oktober 1990 fastlagt bestemmelser om transit af elektricitet gennem de overordnede transmissionsnet mellem medlemslandene. Direktivet etablerer en ret for de europæiske distributionsselskaber til at få transporteret el gennem net i andre medlemslande. Denne ret kan dog ikke betragtes som nogen reel konkurrence på området. Retten er svagt udformet og omfatter få aktører, ligesom der ikke er tale om et system, hvor der er adgang til at vælge mellem alternative leverandører og net.

Senest den 19. februar 1999 skal EU-landene imidlertid implementere Rådsdirektiv 96/92 af 19. december 1996 om gradvis liberalisering af elsektoren. Direktivet indeholder regler for udbygning af kapaciteten på kraftværkområdet, varetagelse af nationale PSO'ere, den systemansvarliges opgaver og adgang til markedet.

Ved etablering af ny produktionskapacitet kan medlemslandene vælge mellem en autorisationsprocedure, hvor enhver kan etablere et kraftværk, hvis en række kriterier opstillet af myndighederne er opfyldt, eller en udbudsprocedure, hvor behovet for produktionskapacitet opgøres centralt og udbydes i EU-licitation.

Direktivet opererer med en begyndende åbning på 22\% af det nationale marked, som gradvis vokser til 35\% over en 5-årig periode.

For at sikre åbningen af markedet kan medlemslandene vælge mellem to liberaliseringsmetoder. For det første kan medlemslandene vælge at liberalisere markedet gennem en forhandlet tredjepartsadgang, hvor producenter og distributører efter indbydes forhandling får adgang til nettet. For at lette forhandlingerne om netadgangen skal de systemansvarlige offentliggøre vejledende prisniveauer for at benytte transmissions-og distributionsnettene. Den systemansvarlige kan nægte netadgang under henvisning til manglende kapacitet eller til PSO-forpligtelser. Afslag skal begrundes behørigt, og der skal oprettes en uvildig instans, der træffer afgørelser i tvister om markedsadgang.

Derudover kan medlemslandene vælge en ”single-buyer-model” (eneopkøber-model). Efter denne model får én virksomhed eneret til at indkøbe elektricitet i et bestemt geografisk område mod en pligt til på lige vilkår at sælge til andre distributører og give disse netadgang. Den systemansvarlige skal også efter denne model offentliggøre tariffer for netadgang. Hvis en berettiget kunde i dette system tegner kontrakt med en anden leverandør end eneopkøberen, kan eneopkøberen pålægges at købe det aktuelle kvantum til den pris, eneopkøberen selv tilbyder den berettigede kunde minus transmissionstariffen. Hvis eneopkøberen ikke har en sådan pligt, skal den berettigede kunde have adgang til nettet enten via de offentliggjorte nettariffer eller gennem forhandlet tredjepartsadgang.

I første fase er slutkunder og/eller distributionsselskaber med et køb på 100 GWh pr. år sikret markedsadgang, og der skal som minimum ske en regnskabsmæssig adskillelse af selskabernes aktiviteter om produktion og transmission.

Danmark opfylder direktivets krav m.h.t. den procentvise markedsåbning ved at ikraftsætte lov nr. 486, når distributionsselskaberne tælles med.

3.4.3 De konkurrencemæssige tiltag og muligheder ved åbning af elmarkedet efter lov nr. 486 og EU-direktivet

Ikrafttræden af lov nr. 486 og implementeringen af EU-direktivet indebærer, at den strukturelle opbygning af elmarkedet bliver ændret i forhold til tidligere. Dette er illustreret i nedenstående figur, der samtidig viser de mulige konkurrencemæssige tiltag, der kommer i forbindelse med denne markedsåbning.

Billede: Boks 3.2 Elmarkedets strukturelle opbygning efter åbning af elmarkedet

Konkurrencen skal nu åbnes delvist både i produktionsleddet og i salgsleddet. Det sker ved, at større kunder og distributionsselskaber får en ret til tredjepartsadgang til det naturlige monopol, transmissionsnettet. Retten skal være baseret på objektive og ikke diskriminerende vilkår, der praktiseres ensartet overfor alle. Tredjepartsadgangen omfatter også import af elektricitet.

I produktionsleddet er adgangen til markedet ifølge lov nr. 486 fortsat baseret på det nuværende bevillingssystem i elforsyningsloven, mens der ifølge EU-direktivet skal anvendes enten et udbudssystem eller et licitationssystem, baseret på objektive og ikke diskriminerende vilkår.

I såvel direktivet som lov nr. 486 er forpligtelsen for elforsyningsvirksomhederne til at købe el, der er produceret på decentrale kraft varmeværker og på produktionsanlæg, der anvender fornyelige brændsler eller vedvarende energi, bortset fra vindkraft, medtaget.

I en situation med konkurrence på produktionsniveau kan aftalerne mellem produktionsselskaberne om opdeling af områderne i engrosleddet og paraplyorganisationernes faktiske eneret til import og eksport ikke opretholdes.

Den reelle markedsåbning i produktionsleddet kan dog vise sig at blive meget begrænset set fra et konkurrencemæssigt synspunkt. En reel indenlandsk konkurrence på produktionsniveau kunne forekomme, hvis de enkelte kraftværker går ud af samarbejdet i ELSAM hhv. ELKRAFT. Dette må dog anses for tvivlsomt, først og fremmest set i lyset af historiske bindinger og de gældende ejerforhold. I den sammenhæng må vurderes, om samarbejdet er af en sådan karakter, at der er tale om en konkurrencebegrænsende aftale eller misbrug af dominerende stilling i relation til konkurrencelovens bestemmelser og dermed er forbudt, eller om de effektivitetsvirkninger samarbejdet har, kan medføre en tilladelse til at bibeholde aftalen.

Det må sikres, at der ikke sker krydssubsidiering i produktionsleddet mellem den frie produktion og den prioriterede produktion, dvs. at omkostninger fra den konkurrenceudsatte del ikke overføres til den prioriterede produktion.

Tilsvarende må det sikres, at der ikke sker krydssubsidiering ved forenet produktion mellem el og varme. Det er specielt for det danske elektricitetsmarkedet, at 80\% af elproduktionen sker i samproduktion med fjernvarme, og at 75\% af varmeproduktionen sker i samproduktion med elektricitet. Da fjernvarmesektoren på kort sigt fortsat vil være en monopolsektor med tvangsbindinger for slutkunderne, vil en åbning af elmarkedet indebære en risiko for, at fjernvarmeforbrugerne kommer til at bære en urimelig stor andel af de fælles omkostninger.

Aktiviteterne om transmission og distribution af el er både på kort og på langt sigt naturlige monopoler. Foreløbig er denne funktion tildelt ELSAM og ELKRAFT med krav om regnskabsmæssig og kommerciel adskillelse på ledelsesplan, men det kunne overvejes at bringe systemoperatørfunktionen i udbud.

Hidtil har transmissionsomkostningerne været indregnet i produktionspriserne, mens omkostningerne på distributionsnettene har været indregnet i salgspriserne til forbrugerne. Lov nr. 486 fastslår, at transmissionstarifferne skal gøres synlige, mens der ikke stilles samme krav til netdelen i distributionsleddet.

Prisen for at benytte transmissionsnettet, nettarifferne, skal fastsættes sådan, at prisen ikke hæmmer en lige adgang til nettet og dermed hæmmer konkurrencen i produktions- og salgsleddet.

Elprisen skal som udgangspunkt fastsættes efter de principper, der er fastlagt i den nugældende elforsyningslov. Det betyder, at den variable energipris skal dække driftsomkostninger, nettab, afskrivninger, forrentning af foretagne investeringer og henlæggelser til kommende investeringer. Derudover kan forrentning af indskudskapital indregnes i elprisen.

For ejeren af nettet er der i lov nr. 486 krav om både at drive og at reinvestere i nettet på en sådan måde, at den nødvendige effektivitet er til stede. Samtidig hermed kan ejeren sikres en rimelig avance. Gennem fastsættelsen af priserne for netadgang skal det endeligt sikres, at der ikke prisdiskrimineres til skade for konkurrencen og effektiviteten. Ud over selve transmissionsprisen skal på transmisssionsniveauet opkræves PSO-omkostningerne.

På salgssiden vil markedsaktørerne være distributionsselskaberne og de endelige forbrugere. Der må her skelnes mellem de frie kunder og monopolkunder.

For frie kunder må der ikke være tekniske eller økonomiske hindringer, der stiller sig i vejen for købsfriheden, fx krav om kostbart måleudstyr eller store omkostninger ved at skifte leverandør. Det ville indebære, at der ikke reelt ville være frit leverandørvalg.

De frie kunders forpligtelse til at aftage en forholdsmæssig andel af den prioriterede produktion fra decentrale kraftvarmeværker og vedvarende energi mv. udgør en begrænsning i den reelle valgmulighed. De frie kunder kan dog frikøbe sig fra aftagepligten. Sådan som ellovgivningen er udformet, har de frie elforbrugere (og distributionsselskaber) ikke et decideret krav på at kunne frikøbe sig fra aftageforpligtelserne. Frikøb forudsætter, at der kan findes en anden aktør i elsektoren (i praksis systemoperatøren), som vil overtage forpligtelsen. Prisen for frikøb er ikke præcist defineret i loven, hvor det alene fremgår, at betalingen ikke må være urimelig over for de øvrige forbrugere ^[49] . Det kan derfor ikke afvises, at der ved frikøb – ud over ekstraomkostningerne til den prioriterede produktion – også vil kunne stilles krav om en ekstra godtgørelse.

Derimod kan de frie kunder ikke frigøre sig fra forpligtelsen til at betale en forholdsmæssig andel af omkostningerne ved opretholdelse af de miljø- og energipolitiske målsætninger om forsyningssikkerhed og forbrugerbeskyttelse.

De frie kunder er på samme måde som monopolkunderne sikret en forsyningsret og en tilslutningsret fra den hidtidige leverandør, producent eller distributionsselskab, hvis de ønsker at genoptage det hidtidige leveringsforhold ^[50] . Leverandørerne derimod er ikke i medfør af loven eller bevillingssystemet sikret en egentlig leveringsret over for slutkunderne.

Monopolkunderne – såvel slutforbrugere som mindre distributionsselskaber – har hidtil ikke i lovgivningen været begrænset i muligheden for at vælge leverandør. Den positive opregning i lov nr. 486 af, hvem der er de frie kunder, fastsætter imidlertid nu direkte, at der ikke for monopolkunderne er noget ubetinget krav på at indgå aftaler om køb af el fra andre end den hidtidige leverandør. På denne måde er der således med lov nr. 486 indført en indirekte leveringsret for distributionsselskaberne over for monopolkunderne, som udgør en klar begrænsning af konkurrencemulighederne. De prismæssige relationer, der er skabt ved lov nr. 486, fremgår af nedenstående figur, idet der som eksempel er valgt en kunde i Midtkraft området, og idet det bemærkes, at den endelige kundepris er afhængig af, hvor på distributionsselskabets net der leveres. Der er derfor ikke anført nogen pris for leveringen i yderste led ^[51] .

Billede: Boks 3.3 Elprisens sammensætning

Det ses, at de frie kunders muligheder alene består i et andet leverandørvalg på kraftværksniveau eller ved import.

3.5 Konkurrencemuligheder i naturgassektoren

Naturgasforsyningen er, som omtalt i kapitel 2, i dag reguleret gennem bestemmelserne i varmeforsyningsloven og loven om naturgasforsyning mv. Den offentlige regulering af naturgasområdet har betydet, at naturgas er blevet begunstiget som brændsel, dels ved at eksisterende værker beliggende i nærheden af gasnettet er blevet pålagt tilslutning til nettet, dels ved at naturgassen har fået store indirekte tilskud til nedbringelse af anlægsgælden. De indirekte tilskud er ydet i form af, at gasselskaberne er blevet fri taget for betaling af energiafgifter, og ved at salgsprisen på gas primært følger olieprisen inkl. afgifter. Den eneste reelle konkurrence på området er kommet fra de alternative brændsler.

3.5.1 Markedsadgang

P.g.a. lovgivningen har nye aktører i dag ikke mulighed for at komme ind på naturgasmarkedet og konkurrere med de eksisterende aktører. De eksisterende aktører på markedet konkurrerer ikke.

Dette skyldes den måde gassektoren er organiseret og struktureret på. Miljø- og Energiministeriet har godkendt, at gasselskaberne har indgået aftaler om deling af markedet og om ens priser mellem selskaberne. DANGAS ejer det overordnede transmissionsnet, og de regionale gasselskaber ejer de net, der bruges til detailforsyningen.

Både Gas- og Varmeprisudvalget og Konkurrencerådet behandler for øjeblikket en klage fra Danske Fjernvarmeværkers Forening over manglende adgang til det danske net til transmission af naturgas. Baggrunden for klagen er, at Danske Fjernvarmeværkers Forening for øjeblikket undersøger mulighederne for, at foreningens medlemmer kan importere naturgas.

3.5.2 Priskonkurrence

Som følge af den fastlagte struktur mellem selskaberne med områder med eneforsyning er der i dag ingen indbyrdes priskonkurrence mellem gasselskaberne. Priserne sættes stort set lig med prisen for det alternative brændsel for hver kundekategori.

I lovgivningen er fastsat en maksimalpris på naturgas, der opgjort efter brændværdi ikke må overstige forbrugerprisen inkl. Statsafgifter på en tilsvarende mængde fyringsgasolie ^[52] . Disse basispriser reguleres en gang om måneden efter udviklingen i oliepriser inkl. afgifter.

Da naturgas hidtil ikke har været belagt med afgift, er naturgasselskabernes indtjening derfor øget med et beløb, der svarer til afgifterne på de konkurrerende brændsler. Selskabernes betydelige indtjening pr. GJ har skullet medgå til at dække de særdeles store udgifter, der har været ved naturgasnettets etablering.

Afgiftsfritagelsen er nu under afvikling, jf . nedenfor under 3.5.3. Det forventes, at naturgassen bliver pålagt en afgift svarende til 70\% af afgiften på fyringsolien. Afgiftsloven er til notifikation i EU og er endnu ikke trådt i kraft.

Salg af naturgas til store kunder, der ikke har frit brændselsvalg, sker i h.t. standardkontrakter med udgangspunkt i faste tariffer, dvs. erhvervstariffer, eltariffer og fjernvarmetariffer, med individuelt aftalte rabatter og andre særlige leveringsvilkår.

Andre store kunder, der frit kan vælge brændsel, køber naturgassen på almindelige markedsvilkår i konkurrence med andre former for energi, og det vil således være en almindelig forretningsmæssig vurdering, der vil være afgørende for den enkelte virksomheds køb af gas.

Selv om der altså ikke er indbyrdes konkurrence i den danske gassektor, er der dog en vis grad af konkurrence med andre brændsler og energiformer.

3.5.3 Ny lovgivning og EU-direktivforslag på naturgasområdet

Naturgassektoren står ligesom elsektoren overfor store ændringer, bl.a. fordi Folketinget har besluttet, at afgiftsfavoriseringen af det danske naturgasprojekt skal udfases parallelt med, at selskabernes gæld fra anlægsinvesteringerne er afviklet ^[53] .

Folketinget vedtog den 10. juni 1997 Lov om ændring af lov om afgift på naturgas og bygas (bundfradragsloven). Loven pålægger gasselskaberne en afgift på naturgas svarende til 75\% af niveauet for olieprodukter kombineret med et bundfradrag, der reelt fritager de naturgasmængder, der er omfattet af den eksisterende aftale af 4. juni 1987 mellem DANGAS og de regionale naturgasselskaber ^[54] . Loven, der begrænser afgiftsfavoriseringen af gasselskaberne, kan betragtes som et første skridt mod tilpasningen til et fremtidigt delvist liberaliseret europæisk gasmarked. Loven er endnu ikke trådt i kraft, idet EU-Kommissionens godkendelse ikke foreligger. I forlængelse af vedtagelsen af bundfradragsloven har DANGAS og de regionale selskaber indgået en principaftale om aftalegrundlaget for de naturgasmængder, der ligger udenfor 4. juni-aftalen.

I EU-regi er der også iværksat liberaliseringsforanstaltninger på naturgasområdet. Der er vedtaget fælles holdning til et direktiv om et indre marked for naturgas i lighed med eldirektivet. Et endeligt direktiv ventes vedtaget i løbet af 1998 efter behandling i Parlamentet.

I Danmark er der på naturgasområdet allerede iværksat en proces, der skal sikre en tilpasning af den danske naturgassektor til et mere konkurrencepræget marked. Den danske regering ophævede således i 1994 eneretten for Dansk Naturgas til import af gas. Desuden er der i forbindelse med, at der ved forhandlingerne om direktivet sikres det danske naturgasprojekt en overgangsordning samt gensidighed i åbningen af de europæiske markeder, truffet principiel beslutning om at ophæve selskabets øvrige enerettigheder til at forhandle, transportere og lagre naturgas.

Med EU-direktivet og en ændring af afgiftsfritagelsen vil der komme en form for konkurrence om de store kunder mellem de regionale selskaber indbyrdes og mellem de regionale selskaber og DANGAS ^[55] .

3.5.4 De konkurrencemæssige tiltag i EU-gasdirektivforslaget

Det gasdirektiv, der søges opnået enighed om, indeholder en række hovedformål, der bl.a. skal sikre:

• Lige adgang for alle til at etablere nye transmissionsnet.
  
• Intern regnskabsmæssig adskillelse mellem et selskabs transmissionsaktiviteter, lager- og kommercielle aktiviteter, dvs. køb og salg af gas.
  
• Tredjepartsadgang til benyttelse af ledig transportkapacitet mod betaling af en forhandlet eller reguleret tarif .
  
• Ret for visse forbrugerkategorier til frit at vælge gasleverandør.
  

3.5.5 Markedsadgang

Ifølge direktivforslaget skal følgende slutforbrugere som udgangspunkt have tredjepartsadgang:

• Elproducenter inkl. kraftvarmeproducenter.
  
• Industrikunder med et årligt forbrug over 25 mio. m3 gas.
  

Tærskelværdi på 25 mio. m3 gas for industrikunder skal efter 5 år sænkes til 15 mio. m3 og efter 10 år til 5 mio. m3.

Den foreslåede model opererer i første fase med en 20\% minimumsåbning. Denne markedsåbning øges i fase 2 og 3 til henholdsvis 28\% og 33\%. Stigningen i minimumsåbningen sker ved, at tærskelværdien for de industrielle slutforbrugere, der på forhånd er sikret markedsadgang, sænkes fra de nævnte 25 mio. m3 til 5 mio. m3 i løbet af de 10 år.

For Danmarks vedkommende vil reglerne som udgangspunkt indebære, at over 60\% af gasmarkedet åbnes fra første dag som følge af den udbredte anvendelse af gas i kraftvarmeværker.

Nationalt kan der lægges loft over markedsåbningen, hvis åbningen bliver større end minimumsåbningen plus 10\%, dvs. 30\% i fase 1. Det enkelte land kan i en sådan situation indføre tærskelværdier for elproducenters adgang til markedet samt sætte tærskelværdierne for de øvrige store slutforbrugeres markedsadgang højere end de ellers tilladte 25, 15 og 5 mio. m3 i de tre faser. Markedsåbningen må dog ikke begrænses til under minimumsåbningen plus 10\%, dvs. ikke under 30, 38 og 43\% i de tre faser.

3.5.6 "Take-or-pay-kontrakterne"

Et særligt forhold i det kommende gasdirektiv er de såkaldte "take-or-pay-kontrakter".

Parterne på gasmarkedet er ofte knyttet sammen af langvarige kontrakter på som regel 20-25 år. Disse kontrakter er opbygget således, at køber forpligter sig til at aftage og betale en vis mængde gas pr. år. Hvis køber aftager mindre end det aftalte, skal køber alligevel betale for den aftalte mængde. Når en stor del af kundegrundlaget falder bort som følge af en øget konkurrence med faldende markedspriser, vil en del gasselskaber ligge inde med købekontrakter til faste priser, der er aftalt før konkurrencen slog igennem. Det har i den forbindelse været fremført, at denne type aftaler i en konkurrencesituation vil medføre en øget økonomisk risiko, som kan bevirke ringere forsyningssikkerhed p.g.a. mere tilbageholdenhed m.h.t. produktionsbeslutninger.

I direktivet er det fastslået, at "take-or-pay-kontrakterne" i et vist omfang skal respekteres og beskyttes, og at tredjepartsadgangen i et vist omfang kan sættes ud af kraft, hvis der vil opstå alvorlige økonomiske problemer for selskaberne. Sådanne vedtagelser skal godkendes af Kommissionen.

3.5.7 Direktivforslagets vedtagelse

En endelig vedtagelse af direktivforslaget vil fra omkring sommeren år 2000 betyde, at de overordnede rammer for et åbent gasmarked i EU vil være fastlagt med indbyrdes konkurrence mellem gasselskaberne og med mulighed for en indbyrdes konkurrence på områderne el, gas og varme.

Den nationale lovgivnings udmøntning af disse overordnede rammer vil være afgørende for, hvordan konkurrencen kommer til at fungere. Der skal her fx tages stilling til, om alle forbrugere skal have adgang til frit at vælge leverandør. Hvis det ikke bliver tilfældet, vil de mindre forbrugere være afskåret fra at høste fordele af en markedsåbning.

3.6 Konkurrencemuligheder i varmesektoren

Fjernvarmeområdet er i dag ganske omfattende reguleret af varmeforsyningsloven, som har til formål at fremme den mest samfundsøkonomiske og miljøvenlige anvendelse af energi til opvarmning. Lovens planbestemmelser danner grundlaget for kommunernes planlægning i de enkelte lokalområder og giver kommunerne hjemmel til at tvangstilslutte bebyggelser og boliger til de kollektive forsyningssystemer. Fjernvarmeselskaberne konkurrerer p.t. ikke indbyrdes, da de lokale forsyningsnet ikke er indbyrdes forbundet, ligesom varme vanskeligt lader sig transportere over større afstande.

I de store sammenhængende fjernvarmesystemer, som f.eks. CTR, VEKS og TVIS, hvor flere producenter leverer varme, er det imidlertid ikke udelukket, at der kan skabes konkurrence inden for disse mere afgrænsede lokalområder.

P.g.a. disse forhold er der ikke for øjeblikket konkrete liberaliseringstiltag på varmeområdet, og en eventuel liberalisering af det øvrige energimarked vil derfor ikke direkte berøre varmesektoren.

En liberalisering af elsektoren og gassektoren vil dog på den anden side have en vis afsmittende virkning på varmesektoren, bl.a. fordi produktionen af el og varme i vid udstrækning foregår i samproduktionen, hvor varmekunderne i dag har den største økonomiske fordel ved samproduktionen. Det må forventes, at der sker ændringer i fordelingen af kraftvarmegevinsten, når elmarkedet bliver liberaliseret. Da fjernvarmesektoren er – og sandsynligvis fortsat i lang tid fremover vil være – en monopoliseret sektor med tvangsbindinger for slutkunderne, må der ved en åbning af elmarkedet sikres imod den risiko, der er for, at fællesomkostninger i urimeligt omfang overføres til varmesiden.

Efter en liberalisering af gassektoren, må det ligeledes forventes, at der vil ske ændringer i forhandlingssituationen vedrørende priserne på naturgas.

De fjernvarmeforbrugere, der ikke er tvangstilsluttede, kan vælge anden opvarmningsform som fx olie eller solenergi eller lignende. En liberalisering af el- og gassektoren vil således for varmesektoren betyde større konkurrence i forhold til andre opvarmningsformer samt åbne mulighed for, at også andre aktører kan bygge kraftvarmeværker.

Erfaringer og vurderinger af energiliberalisering

4.1 Indledning

Udformningen af en dansk strategi for liberalisering af energisektoren bør ske på et så bredt beslutningsgrundlag som muligt, og alle væsentlige forhold, som kan forventes eller forudses at ville komme til at spille en rolle i liberaliseringsprocessen, bør inddrages i overvejelserne.

En række andre lande har allerede gennemført forskellige liberaliseringstiltag på energiområdet, og det er derfor relevant at inddrage erfaringerne fra disse lande, når strategien for en dansk liberalisering tilrettelægges. Der er store forskelle i andre landes udgangspunkt m.h.t. ejerskab, strukturelle forhold i sektoren, og produktionsteknologier mv., og disse forhold er i mange henseender forskellige fra det danske udgangspunkt for en liberalisering. Andre landes erfaringer bør derfor ikke kopieres eller anvendes ukritisk.

En række udenlandske erfaringer m.h.t. indførelse af konkurrence i energisektoren er omtalt nedenfor, og fokus er rettet mod erfaringerne fra de lande omkring os, der er længst fremme i liberaliseringsprocessen, dvs. de andre nordiske lande og England. Reformerne i disse landes er især på elområdet langt mere vidtgående end de minimumskrav, EU-direktivet forudsætter til en markedsåbning.

Sidst i kapitlet refereres en række danske rapporters bud på udviklingen og konsekvenserne ved at indføre konkurrence i den danske energisektor.

4.2 Liberaliseringer på elområdet

4.2.1 Norge

Det norske Storting vedtog i 1990 at liberalisere den norske elsektor med virkning fra den 1. januar 1991. Liberaliseringen blev tilrettelagt med sigte på at løse sektorens problemer med overkapacitet og prisdiskrimination, og det skulle primært ske gennem en minimering af omkostningerne. Liberaliseringen var grundigt forberedt, og allerede i 1988 blev et udredningsarbejde sat i gang m.h.p. at udvikle et analytisk og operationelt koncept for et markedsbaseret elsystem.

Inden liberaliseringen blev sat i gang, var der tendenser til overkapacitet i den norske elsektor, og samtidig var der store uligheder i elpriserne mellem de forskellige dele af landet og mellem de forskellige kundegrupper.

Den norske elsektor var meget decentralt organiseret ^[56] med 70 hovedproducenter og 230 distributionsselskaber. Ca. 75\% af den samlede produktions- og distributionskapacitet var offentligt ejet, og der var en stærk vertikal integration mellem produktionsselskaber og distributionsselskaber. Ca. 75\% af elefterspørgslen var dækket af vertikalt integrerede selskaber og ca. 10\% af elhandlen foregik allerede inden liberaliseringen på et spotmarked.

Liberaliseringens hovedpunkter

Transmissionsnettet blev udskilt i et uafhængigt selskab, Statnett, der ejer 80\% af transmissionsnettet og lejer de sidste 20\% hos de regionale selskaber. Statnett er 100\% ejet af den norske stat, og er således uafhængig af markedsaktørernes interesser.

Vertikalt integrerede selskaber er blevet opdelt i adskilte produktions-og distributionsenheder, men distributionsnettene er derimod ikke udskilt fra salgsvirksomhederne.

Fri adgang til nettet er etableret i alle led, både nationalt, regionalt og lokalt og for alle forbrugere, hvilket betyder, at alle kunder frit kan vælge leverandør. Distributionsselskabernes forsyningspligt er samtidig opretholdt, hvilket indebærer, at de kunder, der i en periode har valgt andre leverandører, altid vil kunne vende tilbage og få leveret fra det lokale distributionsselskab.

I 1971 blev en norsk elbørs oprettet i et indbyrdes samarbejde mellem de norske elproducenter, men fra 1993 har det statsejede selskab, Statnett, overtaget elbørsen. I forbindelse med liberaliseringen af det svenske elmarked blev ejerskabet af elbørsen delt ligeligt mellem Statnett og Svenska Kraftnät, og børsen ændrede samtidig navn til Nord Pool ASA – den nordiske elbørs.

På Nord Pool er handlen opdelt i 3 former:

• Et døgnmarked, dvs. et spotmarked for fysisk levering af el den efterfølgende dag.
  
• Et ugemarked, dvs. et finansielt ”future-marked” for kontrakter på op til 3 års varighed på levering af grundkraft, dagkraft og natkraft.
  
• Et reguleringsmarked m.h.p. at opretholde en stabil frekvens og en kontinuerlig balance mellem produktionen og forbruget.
  

Nord Pool forestår ca. 20\% af det totale elsalg, og prisfastsættelsen på elbørsen bestemmer i stigende omfang priserne for den resterende del af elsalget, der handles på grundlag af bilaterale langtidskontrakter.

I f.m. liberaliseringen er der oprettet en tilsynsmyndighed, NVE, der fører tilsyn med adgangen til netydelser i Stattnet og med distributionsselskaberne. NVE og energilovgivningen berører dog ikke konkurrenceaktiviteterne om produktion og finansiel handel med el, der falder ind under den generelle konkurrencelovgivning.

NVE kontrollerer, om de af elselskaberne beregnede transportomkostninger er rimelige, eller om der forekommer krydssubsidiering til konkurrenceaktiviteterne. Desuden behandler NVE klager over værkernes tariffer.

Energilovgivningen er blevet ændret, så der nu arbejdes efter et nyt regulerings set-up, hvor der lægges større vægt på økonomiske incitamenter. Økonomisk effektivitet er den overordnede målsætning for sektorreguleringen. Reguleringen sigter på at fremme en planlægning, der minimerer omkostningerne, samt på at indføre standarder, der gør det lettere at sammenligne distributionsselskabernes prisfastsættelser. Distributionsselskabernes priser og leveringsbetingelser reguleres særskilt m.h.p. at undgå, at netmonopolet misbruges, og der er indført et landsdækkende tarifsystem for transmissionsnettet.

Den norske reguleringsmodel for distributionsselskabernes aktiviteter er således blevet lagt om fra en afkastsregulering med et fast afkast i procent, der ikke nødvendigvis var afhængig af præstation, til en model, hvor der fastlægges et indtægtsloft på basis af effektivitetsvurderinger efter benchmark-metoden. Tidligere kunne øgede netomkostninger automatisk dækkes ind ved at øge nettarifferne. Opnåede selskaberne indtægter ud over omkostningerne inkl. et rimeligt overskud, skulle det overskydende betales tilbage til forbrugeren. Den grundlæggende svaghed ved det tidligere system var, at øgede omkostninger automatisk blev dækket.

Efter den nye reguleringsmodel fastsættes en indtægtsramme (ved at sammenligne de offentliggjorte årsregnskaber) for hver enkelt netejer, hvori der sættes betingelser til distributionsselskabernes effektiviseringer og omkostningsreduktioner, som i sidste ende skal bidrage til at reducere priserne for kunderne.

Alle selskaberne sammenlignes efter denne model med de bedste. Derved findes et mål for, hvilket forbedringspotentiale det enkelte selskab har i forhold til de bedste. De mindst effektive selskaber kan straffes ved, at de ikke får godkendt de ønskede tariffer og omkostningsgrundlag.

Ud over den generelle omkostningsreduktion indbygges fra og med 1998 en individuel reduktion på baggrund af et effektivitetskrav til hver enkelt netejer. For enkelte netejere vil det fx i 1998 medføre, at der for at bevare indtægtsniveauet skal ske en reduktion i omkostningerne på op til 24\%, medens det for det mest effektive selskab ikke vil medføre reduktion af indtægtsrammen.

