Høringsuttalelse på gjennomgang av Statnetts regulering og forslag til oppfølging av kostnadsutvikling

Transkript

1 Deres referanse Vår referanse Dato Rapport 64/2015 HOW Norges vassdrags- og energidirektorat Postboks 5091, Majorstua 0301 Oslo Att.: Tore Langset Høringsuttalelse på gjennomgang av Statnetts regulering og forslag til oppfølging av kostnadsutvikling Vi viser til NVEs rapport 64/2015; «Statnett regulering og oppfølging av kostnadsutvikling», som ble sendt ut på offentlig høring i juli 2015 med høringsfrist 30. september. I rapporten foreslår NVE at Statnett i fremtiden redegjør for kostnadsutviklingen i en egen rapport annethvert år. NVE inviterer aktører i bransjen til å komme med synspunkter knyttet til innhold og utforming av en slik redegjørelse. NVE ber også om innspill til forhold som gjelder reguleringen av Statnetts utøvelse av systemansvaret. Energi Norge er en interesse- og arbeidsgiverorganisasjon for norsk kraftnæring. Energi Norge representerer rundt 280 bedrifter som produserer, transporterer og selger strøm og varme. Medlemsbedriftene står for 99 prosent av kraftproduksjonen og dekker 90 prosent av nettkundene i Norge. Kraftnæringen jobber for bedre klima, sikker forsyning og grønn vekst. En forutsetning for effektiv kostnadsoppfølging er en klar avgrensning av de oppgavene Statnett er satt til å ivareta. Her er også grensesnittet mot underliggende DSOer viktig, men også sett i forhold øvrige TSOer i Norden. Det er positivt og nødvendig at NVE setter søkelys på Statnetts kostnadsutvikling generelt og reguleringen av Statnett spesielt. Vi oppfatter dette som et første trinn i en prosess som må lede til endringer i reguleringen av Statnett. Energi Norge ønsker å være tett involvert i dette arbeidet. Energi Norges høringsuttalelse er delt i tre deler. Under har vi oppsummert våre viktigste kommentarer til hver del: 1. Innspill til utformingen av den nye kostnadsredegjørelsen fra Statnett a) Formatet på rapporteringen i den nye kostnadsredegjørelsen bør bli en standard for rapportering av økonomiske størrelser i alle Statnetts dokumenter. b) Kostnadsrapporten bør være en koordinert og integrert del av Statnetts nettutviklingsplaner og systemdrifts- og markedsutviklingsplaner. c) Kostnadsrapporten må synliggjøre bakgrunnen for kostnadsøkninger i Statnetts prosjekter. d) Statnett bør oppgi hvilke forutsetninger som legges til grunn for forventet kostnadsutvikling. 2. Innspill til hvordan den nye kostnadsredegjørelsen kan brukes direkte i den økonomiske reguleringen av Statnett a) Manglende transparens og lav hyppighet på TSO-benchmarkingen nødvendiggjør etter vårt syn at reguleringen suppleres med flere måleparametere.

2 b) Energi Norge foreslår at NVE supplerer TSO-benchmarkingen med en utvidet KPI-regulering av Statnett (KPI = "Key Performance Indicators"). c) KPI-ene bør knyttes til tallene som Statnett rapporterer i den nye kostnadsredegjørelsen. 3. Innspill til reguleringen av systemansvarskostnadene a) Det bør bli økt transparens knyttet til Statnetts prognoser for systemansvarskostnader og åpenhet rundt NVEs kriterier for å vurdere Statnetts prognoser og fastsettelse av Statnetts ramme for utøvelsen av systemansvaret. b) Den direkte reguleringen må tydeligere avgrense Statnetts mulighet til å administrativt overstyre etablerte markedsmekanismer og legge til rette sterkere insentiver til å utvikle markedsbaserte løsninger for systemtjenester. c) Den økonomiske reguleringen bør sikre at Statnett har insentiver til å velge samfunnsøkonomisk optimale løsninger. d) Den økonomiske reguleringen bør skille mellom systemtjenester som brukes til å utøve systemansvaret og kjøp av tjenester som brukes til å løse utfordringer ved Statnetts nettutbygging eller som alternativ til nettutbygging. 2 Innledning Det er positivt og nødvendig at NVE setter søkelys på Statnetts kostnadsutvikling generelt og reguleringen av systemansvaret spesielt. NVE peker på flere utfordringer og svakheter knyttet til dagens regulering av Statnett. NVEs høringsrapport og den påfølgende høringsprosessen er etter vårt skjønn en viktig start på en nødvendig dialog med bransjen om den fremtidige reguleringen av Statnett. Rapporten gir en bred dokumentasjon knyttet til utviklingen av Statnetts driftskostnader. Totalt har kostnadene økt med 60 % (justert for inflasjon) mellom 2007 og NVE foreslår en videre oppfølging av Statnetts kostnadsutvikling basert på egen rapportering av kostnadsutviklingen fra Statnett. Kostnadsrapporteringen skal utarbeides annethvert år og skal omfatte informasjon om forventet kostnadsutvikling. Formålet med kostnadsrapporten er å; «gi omverdenen bedre innsikt i kostnadsutviklingen», og «... at åpenhet rundt kostnadsutvikling og aktivitetsnivå er viktig med tanke på forutsigbarhet for nettkundene, samt troverdighet og legitimitet knyttet til Statnetts virksomhet». Energi Norge har etterlyst mer transparens knyttet til bakgrunnen for den betydelige kostnadsveksten vi har registrert i utviklingen av transmisjonsnettet. Vi støtter derfor NVEs initiativ fullt ut. I denne sammenheng ønsker vi å gi innspill til format og innhold til rapporten. Etter vårt skjønn er rapportering alene ikke tilstrekkelig for å sikre en samfunnsøkonomisk rasjonell utvikling av transmisjonsnettet. NVE oppfordres til å arbeide videre med hvordan den nye kostnadsredegjørelsen fra Statnett kan brukes mer direkte og aktivt i reguleringen. I det etterfølgende gis det derfor også innspill både til den direkte og den økonomiske reguleringen av systemansvaret. Innspill til utformingen av den nye kostnadsrapporten fra Statnett Kostnadsrapporten fra Statnett bør inneholde alle kostnader, inkludert investeringskostnader. Det er nødvendig å øke innsikten i kostnadene knyttet til hvert enkelt prosjekt og utviklingen i disse over tid. Energi Norge er spesielt positiv til at NVE nå ønsker å følge prosjektene fra start til slutt; «NVE mener det er viktig at også sluttsummen for det enkelte prosjekt er redegjort for, og at denne sees i sammenheng med kostnadsanslag som var lagt til grunn i forbindelse med konsesjonsprosessen». Videre er det positivt at NVE ønsker at rapporten både viser den historiske kostnadsutviklingen de siste fem årene og en