Til brug ved fastsættelsen af kravene til de enkelte netejere indhenter NVE regnskaber hos alle elselskaberne og udarbejder nøgletal (benchmark) for selskaber, der arbejder under tilnærmelsesvis samme forhold m.h.t. netstruktur, kundestruktur, forbrugertæthed mv. Disse nøgletal offentliggøres m.h.p. at give selskaberne indsigt i eget omkostningsniveau i forhold til sammenlignelige selskaber.

Indgåelse af kontrakter og fastsættelse af priser på konkurrenceområderne er nu i princippet helt fri og kun underkastet konkurrencelovens almindelige bestemmelser om fx indgreb overfor mis brug af dominerende stilling.

Stort set ingen af de tunge industrier handler på konkurrencemarkedet, og det skyldes dels, at mange industrier selv har etableret eget elproduktionsanlæg og derfor ikke har noget ønske om at skifte leverandør, dels at omkring halvdelen af de store industrikunder er bundet af langtidskontrakter på op til 10-20 år ^[57] , der tidligere er indgået med Stattkraft, og som prismæssigt er meget favorable.

Der er fortsat begrænsninger på udenlandshandlen. Udenlandske selskaber kan frit sælge el i Norge, men norske selskaber må tilsammen kun indgå langtidskontrakter om eksport på højst 5 TWh pr. år.

Liberaliseringens virkninger

Liberaliseringen af elmarkedet medførte hurtigt en række strukturelle ændringer i den norske elsektor. En række produktionsselskaber har sluttet sig sammen i 4 producentorganisationer, der sammen med Stattkraft kontrollerer 80\% af den norske elproduktion ^[58] . Flere af distributionsselskaberne er blevet omdannet til aktieselskaber, og desuden har uafhængige elmæglere etableret sig på markedet.

Billede: Boks 4.1 Spotmarkedspriserne på Nord Pool 1972-95 (norske øre/kWh)

Priserne faldt frem til liberaliseringen og har herefter generelt vist stigende tendenser. Imidlertid var de norske elpriser lave i 1987- 1993 p.g.a. dels store nedbørsmængder, dels relativt høje temperaturer i Norge og en heraf følgende dæmpet efterspørgsel. Derfor skal man være yderst varsom med at opfatte disse prisændringer som konsekvenser af den norske elliberalisering.

Det kan derimod slås fast, at det markedsbaserede system har været i stand til at transportere priseffekterne videre til forbrugerne. Priseffekterne er således ikke blevet ophobet i systemet, hvilket der var en tendens til inden liberaliseringen blev iværksat.

For de små elforbrugere, fx husholdningerne, har det været et problem i forbindelse med det frie valg af leverandør, at der ved leverandørskifte var krav om at forbrugeren skulle anskaffe en ny elmåler, der kunne måle forbruget time for time. Da priserne for disse nye målere var helt op mod 15.000 norske kroner, indebar kravet i realiteten, at det aldrig ville kunne betale sig for de små forbrugere at skifte leverandør. Problemet er søgt løst ved, at de små forbrugeres elforbrug over døgnet og ugen nu kan opgøres ud fra fordelinger af forbrugsprofiler.

Erhvervskunder, der har genforhandlet deres kontrakter eller har skiftet leverandør, har i gennemsnit opnået prisreduktioner på ca. 20\%. Prisfaldet har ikke været lige så stort for distributionsselskabernes indkøb til de mindre kunder. Der er sket en udligning af priserne mellem de forskellige distributionsselskaber, men der er dog fortsat betydelige forskellige i distributionsselskabernes tariffer.

Priserne har været betydeligt mere flydende efter liberaliseringen, hvilket illustreres af især de omskiftelige udbudsmængder, som altid vil forekomme i en elproduktion, der i hovedsagen er baseret på vandkraft. Samtidigt har disse uregelmæssigheder ikke kunnet udlignes gennem udbud fra andre lande, der anvender fossilt brændsel, fx Danmark.

4.2.2 Sverige

Den svenske elliberalisering, hvis hovedmotiv var at øge konkurrencen og dermed opnå lavere elpriser, trådte i kraft den 1. Januar 1996. Et andet motiv var et politisk ønske om at imødekomme udviklingen i EU.

Inden liberaliseringen blev iværksat var markedsstrukturen, i modsætning til Norge, meget centraliseret. Det statsejede selskab, Vattenfall, havde en markedsandel på godt 50\%, mens det næststørste selskab, Sydkraft, havde en markedsandel på ca. 20\%.

Liberaliseringens hovedpunkter

Liberaliseringens hovedtræk er, at der skal være konkurrence i produktionsleddet og i handlen med el, mens transmissions- og distributionsnettene skal organiseres som naturlige monopoler. Distributionsnettene åbnes for alle producenter, distributionsselskaber og elmæglere til priser, der ikke må være diskriminerende.

Det dominerende statsselskab, Vattenfall, er opdelt i et produktionsselskab og et transmissionsselskab, og sidstnævnte selskab har fået det overordnede ansvar for hele det svenske transmissionsnet og for handlen med udlandet.

Der er ikke et direkte krav om vertikal adskillelse af andre selskaber, men netvirksomhederne skal dog udskilles regnskabsmæssigt fra anden virksomhed. Samtidig ophæves distributionsselskabernes forsyningspligt.

Der er oprettet en sektorspecifik kontrolmyndighed, Nätmyndigheden, som er en afdeling under den statslige myndighed NUTEK. Fra og med 1. januar 1998 er Nätmyndigheden under NUTEK lagt over i en Nätafdeling under den nyoprettede Energimyndighed. Nätmyndigheden er administrativt uafhængig af NUTEK og er ikke underlagt instruktioner fra andre myndigheder.

Nätmyndigheden er eneansvarlig for tilsyn med koncessioner, priser og tariffer for adgang til nettet. Tilsynet omfatter bl.a. kontrol med net- og systemydelser i det statslige selskab, Svenska Kraftnät, og med distributionsselskaberne, herunder især kontrol med, at distributionsselskaberne overholder forpligtelserne ifølge leverancekoncessionerne.

Priserne på nettjenester skal være udformet således, at de er rimelige og fremmer konkurrencen, og nettarifferne reguleres på basis af nøgletal. Prisreguleringen i Sverige minder meget om det norske reguleringssystem.

I Sverige er der tillige det forhold, at distributionsselskaberne skal have bevilling. Distributionsselskabernes bevilling fornyes ikke automatisk ved udløb, idet selskaberne for at opnå fornyelse skal have opnået visse nærmere fastsatte effektivitetsforbedringer. Er forbedringerne ikke opnået, sættes opgaven i udbud, hvor det billigste tilbud vinder bevillingen. Der er her tale om en incitament-regulering ud over prisreguleringen.

Den meget centraliserede markedsstruktur indebærer, at der i f.t. konkurrenceområderne produktion og salg af el lægges op til en betydelig kontrolindsats overfor de dominerende selskabers adfærd på markedet. Tilsyn med konkurrenceområderne er underlagt konkurrencemyndighederne efter de generelle konkurrenceregler.

Liberaliseringens virkninger

Efter liberaliseringen er der sket en øget integration, såvel vertikalt som horisontalt, i den svenske elsektor. De større produktionsselskaber har opkøbt distributionsselskaber, og de større produktionsselskaber har i stigende grad købt sig ind hos hinanden. I salgsleddet samarbejder selskaberne om elindkøb, fx gennem et fælles indkøbsselskab, og i andre tilfælde er industrivirksomheder medejere af sådanne indkøbsselskaber.

De kommunale elværker forventes at blive organiseret som privatretlige selskaber.

Flere store elkunder har fået lavere elpriser, og rabatterne er delvist opnået gennem samarbejde mellem flere virksomheder om indkøb, og har i visse tilfælde resulteret i leverandørskift.

De mindre elkunder fik umiddelbart efter liberaliseringen højere elpriser, der steg med 5-9\%, hvoraf de 3-5 procentpoints udgjorde øgede elafgifter. Desuden blev forskellen mellem de højeste og de laveste priser umiddelbart forøget. Prisstigningerne kan formentlig i nogen grad tilskrives, at de mindre elforbrugeres priser før liberaliseringen var subsidieret af de større forbrugere.

De virksomheder, der handler med el, har ikke i nævneværdig grad forsøgt at konkurrere om de mindre kunder. Kravet om timemåling og om nye elmålere ved skift af leverandør har især betydet, at flertallet af småforbrugerne reelt ikke har kunnet udnytte mulighederne for at få lavere priser. Omkostningerne ved at udskifte måleren var primo 1996 på ca. 8.000 kr., hvilket klart overstiger de mindre forbrugeres muligheder for besparelse ved et leverandørskift ^[59] .

Uklare elregninger er et andet problem, idet regningerne ofte ikke indeholder oplysninger om, hvordan de totale omkostninger er fordelt på elforbrug, nettjenester og afgifter. Det gør det svært for forbrugerne at sammenligne priser fra forskellige elhandelsvirksomheder. Overfor denne kundegruppe er der dog sket en betydelig forbedring i serviceniveauet med længere åbningstider, telefonrådgivning og mere fleksibel fakturabetaling. Hertil kommer markedsføring af grøn el.

De svenske konkurrencemyndigheder ^[60] har konstateret, at store produktionsselskaber muligvis har forsøgt at manipulere prisdannelsen på elbørsen gennem mindskelser af de udbudte mængder. Et andet problem har været, at distributionsvirksomheder i praksis ofte drives sammen med en handelsvirksomhed, og at det derfor er meget vanskeligt og ressourcekrævende at sikre, at der ikke sker krydssubsidiering fra netvirksomheden til handelsselskabet. Denne sammenblanding af monopol- og konkurrenceaktiviteter vanskeliggør en korrekt afgrænsning og opgørelse af distributionsomkostningerne (netaktiviteterne). Der er en alvorlig risiko for, at disse virksomheder i vidt omfang har overført omkostninger til netvirksomheden, og at der derved i praksis er sket en subsidiering af handelsvirksomheden.

På denne baggrund har de svenske konkurrencemyndigheder bl.a. foreslået følgende justeringer:

• Flertallet af småforbrugere bør fritages fra kravet om timemåling og kravet om udskiftning af elmåler ved leverandørskifte. I stedet bør indføres et system med skabelonmåling, dvs. at forbrugerens energiforbrug skønnes på baggrund af generelle forbrugerprofiler, samt at der desuden (for de kunder, hvor skabelonsystemet ikke er hensigtsmæssigt) sættes loft over prisen på leverandørskifte på fx 1.200 kr.
  
• Reglerne om, hvordan netvirksomheder organiseres, bør gøres mere præcise, så krydssubsidiering mellem netvirksomhed og handelsvirksomhed ikke kan finde sted.
  
• Mere klare principper for opgørelse af netvirksomhedernes omkostninger bør indføres.
  
• Harmonisering af afgiftssystemer og afgiftsniveauer i Norden, herunder også principperne for fastsættelse af priserne for adgang til nettene.
  

4.2.3 Finland

Den finske liberalisering af energisektoren er sket i etaper. I 1992 blev restriktionerne om udenlandsk ejerskab i den finske energisektor lempet, og i 1993 blev tredjepartsadgang til transmissionsnettene indført ved lov. Det samlede lovgrundlag for liberaliseringen blev vedtaget i starten af 1995 og fuldt iværksat fra starten af 1996, hvor også tarifsystemerne var på plads.

Den finske elsektor minder i sin opbygning om den svenske. Der findes 3 producentgrupper:

• Det statslige selskab, IVO, står for ca. 40\% af produktionen.
  
• De store industrivirksomheder samarbejder i TVS, der ligeledes står for ca. 40\%, hvor den største producent, PVO, alene står for over halvdelen.
  
• De kommunale elselskaber producerer de resterende ca. 20\%.
  

Det finske system adskiller sig i øvrigt markant fra stort set alle andre landes elsektorer ved, at der er etableret to parallelle – men dog sammenkoblede – fysiske transmissionsnet. Hovednettet ejes og drives af IVO, mens det mindre industritransmissionsnet ejes af den største industriproducent PVO og drives af industriproducenternes sammenslutning TVS.

Stort set samtlige 140 finske distributionsselskaber var inden liberaliseringen ejet af de lokale kommuner.

Liberaliseringens hovedpunkter

Elselskaberne er blevet forpligtet til regnskabsmæssigt at adskille produktion, transmission/distribution og salg. Det overvejes stadig, om der også bør stilles krav om en selskabsmæssig adskillelse, men mange selskaber har dog allerede selv frivilligt gennemført en sådan adskillelse.

Konkurrence er indført i produktionsleddet og i salgsleddet. Konkurrencen i salgsleddet omfattede i første omgang kun kunder med et årligt forbug på over 0,5 MW men gælder fra 1997 i princippet for alle kunder uanset forbrug.

De mindste elforbrugere har dog, ligesom i de øvrige nordiske lande, været forhindret i selv at vælge leverandør p.g.a. de meget store omkostninger til måleudstyr. Problemet forventes dog at blive løst i løbet af 1998.

Tredjepartsadgang til alle transmissions- og distributionsnet er allerede indført i Finland, og prisen for netadgang er baseret på offentligt fastsatte punkttariffer. Transmissionstarifferne er de samme uafhængigt af, hvor langt elektriciteten skal transporteres.

Med virkning fra sommeren 1996 er der etableret en finsk elbørs, EL-EX, som er ejet af og organisatorisk placeret under den finske børs for handel med værdipapirer. På EL-EX handles elektricitet på time-, uge-, deluge- og sæsonkontrakter, men EL-EX har dog foreløbig kun stået for en meget begrænset del af elomsætningen.

Udenlandske aktører har adgang til at handle på den finske elbørs, ligesom finske aktører har adgang til at handle på Nord Pool. Desuden er der forhandlinger i gang om et finsk medlemsskab af Nord Pool på samme betingelser som er gældende for Norge og Sverige.

Adgangen til at opføre nye produktionsanlæg er også blevet liberaliseret, og fremover er det kun etablering af nye vandkraft- og atomkraftanlæg, som kræver tilladelse. Alle værker skal dog overholde de fastsatte miljø- og sikkerhedsstandarder.

Udenlandske investorer har, ligesom i Sverige, fri adgang til at opkøbe finske elselskaber og til selv at starte virksomhed på det finske marked. Det svenske Vattenfall har allerede købt flere finske distributionsselskaber og har desuden planer om opførelse af et nyt kraftværk i Finland.

De to transmissionsnet er blevet lagt sammen under et nyt selskab, der er omfattet af monopolregulering. IVO og PVO deler i det nye selskab, Suomen Kantaverkko Oy, ejerskabet med hver 25\%. Staten har 10\% mens de resterende 40\% af aktierne er delt mellem institutioner og mindre selskaber.

Reguleringen af netfunktionen er underlagt en specialmyndighed under det finske Handels- og Industriministerium. Eneste krav til nettarifferne er, at de skal være rimelige – uden at det dog defineres, hvordan begrebet ”rimelige” mere præcist skal forstås, hvilket indebærer vurderinger fra sag til sag. Reguleringen af konkurrenceaktiviteterne produktion og salg hører under de generelle konkurrencemyndigheder, som en overvågningsfunktion.

Liberaliseringens virkninger

Det største finske selskab IVO har efter liberaliseringen konsolideret sig på både hjemmemarkedet og i udlandet. Før liberaliseringen havde IVO stort set kun produktion og transmission af el som aktivitet, men har siden opkøbt en række distributionsselskaber, og IVO står i dag for omkring 15\% af distribution og salg.

IVO, der forventer en stigende markedsandel på 20-30\%, har desuden udvidet aktiviteterne på udenlandske markeder, primært det svenske, hvor IVO har købt en af Sveriges største elproducenter, Gullspang Kraft. IVO har derved næsten fordoblet produktionskapaciteten og fremstår i dag som Nordens næststørste elselskab efter Vattenfall.

Liberaliseringen har ikke umiddelbart medført ændringer for den største af landets industriproducenter, PVO, men da PVO inden liberaliseringen udelukkende leverede el til industrien, og da industrivirksomhederne nu har fået frit leverandørvalg, må det forventes, at PVO's andel af det indenlandske marked vil falde. PVO har da også, og måske derfor, efterfølgende indgået en 7-årig aftale med Rusland om levering af 150 MV pr. år.

Antallet af kommunalt ejede distributionsselskaber er faldet markant efter liberaliseringen. Årsagerne kan være dels, at kommunerne har mulighed for at styrke økonomien ved at sælge selskaberne, dels at de små kommuner har ment, at elmarkedet er blevet for kompliceret og for svært at håndtere. Mange af distributionsselskaberne er som nævnt ovenfor opkøbt af IVO og af Vattenfall.

Da den finske elliberalisering først for alvor er sat i værk inden for det seneste år, er det endnu for tidligt at drage konklusioner om, hvordan liberaliseringen vil påvirke priserne.

4.2.4 England

Det første europæiske land, der indførte konkurrence i elsektoren, var England. På baggrund af den daværende konservative regerings privatiseringsprogram blev liberaliseringen iværksat i foråret 1990, og det primære politiske formål var derfor privatisering.

Som følge af en engelsk nationalisering af elsektoren i 1947, ejede statsselskabet CEGB alle produktionsanlæg og alle transmissionsnet, inden liberaliseringen blev påbegyndt. Kun meget store industrikunder havde indtil da haft mulighed for at forhandle elleverancer direkte med CEGB, mens 12 regionale distributionsselskaber (REC's) varetog al øvrig distribution.

Liberaliseringens hovedpunkter

Liberaliseringen indebar, at produktion og transmission blev adskilt. De engelske kraftværker blev desuden opdelt i 2 private selskaber for konventionel kraft og 1 statsligt selskab for kernekraft. Disse 3 selskaber konkurrerer med andre uafhængige indenlandske producenter, udenlandske producenter og de regionale distributionsselskabers egenproduktion.

En række af distributionsselskaberne er blevet opkøbt af udenlandske selskaber.

Størsteparten af den producerede el sælges på den engelske elbørs, the Pool, hvor alle leverancer fra kraftværksblokke på 100 MW eller derover skal omsættes. Elbørsen er ikke et fysisk sted, men en mekanisme for handel og fordeling, der fungerer via et computerprogram ^[61] .

Der er indført tredjepartsadgang til alle elnettene, men i starten havde dog kun kunder med et årsforbrug på mindst 1 MW tredjepartsadgang. Grænsen blev i 1994 nedsat til 100 kW, og med virkning fra 1998 skal samtlige kunder uanset forbrugsstørrelse have mulighed for tredjepartsadgang.

Efter modellen i England reguleres nettarifferne med en faktor, der er lig inflationen minus en årlig effektivitetsprocent. Tariferingsprincippet er en såkaldt price-cap ^[62] formel, RPI-X, hvor RPI står for det engelske forbrugerprisindeks, og X er en størrelse, der afspejler selskabernes muligheder for at effektivisere som følge af teknologiske fornyelser, bedre organisering og stordriftsfordele mv. Et transmissionsselskabs tariffer består af en tilslutningsafgift, en effektafgift og en energiafgift og tilsvarende gælder for de regionale distributionsselskabers tarifsystem.

Forsyningspligten (forstået som en leveringsret for distributionsselskaberne) for kunder med et forbrug på over 10 MW blev

ophævet og erstattet af en transportpligt.

Distributionsselskaberne blev forpligtet til både tarifmæssigt og regnskabsmæssigt at adskille transport og leverance. Forbrugerne betaler i form af en særlig afgift på 11\% over elregningen den merudgift, som distributionsselskaberne fik p.g.a. en forpligtelse til at købe en vis mængde el produceret fra ikke-fossile kilder, dvs. primært a-kraft.

Ud over de 12 oprindelige distributionsselskaber er der kommet en række nye aktører, der konkurrerer på salg af el, og elforbrugerne har dermed reelt fået mulighed for at skifte leverandør.

I forbindelse med liberalisering blev der oprettet en sektorspecifik reguleringsmyndighed, OFFER, som har en betydelig selvstændighed. OFFER har til opgave at overvåge priser, tariffer og aftaler på området, herunder at fastsætte priser i form af price-caps for monopoldelene. Virksomhederne på elmarkedet gennemgås detaljeret af OFFER hvert femte år, hvorefter der fastsættes en tarifformel for de efterfølgende fem år. Den engelske regulering er ret detaljeret, og derfor er gennemgangen af de enkelte selskaber også en ret ressourcekrævende proces.

OFFER har også til opgave at overvåge, at der ikke sker misbrug af dominerende stilling på de konkurrenceudsatte dele af det engelske elmarked. Hvis OFFER konstaterer misbrugssituationer, overgår sagen til de engelske konkurrencemyndigheder. OFFER har som andre vigtige opgaver at sikre, at nye producenter får adgang til markedet, at undgå at store private producenter bliver dominerende, og at forhindre at fornyet vertikal integration opstår.

Liberaliseringens virkninger

I den første periode umiddelbart efter liberaliseringen faldt prisen for alle aktører. Prisfaldet skyldtes formentlig delvist, at to af de store producenter var bundet af tidligere indgåede kulaftaler, som tvang producenterne til at opretholde et højt produktionsniveau. I de følgende år steg priserne igen, men niveauet ligger dog stadig under de langsigtede marginalomkostninger, dvs. prisen for nye værker.

Som følge af, at elproduktionen som udgangspunkt var koncentreret på kun tre selskaber, havde de lokale distributionsselskaber en forventning om, at de ville blive presset på priserne af deres leverandører. Frygten for, at elproducenterne ville indgå prisaftaler, indebar således, at de lokale distributionsselskaber selv gik i gang med massive investeringer i elproduktionsanlæg, selvom de eksisterende produktionsanlæg kunne dække behovet. Resultatet blev en overkapacitet på 70\% i 1993.

Priserne er typisk steget for de store industrikunder, der tidligere havde fordelagtige særaftaler med statsmonopolet, mens priserne derimod er faldet for mindre kunder, der ikke kunne aftale særlige fordele.

De to store private producenter har ved flere lejligheder været under mistanke for at forsøge at manipulere priserne på spotmarkedet og for at bruge kapacitetsbeslutninger strategisk m.h.p. at holde eventuelle nye producenter ude fra markedet.

Fra 1990 til 1995 er værdien af aktierne i de regionale elselskaber 3-doblet, og alt i alt er det således formentlig aktieejerne i de britiske elselskaber, der har profitteret mest af liberaliseringen.

4.2.5 USA

Liberaliseringen af den amerikanske elsektor tog sin begyndelse i 1978 med vedtagelsen af the Public Utility Regulatory Act (PURPA). Virkningen af PURPA slog igennem i slutningen af 1980'erne, da reguleringsprincippet blev ændret fra omkostnings bestemte priser til markedsbaserede priser, men rammerne for egentlige konkurrencemarkeder for el tog først form efter, at the Energy Policy Act (EPACT) blev vedtaget i 1992.

I forhold til de europæiske elsektorer minder den amerikanske elsektor i struktur og organisation mest om et kludetæppe. I USA ^[63] er der over 3.000 elforsyningsvirksomheder, som producerer, transmitterer og/eller distribuerer elektricitet. Ca. 2.000 af virksomhederne, der dog kun leverer ca. 8\% af det samlede elforbrug, er offentligt ejede. Herudover er der mere end 4.000 private elproduktionsfaciliteter, der leverer til egen industriproduktion, eller som sælger til de lokale forsyningsselskaber.

Selv om der således er mange forskellige elselskaber i USA, og disse varierer meget i størrelse, struktur og ejerskab, er markedskoncentrationen ikke tilsvarende lav. De 100 største forsyningsselskaber (IOU's), der ejes af en række investorer, står for omkring 75\% af produktionskapaciteten og detailsalget, og disse selskaber, der traditionelt har været vertikalt integrerede selskaber, har både produceret, transmitteret, distribueret og solgt el, og afsat de “bundlede” ^[64] leverancer i geografisk opdelte eneforsyningsområder.

Geografisk er USA delt i 140 separate kontrolområder, der hver har sin systemoperatør med ansvar for at koordinere balancen på udveksling af el (matche udbud og efterspørgsel). Systemoperatørfunktionen er etableret i form af elbørser i en del af disse områder. De 140 kontrolområder er kædet sammen i 2 hovedtransmissionssystemer, et i øst og et i vest, samt et separat system for Texas.

Reguleringen af IOU-monopolerne har varieret fra stat til stat, men generelt har distributionsaktiviteterne været underlagt traditionel monopolprisregulering, hvor der bl.a. fastlægges et rimeligt afkast af den investerede kapital. FERC, der er en forbundsmyndighed, regulerer engrossalg og transmissionsaktiviteter på tværs af statsgrænserne.

Den decentrale struktur i elsektoren i USA har betydet, at der har været store forskelle i priserne for el mellem de forskellige geografiske områder.

Liberaliseringens hovedpunkter

Den amerikanske model for markedsåbning er langt mindre vidtgående end de europæiske modeller, der er refereret ovenfor, idet konkurrencen i USA som udgangspunkt kun omfatter engrosmarkedet. Uafhængige producenter på det amerikanske marked skal som leverandører have adgang til transmissionsnettene, mens konkurrencen på kundesiden kun omfatter distributionsselskaberne.

Slutkunderne har altså ikke umiddelbart fået frit leverandørvalg, hvilket hænger sammen med USA's decentrale struktur, hvor de enkelte stater fastsætter reglerne for, om der skal være konkurrence på ydelser, der ikke går over statsgrænserne.

Formålet med de amerikanske regler på forbundsniveau, der følger af EPACT, er at indføre konkurrence på engrosmarkedet og derigennem skabe effektivitetsforbedringer. Herved får aktørerne i den amerikanske elsektor således incitamenter til i stigende grad at lade markedskræfterne råde – i modsætning til under en regulering af omkostningerne på traditionel vis.

Det væsentligste element i EPACT er, at alle elforsyningsselskaber skal give fri adgang til transmissionsnettene på engrosmarkedet på vilkår, der ikke er diskriminerende. Det indebærer, at elselskaberne skal tilbyde andre aktører de samme tariffer for transmission ved engrossalg af el, som elselskabernes egne kunder får tilbudt, dvs. en lovbestemt adgang til tranmissionsnettene for uafhængige producenter.

Der er ingen krav om en vertikal adskillelse mellem selskabernes forskellige aktiviteter.

I forbindelse med gennemførelse af liberalisering i USA og indførelse af konkurrence på engrosmarkedet har der især været fokuseret på overgangsfasen fra monopol til konkurrence. Interessen har specielt drejet sig om, hvordan ”stranded costs” ville blive håndteret, dvs. afklaring af, hvem der skulle betale de omkostninger, der er forbundet med investeringer, der allerede er gennemført, idet disse investeringer er foretaget under monopolsystemet, hvor der var sikkerhed for afsætning og omkostningsdækning i det enkelte elforsyningsselskabs geografiske monopolområde ^[65] .

Når nye produktionsfaciliteter kan bygges og drives til lavere omkostninger end de eksisterende produktionsfaciliteter, kan ”stranded costs” fremkomme i forbindelse med indførelse af konkurrence. Kunderne får ved liberaliseringens gennemførelse incitament til at skifte til den leverandør, der har de lavere omkostninger, og den tidlige monopolleverandør kan have svært ved at få dækket omkostningerne til tidligere foretagne investeringer, langtidskontrakter om brændselsleveringer og eventuelle nødvendige udbygninger og vedligeholdelser af de eksisterende ledningsnet.

Elforsyningsselskaberne i USA har fået tilladelse til at indregne disse ”stranded costs” i transmissionstarifferne, under forudsætning af at en række betingelser er opfyldt. De kunder, der skifter leverandør, kommer derved også til at betale for ”stranded costs”.

Liberaliseringens virkninger

Selv om der ikke er et direkte krav om vertikal selskabsadskillelse, men kun et krav om regnskabsmæssig adskillelse af produktion, transmission og distribution af el, har mange af elselskaberne af egen drift allerede udskilt transmissionsaktiviteterne (eller har planer herom) og overført disse aktiviteter til selvstændige og uafhængige systemoperatører. Denne udvikling foregår på frivillig basis – men er kraftigt støttet af FERC, der er forbundsmyndigheden på området.

Reglerne om indregning af ”strandede costs” har givet anledning til stor debat, hvor et af de væsentligste kritikpunkter har været, at konkurrencen og dermed forventningen om lavere priser på el netop p.g.a. disse regler ikke slår igennem på kort sigt. Reglerne giver på den anden side mulighed for, at de investorer, der oplever ”stranded costs”, kan overleve liberaliseringen af elsektoren og således på længere sigt blive konkurrencedygtige.

Virkningen af EPACT er, at en af de vigtigste barrierer for konkurrence med el er blevet fjernet på forbundsniveau og dermed for konkurrence på engroshandlen på tværs af statsgrænserne. Videreførelsen af liberaliseringsprocessen er derfor afhængig af, hvilke beslutninger de enkelte stater træffer om, hvordan processen skal fortsætte. Medio 1996 var ca. halvdelen af de amerikanske stater i gang med forskellige omstruktureringer af regelgrundlaget for elsektoren. På denne baggrund er det ikke muligt på nuværende tidspunkt at drage generelle konklusioner om virkningerne af liberaliseringen af den amerikanske elsektor.

4.2.6 Tyskland

Den tyske Forbundsdag vedtog den 28. november 1997 en ny energilov, der afskaffer de eksisterende forsyningsgrænser og giver adgang til elnettene. Herved kan såvel store som små forbrugere frit vælge leverandør.

Den nye energilov betyder implementering af EU's elmarkedsdirektiv. Loven afløser dels den hidtil gældende energilov fra 1935 og er dels en ændring af den tyske antikartellov, hvor sidstnævnte lov hidtil har begrænset konkurrencen og reelt indført monopoler på elområdet af hensyn til forsyningssikkerheden.

Den nye lov skulle være trådt i kraft 1. januar 1998, men på grund af uoverensstemmelse mellem den tyske regering og oppositionen er ikrafttrædelsen udskudt. Oppositionen er utilfreds og mener, at loven udgør en trussel mod de kommunale værker, miljøet og vedvarende energikilder. Oppositionen ønsker mere regulering og overvejer at indbringe loven for den tyske Forfatningsdomstol, ligesom man vil forelægge den for parlamentets særlige klageinstans, Forbundsrådet.

Det tyske elmarked er i dag domineret af otte store produktionsselskaber (primærselskaber), som tegner sig for 70\% af den samlede elproduktion. Disse selskaber, som er ansvarlige for hver sin geografiske del af det overordnede transmissionsnet, er positive over for konkurrence i sektoren og er i gang med at rationalisere, fusionere og stifte netselskaber. Hvert af disse primærselskaber planlægger og driver egne værker og net. Der er ingen fælles tysk systemdrift og lastfordeling men et samarbejde mellem områder og selskaber. Primærselskaberne tegner sig for 40\% af salget til de endelige brugere.

Herudover findes ca. 55 regionale elselskaber, som dækker 20\% af den samlede elproduktion og 30\% af det samlede salg. Disse varetager samme funktioner som primærselskaberne bortset fra det overordnede transmissionsnet. De regionale selskaber varetager tillige forsyning inden for fjernvarme, gas og vand.

Endelig findes ca. 900 kommunale elforsyningsvirksomheder (stadtwerke), der varetager samme mix af funktioner som de regionale selskaber. Disse står for 10\% af produktionen, i hovedsagen på mindre og mellemstore kraftvarmeværker, og 30\% af det samlede elsalg. De kommunale elforsyninger er ikke begejstrede for liberalisering, idet elforsyningen hidtil har givet et stort overskud til de kommunale kasser, bl.a. i form af koncessionsafgifter som betaling for fremføring af kabler og ledninger.

Liberaliseringens hovedpunkter

Den nye tyske ellov, som bl.a. indebærer tredjepartsadgang til nettene for alle aktører, åbner op for konkurrence m.h.p. at opnå lavere elpriser.

Loven indeholder dog en række overgangsbestemmelser, der dels skal sikre anvendelsen af brunkul i det tidligere DDR, og dels beskytte de kommunale elforsyninger, der har kraftvarmeforsyning. Disse overgangsbestemmelser er planlagt at gælde indtil 2005, men skal tages op til revurdering i 2003.

Der er ikke i den nye lov fastsat nærmere regler, der regulerer netadgangen. Loven fastslår alene, at netejerne ikke må behandle andre aktørers transit af el dårligere end egne transporter. Dette gælder både teknisk og økonomisk. Loven opererer med en todeling af markedet, så der på regionalt niveau gælder forhandlet tredjepartsadgang, mens der på kommunalt niveau gælder et ”single buyer” system.

På regionalt niveau er det overladt til selskaberne selv at finde ud af, hvordan reglerne for netadgang og priserne for transit skal være for konkurrerende aktører. De nærmere enkeltheder om netadgang skal forhandles mellem netejerne og brugerne. Der har igennem lang tid været ført forhandlinger, uden at der er opnået enighed mellem parterne.

Netadgang kan afvises, hvis transit ikke er teknisk mulig. Netselskabet står i dette tilfælde med bevisbyrden. Der er ikke i loven etableret nogen reguleringsmyndighed for netselskaberne. I tilfælde af uoverensstemmelser om netadgang må parterne gå til domstolene.

For de kommunale elselskaber er der etableret et beskyttende ”single buyer” system i en overgangsperiode frem til år 2005 med en omfattende forsyningskompetence i egne områder. Dette system skal ses i lyset af den kommunale kraftvarmeproduktion.

På papiret er der med den nye ellov tale om den største og hurtigste markedsåbning, der er set i Europa. Loven lægger imidlertid ikke umiddelbart noget pres på det eksisterende marked, bl.a. fordi der ikke i loven er nogen statslig regulering af energisystemet. Det er derfor i stort omfang overladt til de store selskaber at finde ud af, hvordan regler og priser for netadgangen skal være. Her er der tale om, at man vil benytte afstandsafhængige tariffer, som i sig selv vil begrænse markedsåbning.

4.3 Liberaliseringer på gasområdet

4.3.1 England

Liberaliseringen af den engelske gassektor startede allerede i 1986, da den hidtil statsejede monopolvirksomhed British Gas blev privatiseret, samtidigt med at der blev etableret et komplekst reguleringssystem med en regulator for gasindustrien. Der blev lagt en skillelinie mellem såkaldte tarifkunder og kontraktkunder, typisk industrivirksomheder. Sidstnævnte forventedes at kunne klare sig selv ud fra muligheden for at anvende alternative energikilder, men der blev dog fastsat et prisloft. British Gas beholdt sin monopolstilling over for tarifkunderne, men med en forholdsvis detaljeret regulering.

Fra først i 90'erne kom der flere aktører på markedet end British Gas, og i 1994, hvor det næste store skridt i liberaliseringen blev taget, var British Gas' markedsandel faldet til godt 50\%, bl.a. som følge af et lovgivningsmæssigt krav om, at markedsandelen i den kommercielle sektor (kontraktmarkedet) på dette tidspunkt højst måtte være 55\%. I 1994 blev liberaliseringen for alvor videreført. Dette skete bl.a. ved, at der blev stillet krav om, at monopoldelen af British Gas (nettene og lagerfaciliteterne) skulle udskilles i et særligt datterselskab Transco, medens handelsaktiviteterne blev placeret i British Gas Trading ^[66] . For frie kunder var der fuld tredjepartsadgang, der skulle basere sig på ikke diskriminerende vilkår, og British Gas Trading måtte ikke få en fortrinsstilling.

I oktober 1994 blev introduceret et price-cap reguleringssystem på monopoldelen (RPI-X), hvor det blev tilladt Transco at få en forrentning af eksisterende aktiver på 4-4,5\%, og 6,5-7,5\% på nyinvesteringer. Effektivitetsfaktoren X blev sat til 5\%.

I 1995 blev denne åbning fulgt op af et licenssystem for transport, grossistsalg og handel. I dette licenssystem etableres samtidigt en forsyningsret for slutkunderne, men systemet indeholder også et vist socialt støtteelement. Der er som sådan ingen begrænsninger i, hvem der kan få licens, og der er således fri adgang til markedet. I 1996 blev på forsøgsbasis etableret fuld liberalisering i det sydvestlige England, og i 1997 har der været gennemført tilsvarende i 2 andre områder. Fra sidst i 1998 skal der være fuldstændig liberalisering for alle gaskunder.

Reguleringen, der fremover først og fremmest sker på monopoldelen, er overladt til OFGAS. Der skal være fuld tredjepartsadgang baseret på ikke diskriminerende vilkår. Monopoldelens priser baserer sig på et price-cap system, og der er for så vidt ingen priskontrol på de konkurrenceudsatte dele, men der må ikke finde krydssubsidiering sted og forsyningsretten bibeholdes sikret gennem licenssystemet.

Liberaliseringen har bl.a. ført til, at industripriserne er faldet til ca. det halve af, hvad de var i 1988, og priserne er i dag de laveste i Europa. British Gas' markedsandel er faldet yderligere til ca. 22\%, og der er i dag en lang række aktører på markedet, bl.a. fra de øvrige energimarkeder elektricitet og olie.

4.3.2 USA ^[67]

Både produktions- og handelsaktiviteterne på det amerikanske naturgasmarked er dereguleret, så det i medfør af reguleringen (og herunder udskillelsen af transmissionsaktiviteterne) er blevet muligt for producenter og slutforbrugere at forhandle sig frem til leveringer/kontrakter. I 1980 blev åbnet et spotmarked og i 1990 et future-marked. Dette indebærer, at naturgaspriserne afspejler en markedssituation. Den lovmæssige baggrund findes først og fremmes i The Natural Gas Act fra 1938.

Der er tredjepartsadgang på transmissionsledninger mellem de enkelte stater. I en del af staterne er påbegyndt en restrukturering af distributionsleddet i retning af konkurrencebaseret prisfastsættelse, især såkaldt performance baseret tarifering (incitamentstariffer). Reguleringen – der altså først og fremmest er på transmissionsniveau – varetages af FERC, for så vidt angår forholdene mellem staterne, og af statskommissioner indenfor de enkelte stater. FERC er en uafhængig reguleringskommission med fem kommissærer udpeget af præsidenten.

Transmissionstarifferne er normalt omkostningsbaserede. FERC har anbefalet en variabel tarifering for så vidt angår den mængdemæssige transmission, der samtidigt skal dække de variable omkostninger, og en fast afgift opgjort ud fra en kapacitetsreservation, som skal dække alle faste omkostninger.

Markedet er præget af et meget stort antal producenter (mere end 10.000), en række transmissionsselskaber (omkring 50) på tværs af staterne, ca. 130 distributionsselskaber (der normalt ikke opererer på tværs af staterne), og en lang række mæglere, der sælger gas til slutforbrugere uden at have ejerskab på nogen dele af naturgassystemet.

4.4 Danske rapporter mv. om liberaliseringer på energiområdet

Det fremtidige konkurrenceregime i den danske energisektor, som er skitseret i kapitel 5, er et af flere mulige bud på, hvordan udviklingen vil blive.

En række danske rapporters bud på udviklingen og konsekvenserne af liberalisering og indførelse af konkurrence i energisektoren bliver omtalt i dette afsnit.

4.4.1 AKF-rapporter om de fundamentale principper for liberalisering ^[68]

AKF, RUC og Risø udgav i 1994-95 tre rapporter fra et fælles forskningsprojekt om liberalisering og konkurrence i energisektoren, der samlet behandler de fleste problemstillinger og valgmuligheder i forbindelse med indførelse af konkurrence i den danske energisektor.

Den første rapport: Konkurrence indenfor elforsyningen - erfaringer fra England, Norge, Sverige og USA vedrører de fundamentale principper for liberalisering af elsektoren.

Udgangspunktet er en 3-deling af elsektoren i produktion, transmission og distribution/salg. Konkurrencen skal omfatte produktion og distribution/salg af el, mens transmission af el skal reguleres som et naturligt monopol.

Liberalisering af elsektoren forudsætter ifølge rapporten somminimum, at der gennemføres to fundamentale ændringer:

For det første skal aktørerne på konkurrencemarkederne for produktion og distribution/salg af el have fri og lige adgang til elnettene, fx gennem tredjepartsadgang, og rapporten konkluderer, at det derfor er nødvendigt at bryde den vertikale integration, der er mellem elforsyningsselskabernes monopoler. Udskillelse af net funktionerne i selvstændige organisationer skal sikre, at netbestyrerne optræder neutralt over for konkurrerende virksomheder.

For det andet er det nødvendigt at organisere særlige markeder for handel med el. Rapporten gennemgår systematisk de valg, beslutningstagerne kan træffe m.h.t. omfanget af liberaliseringen og konkurrencen.

Desuden gennemgår rapporten erfaringerne med de modeller for elliberaliseringer, der er valgt i England, Norge, Sverige og USA.

Den anden rapport: Dansk elproduktion på et åbent nordeuropæisk marked sætter fokus på de mulige konsekvenser, som konkurrence på tværs af landegrænserne vil få for den danske elproduktion.

Analysen tager afsæt i markedsstrukturerne, dvs. koncentrationsgraden, produktionsteknologierne og produktionskapaciteten, på et integreret nordeuropæisk elmarked, hvor der er fuld konkurrence mellem elproducenterne i de nordiske lande og Tyskland.

Der er for tiden en meget høj grad af koncentration i en del af de nordeuropæiske landes elsektorer. En umiddelbar fordel ved et fælles nordeuropæisk konkurrencemarked for el er derfor, at koncentrationsgraden falder betydeligt og ligge betydeligt under den grænse, som de amerikanske konkurrencemyndigheder har fastlagt for et marked med lav selskabskoncentration.

Et nordeuropæisk elmarked vil endvidere være karakteriseret ved mange forskellige produktionsteknologier, som fx vandkraft, kernekraft, gas- og kulkondens samt kraftvarme, og dette vil præge konkurrencedynamikken, idet disse teknologier har forskellige driftsbetingelser og omkostningsprofiler.

Samtidig er der i alle de nordeuropæiske lande en vis overkapacitet i elproduktionsanlæg, hvilket indebærer, at det er vigtigt at skelne mellem det korte og det lange sigt, når virkningerne af et fælles konkurrencemarked skal analyseres.

På kort sigt vil udbudet og produktionen af el blive styret af de variable produktionsomkostninger, som også vil komme til at styre markedets clearingspris på den teknologi, der bestemmer den marginale pris. P.g.a. efterspørgslens omfang forventes det størstedelen af tiden at blive den teknologi, som kul- og gaskondensværkerne anvender.

På længere sigt forventes efterspørgslen dog at stige, og stigningen vil tvinge elprisen opad til et niveau, hvor det kan betale sig at bygge nye anlæg, der forventes fortrinsvist at blive kondens- og kraftvarmeværker.

På baggrund af beregninger over forskellige modelversioner konkluderer rapporten, at de danske elværker, der typisk er centrale gas- og kulfyrede udtagsværker og decentrale modtryksværker, ikke vil have større problemer ved at overleve på et åbent nordeuropæisk elmarked.

På kort sigt vil værkerne kunne producere og indtjene et mindre dækningsbidrag, men også på længere sigt vil det nordeuropæiske prisleje give mulighed for at etablere nye rentable og konkurrencedygtige danske værker.

Dette forudsætter dog, at elproducenterne får de nødvendige finansielle og reguleringsmæssige frihedsgrader, herunder at hvile- i-sig-selv princippet og de danske afgifters særlige indretning ændres. Problemerne kan dog løses ved en hensigtsmæssig ændring af regler og aftaler for den danske produktion.

Det centrale tema i den tredje AKF-rapport, Konkurrence i energisektoren og statslig regulering, er, hvordan reguleringen af den danske energisektor kan udformes, så den bedst mulige opfyldelse af de energi- og miljøpolitiske målsætninger under konkurrencevilkår sikres.

Rapportens udgangspunkt er, at liberalisering og indførelse af konkurrence er et middel til at opfylde (nye) energipolitiske målsætninger om især at effektivisere, tilpasse produktionen og imødekomme forbrugernes ønsker.

Liberalisering er ikke et mål i sig selv, og konkurrence vil ikke føre til begrænsning i den offentlige regulering men til en omlægning af reguleringen, og spørgsmålet er altså, hvordan reguleringen skal tilrettelægges.

For at analysere spørgsmålet opstiller rapporten et scenario for strukturerne i en liberaliseret energisektor.

I udgangssituationen forudsættes, at liberaliseringen vil indebære fri adgang til energimarkederne, fuld tredjepartsadgang og at produktionen og transmissionen bliver udskilt i selvstændige selskaber.

En fælles nordisk børs (Nord Pool) skal være grundstammen i et organiseret spotmarked, hvor alle større aktører kan handle. De systemansvarlige transmissionsselskaber skal i samarbejde udvikle et system med fælles adgangsregler for brug af energinettene og et tilhørende fælles tarifsystem.

På lidt længere sigt forudsætter rapporten desuden, at også distributionsselskabernes aktiviteter om transport og salg af energi adskilles i selvstændige selskaber.

Offentlige eller koncessionerede selskaber, der er selvstændige og uafhængige i forhold til producenter, sælgere og kunder, skal drive energinettene. Handlen med energi vil komme til at ske via langtidskontrakter, spotkontrakter og finansielle kontrakter. For at realisere disse kontrakter skal i tillæg tegnes en transportkontrakt.

Med dette scenario som referenceramme diskuterer rapporten en række valg m.h.t. regulering under givne energipolitiske forudsætninger.

I en energisektor, der er baseret på konkurrence, skal reguleringen sikre:

• at konkurrencen på markederne for produktion og salg fungerer med fri etableringsret, så misbrug af dominerende stilling modvirkes,
  
• at adgangsbetingelser, tariffer og investeringer vedr. netmonopolerne er konkurrenceneutrale og samfundsmæssigt hensigtsmæssige, og
  
• at de energipolitiske målsætninger tilgodeses.
  

Analysens hovedkonklusioner er følgende:

Produktion. Alene en åbning af udenrigshandlen vil være tilstrækkelig til at skabe det fornødne konkurrencepres i kraftværkssektoren. Der er derfor ikke umiddelbart behov for store organisatoriske ændringer, men hvile-i-sig-selv princippet må afskaffes, når der indføres konkurrence. En dansk tilslutning til den nordiske elbørs vil være et vigtigt bidrag til at skabe konkurrencen.

Det bør forhindres, at dominerende markedspositioner misbruges.

Transmission og distribution skal fortsat reguleres som naturlige monopoler, men netaktiviteterne skal skarpt adskilles fra konkurrenceaktiviteterne produktion og salg og gerne i selvstændige og uafhængige selskaber.

Nyere modeller for regulering af naturlige monopoler, hvor incitamenter til at effektivisere bliver forenet med realistiske krav om information, fx price-cap regulering og målestokskonkurrence, bør tages i anvendelse.

Integrationen mellem el, gas og fjernvarme betyder, at konkurrence på et af områderne vil skabe problemer for de andre

områder. Den udstrakte anvendelse af kraftvarme i Danmark vil således indebære, at det er vigtigt at sikre, at varmekunderne ikke betaler en urimelig andel af omkostningerne ved den fælles produktion, når elsektoren liberaliseres.

På samme måde skal der tages stilling til, i hvilket omfang gas skal anvendes i kraftvarmeproduktionen, herunder om den politisk bestemte diskrimination på gasprisen skal opretholdes.

Gasmarkedet. Det skulle ikke være sværere at få et konkurrencebaseret gasmarked til at fungere end et elmarked, men der må dog tages hensyn til gasselskabernes finansieringsproblem, fx ved en lang overgangsperiode eller en engangsnedskrivning af gælden.

Energipolitiske målsætninger om energieffektivisering og energibesparelse. Den nuværende udformning af politikken vedrørende effektivisering af energien (IRP og DSM) er rettet imod en vertikal integreret energisektor. Det må derfor – med den vertikale adskillelse, som bliver nødvendig ved indførelse af konkurrence – forventes at energiselskabernes indsats på disse områder bliver reduceret.

Når markederne åbnes for at få lige konkurrencevilkår, må der derfor samtidig lægges større vægt på at harmonisere virkemidlerne i de enkelte landes afgiftspolitik. En anden mulighed er i videre udstrækning at integrere energieffektivisering på andre politikområder, fx bolig-, beskæftigelses- og erhvervspolitik.

Miljøregulering. Et fælles nordisk konkurrencemarked for el vil give muligheder for markante reduktioner i emissionen fra dansk elproduktion, især gennem en bedre udnyttelse af norsk vandkraft.

Virkemidlerne i miljøreguleringen må i et vist omfang ændres i en liberaliseret energisektor. Miljøafgifter og omsættelige forureningstilladelser er velegnede til dette formål under forudsætning af, at afgifter og tilladelser harmoniseres.

Reguleringsmyndighederne. Liberalisering vil give problemer for den nuværende uklare fordeling af kompetencen mellem Energiministeriet og energiprisudvalgene, og konkurrenceregulering bør eksplicit indgå som en restriktion ved Miljø- og Energiministeriets energipolitiske reguleringer.

Energiprisudvalgenes nuværende sammensætning, hvor bl.a. danske energiselskaber indgår, kan skabe tvivl m.h.t. udvalgenes troværdighed.

Desuden bør der ske en afklaring af kompetencen mellem Kommissionen og medlemslandene for så vidt angår den internationale konkurrenceregulering.

4.4.2 Det nordiske perspektiv ^[69]

Arbejderbevægelsens Erhvervsråd placerer diskussionerne om liberalisering af den danske elsektor i et nordisk perspektiv. Den væsentligste grund hertil er, at de overordnede danske målsætninger for energipolitikken i løbet af 80'erne i stigende grad har fokuseret på miljøet og specielt på drivhusproblematikken, dvs. udledningen af CO2 .

Andre udfordringer for energisektoren fremover vil være internationalisering og omkostningseffektivisering. Fælles for disse målsætninger og udfordringer er, at et nationalt perspektiv er for snævert. Et fælles nordisk energimarked indeholder flere positive konkurrence og miljømæssige perspektiver.

De konkurrencemæssige perspektiver for et fælles nordisk energimarked er for det første, at konkurrencen kan fungere mere effektivt på et større fælles marked med deraf følgende lavere priser til forbrugerne. Især importeret energi vil neutralisere de store nationale koncentrationer i producentleddet, som for tiden forekommer i såvel den danske som i de svenske og finske elsektorer.

For det andet kan den samlede produktionskapacitet i de nordiske lande udnyttes på en bedre måde, og desuden reducerer et fælles marked behovet for reservekapacitet.

For det tredje kan landenes komparative fordele udnyttes bedre.

Elsektoren er kendetegnet ved, at forbruget viser meget store udsving over året, og at produktionen ikke kan lagres. Det øger behovet for at anvende produktionsteknologier med forskellige tekniske og økonomiske egenskaber, hvilket netop er tilfældet for det nordiske marked som helhed.

De positive miljømæssige perspektiver ved et udvidet marked ligger i, at de nordiske lande kan håndtere miljøproblemerne i fællesskab, og netop for energisektoren gælder, at miljøbelastningerne overskrider grænserne.

Åbne energimarkeder kan virke som en katalysator til at fremme koordineringen af energi- og miljøpolitikken på tværs af landegrænserne. Når økonomien har overskredet grænserne, vil politikken også gøre det.

De nordiske lande kan på et integreret energimarked vise, hvordan økonomisk effektivisering og løsningen af miljøproblemer kan samordnes. Det kan fx ske gennem fælles energiafgifter og samarbejde om støtteordninger til effektivisering af energien i Østeuropa.

Afviklingen af svensk a-kraft kan blive et fælles nordisk projekt i stedet for et isoleret svensk problem. Desuden vil en liberalisering af energisektoren øge den politiske forbrugers muligheder for at tvinge energiproducenterne til at producere mere miljøvenligt

Arbejderbevægelsens Erhvervsråd finder, at Danmark i nordisk sammenhæng for tiden isolerer sig, hvilket også gælder for så vidt angår problemerne i Østeuropa. Denne isolation kan på længere sigt resultere i en dyr og ineffektiv dansk energiforsyning, hvor Danmark vil få stadigt sværere ved at tilpasse sig det konkurrencebaserede europæiske energimarked, som under alle omstændigheder vil komme.

Internationalisering og deregulering bør ikke opfattes som en trussel mod de energipolitiske målsætninger, med derimod som en udfordring. Gennem bedre muligheder for import af energi i en forsyningskrise styrkes forsyningssikkerheden, og effektiviteten af miljøpolitikken øges.

4.4.3 Elværkerne vil have konkurrence ^[70]

Danske Elværkers Forening (DEF) går ind for konkurrence i den danske elsektor, og vil arbejde aktivt for, at konkurrencekræfterne kommer til at virke i praksis, og for at energi- og miljøpolitikkens virkemidler tilpasses et konkurrencemarked.

Hvis konkurrencen skal virke effektivt, forudsættes det, at der skabes en række incitamenter for beslutningstagerne i elsektoren og for kunderne, og der bør være en reel risiko for overskud eller tab.

Ejerskabet i sektoren skal gøres synligt, og ejerne skal have mulighed for at stille krav til afkast, vækst og miljøprofil mv.

Beslutningerne om, hvilke investeringer der skal gennemføres, skal være bestemt af markedet. Anlæg og selskaber skal desuden kunne købes og sælges.

Elselskabernes finansielle position, herunder forbrugernes eventuelle krav mod selskaberne, bør så vidt muligt være afklaret, inden markedet bliver åbnet og bør omfatte ejerforhold, skatteforhold, egenkapital, henlæggelser, åbningsbalance og afskrivningsmuligheder.

Fordelingen af rollerne mellem aktørerne skal være klar, idet elselskaberne skal handle markedsøkonomisk og basere beslutningerne på incitamenterne til at være effektiv og varetage kundernes ønsker.

Folketinget og de energipolitiske myndigheder skal fastsætte de energi- og miljøpolitiske rammer ved at bruge virkemidler som fx påbud, afgifter og kvoter. Konkurrencemyndighederne skal sikre, at konkurrencekræfterne kommer til at virke i praksis, fx ved at hindre at koncentrationer, der begrænser konkurrencen, forekommer.

DEF ser aktiviteterne i elsektoren i en 4-deling med 2 konkurrenceområder, der omfatter elproduktion og elhandel, og 2 monopolområder, der omfatter elnet og salg til tarifkunder.

Elkunderne skal efter en overgangsperiode frit kunne vælge, om de vil handle på markedet med de muligheder og risici, det giver, eller om de vil forblive som tarifkunder hos den lokale leverandør. For konkurrenceområderne må hvile-i-sig-selv princippet ophæves.

Elnettene vil stadig være vigtige forretningsområder for elselskaberne. De neutrale systemansvarlige vil fortsat være ejet af elselskaberne eller af konkurrerende elselskaber, der alle vil have en interesse i de systemansvarliges upartiskhed.

Varmekunder, der fortsat køber fra en monopolist, der fremstiller kraft og varme i samme produktion, skal beskyttes gennem fornuftige langsigtede kontrakter, der ikke udsætter varmekunderne for elmarkedets risici.

4.4.4 Andre rapporter

En række andre rapporter kunne også have været omtalt ovenfor. Det gælder såvel danske rapporter, fx Klaus Skytte & Poul Wolffsen: Aktørkrav til en nordeuropæisk elbørs, Forskningscenter Risø (september 1997) og Jens Leth Hougaard: Produktivitetsanalyse af dansk elproduktion, AKF rapport (november 1994), som udenlandske, fx OECD-rapporten Regulatory reform in the electricity sector (22. april 1997) og EU-Kommissionens Network Industries and Public Service (July 1997).

Fremtidens konkurrenceregime

5.1 Indledning

Dette kapitel indeholder et bud på de overordnede udviklingsperspektiver for den danske energisektor. Udgangspunktet er, at energisektoren står over for store omvæltninger inden for de nærmeste år. Elsektoren bliver liberaliseret, og den traditionelle planstyring og monopolpriskontrol bliver i udstrakt grad afløst af en indbyrdes konkurrence mellem de virksomheder, der producerer energi, og mellem de virksomheder, der sælger energi.

Liberaliseringen er allerede påbegyndt på elområdet. Naturgasområdet følger efter og visse dele af fjernvarmeområdet bliver formentlig også et konkurrenceområde inden for en overskuelig årrække.

Konkurrencen kommer i første omgang gennem EU-direktiver på el- og gasområderne, der sætter minimumskrav til markedsåbningen. Disse minimumskrav forhindrer dog ikke, at de enkelte lande iværksætter mere vidtgående liberaliseringer, som det allerede er sket i vore nabolande. England tog hul på energiliberaliseringen for snart 10 siden, og i de øvrige nordiske lande er der ligeledes gennemført liberaliseringer, men hidtil dog kun på elområdet, jf . omtalen i kapitel 4.

På denne baggrund er spørgsmålet, hvilken model og hvilken strategi for liberalisering man skal vælge i Danmark. Yderpunkterne for strategier til indførelse af konkurrence i den danske energisektor er skitseret i boks 5.1

Boks 5.1 Strategier for indførelse af konkurrence i energisektoren

Danmark har i første omgang – i modsætning til fx Norge og Sverige – gennem den allerede etablerede lovgivning valgt minimumsmodellen ud fra tankegange om, at en liberalisering ikke alene skal reguleres ud fra konkurrencemæssige hensyn, men også ud fra hensyn til forsyningssikkerhed og miljø.

På længere sigt vil minimumsmodellen imidlertid komme under pres. Nabolandene vil presse på for, at markedsåbningerne bliver proportionale, og aktørerne i den danske energisektor vil presse på for at få bedre rammer for at udnytte mulighederne i et konkurrencemarked.

Det er derfor vigtigt, at de beslutningstagere, der udformer rammerne for den fremtidige energisektor, bliver enige om, hvilken model for konkurrencen der på længere sigt skal arbejde hen imod.

Konkurrencemodellen kan indføres i både el- og gassektoren og i de dele af fjernvarmeforsyningen, hvor flere producenter har mulighed for at konkurrere. Produkterne el, gas, fjernvarme og olie vil i højere grad reelt kunne erstatte hinanden i takt med, at de bindinger, der for tiden er inden for energisektoren, fjernes i f.m. liberaliseringen. Der vil derfor også komme konkurrence på tværs af energisektorerne.

Liberaliseringen af energisektoren kan gennemføres på forskellige måder, og der skal træffes en række forskellige valg m.h.t. rammerne for konkurrencen. Det er de overordnede principper for konkurrencen og de valgmuligheder, dette indebærer, der gennemgås i dette kapitel.

5.2 Vertikal selskabsadskillelse

Den væsentligste forudsætning for, at konkurrencen kan komme til at virke effektivt, er, at der sker en klar adskillelse af de 4 aktiviteter: Produktion, transmission, distribution og salg/afregning af energi, jf . boks 5.2.

Billede: Boks 5.2 Vertikal adskillelse af konkurrence- og monopolaktiviteter

Venstre side af figuren viser de nuværende strukturer i den danske energisektor før den forestående liberalisering. Der er en stærk vertikal integration mellem produktionen, transmissionen og distributionen af energi. Distributionsselskaberne varetager både den fysiske distribution af energi og den finansielle afregning over for forbrugerne, jf . kapitel 2.

Højre side af figuren illustrerer, hvordan energisektoren kan organiseres efter liberaliseringen. Produktion af energi adskilles fra den fysiske viderelevering af energi, dvs. transmission og distribution. Samtidig adskilles salg af energi fra distributionen.

Den fysisk levering af energi gennem transmissions- og distributionsnettene, der i figuren er illustreret ved de stiplede pile, udgør naturlige monopolområder. De rene netaktiviteter skal fortsat reguleres, og der skal forsat afregnes ”monopolpriser” for anvendelsen af disse ydelser. Priserne er i figuren illustreret ved de almindelige pile. Reguleringen skal tilpasses, så den fremmer konkurrencen i produktions- og handelsledene.

På produktion og salg af energi, der er illustreret ved boksen om handel med energi, bliver der konkurrence. Prisfastsættelsen vil blive markedsbaseret, dvs. at producenternes udbud og kundernes efterspørgsel af energi bestemmer priserne. Med andre ord bliver der tale om kommercielle aftaler mellem energiproducenterne og energiforbrugerne/kunderne. I praksis vil aftalerne, der er illustreret ved de fede pile, formentlig blive formidlet af en række forskellige typer af virksomheder, der handler med energi – fx salgsafdelinger udskilt fra distributionsselskaberne, energimæglere og andre typer af aktører på energimarkedet. Markedet vil evt. blive opdelt i særskilte engros- og detailmarkeder.

Den vertikale adskillelse er nødvendig, hvis der skal være lige vilkår for alle aktører på konkurrencemarkederne for handel med energi. Hvis der ikke sker en sådan adskillelse, vil der være stor risiko for, at de selskaber, der optræder på både konkurrence- og monopolområderne, vil udnytte denne situation – fx gennem krydssubsidiering eller ved at fastsætte urimelige vilkår for andre selskabers adgang til nettet.

Et krav om en formel vertikal adskillelse i (ejermæssigt) selvstændige selskaber for produktion, transmission, distribution og salg/afregning af energi vil skabe det mest effektive konkurrencemarked. Et mindre vidtgående krav om adskillelsen kan bestå i, at aktivitetsområderne opdeles i divisioner med regnskabsmæssig adskillelse.

5.3 Monopolområderne transmission og distribution

Transmission og distribution af energi sker gennem ledningsnettene, der udgør en infrastruktur, som skal stilles tilrådighed for aktørerne på konkurrencemarkederne, dvs. for de aktører, der producerer og sælger energi. Hvis der skal være lige vilkår på disse markeder, skal to forudsætninger være opfyldt.

For det første skal netoperatørerne, der varetager aktiviteterne m.h.t. energinettene, være formelt og reelt uafhængige af deres kunder, dvs. uafhængige af aktørerne på konkurrencemarkederne. Dette forhold er allerede berørt ovenfor, hvor kravene om vertikal adskillelse er omtalt. En reel adskillelse i ejerforholdet vil yderligere understrege uafhængigheden.

For det andet skal betingelserne for adgang til energinettene være rimelige, saglige og objektive, og betingelserne skal anvendes konsekvent over for alle aktørerne på markedet. I disse betingelser skal der fastlægges tekniske specifikationer for adgangen til nettene og priser for transport af energi. Priserne skal afspejle omkostningerne ved drift, vedligeholdelse og udbygning af nettene.

Miljøafgifter og andre politisk bestemte virkemidler kan formentlig i et vist omfang forventes at blive pålagt de aktører, der anvender nettene. Sådanne tillæg til nettarifferne må ikke udformes, så de begrænser eller ligefrem hindrer konkurrencen i strid med EU-Traktatens artikel 85 og 86. Det vil fx være tilfældet, hvis tarifferne for transport af energi i de danske ledningsnet bliver så store ^[71] , at import af energi reelt gøres umulig.

I nogle situationer kan nettets kapacitet være begrænset, fx ved flaskehalsproblemer. I så fald kan alle aktørerne ikke samtidig kan få fuld netadgang. Derfor skal beslutningstagerne tage stilling til, hvordan der skal prioriteres mellem de forskellige aktører i disse tilfælde. Prioriteringsmekanismen kan udformes efter forskellige modeller, jf . boks 5.3.

Boks 5.3 Modeller for prioritering af netadgang

De systemansvarlige operatører skal være forpligtet til at give alle frie kunder netadgang på lige vilkår – uanset hvilken prioriteringsmekanisme, der bliver valgt.

Det betyder, at distributionsselskabernes nuværende forsyningspligt, som reelt er udtryk for en eneret for selskaberne til at levere til kunderne i bestemte geografiske områder, skal ændres til en ret for kunderne til at anvende transmissions- og distributionsnettene på de vilkår, der på forhånd er fastsat, uanset hvem kunderne køber energileverancen hos.

Den konkrete udformning af tariferingssystemet vil have virkninger for konkurrencen. Tariferingen bør i videst muligt omfang afspejle omkostningerne ved at anvende energinettene, fx ved at opdele tarifferne i tilslutningstariffer, der afspejler omkostninger ved at tilslutte såvel energiproducenter som energiforbrugere til nettene, og transporttariffer, der afspejler omkostningerne ved konkret at levere energien gennem nettene.

Transmission og distribution, der fortsat vil være monopolområder, kan også i et vist omfang udsættes for konkurrence, idet adgangen til at virke som netoperatør kan sættes i udbud, eller ved at der konkurreres om licenserne.

5.4 Konkurrenceområderne produktion og salg

Konkurrence vil betyde store omvæltninger i sektoren. Der vil komme nye aktører, fx mæglere og indkøbssammenslutninger, nye salgsformer, fx magnetkort med ret til levering af en bestemt mængde energi, som sælges til forbrugerne fra fx tankstationer, samt nye produkter, fx “grøn energi”, der er produceret via vedvarende energikilder.

I princippet er det ikke nødvendigt at sætte rammer for konkurrencen for produktion og salg af energi, når de ovenfor beskrevne betingelser for adgangen til at transportere og distribuere energi via energinettene er etableret, idet markedets aktører selv vil opbygge og udvikle et marked.

Det kan dog være hensigtsmæssigt – som det også er sket i den danske ellovgivning – at opstille visse rammer for konkurrencen, så markedets aktører gradvist kan vænne sig til den nye situation.

Rammerne kan fx være trinvise udvidelser i åbningen af markedet og krav til, hvordan handelen med energi skal organiseres. EU-direktiverne på el- og gasområderne opererer netop med trinvise udvidelser i markedsåbningen for, hvilke typer af kunder der skal have adgang til markedet ^[72] . Aktørerne får derved tid til at omstille sig til en markedsbaseret handel, inden der gradvist bliver åbnet for, at også kunder med et mindre energiforbrug får adgang til markedet.

Begrænsning i markedsåbningen kan også rettes mod produktionssiden, så det som udgangspunkt kun er energi fra bestemte producenter/ energiformer, der kan handles på markedet. Efterfølgende kan markedet gradvist åbnes for de resterende produktionsformer ^[73] .

Når markedsåbningen bliver fuldstændig, vil såvel danske og andre nordiske producenter som nordeuropæiske producenter indgå i konkurrencen sammen med alle mellemhandlere, virksomheder og husholdninger.

Det bør også overvejes, om der skal etableres strukturelle rammer for organiseringen af handlen med energi, jf . boks 5.4.

Boks 5. 4 Organisatoriske rammer for handlen med energi

Overgang til en konkurrencebaseret energisektor

6.1 Indledning

I kapitel 5 er de overordnede principper for en liberaliseret og konkurrencebaseret dansk energisektor skitseret. Hovedelementet er, at energisektoren og reguleringen skal indrettes, så miljø- og konkurrencehensyn kommer til at fungere sammen. Produktion, transmission, distribution og handel med energi bør være klart adskilte. Det indebærer især, at netoperatørerne både formelt og reelt skal være uafhængige af kunderne. Adgangen til at anvende energinettene skal ske på rimelige, saglige og objektive kriterier, som anvendes konsekvent over for alle aktørerne på konkurrencemarkederne. Eventuelt kan reguleringen desuden indeholde rammer for konkurrencen, fx for hvor og hvordan handlen med energi skal foregå.

I de følgende kapitler diskuteres disse principper og problemstillinger mere udførligt. Inden de mere konkrete muligheder for udformningen af den fremtidige regulering mv. gennemgås i næste kapitel, sættes i dette kapitel fokus på specielle forhold i den danske energisektor.

Sektoren adskiller sig på visse områder væsentligt fra andre landes energisektorer, især m.h.t. ejerstrukturen på el- og varmeområdet, den udbredte anvendelse af kraftvarmeproduktionsteknologien og de ambitiøse danske miljømålsætninger. I det følgende gives en række bud på, hvordan virkningerne af disse særlige danske forhold kan håndteres i en konkurrencebaseret energisektor.

6.2 Ejerstrukturen i den danske energisektor

De konkurrencemæssige problemstillinger vedr. ejerstrukturen i energisektoren drejer sig om den vertikale integration, forbrugerbeskyttelse og overvejelser om hensigtsmæssig selskabsform i et konkurrencemarked.

6.2.1 Vertikal integration forankret i ejerskab

Den vertikale integration på især elområdet har sammenhæng med ejerforholdene i elsektoren, der er skitseret i modelform i boks 6.1. Ejerskabet går nedefra og opefter.

Billede: Boks 6.1 Model for ejerforholdene i den danske elsektor

Kommunerne og forbrugerne ejer langt de fleste eldistributionsselskaber, og omsætningen fordeler sig på knap 50\% for hver kategori. Ejerforholdene går videre, idet distributionsselskaberne ejer kraftværkerne, der igen ejer kraftværkssammenslutningerne. Desuden ejer og driver distributionsselskaberne og kraftværkssammenslutningerne hhv. distributions- og transmissionsnettene.

Ejerstrukturen i fjernvarmesektoren minder en hel del om strukturen i elsektoren, idet værkerne enten er forbrugerejede eller

kommunalt ejede. Værkerne ejer distributionsnettene og står også for salget og afregningen med forbrugerne.

I gassektoren er der ikke samme vertikale integration. DUC er for tiden den eneste producent, og DANGAS, der ejer transmissionsnettene, den eneste aftager på engrosmarkedet. De kommunalt ejede regionale distributionsselskaber ejer distributionsnettene og står for hovedparten af salget til forbrugerne.

Det er en hel central forudsætning for at skabe lige konkurrencevilkår for alle og for at kunne regulere på en sådan måde, at krydssubsidiering undgås, at der foretages en vertikal adskillelse af aktiviteterne på konkurrenceområderne, produktion og handel med energi, fra aktiviteterne på monopolområderne, transmission og distribution, jf . kapitel 5.

I forhold til de nuværende strukturer i energisektoren vil det på et konkurrencemarked være påkrævet, at der hos distributionsselskaberne sker en klar adskillelse af den fysiske distribution fra den finansielle handel og afregning. Det samme gør sig gældende for den fysiske transmission og handel med gas hos DANGAS, og evt. også for aktiviteterne i de af de sammenhængende fjernvarmeområder, hvor der vil kunne etableres konkurrence mellem flere alternative leverandører.

Det vertikale ejerforhold er desuden i alle energisektorerne kombineret med dels geografiske områdedelinger, dels forpligtelser til at aftage leverancer fra bestemte producenter.

I elsektoren er distributionsselskaberne for tiden gennem aftaler eller vedtægter forpligtet til at købe leverancerne hos det kraftværk, de er medejer af. Desuden har distributionsselskaberne delt de geografiske forsyningsområder mellem sig, og områdedelingen er nu, i modsætning til tidligere, lovfæstet i den gældende ellov.

De regionale gasdistributionsselskaber har ved indbyrdes aftaler, der er godkendt af Miljø- og Energiministeriet, fastlagt en struktur, hvorefter det enkelte selskab er eneleverandør inden for eget område. Den geografiske områdedeling følger amtsgrænserne og aftalerne mellem selskaberne omfatter også ens priser.

Den geografiske opdeling af områderne indebærer, at forbrugerne i et bestemt område kun kan købe energileverancerne fra områdets distributionsselskab. Effektive konkurrencevilkår i energisektoren forudsætter, at kunderne får frihed til selv at vælge leverandør, og at den geografiske opdeling af områderne mellem distributionsselskaberne derfor ophører.

Distributionsselskabernes forpligtelser til kun at aftage el fra deres egne kraftværker, og den status DANGAS har som eneleverandør til de regionale naturgasselskaber, begrænser mulighederne for virksom konkurrence. Virkningerne af disse fastlåste leverandørforhold er, at der ikke bliver konkurrence på engrosmarkederne. Aftageforpligtelserne ^[74] må derfor ophæves, hvis der skal etableres effektive konkurrencemarkeder.

En vigtig forudsætning for lige og effektive konkurrencevilkår i energisektoren er, at der sker en formel og reel selskabsadskillelse af aktiviteterne på hhv. monopol- og konkurrenceområderne, så netoperatørerne reelt bliver uafhængige af deres kunder – aktørerne på konkurrencemarkedet.

Ud fra en konkurrencesynsvinkel er det mest optimale, at denne selskabsadskillelse også omfatter ejerforholdene. En fuldstændig ejermæssig uafhængighed for netoperatørerne giver den største sikkerhed for, at der ikke sker krydssubsidiering, og for at alle aktører får lige vilkår for netadgangen.

Modsat vil mindre vidtgående krav til selskabsadskillelsen indebærer tilsvarende større krav til reguleringen og myndighedernes kontrol med, at der ikke sker krydssubsidiering, og at netadgangen i praksis kommer til at foregå på lige vilkår.

6.2.2 Forbrugerbeskyttelse

Forbrugernes rolle som ejere af en række af selskaberne på el- og varmeområderne er traditionelt blevet betragtet som en forbrugerbeskyttende modvægt til de tendenser til misbrug af monopolstillinger, der altid vil kunne forekomme på monopolområder.

En rapport ^[75] fra maj 1997 sætter fokus på sammenhængen mellem forbrugereje og forbrugerbeskyttelse i den danske elsektor. Rapporten diskuterer bl.a., hvorvidt forbrugernes ejerbetingede indflydelse i selskaberne reelt har haft de ønskede forbrugerbeskyttende virkninger i en energisektor uden konkurrence. Rapportens hovedkonklusioner er refereret i boks 6.2.

Boks 6.2 Andersen Management International A/SÕ konklusioner om forbrugereje og forbrugerbeskyttelse

Hidtil er hensynet til forbrugerbeskyttelse blevet varetaget af det kommunale demokrati (ved kommunalt ejerskab) eller gennem forbrugernes eget ejerskab. Det indirekte demokrati, der er tale om i de forbrugerejede andelsselskaber, beskytter imidlertid i mange tilfælde ikke forbrugerne særligt effektivt.

I et effektivt fungerende konkurrencemarked er der kun i begrænset omfang brug for foranstaltninger, der beskytter forbrugerne. Med frit leverandørvalg er det, i modsætning til forholdene i en monopolsektor, i høj grad kundernes efterspørgsel, der påvirker prisstrukturerne, produktudbudet, leveringsbetingelserne og ser viceniveauet i øvrigt. Forholdet mellem kunde og leverandør sikrer hensynet til forbrugerbeskyttelse på et konkurrencemarked. Hvis kunderne føler deres interesser krænket eller tilsidesat, skifter de leverandør. Selv på varmeområdet, hvor leverandørskifte ikke er muligt i de mindre lokale fjernvarmenet uden flere leverandører, vil en leverandørs tilsidesættelse af forbrugernes interesser tilsvarende kunne føre til, at forbrugere skifter energiform. Denne form for forbrugerbeskyttelse er yderligere suppleret af den generelle forbrugerbeskyttende lovgivning.

Hertil kommer, at automatikken i forbrugerejerskabet, dvs. at forbrugerne bliver medejere af netop det selskab, hvorfra energien bliver leveret, ikke længere giver nogen mening i en konkurrencebaseret energisektor med frit leverandørvalg. Ved at opretholde denne automatik vil ejerkredsen således blive ændret hver gang en kunde skifter leverandør, og ejeridentifikation vil blive nærmest umulig. Den traditionelle forbrugerbeskyttelse gennem ejerskabet bliver illusorisk.

I en liberaliseret energisektor er hensynet til forbrugerbeskyttelse således ikke et argument for at opretholde forbrugernes ejerskab i selskaberne. Tilsvarende kan anføres for kommunalt ejede selskaber. I et liberaliseret energimarked er det ikke nødvendigt, at kommunerne har politisk kontrol i form af ejerskab for at varetage forbrugernes interesser.

Det skal her tilføjes, at den nuværende udformning af ellovgivningen giver uheldige virkninger m.h.t. forbrugerbeskyttelse. Den meget begrænsede markedsåbning, hvor det kun er få meget store elforbrugere, som har frihed til selv at vælge leverandør, indebærer en risiko for, at elselskaberne prismæssigt favoriserer de frie kunder, mens priserne sættes tilsvarende op for kunder med mindre elforbrug (monopolkunderne) ^[76].

Ud fra en konkurrencemæssig betragtning er den bedste beskyttelse af de små eller almindelige forbrugere at give alle forbrugerne – og ikke blot kunder med et elforbrug over en vis grænse – frihed til på sigt selv at vælge leverandør. Der er ingen grund til at tvinge elforbrugere til at handle et bestemt sted, hvis miljømålsætninger mv. kan opfyldes uden at forskelsbehandle elforbrugere, der tilfældigvis har et samlet forbrug over eller under en fastsat grænse.

Den forbrugerbeskyttelse, der ligger i det frie leverandørvalg, og som desuden understøttes af den generelle forbrugerbeskyttelseslovgivning, giver bedre resultater, desto bedre informationen er om forbrugernes valgmuligheder. Konkurrencestyrelsen har derfor igangsat et arbejde om udarbejdelse af bedre information om pris- og omkostningsforhold hos energiområdets aktører via benchmark-/nøgletalsanalyser. Også i reformgruppen under Energistyrelsen er der nedsat en arbejdsgruppe, der beskæftiger sig med analyser af reguleringsmuligheder ved benchmarking.

Forbrugernes muligheder for at vurdere fordele og ulemper ved at skifte elleverandør afhænger at, hvilke informationer forbrugeren får. Derfor vil opdaterede prisoversigter, fx via tekst-tv eller internettet, hvor prisforskelle mellem selskaberne er overskuelige og sammenlignelige, kunne medvirke til at styrke den reelle valgfrihed og forbrugerbeskyttelse.

På samme måde vil det ud fra et forbrugersynspunkt være ønskeligt, hvis der udformes standardaftaler mellem leverandørerne og forbrugerne, så elregningerne generelt får en klar udformning, der øger muligheden for at sammenligne de forskellige leverandørers priser og leveringsvilkår i øvrigt.

Tilsvarende argumenter kan anføres for fjernvarmeforbrugernes vedkommende. Forbrugerbeskyttelsen sker bedst ved, at kunderne enten får frit leverandørvalg i de områder, hvor dette er muligt, eller får frihed til selv at vælge opvarmningsform, dvs. produktkonkurrence, jf . omtalen af denne problemstilling nedenfor.

Som tidligere nævnt bliver der ikke konkurrence på alle aktiviteter i en liberaliseret energisektor. Energinettene vil fortsat være naturlige monopolområder, hvor der er brug for forbrugerbeskyttelse for at sikre, at monopolisten (systemoperatøren) ikke misbruger sin stilling. Som anført i ovennævnte rapport, giver forbrugernes ejerskab ikke nogen sikkerhed mod misbrug. Beskyttelse af forbrugerne må i stedet søges sikret ved at regulere aktiviteterne på energinettene. Problemstillingen behandles mere detaljerede i kapitel 7.

6.2.3 Selskabsform i et konkurrencemarked

I en liberaliseret energisektor ændrer handlen med energi fuldstændigt karakter.

For tiden er energisektoren et monopolområde, hvor selskaberne har både ret og pligt til at levere energi til samtlige kunder i det geografiske område. Energiselskaberne har en relativt stor grad af frihed, når beslutninger om nyinvesteringer skal tages, og når leveringsbetingelser og serviceniveau mv. fastsættes. Både elselskaber og fjernvarmeselskaber har sikkerhed for at få dækket alle nødvendige omkostninger samt op til 75\% af fremtidige investeringer over priserne, og der er ingen reel risiko for tab. Selskaberne har således ikke stærke incitamenter til effektivisering.

Når handlen med energi kommer til at foregå på kommercielle vilkår, stilles kunder frit. Kundernes valg af leverandør vil afhænge af priser, produktudbud, leveringsbetingelser og serviceniveau mv. Energiselskaberne skal med andre ord til at indrette sig efter kundernes ønsker og behov, og markedet vil komme til at bestemme prisniveauet. Selskaber, der ikke kan levere et konkurrencedygtigt produkt, mister kunder til de selskaber, der kan tilbyde mere fordelagtige vilkår. Nyinvesteringer må derfor overvejes nøje i forhold til konkurrencesituationen, og selskaberne må gennemføre effektiviseringer og rationaliseringer m.h.p. at blive mere konkurrencedygtige.

Energiselskaberne må i denne forbindelse overveje, hvilke selskabsmæssige forhold, der vil give de mest optimale rammer i et konkurrencemarked:

• Giver de nuværende selskabskonstruktioner – med formel forbrugerindflydelse i de forbrugerejede selskaber og med de politisk bestemte beslutningsprocesser i de kommunalt ejede selskaber – de mest optimale muligheder for kommercielle dispositioner i et konkurrencemarked?
  
• Kan selskaberne omstille sig til at give kunderne den nødvendige service og indrette sig efter kundernes behov og ønsker?
  
• Har ledelsen tilstrækkelige frihedsgrader til at træffe afgørende beslutninger, herunder fx beslutninger om at indgå strategiske alliancer eller fusionere?
  
• Kan selskaberne købes og sælges, og kan selskaberne opkøbe andre selskaber?
  
• Kan selskabets ejere få del i overskud og underskud?
  
• Er der risiko for ”investorerne”, og hvem skal dække eventuelle underskud?
  

Det økonomiske udbytte for forbrugernes ved at eje selskaberne har hidtil været meget begrænset, idet de økonomiske rettigheder og forpligtelser, i form af fx udbytte, retten til en andel af selskabets midler samt hæftelse for selskabets gæld, hidtil har været yderst begrænsede. I hovedparten af de forbrugerejede selskaber har der således ikke været noget økonomisk incitament for forbrugerne til at være ejere, men forbrugerne har på den anden side heller ikke hidtil løbet nogen økonomisk risiko ved ejerskabet.

I princippet er der intet til hinder for at omdanne eller sælge forbrugerejede virksomheder. De opsparede forbrugerværdier og provenuet ved et salg vil tilfalde ejerne (andelshaverne) til deling, med mindre andet er fastsat i vedtægterne.

I et konkurrencebaseret marked vil der være overskudsmuligheder og underskudsrisici, og selskaberne vil have behov for frihedsgrader til at træffe hurtige strategiske beslutninger. Der vil være behov for at kunne optjene og henlægge overskud i gode år som modvægt til, at selskaberne ikke har garanti for at kunne holde på kunderne i dårlige år. Der er derfor meget, der taler for, at der vil opstå et pres på de nuværende selskabsformer, dvs. kommunale forsyningsvirksomheder, interessent- og andelsselskaber mv. Disse selskaber er normalt bedst egnede til at håndtere hvile-i-sig-selv princippet, som næppe vil blive opretholdt i et konkurrencemarked.

Fri konkurrence leder ikke nødvendigvis til, at energiselskaberne omdannes til aktieselskaber. Inden for andre erhverv – især landbrugets forsynings- og forædlingsvirksomheder samt detailhandlen – producerer andelsselskaber og andre former for selskaber side om side uden særskilte konkurrenceproblemer.

Forskellen mellem energisektoren og disse erhverv er imidlertid, at det kun er i energiselskaberne, at der i dag er tale om, at forbrugeren de facto er tvunget andelshaver. Det skal ses i sammenhæng med den reelle økonomisk risiko, der vil være ved ejerskabet i et konkurrencemarked. Tilsvarende vil den økonomiske risiko også være problematisk for de kommunalt ejede energiselskaber, da kommunerne ikke umiddelbart har mulighed for at finansiere underskud på erhvervsaktiviteter.

Hertil kommer, at forbrugerejet kombineret med en økonomisk risiko på konkurrenceaktiviteterne vil have en dæmpende effekt på konkurrencen i en liberaliseret energisektor. Hvis regningen for et forbrugerejet selskabs fejlslagne investeringer direkte skal dækkes af ejerne/forbrugerne, vil det begrænse forbrugernes incitamenter til at skifte leverandør og dermed begrænse konkurrencepresset fra efterspørgselssiden på detailmarkedet.

De kommunale og forbrugejede virksomheder på energiområdet bør derfor overveje omdannelse til andre selskabsformer:, fx aktieselskaber, der er bedre egnede til at agere i et konkurrenceudsat marked.

Det skal i denne forbindelse understreges, at argumenterne for at overveje omdannelse til aktieselskaber kun omhandler de aktiviteter, der vil blive omfattet af konkurrencen. På de aktiviteter, der fortsat vil være monopolområder, synes der ikke umiddelbart at være tilsvarende forhold, der peger i retning af klare fordele ved aktieselskabsformen.

Såfremt andelsselskaberne omdannes til aktieselskaber, hvor de nuværende forbrugere/andelshavere tildeles aktier, fx efter en pro rata model, vil dette som udgangspunkt sikre, at forbrugerne får de værdier, de har været med til at skabe og betale for gennem prisfastsættelsen på energiforbruget.

Pro rata er alene nævnt som et eksempel, og det bør undersøges og overvejes nærmere, om der er andre modeller for omdannelse til aktieselskabsformen, der vil være mere hensigtsmæssige.

De samlede bogførte aktiver i elsektoren udgør omkring 10 mia.

kr. Dette beløb dækker aktiver i både produktions- og salgsleddene og på de fortsatte monopolområder (nettene). Beløbet er imidlertid slet ikke udtryk for de reelle værdier i systemet, idet elselskaberne gennem gunstige afskrivnings- og henlæggelsesregler har haft mulighed for hurtigt at indregne investeringsomkostningerne i elpriserne. Der findes ikke nogen opgørelse af de reelle markedsværdier, men fra flere sider er der gættet på, at der mindst er tale om 4 gange så høje værdier – altså 40 mia. kr. Dette illustreres fx af, at da Vattenfall i 1996 ville købe aktiemajoriteten i NESA, steg aktieværdien til ca. det 6 dobbelte af aktivernes indre værdi udregnet ud fra de bogførte værdier.

Omdannelse til aktieselskabsformen vil have fordelingsmæssige konsekvenser. Problemet er her, at identifikationen af forbrugerne/ejerne praktisk kun kan ske på et givet tidspunkt, hvorimod det forbrug, der har betalt investeringerne, er sket over en årrække. Der vil således være kunder, der er flyttet ind og ud af de enkelte selskaber.

Samtidigt vil forbrugerne i NESA-området, der allerede er et aktieselskab, og måske også i de kommunale forsyninger, der vil blive omdannet til aktieselskaber, ikke få de samme fordele, som tilfældet er ved de nuværende andelsselskaber. Der kan derfor være fordelingspolitiske vanskeligheder ved omdannelsen til aktieselskaber, idet forbrugere, der tilfældigvis er tilknyttet et andelsselskab, vil få en formuegevinst, i modsætning til fx forbrugere, der er tilknyttet NESA.

Disse fordelingsmæssige konsekvenser kan umiddelbart undgås (og i hvert fald udskydes), hvis de nuværende ejerstrukturer bevares i forbindelse med en omdannelse af konkurrenceaktiviteterne til aktieselskabsformen – dvs. hvis forbrugernes og kommunernes ejerskab fastholdes på monopolaktiviteterne i distributionsselskaber, og at det bliver disse selskaber, der kommer til at stå som ejere af aktieselskaberne på konkurrenceaktiviteterne produktion og handel med energi. Forbrugernes/kommunernes økonomiske risiko vil her være begrænset til den indskudte aktiekapital. Men denne model vil dog fortsat have de uheldige konkurrencemæssige virkninger ved, at forbrugernes incitamenter til at skifte leverandør vil være begrænsede, da leverandørskift vil forøge risikoen for tab på den indskudte kapital i aktieselskabet. Virkningen heraf er som nævnt begrænsning i konkurrencepresset fra efterspørgselssiden på detailmarkedet.

De fordelingsmæssige virkninger og problemer ved omdannelse til aktieselskaber efter pro rata modellen kan evt. reduceres ved en statsskat, der inddrager en væsentlig del af de værdier, der realiseres ved en overgang til aktieselskabsformen. En sådan beskatning bør dog ikke være så høj, at det giver for stærke incitamenter til at undlade omdannelse.

6.3 Kraftvarmeproduktionen

Den udbredte anvendelse af kraftvarmeproduktionsteknologien i Danmark har baggrund i den politiske prioritering og styring af den danske energisektor. Kombineret produktion af el og varme i kraftvarmeanlæg har gennem de seneste år været den foretrukne produktionsteknologi, da denne teknologi vurderes at have række økonomiske og miljømæssige fordele, herunder først og fremmest en bedre brændselsudnyttelse i forhold til andre produktionsteknologier. Produktionen på kraftvarmeanlæg omfatter således 75\% af den samlede varmeforsyning og 80\% af den samlede elforsyning i Danmark.

Det har været en forudsætning for de massive investeringer, der er foretaget i udbygning af fjernvarme- og naturgasnettene, at økonomien kan hænge sammen, og at der er tilstrækkeligt med energiforbrugere koblet til nettene. Det er løst ved at tvangstilslutte forbrugerne til fjernvarme- eller naturgasnettene i lokalområderne.

Af den samlede rumopvarmning i Danmark dækker fjernvarmen i dag ca. 50\%, mens naturgas og individuel olieopvarmning dækker hver omkring 20\%. Samtidigt er gennemsnitligt mere end 80\% af de mulige kunder i fjernvarmeområderne tilsluttet fjernvarmenettene. Det hænger bl.a. sammen med anvendelsen af tvangstilslutning og forblivelsespligt samt udlægning af nybyggerier til fuldstændig fjernvarmetilslutning. Tilvæksten i fjernvarmeområderne er relativ beskeden, når man ser på aftagsmængde. Derimod er der antalsmæssigt de senere år opstået en række mindre værker, de såkaldte ”bar-marks-projekter”, med helt ned til omkring 100 forbrugere.

Udbygningen af fjernvarme- og naturgasnettene har givet mange energipolitiske og samfundsøkonomiske fordele. Men nettene er nu udbygget i så stor udstrækning, at selskaberne på disse områder i princippet vil kunne klare sig i fri konkurrence. Desuden er store dele af fjernvarmenettene efterhånden ved at være fuldt afskrevet.

På denne baggrund bør det overvejes, hvordan der kan skabes stærkere incitamenter på fjernvarmeområdet til omkostningsmæssig effektivitet og samtidig beskyttelse af fjernvarmekunderne.

Da elnettene er udbyggede og sammenhængende, og da el kan transporteres over store afstande uden store nettab, kan der hurtigt indføres konkurrence på elområdet. På fjernvarmeområdet er der tale om adskilte lokale net, da varme ikke uden store nettab kan transporteres særligt langt. På fjernvarmeområdet kan der derfor ikke umiddelbart indføres samme konkurrenceforhold som på elområdet.

Et forhold, som kan give problemer for forbrugerbeskyttelsen, er, at størstedelen af el- og varmeproduktionen sker som såkaldt forenet produktion på kraftvarmeværkerne. Når der indføres konkurrence på elområdet, og varmeområdet samtidig forbliver et monopolområde, må der derfor sikres mod krydssubsidiering, så varmeforbrugerne ikke kommer til at betale en urimelig andel af fællesomkostningerne ved samproduktionen på kraftvarmeværkerne.

Hidtil er fællesomkostninger på flere kraftvarmeværker i overvejende grad lagt på elsiden og har på denne måde fungeret som en subsidiering til fordel for varmekunderne. Det vil derfor ikke være urimeligt, at varmekunderne på enkelte værker skal betale en større del af fællesomkostningerne mellem el- og varmesiden, og at der således i nogle tilfælde bliver tale om stigende varmepriser.

Men uden skærpede regler for fordelingen af fællesomkostninger ved kraftvarmeproduktionen – dvs. de omkostninger, der ikke entydigt kan henføres til enten el- eller varmesiden – vil der være risiko for, at konkurrencepresset på elsiden, i stedet for at lede til højere effektivitet, blot medfører urimeligt høje varmepriser. Det nuværende lovgrundlag kunne derfor suppleres med regler for fordeling af fællesomkostningerne, der sikrede varmekunderne, i form af en grænse – på fx 50\% – for den andel af fællesomkostningerne i kraftvarmeværkerne, der uden særskilt tilladelse kan placeres på varmesiden.

Der vil være behov for at supplere 50\%-grænsen med regler om, at værker, der ønsker at overføre mere end 50\% af fælles omkostningerne til varmesiden, ikke kan optjene overskud og desuden pålægges stramme restriktioner på mulighederne for henlæggelser til tidligere eller planlagte investeringer. Det kan også overvejes at underkaste disse værker et særskilt produktivitetseftersyn ^[77] .De værker, der ikke overskrider 50\%-grænsen bør derimod reguleres efter et mere moderne princip end hvile-i-sig-selv princippet og have ret til at optjene et vist overskud.

Samtidigt vil det være naturligt at indføre prislofter – altså en øvre grænse for prisen på fjernvarme. Det kan ske gennem et substitutionsprincip, som fastsætter, at intet kraftvarmeværk må kræve mere for varmen end prisen for forbrugernes realistiske alternativ. Forbrugerens realistiske alternativ vil være olieopvarmning, opvarmning med vedvarende energikilder og i nogle områder tillige opvarmning med naturgas. En nærmere præcisering af et sådant princip vil kræve regler for opgørelse af kapital- og vedligeholdelsesomkostninger til oliefyr mv. men vil kunne foretages uden store problemer.

Dette prisloft kan stort set alle kraftvarmeværker opfylde p.t. – og skulle der være enkelte værker, der er nødt til at overvælte mere end 50\% af fællesomkostningerne på varmesiden, og herudover ikke kan levere varme til den beskrevne substitutionspris, giver den netop reviderede elforsyningslov hjemmel til at lade elektricitet fra sådanne kraftvarmeværker indgå som prioriteret el.

Et øget effektivitetspres kunne også skabes gennem indførelse af direkte incitamentregulering på varmesiden, således at også ”normale” værker, der hverken er særligt effektive eller særligt ineffektive, ved benchmarking med de mest effektive værker vil tilskyndes til højere effektivitet, jf . afsnit 1.6 og kapitel 7.

Endelig kunne der peges på, at produktkonkurrence giver en potentiel konkurrenceløsning på problemstillingerne om samproduktionen af el og varme. Konkurrence mellem energiprodukter til opvarmningsformål betyder, at varmekunderne stilles frit m.h.t. valg af energitype, dvs. at forbrugerne kan vælge mellem forskellige opvarmningsformer som fjernvarme, naturgasopvarmning, olieopvarmning og solvarme.

Dette kunne ske ved at ophøre med nye beslutninger om tvangstilslutninger. Et sådan ophør skal ske kommunalt, idet det er kommunerne, der træffer beslutning om tvangstilslutning, men man kan også forestille sig, at lovgivningen ændres, så kommunerne ikke – eller evt. kun under særlige omstændigheder – kan gennemføre nye tvangstilslutninger. Og endeligt kan man forestille sig, at også eksisterende tvangstilslutninger på et tidspunkt ophæves.

En ophævelse af tvangstilslutninger vil i nogle tilfælde betyde, at det bliver vanskeligere at få større nye udvidelser af nettene til at blive rentable. På den anden side er nettene så udbyggede, at dette ikke vil være noget stort problem. Og fordelen ved ophævelse vil være, at der kommer et øget effektivitetspres på varmeværkerne, som tvinges til at have konkurrencedygtige priser for at få de sidste ”med i folden” – uden at miste deres nuværende kunder. Det vil være til gavn for forbrugerne.

Det konkurrencepres, som indførelse af produktkonkurrence på varmeområdet indebærer, har en mere langsigtet karakter end det konkurrencepres, der vil komme ved liberalisering på elområdet. Produktkonkurrencen vil formentlig ikke på kort sigt betyde, at særligt mange varmekunder umiddelbart skifter opvarmningstype – fordi skiftet er forbundet med betydelige transaktionsomkostninger. De reelle valgmuligheder for forbrugerne vil derfor primært være i forbindelse med nyinstallationer og ved naturlige udskiftninger af forældede systemer samt i situationer med betydelige prisforskelle på de forskellige energityper til opvarmningsformål. Der bliver derfor i højere grad tale om et potentielt konkurrencepres, hvor tilstedeværelsen af forbrugernes mulighed for at skifte opvarmningstype presser varmeleverandørerne til at effektivisere og omkostningsminimere i et sådan omfang, at forbrugerne ikke benytter denne mulighed.

Indførelse af produktkonkurrence på varmeområdet vil derfor ikke udgøre en tilstrækkelig garanti for, at den nødvendige effektivitet skabes, eller at fjernvarmeforbrugerne ikke vil få urimelige priser. Produktkonkurrencen bør som følge heraf suppleres med en yderligere beskyttelse af varmekunderne, eksempelvis ved anvendelse af de øvrige muligheder skitseret ovenfor.

En liberalisering af gasmarkedet vil ligeledes have en afledt virkning på varmeprisen, idet det vil betyde ændringer i kraftvarmeværkernes forhandlingssituation omkring priserne på naturgas. Om end prisvirkningen heraf er usikker, kan resultatet være faldende gaspriser til de større kraftvarmeværker.

Ud over produktkonkurrence, et substitutionsprincip, regler for fordelingen af fællesomkostningerne og en moderniseret benchmark- regulering bør der endelig indføres konkurrence mellem varmeproducenterne i de områder, hvor der er flere producenter, der leverer til et sammenhængende fjernvarmenet. Sådanne sammenhængende fjernvarmenet findes i og omkring de største byer i Danmark. Her kan der til en vis grad indføres konkurrence efter samme principper som i elsektoren (tredjepartsadgang) – dvs. at de lokale distributionsselskaber gives valgfrihed m.h.t. varmeleverandør, hvorved leverandørerne via konkurrencepresset får incitamenter til effektivisering og omkostningsminimering.

Disse reguleringstiltag vil tilsammen med stor sandsynlighed kunne sikre varmekunderne mod urimelige prisstigninger som følge af en elliberalisering og vil endvidere kunne gennemføres uden at være mere administrativt belastende for selskaberne end det hidtidige reguleringssystem.

6.4 Miljø- og energipolitiske målsætninger

De konkurrencemæssige problemstillinger om de danske miljø- og energipolitiske målsætninger omfatter flere forhold. De danske målsætninger er på en række punkter mere ambitiøse, end det er tilfældet i de lande omkring os.

Ligesom i de fleste andre sektorer skal konkurrencen i energisektoren fungere under hensyn til en række politiske målsætninger og hensyn. Miljø og konkurrence er ikke modstridende hensyn tværtimod. Målet er at indrette lovgivningen på en sådan måde, at de ambitiøse danske miljøhensyn kommer til at fungere sammen med konkurrencehensynene. Effektiv og miljørigtig regulering kan udformes og tilrettelægges, uden at det hæmmer den aktive konkurrence og den erhvervsmæssige effektivitet.

Samtidig er det dog klart, at indførelse af konkurrence stiller helt nye og ændrede krav til energipolitikken. De traditionelle planstyringsinstrumenter vil kun i begrænset omfang kunne opretholdes. I stedet må miljøhensynene varetages ved at regulere aktørernes incitamenter. Denne udfordring for de energipolitiske myndigheder kan umiddelbart synes stor – ikke mindst fordi reguleringen skal sikre, at de danske miljømålsætninger varetages, uden at det samtidig stiller danske virksomheder i en dårligere konkurrenceposition i forhold til udenlandske virksomheder.

Som udgangspunkt bør der derfor arbejdes for, at åbningen af energimarkederne og den internationale konkurrence også kommer til at indebære en international harmonisering af alle miljøafgifter i producentleddet. De høje danske afgifter på forbruget forvrider derimod ikke konkurrence mellem energiproducenterne.

Det er ikke enkelt at udforme en lovgivning, hvor både energi- og miljøpolitiske og konkurrencemæssige hensyn tilgodeses på den mest optimale måde. Men der er egentligt tale om de samme principper for miljøregulering, som her i landet allerede er gennemført i andre sektorer, hvor aktiviteterne er konkurrencebaserede. Til forskel fra situationen i andre sektorer, vil de traditionelle planstyringsinstrumenter også i et vist omfang kunne anvendes på netaktiviteterne om transmission og distribution af energi. I de følgende afsnit gennemgås og vurderes, hvordan en række af de væsentligste elementer i den danske energipolitik kan håndteres og videreføres i en konkurrencebaseret energisektor.

6.4.1 De overordnede energi- og miljøpolitiske målsætninger

Ovenfor tales primært om miljøregulering. Årsagen hertil er, at de danske energipolitiske målsætninger efterhånden udelukkende er baseret på varetagelse af miljøpolitiske hensyn, herunder reduktioner i belastninger af det ydre miljø (fx CO2 -emissioner), reduktioner i energiforbruget, samproduktion af el og varme og anvendelse af vedvarende energikilder og miljøvenlige brændsler.

Ud over et krav om effektivitet, er den eneste målsætning, der ikke vedrører hensynet til miljøet, målsætningen om forsyningssikkerhed, herunder en høj selvforsyningsgrad. I et liberaliseret energimarked vil det ikke længere være nødvendigt at tage hensyn til forsyningssikkerheden. En åbning af markedet til udlandet indebærer adgang til et meget stort sammenhængende forsyningssystem, hvor energileverancer er sikret gennem importmulighederne. I stedet for en national forsyningssikkerhed skabes en international/global forsyningssituation.

Forsyningssikkerhed bliver derfor kun et spørgsmål om at udbygge netforbindelserne til udlandet i tilstrækkeligt omfang, og en målsætningen om forsyningssikkerhed – sikkerheden for tilstrækkelige energileverancer – vil alene være udtryk for en protektionistisk beskyttelse af de danske energiinvesteringer mod konkurrence udefra. Danmarks internationale aftaler, herunder de forpligtelser der følger af EU-direktiver mv., indebærer, at det ikke på længere sigt vil være muligt at lukke det danske energimarked for handel med omverdenen.

6.4.2 CO2-afgifter mv.

Målsætningerne om reduktioner i belastninger af det ydre miljø er implementeret i form af en række forskellige afgiftsordninger samt hertil knyttede refusions- og kompensationsordninger – brændselsafgifter (kul), CO2 -emissionsafgifter for energi- og industriproduktion, CO2 -afgifter på virksomhedernes elforbrug og elafgifter for husholdningerne.

De nuværende afgiftsordninger retter sig således både mod produktionsaktiviteter og energiforbrugerne. Disse to afgiftstyper har forskellige virkninger.

Afgifter rettet mod produktionsaktiviteterne giver producenterne incitamenter til at anvende brændsler med lavere CO2 -indhold. Et system med ensartede brændsels- og emissionsafgifter eller frit omsættelige forureningstilladelser, hvor virksomhederne får tildelt en forureningskvote i forhold til den producerede elmængde, der kan sælges, hvis den ikke udnyttes, betyder, at produktionen sker der, hvor der er lavest mulige samfundsøkonomiske omkostninger. Derfor er disse typer af afgifter ud fra såvel miljømæssige som samfundsøkonomiske betragtninger de mest effektive.

Hvis der skal være lige konkurrencevilkår i et liberaliseret energimarked med international konkurrence mellem energiproducenterne, må brændsels- og emissionsafgifter i produktionsleddet imidlertid harmoniseres på internationalt plan. Hvis der i Danmark lægges større afgifter i produktionsleddet end i andre lande, vil de danske virksomheder, der producerer energi, komme til at stå dårligere i konkurrencen i forhold til udlandet.

Virkningen af forbrugsafgifter er en generel sænkning af energiforbruget, og dermed en indirekte sænkning af CO2 -emmissionerne. Afgifter på energiforbruget indebærer – i modsætning til afgifter på produktionsaktiviteterne – ikke en skævvridning af konkurrencevilkårene mellem danske og udenlandske energiproducenter. En forøget dansk beskatning af elforbruget kan derfor specielt være hensigtsmæssig m.h.p. neutralisering af faldende energipriser og heraf følgende stigninger i energiforbruget.

Forbrugsafgifter er dog ikke så effektive til at sikre, at CO2 -emmission begrænses netop der, hvor det kan ske til de lavest mulige samfundsøkonomiske omkostninger. Derfor bør der i forbindelse med en liberalisering af energisektoren fra dansk side arbejdes for en international harmonisering af CO2 -emmissionsafgifterne. Og ved en dansk liberalisering bliver mulighederne for international koordinering af elektricitetsfremstillingen i en miljøvenlig retning større ^[78] .

På kortere sigt – i hvert fald indtil, der er gennemført internationale harmoniseringer af CO2 -emmissionsafgifterne – vil den mest hensigtsmæssige model i Danmark være tilskudsordninger til miljøvenlige produktionsformer, jf . nedenfor, finansieret via generelle afgifter på energiforbruget.

6.4.3 Miljøvenlig produktion

Det er et energipolitisk ønske – ud over reduktion af energiforbruget – at tilskynde til en langsigtet omlægning af energiforbruget i retning af vedvarende energi og øget anvendelse af kraftvarme. Det kan ske på flere måder.

Målsætningerne om energieffektive teknologier og vedvarende energiløsninger er i energilovgivningen samlet under fællesbetegnelsen prioriteret produktion. Begrebet dækker en politiske satsning på at udvikle miljøvenlige teknologier, der ikke er konkurrencedygtige på kort sigt, men hvor investeringerne på længere sigt kan forventes at give store positive afkast.

Ifølge den gældende ellov udgøres den prioriterede produktion af decentrale kraftvarmeværker og de elproduktionsanlæg, der anvender biogas, affald, andre fornyelige brændsler eller vedvarende energi – dvs. alle eksisterende danske elproduktionsanlæg med undtagelse af de centrale kraftvarmeværker.

Det politiske ønske er at fremme disse teknologier. I den nuværende udformning af ellovgivningen holdes den prioriterede elproduktion uden for konkurrencemarkedet, og denne produktion betragtes som en særlig offentlig forpligtelse – public service obligation: (PSO).

Der er fastsat retningslinier for, hvordan afregningspriserne for el fra vindmøller og decentrale kraftvarmeværker mv. skal beregnes. Afsætningen af den prioriterede el er sikret ved, at alle energiforbrugere Skal ^[79] aftage en forholdsmæssig andel af deres forbrug fra den prioriterede produktion. Aftagepligten betyder – hvis den prioriterede produktion fx kommer til at udgøre 40\% – at ”frie” elforbrugere og distributionsselskaber kun får frihed til selv at vælge leverandør på 60\% af deres elindkøb. De frie kunder kan dog frikøbe sig fra aftagepligten, og derfor minder aftagepligten om en skyggeafgift.

Efter den nuværende ellovgivnings udformning har de frie elforbrugere (og distributionsselskaber) dog ikke et decideret krav på at kunne frikøbe sig fra aftageforpligtelserne. Frikøb forudsætter, at der kan findes en anden aktør i elsektoren (i praksis systemoperatøren), som vil overtage forpligtelsen. Prisen for frikøb er ikke præcist defineret i loven og det kan derfor ikke afvises, at der ved frikøb – ud over ekstraomkostningerne til den prioriterede produktion – også vil kunne stilles krav om en ekstra godtgørelse.

Rent teknisk udlignes prisforskelle mellem de forskellige prioriterede produktioner gennem en PSO-afgift opkrævet på transmissionsniveau, så alle energiforbrugere og eksporten kommer til at betale samme beløb pr. enhed. PSO-afgiften er konkurrenceneutral i den forstand, at den er ens for alle. Konkurrencepresset fra efterspørgselssiden er dog begrænset, idet aftagepligten som udgangspunkt indebærer, at kun ca. 60\% af de frie kunders efterspørgsel kan rettes mod konkurrencemarkedet.

De incitamenter til effektivisering og produktivitetsforbedringer, som et konkurrencepres giver, vil ikke være tilstede, når den prioriterede produktion holdes uden for konkurrencemarkedet. Derfor vil der altid kunne stilles spørgsmålstegn ved, om forbrugernes regning for prioriteringerne i den danske energipolitik – i form af skyggeafgiften, der på ELSAM-området i 1998 er budgetteret til 4,6 øre/kWh ^[80] – kunne være mindre.

En fordel ved PSO-modellen kan siges at være, at den sikrer en ens, solidarisk betaling for miljøforpligtelserne fra alle elforbrugerne.

Et andet muligt styringsinstrument er en tilskudsmodel, hvor den prioriterede produktion bliver en del af konkurrencemarkedet. De miljøvenlige – men omkostningstunge – produktionsteknologier gives så tilpas store tilskud, at den producerede energi kan afsættes på markedsvilkår i konkurrence med energi produceret via andre teknologier. Tilsvarende virkninger kan nås ved at lægge afgifter på de mindre miljøvenlige produktionsformer. Modellen anvendes i et vist omfang i dag, idet fx vindmøller ud over at være sikret en høj afsætningspris opnår et tilskud på 27 øre pr. kWh.

En variant af tilskudsmodellen kan være et system med omsættelige forureningstilladelser, fx omsættelige CO2 -kvoter. Elproducenterne tildeles her forureningskvoter i forhold til den producerede elmængde. Det betyder, at fx vindmøller får en forureningskvote, som kan sælges til andre elproducenter, som producerer ved hjælp af ikke så miljøvenlige teknologier. På denne måde vil vindmøllerne opnå en økonomisk ”støtte”, der betales af de producenter, der er mindst miljøvenlige.

Tilskud kan enten gives til opførelsen af værkerne/vindmøllerne eller i forbindelse med afsætningen af den producerede elektricitet. Fordelen ved at give tilskud til opførelse – frem for en egentlig driftsstøtte – er, at disse gives forlods, og at værkerne derefter må klare sig selv i konkurrencemarkedet. Det kan være sværere at fastlægge størrelsen pådriftstilskud, så der bliver en rimelig balance i de økonomiske incitamenter til at producere miljøvenligt i forhold til de faste og variable omkostninger. I hvert fald vil der her være stor forskel på de decentrale kraftvarmeværker mv. og vindmøllerne, da der stort set ikke er marginale produktionsomkostninger ved vindkraft. De nuværende elproduktionstilskud – med et ensartet tilskud pr. produceret enhed uanset produktionsform (vindkraft, biobrændsler og decentrale naturgasværker) – er således ikke optimale m.h.t. hensyn til incitamentvirkningen.

Problemet med at fastlægge det ”rigtige” niveau for tilskuddenes størrelse kan evt. håndteres ved at gøre fastlæggelsen af tilskudsniveauet markedsbestemte – fx i form af en udbudsmodel med følgende procedure: Det fastlægges politisk, hvor stor en andel af elforbruget, der for en fx 3-årig periode ønskes produceret via miljøvenlige teknologier. Denne elmængde sættes i udbud, og der vælges fra den billige ende af tilbudene, indtil den ønskede mængde er nået. De udvalgte miljøvenlige elproducenter får tilskud i forhold til de pristilbud, de har afgivet. Fordelen herved er, at markedet (ved udbudet) bestemmer den pris (tilskudsstørrelse), som den miljøvenlige produktion kan klare sig med i konkurrencen – modsat en politisk fastlæggelse af tilskudsstørrelser.

En udbudsmodel vil fx også kunne anvendes til udvælgelse af projekter om udvikling af nye miljøvenlige produktionsteknologier. Tilskud til at udvikle en ny miljøvenlig teknologi kunne gå til vinderen af udbudskonkurrencen, mod at denne efter en vis periode blev forpligtet til producere og afsætte energi fra den nyudviklede teknologi.

Finansieringen af tilskudsmidlerne kunne ske gennem en direkte afgift på elforbruget, jf . ovenfor. Da den prioriterede produktion indgår i konkurrencemarkedet, vil der ikke være behov for at pålægge forbrugerne aftagepligt og administrative besværligheder med at frikøbe sig herfra. Desuden ville afgiften over for elforbrugerne klart illustrere omkostningerne ved de danske energipolitiske målsætninger.

Hvis den miljøvenlige produktion fremmes gennem tilskudsordninger, skabes der fri konkurrence på hele elmarkedet. Fordelen herved vil være, at forbrugere med frit leverandørvalg vil have mulighed for at købe hele deres elforbrug hos fx udenlandske leverandører. Dette vil sætte de danske elproducenter under et maksimalt konkurrencepres, så effektiviteten i produktionen bliver den størst mulige. Ved også at etablere konkurrence på miljøvenlig elproduktion vil denne formentlig kunne frembringes billigere – og med mindre offentlig støtte – end i dag.

Desuden kan incitamenterne til at producere miljøvenligt påvirkes fra politisk hold gennem størrelsen på de konkurrencemæssige fortrinsstillinger, de miljøvenlige teknologier får i kraft af tilskuds/afgiftsordningerne. Disse økonomiske styringsmidler giver incitamenter til, at miljørigtig el produceres så effektivt og billigt som muligt. Ulemper ved en tilskuds- og afgiftsordning er, at den hermed forhindrer synliggørelse af omkostningerne ved den miljøvenlige produktion samt øger skatte- og udgiftstrykket.

En tredje mulighed kan være adskilte konkurrencemarkeder for prioriteret el (eller grøn el) og traditionelt produceret el. Idéen er her, at forbrugerne pålægges som minimum at købe en bestemt procentdel af deres forbrug på et marked for prioriteret el, mens den resterende andel af forbruget kan anskaffes på det almindelige elmarked.

Den prioriterede produktion organiseres således efter denne model også som et marked, hvor der er indbyrdes konkurrence mellem de forskellige producenter af miljøvenlig el. Denne indbyrdes konkurrence giver incitamenter til at øge effektiviteten og dermed gøre miljøvenlig el mere konkurrencedygtig. Producenterne får således et kommercielt ansvar for deres investeringsbeslutninger mv.

Der dannes altså to adskilte markeder med to forskellige prisniveauer. Behovet for tilskud til den prioriterede produktion bliver markant mindre, da den prioriterede produktion ikke skal konkurrere med de traditionelle produktionsteknologier. Finansieringen af ekstraomkostninger ved den miljøvenlige produktion flyttes således fra det offentlige til i langt højere grad direkte at skulle betales af elforbrugerne.

På et marked for den prioriterede produktion kan der dog fortsat i et mindre omfang være behov tilskud til de mest omkostningskrævende teknologier m.h.p. at der skabes nogenlunde lige vilkår for alle de produktionsformer, som indgår i dette marked.

Den minimumsprocent af forbruget, som forbrugere skal anskaffe på det miljøvenlige marked, fastlægges politisk. Derved kan der fra politisk hold ”skrues” på procentdelen m.h.p. at opfylde danske CO2 -målsætninger mv.

Fordelen ved adskilte konkurrencemarkeder er, at nødvendige subsidier bestemmes i markedet og ikke politisk. Herved kan det undgås, at subsidierne bliver større end nødvendigt. Endvidere kan man direkte styre, hvor stor en del af elforbruget, der skal være ”miljøvenlig”. Belastningen eller finansieringen er den samme som i de to andre modeller, idet den påhviler alle elforbrugerne.

Det vil være muligt (fortsat) at udforme de energipolitiske instrumenter som en kombination af incitamentrigtige tilskud/afgifter, PSO-forpligtelser og adskilte markeder, så de energipolitiske mål kan fastholdes. Allerede i dag anvendes alle tre instrumenter i de forskellige europæiske lande, og i Danmark anvendes en kombination af PSO-modellen og tilskud/afgifter.

6.4.4 Andre bindinger

Energilovgivningen indeholder desuden en række andre bindinger. Fælles for disse bindingerne er, at de er begrundet miljømæssigt, og at de traditionelt er anvendt til politisk at planstyre energisektoren. På et konkurrencemarked må de fleste af de ordninger, hvor de traditionelle planstyringsinstrumenter er anvendt, ændres, så der i stedet reguleres m.h.p. at påvirke aktørernes incitamenter.

Miljø- og energiministeren er således bemyndiget på el- og varmeområdet at pålægge elproduktionsvirksomheder at anvende bestemte brændselstyper. Denne bemyndigelse er indtil videre primært blevet anvendt til at give de kraftvarmeværker, der er beliggende i nærheden af naturgasnettet, pålæg om tilslutning til nettet.

Desuden kan kommunerne iht. varmeforsyningslovens planbestemmelser pålægge tilslutningspligt til de kollektive varme- og naturgasforsyninger. Rene fjernvarmeanlæg, der er beliggende i naturgasområder, skal iht. en politisk aftale herom omstilles til decentral kraftvarme. Værkerne uden for naturgasområderne bliver tilskyndet til kraftvarmeproduktion med bl.a. biomasse som brændsel. Endeligt skal nævnes, at det kræver bevilling at udøve virksomhed indenfor den danske energisektor.

I et liberaliseret og konkurrencebaseret energimarked bør sådanne bindinger så vidt muligt undgås. I stedet bør de miljømæssige målsætninger søges nået ved at regulere aktørernes incitamenter, jf . den mere udførlige omtale af incitamentregulering i kapitel 7.

6.5 Afrunding

De særlige danske forhold på energiområdet, der er gennemgået i dette kapitel, bør alle nøje overvejes i forbindelse med liberaliseringer i energisektoren.

De danske forhold gør for det første, at liberaliseringen ikke kan indføres ”overnight”, og inden en fuldstændig liberalisering af den danske energisektor gennemføres, må der findes løsninger på de skitserede problemer. Dette kunne tale for, at der vælges en trinvis indførelse af konkurrence på energiområdet.

De samfundsøkonomiske, energipolitiske og fordelingsmæssige virkninger af en liberalisering er formentligt på længere sigt stort set uafhængige af liberaliseringstempoet. Men en for langsom markedsåbning vil forsinke den nødvendige strukturtilpasning og kompetenceopbygning i energisektoren. På den anden side vil en fuld markedsåbning – også for små forbrugere – forudsætte måle-og styringssystemer, som det kræver tid at implementere. Energiselskaberne skal endvidere have mulighed for at tilpasse deres organisation til konkurrence. Det kan derfor være hensigtsmæssigt – som det også er sket i den danske ellovgivning – at opstille visse rammer for konkurrencen i startfasen, så markedets aktører gradvist kan vænne sig til den nye situation.

Det vil derfor være hensigtsmæssigt at gennemføre liberaliseringen som en proces, hvor der sættes en ”køreplan” for indførelsen af konkurrence. Derved vil de danske energiselskaber kunne forberede sig på liberalisering og få erfaringer med at agere på et konkurrenceudsat marked. Det kan herved undgås, at de danske energiselskaber bliver unødigt svagt stillet i de alliancer eller selskabsdannelser over landegrænserne, der vil blive realiseret i takt med udviklingen af fælleseuropæiske energimarkeder.

For det andet kan andre landes modeller for liberalisering og indførelse af konkurrence ikke direkte kopieres og anvendes ved indførelse af konkurrence her i landet.

Indførelse af konkurrence i en sektor, der hidtil har fungeret som et monopolområde, stiller store nye krav såvel til aktørerne i sektoren som til myndighederne.

Aktørerne i sektoren må indstille sig på, at der i lovgivningen vil blive stillet krav om, at aktiviteterne på konkurrence- og monopolområderne adskilles. Desuden skal energiselskaberne i højere grad end hidtil indrette aktiviteterne på, at det helt centrale bliver at varetage kundernes behov og ønsker. I denne forbindelse bør selskaberne nøje overveje, hvilke selskabsmæssige forhold, der vil give de mest optimale rammer på et konkurrencemarked. Forbrugernes og kommunernes roller som ejere af selskaberne bør ikke nødvendigvis bevares. De traditionelle argumenter for hensynet til forbrugerbeskyttelse synes ikke at være et argument for at opretholde forbrugernes ejerskab, når der indføres konkurrence i sektoren.

De energipolitiske myndigheder står også over for store udfordringer. Mange af de traditionelt anvendte styringsinstrumenter kan ikke anvendes på et konkurrencemarked. Miljø- og energipolitiske målsætninger bør i højere grad søges nået gennem tilskudsordninger og afgifter på energiforbruget. I stedet for planstyring og tvangsbestemmelser bør reguleringen rettes mod, at aktørerne skal have incitamenter til handle på en sådan måde, at de miljø-og energipolitiske målsætninger kan opfyldes. De mere konkrete muligheder for udformningen af regulering på energiområdet gennemgås i næste kapitel.

Fremtidige reguleringsmodeller

7.1 Indledning

I en konkurrencebaseret energisektor bør regulering og rammebetingelser udformes m.h.p. at sikre, at samfundet får alle fordelene ved energiliberaliseringen, så ressourceudnyttelsen bliver bedre og mere effektiv samtidig med, at de energipolitiske målsætninger og hensyn tilgodeses.

Regulerings- og tilsynsopgaverne kan opdeles i tre niveauer. De overordnede rammebetingelser, som skal gælde for alle aktiviteter i sektoren, reguleringen af konkurrenceaktiviteterne efter den almindelige konkurrencelovgivning og reguleringen af monopolaktiviteterne om fysisk transport af energi via energinettene.

De energipolitiske myndigheder skal som hovedopgave sørge for at de energipolitiske målsætninger opfyldes. Det skal ske gennem fastsættelse af de overordnede rammer, der skal supplere de mere specifikke lovgivninger for konkurrence- og monopolaktiviteterne i energisektoren.

For konkurrenceaktiviteterne, der omfatter produktion og handel med energi, vil der kun være behov for en lovgivning, der forhindrer aktørerne i på forskellig vis at begrænse konkurrencen. Lovgivningen bør sikre, at dominerende virksomheder ikke misbruger deres markedsposition, og at virksomhederne i energisektoren ikke indgår konkurrencebegrænsende aftaler.

Energinettene til transmission og distribution af energi vil fortsat være naturlige monopoler. Aktiviteterne på disse net vil derfor fortsat skulle reguleres som monopolaktiviteter. Men indførelsen af konkurrence i produktion og handel med energi gør, at der må sættes nye og anderledes krav til monopolaktiviteterne i forhold til tidligere.

Det følgende vedrører etablering af den mest hensigtsmæssige reguleringsmodel, herunder placeringen af reguleringsopgaverne. Da handel med energi under konkurrence vil være international, skal reguleringskompetencen tillige afstemmes mellem nationale og internationale reguleringsmyndigheder.

7.2 Kompetencefordelingen mellem nationale og internationale reguleringsmyndigheder

Både på el- og naturgasområdet er minimumskravene til indførelse af konkurrence fastsat i EU-regi, hvilket indebærer, at der skal findes en balance mellem den nationale og den internationale regulering. Kompetencefordelingen i eldirektivet er ikke særlig klar. Hidtil har såvel energipolitik som regulering af konkurrencen på energiområdet været et rent nationalt anliggende.

I forbindelse med en liberalisering af el- og naturgasområdet skal Kommissionen påse, at medlemslandene administrerer i overensstemmelse med de fastlagte regler, men Kommissionen har peget på, at reguleringen fortsat som udgangspunkt skal foregå nationalt.

På den anden side kan konkurrencen i sig selv og forsøgene på at definere en fælles energipolitik for EU trække i retning af at flytte kompetence til EU-myndighederne. Hvis et frit energimarked skal fungere effektivt på EU-plan, vil det kræve ensartede adgangsbetingelser til infrastrukturer og en ensartet tarifering i hele unionen.

En dansk reguleringsmodel skal derfor også kunne tilpasses og afstemmes en europæisk regulering af energisektoren.

7.3 Ny dansk reguleringsmodel ^[81]

Aktiviteterne produktion og handel med energi bliver konkurrenceområder, hvor produktionsplanlægning og prisfastsættelse mv. sker på baggrund af selskabernes egne vurderinger af markedsforholdene. Konkurrencen skal sikre, at virksomhederne tilskyndes til at producere og sælge effektivt og tilpasse udbud til efterspørgsel.

Reguleringen skal her sikre, at konkurrencen fungerer og ikke begrænses gennem aftaler eller ved misbrug af dominerende stilling. Nye aktører skal have fri adgang til markedet, herunder evt. til egentlige børser for handel med energi, og de skal behandles på lige fod med de eksisterende. Reguleringen bør baseres på de almindelige konkurrenceretlige principper, som også gælder for resten af erhvervslivet, og den generelle konkurrencelov vil være tilstrækkelig til at sikre den nødvendige effektivitet og konkurrence.

Hidtil er energi blevet leveret som én samlet ydelse, uden at der er skelnet mellem salg og transport, men under konkurrence vil salg og distribution være adskilt. Transmission (engrosleddet) og distribution (detailleddet) vil fortsat være naturlige monopoler og skulle reguleres som sådanne. Netselskaberne skal være systemansvarlige inden for eget forsyningsområde og sørge for kvalitet og leveringssikkerhed i de fysiske energileverancer.

En overordnet målsætning for en dansk reguleringsmodel af monopolaktiviteterne bør være, at modellen motiverer de enkelte netvirksomheder til at efterleve de fastsatte regler på området, og at der samtidig skabes den nødvendige kvalitet og effektivitet. Det betyder, at reguleringsmodellen – herunder indhentning og bearbejdning af oplysninger i forbindelse med reguleringen – ikke bør være overdrevet detaljeret og dermed ikke for ressourcekrævende for virksomhederne og for reguleringsmyndigheden.

Det sidstnævnte stemmer overens med den danske tradition for regulering (”light hand regulation”), som hænger sammen med, at en stor del af netvirksomhederne er offentligt ejede. Den danske reguleringstradition kan ses i modsætning til den engelske med en meget detaljeret regulering af naturlige monopoler og meget lidt regulering på konkurrenceudsatte områder, bortset fra visse bestemmelser om forbrugerbeskyttelse.

Ingen af de reguleringsmodeller, der anvendes i andre lande, vil umiddelbart kunne kopieres til danske forhold, men elementer herfra vil kunne anvendes.

Indtil for få år siden har den økonomiske regulering både i Danmark og i udlandet været baseret på et såkaldt cost-plus system.

Ved cost-plus-regulering overvælter energiselskaberne alle omkostninger og eventuelt et reguleret overskud på kunderne. Detaljerede informationer om såvel indtægter som omkostningerne er påkrævet ved denne reguleringstype. Reguleringsmetoden ligner den nuværende danske prisfastsættelsesmetode med monopolpriskontrol og med fravær af incitament til effektivisering, når der ses bort fra den for nyligt introducerede mulighed for at indregne ekstraordinære rationaliseringsgevinster som overskud efter elforsyningslovens § 9, stk. 2.

Der findes imidlertid en række nyere modeller for regulering af naturlige monopoler baseret på incitamenter til effektivisering, som bygger på både økonomisk teori og praktiske erfaringer. I en række lande er der typisk i f.m. en liberalisering af energisektorerne anvendt sådanne incitamentreguleringer på de fortsatte monopolområder, netaktiviteterne.

Den mindst indgribende form for regulering, der ikke er en egentlig incitamentregulering, er at offentliggøre produktivitetsnøgletal. Reguleringsmyndighedens vigtigste opgave er ved denne metode at indsamle, bearbejde og offentliggøre nøgletal. Efter metoden antages det, at større åbenhed og gennemsigtighed om omkostningsforhold mv. virker fremmende på produktiviteten, idet dårligt drevne selskaber vil blive hængt offentligt ud. Der er her tale om et benchmark-instrument, hvor benchmark'ene alene anvendes til at ”udstille” virksomhederne.

Egentlig incitamentregulering er anvendelse af hhv. belønning og straf overfor selskaberne som tilskyndelse til at opnå ønskede effektivitetsmål. Selskaberne får et vist råderum m.h.t. at opfylde målene. Incitamentregulering kan have forskellig udformning alt afhængig af, hvilken styrke man ønsker at give selskabets incitament til at effektivisere.

Ved incitamentregulering sættes fokus på forholdet mellem indtægter og omkostninger. Der er to grundformer for incitamentregulering: Price-cap-regulering og regulering gennem benchmarking (nøgletal).

Ved price-cap-regulering i sin rene form er udgangspunktet en fastsat basispris. Denne pris reduceres/forøges med bestemte intervaller (typisk årligt) ud fra et prisindeks og nedsættes med en af reguleringsmyndigheden fastsat effektivitetsgevinst. Modellen anvendes i denne form i fx England og er kendt under navnet RPI-X, hvor RPI er forbrugerprisindeks og X er effektivitetsfaktoren. I det omfang virksomhederne ved disse priser opnår overskud, kan overskuddet beholdes.

Ved benchmark-regulering fastsættes effektivitetsgevinsten ved sammenligning af nøgletal mellem aktørerne på markedet. For enkeltvirksomheder eller sammenlignelige grupper af virksomheder fastsætter reguleringsmyndigheden herefter effektiviseringspotentialet. Dette kan fx ske ud fra den såkaldte ”best practice” metode, hvor de bedste nøgletal altid er udgangspunktet, eller som en eller anden form for gennemsnitsmodel. Også her opereres med basispriser, hvorfra der fratrækkes en effektivitetsgevinst ud fra ovennævnte principper. Denne metode anvendes eksempelvis i Norge.

Begge metoder – price-cap og benchmark – kan kombineres med en overskudsregulering. Dette kan være indirekte, idet et for stort overskud, kan inddrages ved den næste fastsættelse af effektivitetsgevinsten. Rationaliseringsgevinsten deles med aftagerne. Der kan indlægges et minimumsoverskud og et maksimumsoverskud (income-cap), hvor minimumsoverskuddet er medtaget for at forhindre, at incitamentregulering fører til forringet kvalitet. En for hurtig eller for kraftig inddragelse af overskud kan dog mindske incitamentet til effektiviseringer.

Ulemperne ved cost-plus-regulering – ud over at der ikke er noget særligt effektivitetsfremmende element – er, at reguleringsmyndigheden hæmmes i sit arbejde med at kontrollere selskabets omkostninger, fordi informationerne er ufuldstændige.

Ulempen ved price-cap-regulering er, at der kan opstå enten mangel på effektivisering eller meget betydelige fortjenester p.g.a. ufuldstændige informationer om udviklingen i omkostninger og efterspørgsel, ligesom under en cost-plus-regulering.

Erfaringerne fra udlandet har vist, at incitamentregulering kan give anledning til en række problemer. Såfremt der indføres incitamentregulering i Danmark, vil det være vigtigt at lære af de udenlandske erfaringer og forsøge at undgå de værste faldgruber. Nogle af de vigtigste erfaringer om incitamentregulering omhandler:

• Utilsigtede store indtjeninger.
  
• Fastlæggelse af selskabets effektivitetsmæssige stade i udgangs situationen.
  
• Reguleringsmyndighedens informationsmulighed.
  
• Kvalitetsdimension ved sammenligning af selskaber, der har forskellige rammebetingelser.
  

For en dansk reguleringsmodel vil det være væsentligt, at reguleringen hviler på et velunderbygget grundlag. Det må endvidere sikres, at detailvurderinger og skøn i reguleringen i størst muligt omfang undgås. Det er væsentligt at sikre, at reguleringen kan baseres på allerede tilgængelige oplysninger i form af årsregnskaber mv., som det fx er tilfældet i Norge, hvorved også byrden for energiselskaberne mindskes, ligesom reguleringen kan udføres med forholdsvis få ressourcer. Set ud fra dette, synes elementer fra det norske system umiddelbart at være bedst egnet i forhold til danske forhold.

7.4 Administration af reguleringen

Konkurrencerådet administrerer den generelle konkurrencelovgivning, der gælder for hele erhvervslivet. Da energisektoren omfatter såvel konkurrenceudsatte dele som monopoldele, forudsætter reguleringen af energiområdet viden om konkurrenceforhold og konkurrenceret samt indsigt på energiområdet.

En naturlig dansk løsning vil være, at tilsynet med de konkurrenceudsatte områder produktion og salg er placeret hos Konkurrencerådet, da der er tale om tilsynsopgaver, som kan baseres på den almindelige konkurrencelovgivnings principper og praksis.

De dele af energiforsyningen, der er naturlige monopoler, skal fortsat underkastes et direkte pristilsyn, der bør bygge på almindelige konkurrenceretlige principper om effektiv samfundsmæssig ressourceanvendelse. Dette gælder bl.a. generelle regnskabsmæssige principper, der skal sikre, at der ikke sker krydssubsidiering mellem monopolområder og konkurrenceudsatte områder. Det gælder også tilsyn med priser og kalkulationer for nettjenester, hvor tilsynet i vidt omfang svarer til den kontrol, der føres med virksomheder, som besidder dominerende stilling. Der vil derfor i stort omfang indgå vurderinger om bedste konkurrenceløsning samt tekniske og andre ressortspecifikke elementer i de afgørelser, der træffes vedrørende de naturlige monopoler, da reguleringen af monopolområderne har afsmittende virkninger på konkurrenceområderne.

Et benchmark-system synes at være det princip, der passer bedst til de danske forhold på energiområdet og bedst til de danske traditioner for enkle og ikke så administrativt ressourcekrævende reguleringer for både myndigheder og virksomheder.

Det vil endvidere være hensigtsmæssigt, at benchmark-reguleringen fortsat forestås af specielle udvalg med særlig energikompetence. For at sikre den bedst mulige forbrugerbeskyttelse bør Konkurrencestyrelsen og energiudvalgene – som hidtil – alene have til formål at sikre forbrugerne uden hensyntagen til energipolitiske mål.

Konkurrencestyrelsen vil kunne forestå en sådan benchmark-regulering med et begrænset ressourceforbrug på baggrund af den inden for styrelsen opbyggede ekspertise om de økonomiske forhold i energiselskaberne samt de konkurrenceøkonomiske og konkurrenceretlige forhold. Dette stemmer også med anbefalingerne i en rapport fra juni 1997 om sektorspecifikt konkurrencetilsyn udarbejdet af en af regeringen nedsat tværministeriel arbejdsgruppe (ASK-rapporten ^[82]).

Det er et spørgsmål, om pristilsynet skal ske i regi af Konkurrencerådet eller som hidtil i regi af særlige energiprisudvalg. Der er ikke andre områder end energiområdet, hvor der er nedsat et særligt sektorprisudvalg, og der kan være et behov for at fortsætte denne regulering i en periode, da liberaliseringen iværksættes som en trinvis proces. Det kan dog være hensigtsmæssigt at slå de eksisterende prisudvalg sammen til et egentligt energiprisudvalg.

Liberaliseringens konsekvenser

8.1 Indledning

I dette kapitel sættes fokus på, hvilke erhvervsøkonomiske konsekvenser en liberalisering af den danske energisektor må forventes at få. Med konkurrence i energisektoren skal ambitionsniveauet i den danske miljø- og energipolitik fortsat kunne opretholdes. Samtidig hensyntagen til miljømålsætninger på den ene side samt effektivitet og konkurrence i sektoren på den anden side indebærer en række miljømæssige konsekvenser, som også berøres i det følgende.

Konsekvensvurderingerne vil i hovedsagen være rettet mod elsektoren, hvor liberaliseringen er i gang. I denne sammenhæng behandles potentialet for effektiviseringer/rationaliseringer i elsektoren samt virkningerne for de danske elpriser og deraf følgende konsekvenser for andre brancher. Mange af konsekvenserne for elsektoren vil dog også gøre sig gældende for en liberaliseret gassektor og for de dele af fjernvarmeområdet, hvor der kan indføres elementer af konkurrence.

Udgangspunktet for konsekvensvurderingerne af en liberalisering af energisektoren er følgende:

• Der er sket en klar adskillelse af elselskabernes konkurrenceudsatte aktiviteter (produktion og handel med el) og de fortsatte monopolområder (transmission og distribution af el).
  
• Administrationen af energinettene varetages af uafhængige systemoperatører.
  
• Alle kunder får frihed til selv at vælge leverandør.
  
• Adgang til energinettene sker på objektive, saglige og rimelige vilkår, der administreres konsekvent overfor alle aktører.
  

Samtidig er udgangspunktet, at lovgivningen for energisektoren er udformet efter følgende retningslinier:

• Rammebetingelser for aktiviteterne i elsektoren er indrettet m.h.p., at aktørerne handler i overensstemmelse med de over ordnede miljø- og energipolitiske målsætninger. Det betyder, at de energi- og miljøpolitiske instrumenter er udformet som en kombination af incitamentsrigtige afgifter og tilskud, så omkostningerne ved den danske miljøpolitik fordeles på en konkurrenceneutral måde. Konkurrencen mellem elproducenterne sker herefter på lige vilkår – fx ved, at ikke konkurrencedygtige miljøvenlige produktionsformer får tilskud, men ellers må konkurrere på lige vilkår med andre produktionsteknologier.
  
• Aktiviteterne på konkurrenceområderne for produktion og handel med el omfattes af den almindelige konkurrencelovgivning.
  
• Aktiviteterne på monopolområderne (energinettene) underkastes fortsat en form for monopolpriskontrol, der i modsætning
  

til i dag er baseret på en incitamentregulering/benchmarking, og som kan understøtte en øget effektivitet.

I de følgende afsnit gennemgås først hvilke andre forhold end de ovenstående forudsætninger, der kan have betydning for konsekvensvurderinger af en dansk elliberalisering. Der er her primært tale om eksterne/internationale forhold, som følger af Danmarks geografiske placering. Derefter behandles liberaliseringens forventede erhvervsøkonomiske konsekvenser, herunder potentialet for effektiviseringer/rationaliseringer i den danske elsektor, elpriserne og de deraf følgende konsekvenser for andre brancher samt de miljømæssige konsekvenser.

8.2 Danmarks placering i et internationalt energimarked

Danmark ligger geografisk strategisk placeret som et knudepunkt mellem lavprisområdet Norge/Sverige og Tyskland og det øvrige kontinent med relativt høje elpriser. I Norge og Sverige er der allerede indført omfattende konkurrence på elmarkedet.

Billede: Boks 8.1 Oversigt over udlandsforbindelser på elområdet

Endvidere er der i Tyskland med virkning fra 1. januar 1998 trådt en ny energilov i kraft, som i princippet åbner for fri adgang for alle kunder til at vælge elleverandør og ophæver de hidtidige geografiske monopoler for de tyske elselskaber, hvorved der også åbnes for konkurrence fra udlandet. Den tyske lov indeholder en vis beskyttelse af de brunkulsfyrede østtyske kraftværker frem til år 2003. Loven indeholder også en anden begrænsning af konkurrencen, idet lokale kraftvarmeværker får en fortrinsret til at sælge elektricitet. Den tyske liberaliseringsmodel svarer på dette punkt til den danske PSO-model, hvor en stor del af produktionskapaciteten holdes uden for markedet.

Flere rapporter ^[83] har sat fokus på, at det er naturligt, at Danmark i et konkurrencemarked orienterer sig mod de øvrige nordiske lande, og at der etableres et egentligt nordisk elmarked. Der peges i denne sammenhæng især på driftsøkonomiske, miljømæssige og organisatoriske fordele ved et egentligt fælles nordisk marked for elektricitet, og at et vandkraftbaseret system som det norske og svenske med fordel kan kombineres med et kulkraftbaseret system som det danske. Endvidere påpeger analyserne, at de danske planer for udbygning af vedvarende energi lettere kan realiseres, hvis vandkraften kan fungere som reservekapacitet.

De danske producenter ser heroverfor en fordel i et fælles nordeuropæisk marked ^[84] . Teknisk set er ELKRAFT tilkoblet det synkrone skandinaviske transmissionsnet (vekselstrømsnet), og følger derfor de tekniske svingninger og tilpasninger på dette net. ELSAM er derimod en del af det vest- og centraleuropæiske transmissionsnet (vekselstrømsnet) og følger svingninger og tilpasninger på dette net. Begge net har jævnstrømsforbindelser til de modsatte net via Skagerrak- og Kattegatforbindelserne samt forbindelserne over Østersøen.

En jævnstrømsforbindelse under Storebælt vil umiddelbar kunne medvirke til at binde de to adskilte danske elmarkeder sammen. Uden regulering kan transmissionstarifferne for anvendelse af en sådan forbindelse imidlertid blive så store, at forbindelsen i realiteten ikke ændrer nævneværdigt ved ELKRAFT's og ELSAM's tilknytning til hvert sit europæiske vekselstrømsnet.

ELKRAFT vil i så fald fortsat være en naturlig del af det eksisterende skandinaviske marked, men med forbindelse til Tyskland (Kontekforbindelsen), hvorimod ELSAM vil have mulighed for at deltage i opbygningen af et vest- og centraleuropæisk marked. Det sidste forstærkes yderligere af den nuværende udvikling i Tyskland, der går i retning af et mere konkurrencepræget marked.

Storebæltsforbindelsen vil have samme funktion som Skagerrak-og Kattegatforbindelserne samt forbindelserne over Østersøen. Forbindelsen vil have en positiv konkurrencemæssig effekt ved at binde det øst- og vestdanske elmarked sammen og åbne mulighed for elhandel mellem de to danske områder. Sammenholdt med Danmarks strategiske placering mellem de to europæiske vekselstrømsnet vil Storebæltsforbindelsen tillige give producenterne mulighed for i konkurrencesituationen indirekte at styre elektriciteten ud og ind af Danmark gennem samkøring af produktion og lastfordeling i hver af de to regioner. Der vil ved en sådan forbindelse også kunne skabes en udligning af fx PSO-omkostningerne mellem landsdelene. Derfor bør Storebæltsforbindelsen indgå i de generelle "landsdækkende" tariffer og ikke tariferes isoleret. Herved vil de regionale bindinger mod hhv. det nordiske og tyske marked mindskes eller udlignes.

Et samlet nordeuropæisk marked med en eller flere konkurrerende elbørser vil næppe blive etableret ved en politisk beslutning, men kan blive det sandsynlige resultat af samspillet mellem aktørerne på markedet. Danmark har her en strategisk placering, der vil kunne bevares og udbygges ved en offensiv indsats af elproducenter og myndigheder ^[85] .

I et mere langsigtet perspektiv kan man forestille sig en udbygning med landene omkring Østersøen til et nordeuropæisk marked med et fælles spotmarked for el.

Den fremtidige danske elsektor vil således være placeret i et internationalt konkurrencepræget marked.

Et andet forhold, der spiller ind i konkurrencesituationen, er grænsetarifferne på udlandsforbindelserne, der kan modvirke fuld adgang til andre markeder for konkurrenter, og derved virke som handelshindringer landene imellem.

Grænsetarifferne har været og er i nogle tilfælde stadig større end de reale omkostninger ved driften og benyttelsen af forbindelserne og virker derfor som en toldbarriere. Dette er konkurrencemæssigt betænkeligt og rejser i øvrigt spørgsmålet, om de fastsatte grænsetariffer er i overensstemmelse med EU-retten.

Hvorvidt det herefter – set i lyset af grænsetarifferne - kan betale sig for en dansk virksomhed at importere elektricitet fra fx Norge kan illustreres med nedenstående figur.

Billede: Boks 8.2 Priser og tariffer ved køb fra dansk producent og import fra Norge

For at det kan være interessant for en virksomhed på dansk grund at importere elektricitet, skal prisforskellen ab produktionsværk være større end summen af betaling for transmission fra Norge og Sverige og (hvis det er en sjællandsk virksomhed) betaling for transmission i søkablet over Øresund. I øjeblikket er denne sum alt i alt ca. 10 øre/kWh.

Imidlertid har Elprisudvalget i marts 1998 truffet beslutning at kræve danske grænsetariffer på udlandsforbindelserne ophævet. Beslutningen gælder i første omgang kun de grænsetariffer, som den jysk-fynske systemoperatør, ELTRA, havde anmeldt, mens spørgsmålet om grænsetariffer fra ELKRAFT-området endnu ikke har været forelagt udvalget. Desuden er det besluttet at rette henvendelse til konkurrencemyndighederne i Norge, Sverige og Tyskland m.h.p. at sikre lige vilkår for handlen over grænserne mellem disse lande.

Etableringen af den norsk-svenske elbørs har medført bortfald af grænsetariffen mellem disse lande.

I et nordisk eller nordeuropæisk marked må de rene grænsetariffer fjernes, og nettariffer på udlandsforbindelserne må reguleres og følge samme ensartede principper, som gælder for øvrige transmissionsnet. Tarifferne for benyttelsen af netmonopolet bør i kraft af prisreguleringen over tiden udvikle sig til et egentligt nordeuropæisk tarifsystem.

Dette stemmer også med anbefalingerne fra Den Nordiske Elbørsgruppe, der i et arbejdspapir fra juli 1997 ^[86] har analyseret kriterierne for etablering af et fælles elmarked i Norge, Sverige, Finland og Danmark. Det foreslås her, at grænsetarifferne fjernes landene imellem, og at de nationale tarifsystemer for nettene harmoniseres, så der skabes ligeværdige forudsætninger for aktørerne på markedet.

For Danmark vil det også være vigtigt, at dette sker i relation til Tyskland, hvor der p.t. anvendes afstandsafhængige transmissionstariffer, der sætter grænser for, hvor langt det kan betale sig at importere/eksportere elektricitet.

En vigtig målsætning i den hidtidige energipolitik har været forsyningssikkerhed – forstået som evnen til at sikre en stabil energiforsyning. I et internationalt konkurrencestyret elmarked, hvor Danmark har en central geografisk placering, vil denne målsætning være forældet, idet der vil være tale om et fuldstændig udbuds- og efterspørgselsstyret marked, hvor el handles frit over landegrænserne.

Konkurrencen indebærer som følge af Danmarks geografiske placering adgang til et stort sammenhængende elmarked, hvor forsyningssikkerheden er sikret gennem importmulighederne. Et fælles internationalt energimarked indebærer – ligesom det er tilfældet inden for andre erhvervsområder med international handel på tværs af landegrænserne – at en målsætning om dansk selvforsyning ikke længere har relevans. Forsyningssikkerhed bliver i denne sammenhæng derfor alene være et spørgsmål om at sikre tilstrækkelig kapacitet i netforbindelserne til udlandet.

8.3 Rationaliserings- og effektivitets- potentialet i energisektoren

En liberalisering af elsektoren skal skabe en effektiv og konkurrencedygtig sektor, hvor produktion og handel med el sker på den billigste måde.

Den hidtidige monopolstruktur i sektoren med manglende konkurrence har været en kilde til ineffektivitet, da cost-plus-prisfastsættelsen ikke har sikret, at produktionen og salget nødvendigvis er sket på den mest effektive og rationelle måde. Det eksisterende system har ikke givet stærke økonomiske incitamenter til at omkostningsminimere og produktudvikle. Gunstige afskrivnings-og henlæggelsesregler har desuden fremmet en tendens til at fremskynde investeringer udover, hvad almindelige forretningsmæssige principper har tilsagt. Dette har medført en relativ stor indenlandsk overkapacitet.

Konkurrencen i sektoren vil derfor muliggøre effektivitetsgevinster og samfundsøkonomiske fordele i form af lavere elpriser, forøgede offentlige indtægter eller større indtjening hos energiselskaberne. Disse gevinster forudsætter samtidig, at der i sektorlovgivningen for de fortsatte monopolområder gennemføres en mere intensiv omkostningsovervågning.

En række undersøgelser tyder på en betydelig ineffektivitet i såvel produktions- som i distributionsselskaber med heraf følgende potentiale for effektivitetsgevinster i sektoren.

Finansministeriet ^[87] har beregnet, at der i den danske elsektor er et potentiale for 25\% arbejdskraftbesparende produktivitetsforbedringer og 30\% kapitalbesparende produktivitetsforbedringer.

Grundlaget for Finansministeriets analyse er en sammenligning af præstationerne i og reguleringen af den danske elsektor med forholdene i andre lande ^[88] . Finansministeriets beregninger omhandler de langsigtede effekter af gennemførte reguleringsformer og er ifølge ministeriet et forsigtigt bud på mulige forbedringer i den danske elsektor. Det fremgår ikke af analysen, i hvilke dele af elforsyningen de potentielle effektivitetsgevinster er størst.

En anden undersøgelse har vist, at der er væsentlige effektivitetsproblemer i distributionsleddet i den danske elforsyning ^[89] . Spredningen i eldistributionsselskaberne salgspriser dækker over betydelige produktivitetsforskelle. Modelberegninger viser samtidig, at det skulle være muligt at reducere ressourceforbruget på distributionssiden med 17-44\%. Dette skal ses i forhold til, at distributionsomkostningerne gennemsnitligt tegner sig for ca. 22\% af de samlede elomkostninger.

I en tredje undersøgelse ^[90] peges der desuden på, at elproduktionen i et fælles nordisk liberaliseret energimarked vil finde sted på den billigste måde. Den merpris, som elproducenterne har kunnet opretholde under hvile-i-sig-selv princippet, vil blive reduceret i et konkurrencemarked. Yderligere vil producenterne, hvis der opstår en meget hård konkurrencesituation, i en overgangsperiode udbyde el til en pris, der kun dækker de variable produktionsomkostninger.

Herudover peges ^[91] på, at distributionsselskaberne i ELSAM-området har tilkendegivet, at de i et ikke ubetydeligt omfang vil importere el direkte fra udlandet bl.a. for at presse produktiviteten op i egne produktionsselskaber.

Alle de nævnte analyser og beregninger peger i retning af et betydeligt potentiale i elsektoren for effektiviseringer og rationaliseringer i distributionsleddet. At de danske elpriser (ekskl. afgifter) for husholdninger og små og mellemstore virksomheder er kendt for at ligge i den billige ende på europæisk plan, er derfor ikke ensbetydende med, at sektoren ikke kan drives mere effektivt. Prisniveauerne i andre lande skal således ses i sammenhæng med, at der kun er få lande, der har liberaliseret elsektoren, mens effektiviseringspotentialer i Danmark bl.a. også skal ses i forhold til den betydelige overkapacitet (i forhold til efterspørgslen) i den danske elproduktion.

Tabellen nedenfor viser elsektorens samlede omkostningsfordeling baseret på budgettal for 1998 samt virkningerne ved antagelsen af forskellige effektiviseringspotentialer i sektoren.

Tabel 8.1 Elsektorens omkostningsfordeling og effektiviseringspotentiale baseret på budgettal 1998

Som det fremgår af tabellen, fordeler de samlede omkostninger i elsektoren sig med 78\% i produktionsleddet og 22\% i distributionsleddet. Den klart størst omkostningspost i elsektoren er brændsel og køb af el, som udgør godt 45\% af de samlede omkostninger. Her kan der næppe hentes besparelser ud over, hvad der evt. kan opnås i kraft af lavere importpriser eller ændrede afregningspriser for købet af el fra decentrale kraftvarmeværker og vindmøller af. Hertil kommer evt. faldende råvarepriser ^[94] , fx fald i gaspriserne som en virkning af liberaliseringen af gasmarkedet.

Derfor er det kun på godt halvdelen af de samlede omkostninger i sektoren, hvor der reelt kan være tale om muligheder for effektivitets og produktivitetsforbedringer. I det følgende skelnes mellem de mulige effektiviseringsgevinster, der relaterer sig til hhv. arbejdskraft- og kapitalposterne i tabel 8.1.

Arbejdsproduktiviteten inkluderer drift og vedligeholdelse, administration og andre omkostninger. Det er vanskeligt konkret at sætte tal på potentialet for arbejdskraftbesparende produktivitetsforbedringer i elsektoren, men med udgangspunkt i de ovenfor refererede undersøgelser ser der ud til generelt i sektoren at være potentialer for produktivitetsløft. Finansministeriet har som et forsigtigt bud skønnet et potentiale på 25\% i hele sektoren. Et potentiale på anslået 20\% i hele elsektoren er ikke urealistisk. Antages dette, vil der m.h.t. arbejdsproduktiviteten alene i elsektoren være mulighed for en årlig driftsbesparelse i størrelsesordenen 1,4 mia. kr.

I vurderingen af potentialet for kapitalbesparende effektivitetsforbedringer bør der lægges stor vægt på de markante ændringer, som indførelsen af konkurrence vil give anledning til.

En afskaffelse af henlæggelsesreglerne i elsektoren betyder, at investeringsbeslutningerne fremover baseres på kommercielle overvejelser, hvor produktionskapaciteten tilpasses efterspørgslen og udnyttes mere optimalt. Den overkapacitet, der p.t. eksisterer i elproduktionen i Danmark, kan forventes reduceret, når tendensen til at fremme investeringsbeslutningerne i kraft af hen læggelsesreglerne fjernes. Kapitalproduktiviteten kan derfor på kort sigt øges alene som følge af faldende investeringsbehov.

Da de årlige afskrivninger og henlæggelser til nyinvesteringer udgør knap 4 mia. kr., jf . tabel 8.1, og da der på kort sigt ikke synes at være behov for ny produktionskapacitet m.h.p. at dække den indenlandske efterspørgsel, vil der være mulighed for betydelige besparelser. Et realistisk skøn er, at de årlige kapitalomkostninger i form af afskrivninger og henlæggelser kan nedbringes med ca. 1 mia. kr.

På længere sigt skal der nyinvesteres i produktionsapparatet, og disse investeringer skal finansieres på markedsmæssige vilkår. Dette vil – i modsætning til den nuværende finansiering gennem indregning i elpriserne – medføre stigende finansieringsudgifter. Hertil kommer, at selskabernes indtjening i et konkurrencemarked vil være skattepligtig, hvilket ikke hidtil har været tilfældet.

8.4 Virkninger for de danske elpriser af fri udenrigshandel

En række forhold må tages i betragtning, når der skal gives et bud på elpriserne i et fremtidigt liberaliseret marked.

For det første er mere end halvdelen af den danske elpris i dag afgifter, hvilket betyder, at den del af prisen, der direkte påvirkes af konkurrencen, er relativt beskeden.

Som anført ligger Danmark strategisk placeret som knudepunkt mellem lavprisområdet Norge/Sverige og Tyskland og det øvrige kontinent med relativt høje elpriser. Den tyske liberalisering, der for nylig er vedtaget, tegner til på sigt at blive vidtrækkende. Liberaliseringen i Tyskland forventes at være effektiv senest i f.m. implementeringen af EU-eldirektivet. Samtidig er der en stærkere integration mellem Norden og kontinentet undervejs, og der foretages en kraftig udbygning af de internationale transmissionsforbindelser i og omkring Danmark.

Den danske elsektor vil således indgå i et internationalt åbent elmarked i Nordeuropa. I denne forbindelse er det et spørgsmål, om det nordiske eller tyske niveau vil blive prissættende på et nordeuropæisk marked med konkurrence.

På langt sigt vil priserne være bestemt af kapacitetsbalancen i området, pris på og valg af primærenergi (brændsler), teknologi og miljømålsætninger mv.

Der er foretaget en række analyser og beregninger af prisdannelsen på et åbent nordisk marked. Alle disse analyser og beregninger bygger på forskellige grundforudsætninger, men resultaterne peger i samme retning. På kort sigt kan der komme et nedadgående prispres på det danske marked, og prisen vil falde til noget over de kortsigtede marginalomkostninger for et nyere kulkondensværk. På lidt længere sigt vil prisen stige til de langsigtede marginalomkostninger for et nyt kulkondensværk.

En modelberegning fra Det Økonomiske Råd ^[95] viser, at hvis det danske elmarked liberaliseres efter samme vidtgående model som i de øvrige nordiske lande, vil den danske elpris falde 10\% for husholdningerne og op til 55\% for industrien ^[96] . En dansk liberalisering vil umiddelbart ifølge Det Økonomiske Råd give en samlet nordisk gevinst på 7 mia. kr. pr. år stigende til 13 mia. kr. pr. år i 2020. Gevinsten vil primært tilfalde Danmark (5 mia. kr.).

Begrundelsen for prisfaldet er, at den danske elpris bliver bundet til prisudviklingen på et fælles nordisk elmarked. Det medfører, at den danske nettopris falder 15-25\%, mens de øvrige nordiske landes elpriser vil stige ca. 5\%.

Modelberegningerne viser også, at Danmark i de første 10 år efter liberaliseringen fra Norge og Sverige vil importere betydelige mængder billig el, produceret med vandkraft og a-kraft. På længere sigt vil Danmark derimod blive nettoeksportør af el til Norge og især Sverige. Det skyldes dels, at der er grænser for udbygningen af vandkraft i de to lande, dels at det forventes, at svensk a-kraft gradvist udfases ^[97] . Den danske elsektor ses således at have betydelige ekspansionsmuligheder på længere sigt – også i en situation, hvor den centrale kraftvarmeproduktion skal konkurrere på lige vilkår.

I modelberegningen fra Det økonomiske Råd er der ikke taget højde for det tyske marked, og resultaterne skal derfor tages med forbehold ^[98] .

Finansministeriet ^[99] skønner, at de langsigtede virkninger af konkurrence og effektivitetsforbedringer i elsektoren vil betyde et fald i produktionspriserne på 18\%, hvilket svarer til et fald i forbrugerpriserne på 9\%. Denne beregning er baseret på konsekvensvurderinger af en forbedret regulering på energiområdet i Danmark.

Ifølge andre skøn ^[100] forventes det, at i det omfang den direkte danske import af el stiger, vil det indebære faldende danske elpriser – men potentielt også stigende danske varmepriser, fordi elproducenterne vil rykke omkostningsfordelingen mellem el og varme. Den direkte danske import af el vil stige, da handlen med el i et internationalt konkurrencepræget marked vil blive bestemt af forretningsmæssige hensyn.

Selv om de danske produktionspriser i dag ligger mellem de billige produktionspriser i Norge og Sverige og de relativt dyre tyske produktionspriser, vil de langsigtede konkurrencestrategiske hensyn med stor sandsynlighed betyde, at i hvert fald Preussen Elektra og Vattenfall vil være interesserede i at levere el til det danske marked til priser, der ligger under de danske. Også den danske eksport af el vil stige som følge af åbningen af de omkringliggende nordeuropæiske markeder. Det skønnes således, at den danske eksport til Sverige kan blive betragtelig, hvis der sker en hurtig afvikling af den svenske a-kraft.

De fleste analyser og beregninger af prisvirkningerne af en liberalisering har, som det er fremgået, ikke inddraget Tyskland i det samlede marked. Gør man det, tegner billedet sig anderledes, hvilket fremgår af modellen nedenfor.

Billede: Boks 8.3 Model vedrørende prisfastsættelsen med og uden Tyskland ved en liberalisering ^[101]

Den nordiske efterspørgsel efter elektricitet har typisk ligget omkring det punkt, hvor den danske kulkraft kommer ind i forsyningssituationen (udbudskurven). Dette er en del af baggrunden for det skiftende forhold mellem import og eksport af dansk elektricitet, specielt afhængig af udbuddet af vandkraft. Til højre vises situationen, hvor Tyskland tages med i det marked, der opfattes som relevant for Danmark. Udbudet af kernekraft forøges og samtidigt kommer brunkul med. Endvidere flyttes efterspørgselskurven væsentligt.

Figuren illustrerer, at såfremt alene det nordiske marked liberaliseres fuldt ud, vil virkningen for Danmark sandsynligvis være et prisfald i de år, hvor der er rigelig vandkraft. Kommer det relevante marked derimod også til at omfatte Tyskland, tegner der sig – i hvert fald på det korte sigt – et lidt andet billede af prisvirkningerne.

En størrelsesmæssig bedømmelse af prisvirkningen set på et isoleret nordisk marked er yderst vanskelig. Som nævnt afhænger det helt af situationen m.h.t. vandkraft, og samtidigt har svenskerne på lidt længere sigt besluttet at afvikle dele af kernekraften. Med de nuværende prisforhold, fx Nordpools officielle notering og de gældende transmissionstariffer, kan det forsigtigt antages, at det gennemsnitlige prisfald i Danmark på kort sigt kunne være 2-3 øre/kWh. Størrelsen af dette prisfald vil dog i høj grad være afhængig af størrelsen på grænsetarifferne for elleverancer fra hhv. Norge og Sverige til Jylland og over Øresund.

Virkningen af at inddrage Tyskland i det samlede marked vil sandsynligvis på kort sigt blive en prisforhøjelse for danske kunder. På længere sigt vil der dog formentlig være faldende produktionsomkostninger i den tyske elsektor, da der også i Tyskland er et betydeligt rationaliseringspotentiale, ligesom den tyske brunkul/stenkul på længere sigt formentlig bliver erstattet af andre brændsler og mere effektive produktionsteknologier, fx baseret på naturgas. I Tyskland vil der på sigt kunne anvendes nøjagtigt samme produktionsteknologier, som i Danmark, hvilket vil udligne de nuværende forskelle i omkostningsstrukturerne, når der ses bort fra de omkostningsmæssige fordele Danmark har m.h.t. indskibning af billig kul grundet den geografiske placering.

Landenes forskellige transmissionstariffer betyder desuden, at vurderingerne af prisvirkningerne på et fælles nordeuropæisk marked bliver højst usikre. Det er helt oplagt, at grænsetariffer sætter væsentlige begrænsninger på samhandlen over landegrænserne. Tilsvarende sætter det nuværende tyske kilometerbaserede system for betaling af eltransmission grænser for, hvor langt ned i Tyskland det kan betale sig at sælge nordisk produceret elektricitet – mens tyske elproducenter tæt på den danske grænse ikke på samme måde begrænses i deres eksportmuligheder, da der ikke opereres med kilometerbaserede tariffer i de nordiske lande. Lige dansk-tyske konkurrencevilkår vil derfor kræve, at det tyske tarifsystem ændres.

De samlede prisvirkninger i Danmark af et fælles nordeuropæisk marked med Norge, Sverige og Tyskland er derfor højst usikker på såvel kort som lang sigt, og der kan lige så godt blive tale om beskedne prisforhøjelser som prisfald.

8.5 Erhvervsøkonomiske konsekvenser.

Liberaliseringen af elsektoren har en række erhvervsøkonomiske konsekvenser for sektoren og for andre sektorer. Den danske energisektor vil formentlig opleve fusioner og opkøb på såvel producent som distributionssiden, ligesom der kan forventes en stigning i udenlandske investeringer i sektoren.

Fusioner vil for det første ske på frivillig basis ved, at flere selskaber slår sig sammen i større og mere slagkraftige selskaber for at stå stærkere rustet til den øgede konkurrence. Disse kan opbygge knowhow og opnå stordriftsfordele ved billige indkøb på det internationale elmarked eller på den nordiske elbørs.

Presset for at fusionere eller gå sammen i større fælles indkøbsselskaber følger også af selskabernes kommercielle muligheder på længere sigt. I en konkurrencesituation vil kunderne stille krav om, at selskaberne leverer til konkurrencedygtige priser. Kan selskaberne ikke leve op til dette, går kunderne andre steder hen, og en massiv kundeflugt kan få selskaber til at bukke under. Derfor er selskaberne nødt til at styrke organisationen og skabe en mere rationel og stærkere selskabsstruktur. Det er allerede i dag erkendt af flere selskaber i det jysk-fynske område, hvor der er sket en række fusioner for at styrke kundegrundlaget.

For det andet vil danske selskaber kunne opkøbes og overtages af udenlandske aktører og indgå i større enheder, eller danske selskaber vil kunne indgå strategiske alliancer med udenlandske selskaber.

Det må anses for højst sandsynligt, at udenlandske selskaber vil forsøge at trænge ind på det danske marked ved opkøb af danske selskaber. I forbindelse med den svenske liberalisering af elsektoren er der set eksempler på krydsejerskab samt selskabers opkøb af aktieandele hos hinanden på tværs af landegrænserne. Fx har Preussen Elektra købt en større aktiepost i svenske Sydkraft, der til gengæld har købt en aktiepost i Preussen Elektras moderselskab VEBA. Norske Statskraft har tillige en større aktiepost i Sydkraft. Samarbejdet Preussen Elektra/Sydkraft vil umiddelbart kunne blive en stor aktør på det danske marked. Preussen Elektra indgår i forvejen i en alliance med ELKRAFT om Kontekforbindelsen og er endvidere i dag medejer af Enstedværket ved Åbenrå.

Sveriges største elselskab Vattenfall har en ekspansionsstrategi, der helt klart omfatter Danmark. Selskabet har således i dag en større aktiepost i NESA A/S og har forsøgt at købe Gentofte kommunes aktiepost i NESA. På det danske marked har Vattenfall endvidere indgået aftale med SK-Energi og ELKRAFT om Avedøre Værk 2 samt Kontekforbindelsen. Vattenfalls aktivitetsområde er primært Norden men omfatter også Tyskland, Polen og de baltiske lande.

De udenlandske selskabers opkøb begrænses til en vis grad af den såkaldte NESA-lov, der begrænser kommuners incitament til at sælge kommunale elselskaber. Udenlandske investeringer vil derfor formentlig i første omgang blive rettet mod de forbrugerejede andelsselskaber.

Som modvægt til disse potentielle koncentrationer vil små forbrugere og virksomheder med fordel kunne organisere sig i indkøbsselskaber mv. og herigennem opnå rabatter på elindkøb.

Med en ophævelse af hvile-i-sig-selv princippet forventes fra flere sider, at de direkte danske investeringer i udlandet på markeder med voksende elbehov også vil stige ^[102] . Som eksempler nævnes Østeuropa samt Fjernøsten og Kina, hvor det danske kraftvarmekoncept er genstand for stor opmærksomhed. Markedsmulighederne taler for en stigning i direkte danske investeringer samt salg af rådgivning. Dette forventes endvidere at afføde en række positive industrielle effekter blandt danske leverandører af anlæg og udstyr samt hos underleverandører.

De erhvervsøkonomiske konsekvenser af en indførelse af konkurrence i energisektoren vil være meget forskellige fra branche til branche. Energitunge brancher vil være særlig følsomme over for ændringer i energipriserne, da prisen på energi vil have stor betydning for virksomhedernes konkurrenceevne.

Når de erhvervsøkonomiske konsekvenser skal undersøges, er såkaldte generelle ligevægtsmodeller velegnede. Disse gør det muligt at pege på hvilke brancher, der vinder og taber, når priserne ændrer sig. Modellerne kan desuden beregne samfundsøkonomiske og fordelingsmæssige konsekvenser.

De erhvervsøkonomiske konsekvenser af to forskellige scenarier er belyst gennem beregninger v.h.a. Erhvervsministeriets generelle ligevægtsmodel MobiDK ^[103] .

I scenarium 1 beregnes konsekvenserne af situationen, hvor det i forbindelse med en åbning af det europæiske marked bliver muligt at importere elektricitet til en pris, der ligger 5\% under det nuværende danske prisniveau. Et sådan scenarium kan være den sandsynlige konsekvens, hvis markedet kun åbnes fuldt ud i forhold til Norge og Sverige men ikke i forhold til Tyskland, og hvis effektiviseringspotentialet ikke inddrages gennem højere afgifter.

Scenarium 2 belyser den modsatte – knap så sandsynlige – situation, hvor elpriserne stiger med 5\%, både i Danmark og internationalt. Scenariet kan fx være en konsekvens af, at det tyske marked åbnes hurtigt, og dette presser priserne op. I et sådan scenarium er det ikke afgørende, om de danske effektiviseringsgevinster beskattes eller tilfalder ejerne.

Det mest sandsynlige er selvsagt hverken scenarium 1 eller 2, men en udvikling hvor energipriserne varierer, og hvor perioder med lave priser og elimport skifter med perioder eleksport og evt. højere priser. Som modellen er opbygget, afspejler begge scenarier primært substitution på udbudssiden, dvs. i energisektoren, og kun i mindre omfang på efterspørgselssiden.

Modelberegningerne viser, at scenarium 1, der åbner muligheder for import af billig elektricitet fra vores nabolande, vil kunne øge det danske BNP med omkring ½ promille om året, svarende til 500 mill. kr. Tilsvarende vil 5\% stigninger i prisen på elektricitet (scenarium 2) føre til et fald i BNP, svarende til ca. 300 mill. kr.

Prisændringer som følge af indførelse af konkurrence i den danske elsektor og dannelse af et internationalt konkurrencemarked vil give forskydninger mellem de markedsandele, de forskellige produktionsteknologier p.t. har i elsektoren. Modelberegningerne herfor er vist nedenfor i tabel 8.2. Det skal understreges, at modelresultaterne skal tages med betydelige forbehold, da forskydningerne i markedsandele mv. i høj grad vil afhænge af den konkrete udformning af en dansk liberaliseringsmodel.

Tabel 8.2 Forskydninger i markedsandelene i den danske elsektor

Det er den kulbaserede kraftvarmeproduktion, der i første omgang taber markedsandele i forbindelse med et prisfald (scenarium 1). Det skyldes, at den kulbaserede kraftvarme gennemsnitligt over året producerer elektricitet og fjernvarme i forholdet 70/30\%, mens gasbaseret kraftvarme producerer elektricitet og fjernvarme i forholdet 43/57\%. Derfor vil den kulbaserede produktion miste markedsandele til den gasbaserede ved fald i elpriserne. I dette tilfælde vil over 9\% af det samlede danske elforbrug importeres.

En situation med en stigende elpriser i et internationalt konkurrencemarked (scenarium 2) vil muliggøre en betydelig dansk

eleksport. Modelberegningerne skønner her, at knap 8\% af den danske elproduktion vil blive eksporteret til udlandet ^[104] . Fordelingen af det indenlandske forbrug vil derimod ikke i denne situation rykke sig nævneværdig mellem kul- og gasbaseret kraftvarme og vindkraft.

I modellen er det også muligt at beregne, hvilke indirekte effekter de antagne ændringer i elprisernes vil have for øvrige brancher i Danmark. Ændrede elpriser i op- eller nedadgående retning vil først og fremmest ramme de erhverv i Danmark, hvor energiomkostningerne udgør en relativ stor andel af de samlede omkostninger. I tabel 8.3 nedenfor er modelberegningerne for udvalgte sektorer angivet.

Tabel 8.3 Konsekvenser fordelt på brancher (ændringer i aktivitetsniveau)

Ikke overraskende er de mest energitunge brancher – specielt metalværker, fx Stålvalseværket i Frederiksværk – særligt følsomme over for ændringer i elektricitetspriserne, mens fx enkelte serviceerhverv (finansiel service) næsten ikke er påvirket af elektricitetspriserne. Prisen på elektricitet har stor betydning for, om de energiintensive virksomhederne er internationalt konkurrencedygtige.

Som nævnt er det vanskeligt at drage entydige konklusioner om de erhvervsøkonomiske konsekvenser af konkurrence i elsektoren. Sammenfattende må det dog forventes, at international konkurrence vil betyde stigende investeringer på tværs af landegrænserne, ligesom der formentlig også vil ske et stigende antal fusioner i sektoren.

Scenarie 2 illustrerer, at det på et frit europæisk konkurrencemarked kan være realistisk med perioder med en betydelig dansk eleksport, som kan være samfundsøkonomisk fordelagtig, især i den nuværende situation med overkapacitet. I det omfang, eleksporten erstatter tysk kulbaseret elproduktion med lavere effektivitet, vil det endvidere kunne bidrage til at reducere det globale CO2 -udslip.

8.6 Miljømæssige konsekvenser

Hensyntagen til miljømålsætninger på den ene side og effektivitet og konkurrence i energisektoren på den anden side indebærer en række miljømæssige konsekvenser. Flere rapporter og analyser har fremhævet, at miljøhensyn også kan varetages i et konkurrencemarked, og at åbne energimarkeder kan virke som en katalysator for at få fremmet koordineringen af energi- og miljøpolitikken på tværs af landegrænserne ^[105] .

Det Økonomiske Råd ^[106] har peget på, at den øgede CO2 -udledning, som en liberalisering af det danske elmarked kan medføre, kan neutraliseres på forskellig vis. En hensigtsmæssig energi- og miljøpolitik kan give såvel økonomiske som miljømæssige gevinster i en konkurrencesituation.

Den danske CO2 -intensitet i elproduktionen er markant større end i Norge og Sverige og betydeligt større end i Finland og Tyskland, hvilket skyldes den store danske kulafhængighed. Samtidig er afgiftsstrukturen og afgiftstrykket vidt forskelligt i de nordeuropæiske lande.

Hvis det danske elmarked liberaliseres efter samme vidtgående model som i de øvrige nordiske lande, vil det ifølge Det Økonomiske Råd medføre en samlet nordisk CO2 -udledning, der vil være 2\% højere end det ville være tilfælde uden en dansk liberalisering. Stigningen i CO2 udledningen skyldes stigende elforbrug, som igen er en følge af lavere elpriser.

Liberalisering vil imidlertid forbedre mulighederne for at føre en effektiv international miljøpolitik baseret på økonomiske virkemidler, fordi potentialet for at koordinere elektricitetsfremstillingen i en miljøvenlig retning bliver større. Et svensk ønske om at basere den fremtidige elproduktion på naturgas vil lettere kunne gennemføres, når der er bedre muligheder for import af norsk vandkraft og dansk gasbaseret kraftvarme.

Desuden muliggør den store vandkraftkapacitet i Norge og Sverige, at de danske planer for udbygningen af vindkraftbaseret elproduktion bedre kan forsvares i et liberaliseret marked end i en dansk elsektor, der er afskåret fra omverdenen. Det skyldes, at produktionen på vandkraft let kan varieres og dermed lettere kan justeres for det uberegnelige udbud af vindenergi.

Selv i den situation, hvor Danmark ikke kan indgå i et internationalt samarbejde om CO2 reduktioner, kan de danske gevinster ved liberaliseringen høstes, uden at der samtidig sker stigninger i danske CO2 -udslip. Prisfaldet kan neutraliseres ved øgede energiafgifter. Herved vil den danske stat ifølge Det Økonomiske Råd kunne få et provenu ved liberaliseringen på 5-6 mia. kr. årligt.

Det relevante mål for CO2 -politikken er den globale udledning. Derfor er internationalt samarbejde mellem en større gruppe lande det mest effektive. I et sådant samarbejde (joint implementation) fordeles CO2 -reduktionerne mellem landene, så reduktionerne sker, hvor det er billigst. Joint implementation mellem Norge og Danmark (hvor reduktionerne primært foretages i Danmark) vil ifølge Det Økonomiske Råde kunne give en fælles gevinst på 1,6 mia. kr. årligt i f.t., at landene gennemfører den samme procentvise reduktion enkeltvis.

I en liberaliseret energisektor bør en isoleret dansk CO2 -politik ifølge Det Økonomiske Råd udformes således, at miljøvenlige produktionsformer, som ikke er konkurrencedygtige, får tilskud, hvorved de kan konkurrere på lige vilkår. Det vil muliggøre, at ambitionsniveauet i den danske CO2 -politik kan fastholdes, samtidig med at hele elområdet åbnes for konkurrence. En yderligere fordel er, at de reelle omkostninger ved den danske CO2 -politik bliver synliggjorte. Slutforbruget af el bør så reguleres med en ensartet elafgift.

Sammenfattende synes de miljømæssige konsekvenser, som liberaliseringen muligvis medfører i form af øget CO2 -udledning, at kunne neutraliseres på forskellig vis gennem økonomiske virkemidler, uden at gevinsterne ved et åbent marked sættes over styr. Hertil kommer, at liberaliseringen kan åbne mulighed for en forbedret international miljøpolitik, da potentialet for at koordinere produktionen i en mere miljøvenlig retning bliver større.

8.7 Gassektoren-liberalisering og effektivisering

Ved en liberalisering af gassektoren vil en række af de konsekvenser og synspunkter, der er anført for elsektoren, også være gældende.

Den hidtidige struktur i gassektoren med delvist fravær af konkurrence og med en prisfastsættelse, hvor priserne stort set har været sat lig priserne for alternative brændsler for hver kundekategori, kan have været en potentiel kilde til ineffektivitet i sektoren. Konkurrencen vil derfor - som i elsektoren – muliggøre rationaliseringer og effektivitetsgevinster. Der foreligger ikke analyser og beregninger af potentialet i denne henseende.

I gassektoren har der været et større pres mod monopolet end i elsektoren, dels i form af den faktiske konkurrencesituation på især industriområdet, og dels ved at de regionale selskaber har skullet holde sig under de kommunale lånelofter. Der har dog været en større grad af indbyrdes forståelse og samarbejde mellem de regionale gasselskaber og mellem disse og DANGAS, end det er set i elsektoren. Alt i alt må det dog forventes, at rationaliseringspotentialet er mindre i gassektoren end i elsektoren. Dette tyder en nyligt offentliggjort international benchmark-rapport ^[107] også på, idet de danske gasselskaber (både DONG og de regionale) i forhold til amerikanske selskaber kommer pænt ud af undersøgelsen, fx når der ses på salg pr. ansat.

I nedenstående tabel er vist gassektorens samlede omkostninger samt effektiviseringspotentialet ved forskellige grader af effektivitetsforbedringer.

Tabel 8.4 Gassektorens omkostningsfordeling og effektiviseringspotentiale baseret på regnskabstal 1996

De samlede driftsomkostninger i gassektoren er på godt 1 mia. kr. pr. år. Naturgassystemet har haft et stærkere incitament til effektivisering end elselskaberne, hvilket kunne tale for, at effektiviseringspotentialet var mindre. På den anden side har gasselskaberne haft omkostninger knyttet til den hurtige udbygning af nettene, som bør kunne reduceres, når udbygningen stagnerer. Et potentiale på op til 20\% forbedring af arbejdsproduktiviteten er derfor ikke urealistisk. Dette kan alene betyde en årlig besparelse i størrelsesordenen godt 200 mio. kr.

Den mulige besparelse i kapitalomkostninger i gassektoren er på lang sigt sandsynligvis betydeligt lavere end for elsektoren, idet der ikke i gassektoren er samme overkapacitet. Men det vil formentlig være realistisk at reducere kapitalomkostningerne, der i 1996 samlet udgjorde godt 2 mia. kr., jf . tabel 8.4, med ca. 200 mill. kr. årligt i forhold til i dag, jf . tabel 8.4.

En liberalisering af gassektoren vil stille gassen i hård konkurrence med andre brændsler samt betyde en gas til gas konkurrence – dels mellem danske selskaber indbyrdes og dels mellem danske og udenlandske selskaber. På gasområdet kan der forventes en større grad af konkurrence end på elområdet, idet gassen – i modsætning til el – kan undværes. De miljømæssige fordele ved at udskifte kul som brændsel i industri og kraftværker og i stedet anvende naturgas peger dog i retning af stigende efterspørgsel efter gas.

På producentsiden kan det forventes, at udbudet på det europæiske marked bliver større, idet markedsåbningen vil give producenterne adgang til at sælge gassen direkte til købere i de enkelte lande. Sandsynligheden taler for, at de mange producenter i Nordsøen hver for sig begynder at gøre dette.

Hertil kommer, at den udbygning og modernisering, der for øjeblikket foregår i den russiske naturgasindustri, må forventes at betyde meget store gasmængder på det europæiske marked til konkurrencedygtige priser. Endvidere har flere andre gasudbydende nationer igangværende eller planlagte gasledningsarbejder m.h.p. yderligere gastilførsel til det europæiske marked. Dette gælder bl.a. Norge og Algeriet samt flere mellemøstlige nationer. Umiddelbart vil stigende udbudsmængder pege i retning af faldende gaspriser, men på den anden side kan de russiske og norske gasindustrier måske opnå en dominerende position på producentsiden, som på et voksende marked evt. vil kunne presse prisen op. De alternative energiformer vil dog sætte en øvre grænse for, hvor højt prisen i givet fald kan stige.

Den danske gassektor har fremført, at branchen er konkurrencedygtig på lige vilkår med udenlandske selskaber, når investeringerne i gasnettet er betalt ^[108] , eller der er foretaget en refinansiering af gælden til et kommercielt niveau, hvorved forstås et niveau, der gør det muligt for selskaberne via indtægterne fra de fremtidige transporttariffer at forrente og afskrive gasnettet i løbet af en overskuelig årrække. Det er opfattelsen, at omkostningsniveauet i den danske gassektor generelt ligger blandt de laveste i Europa, specielt i forhold til Tyskland, og at konkurrencen vil medføre relativt faldende gaspriser.

Der er særdeles vanskeligt at forudse, hvad en europæisk liberalisering og sammenknytning af gasmarkederne vil betyde for det danske prisniveau. Hidtil er gaspriserne i Danmark blevet fastsat ved forhandlinger mellem en eneudbyder/monopolist (DUC) og en enekøber/monopolist (DONG). I fremtiden vil der blive større konkurrence på såvel udbuds- som efterspørgselssiden. Det er muligt, at dette på mellemfristet sigt kan lede til prisfald. På længere sigt vil det dog også spille en rolle, at gassen har en række miljøfordele i forhold til andre energiarter, hvilket isoleret set kan lede til en højere gaspris. Det er ikke muligt at vurdere, hvad den samlede virkning af disse tendenser vil blive.

8.8 Varmesektoren-liberalisering og effektivisering

På varmeområdet kan der ikke via tredjepartsadgang og transport af energi over større afstande indføres samme konkurrenceforhold som på el- og gasområdet. Konkurrence mellem varmeproducenter kan kun etableres i de områder, hvor flere producenter leverer til et sammenhængende fjernvarmenet. På længere sigt kan der endvidere på varmeområdet etableres en reel produktkonkurrence, hvor kunderne får mulighed for at vælge mellem flere energiformer til opvarmning. Indførelse af konkurrence og produktkonkurrence vil give leverandørerne af fjernvarme incitamenter til at blive mere effektive og konkurrencedygtige.

Prisspredningen på varmeområdet i dag afspejler betydelige omkostningsforskelle værkerne imellem. I tabellen nedenfor er vist fordelingen (varmeprisens sammensætning) af de samlede omkostninger og effektiviseringspotentialer i kraftvarmebaserede værker.

Tabel 8.5 Omkostningsfordeling og effektiviseringspotentiale i fjernvarmesektoren

Brændsler er også i fjernvarmesektoren den klart størst omkostningspost og udgør godt 60\% af de samlede omkostninger. Her kan der næppe hentes besparelser – tværtimod vil en ændret fordeling af fordelen ved den forenede produktion kunne betyde en forøgelse af denne post på varmesiden.

Derfor er det kun på godt 40\% af de samlede omkostninger i fjernvarmesektoren, hvor der reelt kan være tale om muligheder for effektivitets- og produktivitetsforbedringer.

M.h.t. arbejdsproduktiviteten, som i tabel 8.5 omfatter drift og vedligeholdelse, administration og øvrige udgifter, vil der være et potentiale for forbedringer. Det kan være vanskeligt konkret at sætte tal herpå, men et potentiale på 20\% – svarende til det anslåede potentiale i el- og gassektoren – er ikke urealistisk. På årsbasis vil det betyde en årlig besparelse på godt 0,4 mia. kr.

Også i varmeproduktionen vil kapitalproduktiviteten på sigt kunne forøges som følge af faldende behov for investering i ny produktionskapacitet, da fjernvarmenettene er udbygget i et sådant omfang, at ”break-even” punktet er nået, og der derfor ikke vil være ret mange nye fjernvarmeprojekter, som vil være hensigtsmæssige ud fra en samfundsøkonomisk vurdering, jf . kapitel 6. Desuden er store dele af fjernvarmenettene efterhånden ved at være fuldt afskrevet. Derfor er der mulighed for besparelser på kapitalomkostningerne i form af afskrivninger og henlæggelse, formentlig i størrelsesordenen 0,3 mia. kr. efter nogle år.

Dette skøn er procentvis i forhold til de samlede kapitalomkostninger mindre end det tilsvarende skøn for elsektoren, jf. afsnit 8.3 ovenfor. Det skyldes, at produktionskapaciteten – i modsætning til elområdet – allerede er tilpasset efterspørgslen i fjernvarmeområderne, og der er således ikke tale om overkapacitet på varmeområdet.

8.9 Afrunding

De væsentligste økonomiske gevinster ved en liberalisering af el-, gas- og fjernvarmesektorerne i Danmark vil komme fra indenlandske effektivitets- og produktivitetsforbedringer. I tabel 8.6 er de bud på de mulige økonomiske gevinsterne ved liberalisering af den danske energisektor, som er anslået i de ovenstående afsnit, sammenfattet.

Tabel 8.6 Gevinster ved liberalisering af den danske energisektor

De mulige forbedringer i arbejdskraft- og kapitalproduktiviteten anslås til sammenlagt for hele energisektoren at være på 3,5 mia. kr. på årsbasis.

Der kan også peges på, at der vil være potentiale for effektivitetsgevinster for vindmøller, som ikke er medregnet her. Når der her etableres indbyrdes konkurrence mellem de forskellige producenter, medfører dette konkurrencepres incitamenter til øget effektivitet.

Hertil kan der måske også komme økonomiske gevinster i f.m. den international handel over landegrænserne. Disse effekter er dog yderst usikre, da konkurrencesituationen vil afhænge af en række forskellige forhold, fx grænsetariffers størrelser og de valgte liberaliseringsmodeller i de forskellige lande. På elområdet er det dog vurderingen, at der kan opnås økonomiske gevinster på op mod 1 mia. kr., hvis handlen kun kommer til at omhandle et fælles nordisk elmarked, mens effekterne er langt mere usikre, hvis der bliver tale om et fælles nordeuropæisk marked, hvor også Tyskland kommer med.

Her kan endelig også peges på de afledte samfundsøkonomiske gavnlige virkninger af en formodet større eksport af el på eksempelvis betalingsbalance og beskæftigelse.

Det er et politisk valg, hvordan samfundet skal høste de mulige effektiviseringsgevinster af en liberalisering af energisektoren. Gevinsterne kan enten tilfalde energiforbrugerne i form af billigere priser, energiselskaberne i form af større indtjening og/eller statskassen. Hvis der lægges vægt på at undgå et øget energiforbrug – som følge af billigere energi – vil det være muligt at høste gevinsten i form af højere energiafgifter.

Footnotes

[1] Udbygningen af nettene til transport og distribution af varme og naturgas er efterhånden gennemført i et sådan omfang, at "break-even" punktet er nået - dvs. at yderligere udvidelser af nettene i de fleste tilfælde ikke vil være samfundsøkonomisk hensigtsmæssigt. Det ligger ikke heri, at nettene p.t. er gældfri, hvilket specielt m.h.t. naturgasnettene langt fra er tilfældet, da naturgasprojektet fortsat er tynget af en stor gæld, jf. afsnit 3.5.
[2] Se kapitel 8, hvor disse rapporters skøn over priseffekterne ved et fælles nordisk elmarked omtales mere udførligt.
[3] En væsentlig forudsætning for, at der kan blive effektiv konkurrence på tværs af landegrænserne, er, at de nuværende tariffer for transport af energi over landegrænserne, fx tarifferne på transmission af el mellem Sverige og Sjælland, og de afstandsafhængige tariffer, fx de nuværende tariffer for transport af el gennem Tyskland, sænkes væsentligt eller helt ophæves, jf. kapitel 8. Elprisudvalget har i marts 1998 besluttet at ophæve de danske dele af disse grænsetariffer.
[4] Jf. kapitel 8.
[5] Hertil skal lægges besparelser i det omfang, vindmøllestrøm vil kunne frembringes med mindre subsidier end i dag, jf. afsnit 1.2.2.
[6] Dette er et mere moderat skøn end de vurderinger og modelberegninger, som senest er udarbejdet af Det Økonomiske Råd og Finansministeriet. Her skønnes hhv. danske besparelser på ca. 5 mia.kr. og prisreduktioner på op til 18\%.
[6a] Hermed menes energi fra vindmøller og decentrale kraftvarmeværker.
[7] Jf. kapitel 6.
[8] De frie kunder kan dog frikøbe sig fra denne aftagepligt, der i praksis har karakter af en skyggeafgift. Sådan som ellovgivningen er udformet, har de frie elforbrugere (og distributionsselskaber) ikke et decideret krav på at kunne frikøbe sig fra aftageforpligtelserne. Frikøb forudsætter, at der kan findes en anden aktør i elsektoren (i praksis systemoperatøren), som vil overtage forpligtelsen. Prisen for frikøb er ikke præcist defineret i loven, hvor det fremgår, at betalingen ikke må være urimelig over for de øvrige forbrugere, jf. elforsyningslovens § 9f, stk. 6. Det kan derfor ikke afvises, at der ved frikøb - ud over ekstraomkostningerne til den prioriterede produktion - også vil kunne stilles krav om en ekstra godtgørelse. Da energiministeren imidlertid er bemyndiget til at fastsætte nærmere regler herfor, jf. lovens § 9f, stk. 7, kan ministeren således gøre aftageforpligtelserne til en reel skyggeafgift. I praksis puljes de konkrete omkostninger ved den prioriterede produktion for såvel hele ELSAM- som hele ELKRAFT-området. Derved fordeles omkostninger på samme måde som en afgift pr. kWh, men denne "skyggeafgift" bliver ikke af samme størrelse i de to områder. Skyggeafgiften er i ELSAM-området i 1998 budgetteret til 4,6 øre/kWh.
[9] Jf. nærmere afsnit 6.4.3.
[10] Den model påtænkes indført i Holland, hvor målet p.t. er, at markedet for "grøn" el skal udgøre 10\% af det samlede elforbrug i 2020, mod ca. 1\% i dag.
[10a] Tilskud vil nok fortsat i et mindre omfang være nødvendigt i f.t. de mest omkostningskrævende teknologi er, som skal indgå i konkurrencen på markedet for prioriteret el. I de tilfælde, hvor den miljøvenlige elproduktion p.t. ikke er konkurrencedygtig, kan dette i nogen udstrækning henføres til de nuværende afgiftsstrukturer. Hvis de eksterne omkostninger ved elproduktion (CO2-udledning mv.) i f.m. en international afgiftsharmonisering blev lagt direkte på elproducenterne og således ville komme til at indgå i produktionsomkostningerne, ville den miljøvenlige elproduktion umiddelbart blive konkurrencedygtig.
[11] En variant af den foreslåede tilskudsmodel kan også være et system med omsættelige forureningstilladelser, fx omsættelige CO2-kvoter. Elproducenterne tildeles forureningskvoter i f.t. den producerede elmængde. Det betyder, at fx vindmøller får en forureningskvote, som kan videresælges til andre elproducenter, som producerer v.h.a. ikke så miljøvenlige teknologier. På denne måde vil vindmøllerne opnå en økonomisk "støtte", som betales af de producenter, der er mindst miljøvenlige.
[12] Tilskudsmodellen er også berørt i EU-Kommissionens hvidbog "Energi for fremtiden: Vedvarende Energikilder" (KOM(97)599). Det anføres heri (s.18): "Under overvejelserne af de forskellige måder, hvorpå udviklingen af vedvarende energikilder kan fremmes, bør der tages højde for konkurrencens positive virkninger. For at gøre vedvarende energikilder mere konkurrencedygtige bør man prioritere metoder, som lader markedskræfterne virke og nedbringe omkostningerne ved at producere vedvarende energi så hurtigt og så vidtmuligt. Når kommissionen godkender statsstøtte, skal den tage hensyn til de fravigelser, der er fastlagt i artikel 92 i traktaten. Det overordnede princip for Kommissionens vurdering af støtte til vedvarende energi, som er indeholdt i Fællesskabets retningslinier vedrørende statsstøtte til miljøbeskyttelse, er, at den gavnlige effekt for miljøet ved sådanne foranstaltninger skal opveje konkurrenceforvridningen. Kommissionen vil overveje passende ændringer til fordel for vedvarende energi og til fremme af dens politik på dette område under revisionen af de nuværende retningslinier under hensyntagen til Rådets beslutning om grønbogen "Fremtidens energi: vedvarende energi", hvori det fastslås, at investeringsstøtte til vedvarende energikilder i relevante tilfælde kan tillades, selv om den overstiger det generelle niveau for støtte, der er fastlagt i disse retningslinier".
[13] Den seneste ændring (lov nr. 486) af elforsyningsloven, der trådte i kraft pr. 1. januar 1998, indebærer, at der indføres begyndende konkurrence i elsektoren - i form af muligheder for frit leverandørvalg for de allerstørste elforbrugere (7 virksomheder) og distributionsselskaber (ca. 50) med årsforbrug på over 100 GWh, jf. kapitel 3, hvor lovgivningen og EU-direktiverne på energiområdet omtales. På udbydersiden er det tilsvarende kun elproducenter med en årlig produktion på mindst 100 GWh, der udtrykkeligt gives markedsadgang, jf. elforsyningslovens § 9d, stk. 3.
[14] Principielt kunne der også foretages en adskillelse af systemoperatørfunktionerne om balancetjenester (herunder tilpasning af udbud og efterspørgsel) fra aktiviteterne om den overordnede fysiske transport af energi i transmissionsnettene. Herunder kunne det også overvejes, om systemoperatørfunktionerne burde være offentligt ejet/styret, da dette ville give bedre muligheder for at tilpasse regler mv. til en evt. fremtidig elbørs funktionsmåde. Desuden bør det i f.m. en ny udformning af energilovgivningen sikres, at der sker en adskillelse af opgaverne om myndighedsudøvelse (fx systemoperatørernes varetagelse af fordelingen af prioriteret produktion og opgaverne om opkrævning af energiafgifter) fra erhvervsudøvelsen.
[15] I forbindelse med liberaliseringen af teleområdet blev der ikke stillet tilsvarende krav om selskabsmæssig adskillelse af monopolaktiviteter (telenettene) og konkurrenceaktiviteter (teletjenester). Det indebærer, at der ved fastlæggelsen af prisen for såvel forbrugernes som konkurrenceaktørernes anvendelse af telenettet (hhv. abonnementsprisen og samtrafikprisen), er en systematisk risiko for, at den altdominerende netejer, Tele Danmark, får adgang til at opkræve for høje priser, der kan anvendes til at subsidiere selskabets konkurrenceaktiviteter, og derved give selskabet en konkurrencemæssig fortrinsstilling i forhold til konkurrenterne. Derfor er der i telereguleringen fastsat klare regler for beregningen af samtrafikpriser, ligesom Tele Danmarks abonnement (og beregningen af samtalepriser vedr. forsyningsområdet) skal godkendes af såvel Telestyrelsen som Konkurrencerådet. På teleområdet vil betydningen af det naturlige monopol (fastnettet) dog formentlig - i modsætning til nettene på energiområdet - på relativt kort sigt blive betydeligt mindre i takt med, at mobiltelefonien vinder udbredelse i forhold til fastnettelefonien.
[16] Ud fra en konkurrencesynsvinkel giver en ejermæssig selskabsadskillelse den største sikkerhed for, at der ikke kan foretages krydssubsidiering, jf. afsnit 1.5.
[16a] I en undersøgelse fra maj 1997 om varetagelsen af forbrugerinteresser konkluderer Andersen Management International A/S bl.a., jf. kapitel 6, af forbrugerne i praksis har haft ringe indflydelse på elsektoren gennem ejerskabet, og at ejerskab i det store og hele ikke er en effektiv kanal til at varetage forbrugerhensyn.
[17] Efter den seneste ændring af elforsyningsloven, jf. lov nr. 486, har alle forbrugere og distributionsselskaber med et samlet årligt forbrug/aftag på over 100 GWh ret til selv at vælge leverandør. En sådan grænse indebærer en konkurrencemæssig forskelsbehandling af to virksomheder med elforbrug hhv. lige over og lige under grænsen. En anden konkurrencemæssig skævhed kan komme ved, at distributionsselskaberne i nogle områder (som det p.t. overvejes i det jysk-fynske område) frivilligt sænker grænsen på de 100 GWh, men distributionsselskaber i andre områder ikke giver tilsvarende muligheder for forbrugerne.
[18] Reformgruppen er en arbejdsgruppe i Miljø- og Energiministeriets regi, der skal udarbejde et oplæg til omlægning af lovgivningen for hele det kollektive energiforsyningsområde - el-, varme- og naturgasforsyning. Reformgruppens arbejde forventes afsluttet m.h.p. fremsættelse af lovforslag i efteråret 1998.
[19] Arbejdsgruppen vedr. eldistributionsselskabernes økonomirapportering. Sigtet med denne arbejdsgruppe er - som led i forberedelsen af en samlet energilovreform - at skabe grundlag for en systematisk rapportering og økonomianalyse som et element i en fremtidig pris- og incitamentregulering, der skal sikre gennemsigtighed om omkostninger og høj effektivitet på de områder, hvor der ikke etableres konkurrence.
[20] Hermed menes de aktiviteter, som i et konkurrencemarked vil blive varetaget af fx salgsafdelinger udskilt fra distributionsselskaberne, energimæglere og andre typer af aktører, der står for den finansielle handel med energi - modsat de aktiviteter, der omhandler den fysiske levering af energi gennem energinettene, jf. afsnit 5.2.
[21] De energipolitiske pålæg om omlægning af produktionsapparatet i mere miljøvenlig retning har også været medvirkende hertil.
[22] Fx kan nævnes price-cap med cost-pass-through, revenue-cap, rate of return og forskellige kombinationer heraf.
[23] Price-cap-reguleringsprincippet bruges i fastlæggelsen af forsyningspligtpriser, dvs. forbrugernes priser for de typer af ydelser/tjenester, som i et vist omfang kan sammenlignes med de nuværende PSO-forpligtelser i den danske elsektor.
[24] Det gælder især på fjernvarmeområdet, hvor produktionsvirksomhederne som omtalt ovenfor i et vist omfang fortsat skal betragtes som naturlige monopoler. Problemet herved ville dog formentlig kunne løses ved et price-cap med cost-pass-through reguleringsprincip, hvor variationer i råvarepriserne føres gennem prisstrukturen.
[25] ASK-rapporten: Sektorspecifikt konkurrencetilsyn - rapport udarbejdet af den tværministerielle arbejdsgruppe om sektorspecifikt konkurrencetilsyn, Erhvervsministeriet (juni 1997).
[26] Det bør dog overvejes at slå Elprisudvalget og Gas- og Varmeprisudvalget sammen, ligesom der bør overvejes, om der skal foretages ændringer i udvalgenes sammensætning, herunder fx et klarere flertal af personer, der ikke repræsenterer energisektoren.
[27] Med ikrafttrædelsen af lov 486, jf. kap. 3, er ELSAM og ELKRAFT blevet pålagt systemansvaret hhv. vest og øst for Storebælt. For ELSAMs vedkommende er den systemansvarlige virksomhed udskilt i et nyt selskab I/S ELTRA, der varetager drift og vedligeholdelse af det overordnede transmissionsnet. For ELKRAFTS vedkommende er den systemansvarlige virksomhed udlagt i en særlig enhed (ELKRAFT System) inden for den eksisterende struktur, men med regnskabs- og datamæssig adskillelse fra ELKRAFTÕs øvrige aktiviteter.
[28] Efter ikrafttrædelsen af lov nr. 486 er specielt de jyske distributionsselskaber ved at frigøre sig fra disse forpligtelser.
[29] Forskellen mellem det samlede forbrug i tabel 2.2 og den samlede forsyning i tabel 2.1 skyldes dels ledningstab, dels at de private industriproducenters og kraftværkernes eget forbrug ikke er medtaget i tabel 2.2.
[30] Dette tal er baseret på kraftværkernes og distributionsselskabernes budgetter for 1998. Tallet er nærmere specificeret i kapitel 8, tabel 8.1.
[31] Jf. lov nr. 294 af 7. juni 1972 om naturgasforsyning og de bestemmelser, der er udstedt med hjemmel i denne lov.
[32] EU-Domstolen har ultimo 1997 afsagt domme i 4 parallelle sager mod Frankrig, Holland, Spanien og Italien vedrørende tilsvarende enerettigheder til import af enten naturgas og/eller el. Enerettighederne blev her anset for ikke-traktatstridige.
[33] Tallet er baseret på regnskaber 1996 for DANGAS og de regionale naturgasselskaber, jf tabel 8.4.
[34] Kilde: Danske Fjernvarmeværkers Forening. Tallet er nærmere specificeret i kapitel 8, tabel 8.5.
[35] Med den danske elforsyningslov menes den lovgivning, der var gældende frem til 31. december 1997. Herefter blev elforsyningsloven ændret med lov nr. 486, som bliver omtalt mere udførligt senere i kapitlet.
[36] Jf. elforsyningslovens § 3.
[37] Jf. elforsyningslovens § 13.
[38] Jf. § 10c i lov nr. 328 af 14. maj 1992 om udnyttelse af vedvarende energikilder mv.
[39] Jf. elforsyningslovens § 9a.
[40] Jf. elforsyningslovens § 13a.
[41] Jf. lov nr. 370 af 7. juni 1989. Loven var med efterfølgende ændringer/justeringer gældende frem til 31. december 1997, hvorefter den nye konkurrencelov, lov nr. 384 af 10. juni 1997, trådte i kraft.
[42] Forbrugsstørrelse på ca. 2.000 kWh svarer nogenlunde til et gennemsnitligt årsforbrug for en lejlighed, 4.000 kWh til et parcelhus, 15.000 kWh til et parcelhus med elvarme, mens et årligt forbrug på 250.000 kWh og 1 mill. kWh (1 GWh) svarer til forbruget i hhv. en mindre og mellemstor erhvervsvirksomhed.
[43] Jf. lovens § 9d.
[44] Jf. lovens § 9e.
[45] Jf. lovens § 9f.
[46] Jf. lovens § 3a. For ELSAM's vedkommende er den systemansvarlige virksomhed udskilt i et nyt selskab, I/S ELTRA, der varetager drift og vedligeholdelse af det overordnede transmissionsnet. For ELKRAFTS vedkommende er den systemansvarlige virksomhed udlagt i en særlig enhed (ELKRAFT System) inden for den eksisterende struktur, men med regnskabs- og datamæssig adskillelse fra ELKRAFT's øvrige aktiviteter.
[47] Jf. lovens § 9f
[48] Baggrunden for bestemmelserne om muligheden for beskyttelse af den centrale kraftvarme frem til 2006 i lov nr. 486, er at sikre, at der ikke sker en utilsigtet overvæltning af omkostninger på varmesiden som følge af konkurrence på elsiden i f.t. de allerede indgåede varmeleveringsaftaler.
[49] Jf. lovens § 9f, stk. 6.
[50] Jf. lovens § 9e, stk. 1, nr. 2.
[51] Distributionsselskabernes priser til slutkunder svinger op til 100 \% afhængig af kundetype og distributionsselskab, jf. tabel 3.2.
[52] Jf. varmeforsyningslovens § 20, stk. 3, og Miljø- og Energiministeriets bekendtgørelse nr. 1052 af 18. december 1995 om beregning af den maksimale naturgaspris.
[53] Regeringen og de regionale selskaber forhandlede i 1997 om en refinansiering af den kommunale del af naturgasprojektet. Refinansieringen ville bl.a. medføre, at 4. juni-aftalen skulle bortfalde og erstattes med et nyt aftalegrundlag mellem DANGAS og de regionale selskaber. Når forhandlingerne ikke blev til noget, skyldtes det, at de regionale selskaber ved bortfaldet af 4. juni-aftalen krævede markedsadgang, således at selskaberne kunne vælge mellem flere leverandører m.h.p. at kunne købe gassen til konkurrencedygtige priser, hvilket blev afvist af regeringen.
[54] Så længe 4. juni-aftalen eksisterer, afskærmer DANGAS de regionale selskaber mod bl.a. indførelse af afgifter på naturgas. En forhøjelse af afgifterne væltes ifølge aftalen over på DANGAS i form af lavere salgspriser til de regionale selskaber.
[55] En situation med gas til gas konkurrence og ophævelse af Dansk Naturgas´ øvrige enerettigheder vil betyde, at 4. juniaftalens pris-og markedsmæssige bestemmelser bortfalder eller vil skulle genforhandles.
[56] Herfindahlindekset for koncentrationsgraden var på kun 0,07, hvilket antyder et meget lavt koncentreret marked. Her findahlindekset er et sumindeks, der omfatter alle markedets aktører, og som måler koncentrationsgraden. Hvis der kun er én virksomhed på markedet, antager indekset værdien 1. Hvis markedet har et meget stort antal virksomheder, som har omtrent lige store markedsandele, vil indekset være tæt på 0.
[57] Store norske industrivirksomheder bruger tilsammen ca. 34 TWh pr. år. Heraf er forbrug på ca. 17 TWh omfattet af langtidskontrakterne med Stattkraft, langtidskontrakter med andre selskaber udgør ca. 4 TWh, industriens egenproduktion udgør ca. 12 TWh, mens kun ca. 1 TWh handles på spotmarkedet.
[58] Derved er Herfindahlindekset steget til 0,14, hvilket betegner et moderat koncentreret marked.
[59] Vattenfall har netop besluttet at forære et stort antal forbrugere timemålere.
[60] Konkurrensverket: Fungerar elmarknadan (september 1996).
[61] Se Ole Jess Olsen: Konkurrence inden for elforsyningen - erfaringer fra England, Norge, Sverige og USA, AKF-rapport (februar 1994), side 25-29, for en udførlig beskrivelse af børsens funktionsmåde.
[62] Se kapitel 7 for en forklaring af price-cap begrebet.
[63] I 1992 var den samlede produktionskapacitet på ca. 800.000 MW, hvoraf de 4.000 private elproduktionsfaciliteter kun stod for godt 50.000 MW. Produktionen var baseret på forskellige brændselstyper, hvor kul stod for 56\%, a-kraft 22\%, naturgas 10\%, vandkraft 9\% og olie 3\%.
[64] Begrebet "bundling" går på, at ydelser, der i princippet kan leveres adskilt, er sammenkoblet i en pakke-løsning. Dvs. at leverandøren for at levere en ydelse kræver, at kunden samtidig aftager andre ydelser fra den samme leverandør.
[65] "Stranded costs" kan kun indregnes under perioden, hvor man går fra monopol til konkurrence, og hvis den mængde el, som forsyningsselskabet tidligere solgte til monopolkunderne, ikke kan sælges til alternative kunder, eller at omkostningerne på anden vis ikke kan undgås. "Stranded costs" på engrosmarkedet er defineret således: "any legitimate, prudent and verifiable cost incurred by a public utility or a transmitting utility to provide a service to a wholesale requirement customer that subsequently becomes, in a whole or in part, an unbundled transmission services customer of that public utility or transmitting utility."
[66] British Gas Trading er i 1997 omdannet til det selvstændige selskab Centrica.
[67] Kilde: Institut D&#acute;Economie Industrielle: Network Industries and Public Service (juli 1997).
[68] AKF-Forlaget: Ole Jess Olsen: Konkurrence indenfor elforsyningen - erfaringer fra England, Norge, Sverige og USA (februar 1994), Ole Jess Olsen & Poul Erik Grohnheit: Dansk elproduktion på et åbent nordeuropæisk marked (november 1994), og Anders Larsen & Ole Jess Olsen: Konkurrence i energisektoren og statslig regulering (oktober 1995).
[69] Arbejderbevægelsens Erhvervsråd: Fremtidens energi - i et nordisk perspektiv (1997).
[70] Flemming Bay-Jensen, formand for Danske Elværkers Forening: Konkurrence på det danske elmarked - Danske Elværkers Forenings holdninger til fremtidens elmarked, og basisnotat vedtaget på Danske Elværkers Forenings bestyrelsesmøde den 16. september 1997: Konkurrence på det danske elmarked, begge artikler bragt i el & energi (oktober 1997).
[71] Muligheden for effektive internationale konkurrencemarkeder for energihandel på tværs af landgrænserne bliver specielt begrænset ved grænsetariffer og afstandsafhængige tariffer, jf. omtalen af disse problemer i kapitel 8.
[72] På elområdet er det i første omgang kun distributionsselskaberne samt 7 store industrivirksomheder med et meget stort elforbrug, der får mulighed for selv at vælge leverandør. 73. I den nuværende danske lovgivning på elområdet er der også begrænsninger i markedsåbningen på produktionssiden, da den prioriterede produktion (decentrale kraftvarmeværker og vindmøller mv.) er holdt uden for konkurrencemarkedet.
[73] I den nuværende danske lovgivning på elområdet er der også begrænsninger i markedsåbningen på produktionssiden, da den prioriterede produktion (decentrale kraftvarmeværker og vindmøller mv.) er holdt uden for konkurrencemarkedet.
[74] På elområdet vil disse aftageforpligtelser måske i nogle tilfælde kunne kræves ophævet efter den nye ellov. Ellovgivningens begreb "nødvendige omkostninger" kan evt. også omfatte distributionsselskabernes omkostninger ved anskaffelse af elleverancer. Det betyder, at distributionsselskabernes indkøb fra produktionsselskaber, som de selv ejer, således måske kan siges ikke at udgøre nødvendige omkostninger, hvis distributionsselskabet vil kunne købe elleverancen billigere et andet sted. Alternativt vil forholdet evt. kunne falde ind under elforsyningslovens § 10, stk. 4 om urimelige leveringsbetingelser.
[75] Andersen Management International A/S: Rapport om sammenhængen mellem regulering og organisation af distributionsselskaber i forhold til deres varetagelse af forbrugerinteresser - Øget varetagelse af forbrugerinteresser: Fra ureguleret forsyningsmonopol til reguleret konkurrence? (maj 1997). Rapporten er udarbejdet for Miljø- og Energiministeriet, Energistyrelsen.
[76] Efter den seneste ændring af elforsyningsloven, jf. lov nr. 486, har alle forbrugere og distributionsselskaber med et samlet årligt forbrug/aftag på over 100 GWh ret til selv at vælge leverandør. En sådan grænse indebærer en konkurrencemæssig forskelsbehandling af to virksomheder med elforbrug hhv. lige over og lige under grænsen. En anden konkurrencemæssig skævhed kan komme ved, at distributionsselskaberne i nogle områder (som det p.t. overvejes i det jysk-fynske område) frivilligt sænker grænsen på de 100 GWh, men distributionsselskaber i andre områder ikke giver tilsvarende muligheder for forbrugerne.
[77] I en benchmark-regulering for denne gruppe af værker bør indgå sammenligninger af varmepriserne mellem værkerne i forskellige hhv. tæt og tyndt befolkede områder, så forbrugerne kan sammenligne prisniveauerne, jf. kap. 7.
[78] Fx vil et svensk ønske om at basere den fremtidige elproduktion på naturgas, der giver mindre CO2-udledning, lettere kunne gennemføres, når der er bedre muligheder for import af norsk vandkraft og dansk gasbaseret kraftvarme. Desuden vil en dansk liberalisering give mulighed for at koordinere elfremstillingen på vind- og vandkraftanlæg, ligesom den store vandkraftkapacitet i Norge og Sverige indebærer, at de danske planer for udbygningen af vindkraftbaseret elproduktion bedre kan forsvares i et liberaliseret marked end i en dansk elsektor afskåret fra omverdenen, da produktionen på vandkraft let kan varieres og dermed lettere kan justeres for det uberegnelige udbud af vindenergi.
[79] I første omgang er markedsåbningen på elmarkedet begrænset til kun at omfatte de 7 største danske energiforbrugende virksomheder, jf. lov nr. 486. For alle andre energiforbrugere, som ikke selv kan vælge leverandør, varetages aftagepligten i princippet af distributionsselskabet i lokalområdet. Men i praksis sørger de to regionale kraftværks sammenslutninger ELSAM og ELKRAFT - som eneopkøbere på vegne af distributionsselskaberne i hver deres regionale område - for, at den prioriterede elproduktion rent teknisk indgår i en samlet pulje med al anden elproduktion samt import/eksport, hvorefter distributionsselskaberne hver især kommer til betale deres forholdsmæssige andele af den prioriterede produktion.
[80] I ELSAM-området er der for 1998 budgetteret med, at den prioriterede produktion kommer til at udgøre knap 39\%, og at den gennemsnitlige pris herfor bliver på 35,3 øre/kWh. Da produktionspriserne for de resterende godt 61\% af elproduktionen gennemsnitligt vil være 23,5 øre/kWh, er ekstraomkostningerne ved den prioriterede produktion altså 11,8 øre/kWh eller ca. 50\%. Frikøb fra aftagepligten vil derfor som minimum koste en fri kunde 11,8 øre pr. kWh for de knap 39\% af kundens energiforbrug, hvilket svarer til en gennemsnitlig skyggeafgift på 4,6 øre/kWh i forhold til samlede energiforbrug, dvs. den afgift alle elforbrugere og eksporten skal betale for den miljøvenlige elproduktion.
[81] Miljø- og Energiministeriet har indledt et reformarbejde for hele det kollektive energiforsyningsområde m.h.p. at omlægge lovgivningen for el-, varme- og naturgasforsyning. Reformarbejdet vil behandle spørgsmålet om sektor specifik regulering i en liberaliseret energisektor og herunder, om en kommende energilovgivning kan eller skal indeholde reguleringsinstrumenter, som kan sikre tilskyndelse til høj effektivitet på de områder, hvor der ikke ind føres konkurrence. Arbejdet forventes afsluttet m.h.p. at fremsætte lovforslag i 1998.
[82] ASK-rapporten: Sektorspecifikt konkurrencetilsyn - rapport udarbejdet af den tværministerielle arbejdsgruppe om sektorspecifikt konkurrencetilsyn, Erhvervsministeriet ( juni 1997).
[83] Se fx Det Økonomiske Råd: Dansk Økonomi (Efterår 1997) og Arbejderbevægelsens Erhvervsråd: Fremtidens Energi - i et nordisk perspektiv (1997).
[84] Skytte, K og P. Wolffsen: Aktørkrav til en nordeuropæisk elbørs, Forskningscenter Risø (1997).
[85] Det vil i denne sammenhæng bl.a. være en myndighedsopgave at sikre, at den nødvendige reciprocitet i de enkelte landes markedsåbning er til stede.
[86] Nordiska Elbšrsgruppen: Enligt SŠndliste (1997).
[87] Finansministeriet: Finansredegørelse 97. Som udgangspunkt har Finansministeriet antaget en højere reservekapacitet end i regeringens handlingsplan Energi 21. Desuden er der ikke i beregningerne taget hensyn til, hvorvidt eventuelle effektivitetsgevinster opnås på bekostning af tilskyndelse til at anvende mere miljøvenlige produktionsformer.
[88] OECD: The Economywide effects of Regulatory Reform (1997).
[89] Jens Leth Hougaard: Produktivitetsanalyse af dansk elproduktion, AKF (1994). Undersøgelsen er baseret på alle selskabers input (antal ansatte, driftsudgifter, energitab og kapitalværdi) og output (km ledning, samlet salg, antal forbrugere). Herved bestemmes det enkelte selskabs relative efficiensgrad. I denne undersøgelse er der - i modsætning til de øvrige undersøgelser refereret i dette afsnit - foretaget opgørelse af potentialet med konkret udgangspunkt i eldistributionsselskaberne.
[90] Det Økonomiske Råd: Dansk Økonomi (Efterår 1997).
[91] Oxford Research: Nyt lys på energisektoren (1997).
[92] De samlede produktionsomkostninger svarer til distributionsselskabernes omkostninger til elkøb.
[93] Køb af el omfatter køb fra decentrale kraftvarmeværker og vindmøller samt import af el.
[94] Ved siden af dette vil en lempelse eller ophævelse af den eksisterende brændselstvang for kraftværkerne også kunne føre til faldende råvareomkostninger.
[95] Det Økonomiske Råd: Dansk Økonomi (Efterår 1997).
[96] Forklaringen på, at industrien får langt større prisfald end husholdningerne er de danske skatter og afgifter, som forudsættes videreført uændrede.
[97] Virkningerne på længere sigt af en lukning af de svenske a-kraftværker på den danske eksport skal næppe overfortolkes, idet svenskerne har adgang til samme produktionsteknologier mv. som danskerne, ligesom det ud fra et energipolitisk synspunkt vil være ønskeligt, at nye værker baseret på fossilt brændsel til erstatning for den udfasede a-kraft placeres så tæt på forbrugerne som muligt.
[98] De nuværende omkostningsstrukturer i den tyske elproduktion betyder på kort sigt, at det er højst usikkert, om et fælles nordeuropæisk marked vil resultere i prisfald. På længere sigt vil rationaliseringer og effektiviseringer i den tyske elsektor dog formentlig pege i retning af faldende tyske produktionsomkostninger, jf. boks 8.3 og kommentarerne hertil.
[99] Finansministeriet: Finansredegørelse 97, kapitel 7, side 212.
[100] Oxford Research: Nyt lys på energisektoren (1997).
[101] Det forudsættes her, at liberaliseringen på lang sigt bliver total på de europæiske markeder - dvs. at PSO-modellerne i både Danmark og Tyskland afvikles - at de eksisterende produktionsteknologier fortsætter og at transmissions- og grænsetarifferne ikke begrænser handlen over landegrænserne.
[102] Se til eksempel Oxford Research: Nyt lys på energisektoren (1997).
[103] MobiDK-modellen er udviklet i samarbejde mellem en forskergruppe og Erhvervsministeriet. På internetadressen http://www.gams.com/projects/dk/MobiDK.htm kan man finde uddybende informationer om MobiDK.
[104] Modellen angiver ikke, hvordan eksporten vil fordele sig på de 3 produktionsformer, men merproduktionen må skønnes overvejende at være kulbaseret kraftvarmeproduktion, idet denne lettest kan varieres. Hvis dette forhold medtages i vurderingen, vil scenarium 1 og 2 - i modsætning til i tabel 2 - blive tilnærmelsesvist symmetrisk i forhold til initialsituationen.
[105] Arbejderbevægelsens Erhvervsråd: Fremtidens Energi - i et nordisk perspektiv (1997).
[106] Det Økonomiske Råd: Dansk Økonomi (Efterår 1997).
[107] Market line International: Global Gas Utility Benchmarking (1997).
[108] Anders Lassen og Olaf Rieper: Konkurrence eller planøkonomi i energisektoren, AKF (1995).
[109] Effektivitetsforbedringerne for de decentrale kraftvarmeværker er medtaget under varmesidens opgørelse.