3 forventet kostnadsutvikling de neste fem årene. Dette vil gjøre det enklere å følge kostnadsutviklingen og få et bilde av hvordan kostnadene henger sammen med aktivitetsnivået både nå og i årene fremover. I vedlegg 1 av denne høringsuttalelsen gis spesifikke innspill til utformingen av den nye kostnadsredegjørelsen. Energi Norge har tidligere kommet med konkrete innspill til hvordan Statnett kan forbedre rapporteringen knyttet til sine KVU/NUPer, meldinger og konsesjonssøknader. Flere av innspillene som Energi Norge kom med, synes å ha blitt inkludert i NVEs krav til utforming. Energi Norge ber likefult om at våre tidligere innspill også vurderes når endelig krav til utforming blir lagt frem. I det følgende gis fire overordnede innspill til utformingen av den nye kostnadsrapporten. 3 Innspill 1: Formatet på rapporteringen i den nye kostnadsredegjørelsen bør bli standarden for rapportering av økonomiske størrelser i alle Statnetts dokumenter Det er viktig at faktorer som investeringskostnader for hvert enkelt prosjekt og utviklingen i disse, den samfunnsøkonomiske analysen, begrunnelse for tiltaket, fremdriftsplan, økonomiske og tekniske konsekvenser ved utsettelsen og prioritering mellom ulike prosjekter blir en del av den nye kostnadsrapporten. Energi Norge legger til grunn at informasjon om alle disse faktorene allerede finnes hos Statnett, da de allerede inngår i rapporteringen til NVE. Det bør derfor i liten grad medføre økte kostnader eller merarbeid for Statnett å inkludere disse i rapporten. Videre bør kravene NVE stiller til utforming og innhold i kostnadsrapporten lede til et standardisert og konsistent rammeverk for presentasjon av informasjon, som ikke bare brukes i kostnadsredegjørelsen, men på tvers av underlag og dokumenter. Dersom Statnett rapporterer på en konsistent måte, blir det enkelt og transparent å følge utviklingen over tid og mellom de ulike rapportene og dokumentene. Innspill 2: Kostnadsrapporten bør være en del av Statnetts nettutviklingsplaner og systemdrifts- og markedsutviklingsplaner Energi Norge mener det vil være naturlig at den nye kostnadsredegjørelsen blir en del av NUPen (investeringsprosjekter) og SMUPen (for driftskostnader og systemansvarskostnader). På den måten blir det enklere å følge kostnadsutviklingen og aktivitetsnivået. I stedet for å bli en ny rapport, bør den nye kostnadsredegjørelsen erstatte og utvide den fremstillingen Statnett allerede gir i dagens NUP/SMUP. I følge Statnett søkes det nå å samkjøre disse to planverkene bedre blant annet gjennom å etablere en felles 10 års planhorisont med koordinert oppdatering annet hvert år. Innspill 3: Kostnadsrapporten må synliggjøre bakgrunnen for kostnadsøkninger i Statnetts prosjekter NVE stiller flere krav til hvordan større tiltak skal rapporteres, herunder at det skal utarbeides et prosjektregnskap for tiltaket. Energi Norge støtter dette. Energi Norge er samtidig opptatt av at Statnett ikke bare rapporterer hva kostnadene er/var, men synliggjør bakgrunnen for eventuelle kostnadsøkninger løpende fra KVU til ferdigstillelse. Innspill 4: Statnett bør oppgi hvilke forutsetninger som legges til grunn for forventet kostnadsutvikling NVE foreslår at Statnett skal presentere prognoser for forventet kostnadsutvikling i årene fremover. Energi Norge støtter dette. Samtidig er det viktig at Statnett rapporterer forutsetningene de legger til grunn for disse prognosene. På den måten kan tredjepart vurdere hvorvidt avvik mellom faktiske og prognoserte kostnader skyldes endring i forutsetningene eller andre forhold. Energi Norge tror en slik transparens vil øke forståelsen for hva som driver kostnadene og aksepten for prosjektene.

4 4 Innspill til hvordan den nye kostnadsredegjørelsen kan brukes direkte i den økonomiske reguleringen av Statnett I NUP 2015 oppgir Statnett en investeringsplan på mrd. kroner for den kommende tiårsperioden. Energi Norges gjennomgang av kostnadsutviklingen i Statnetts største og viktigste prosjekter 1 viser en betydelig kostnadsvekst. Det høye aktivitetsnivået forklarer noe, men ikke alt. Det er derfor legitimt å stille spørsmål om dagens regulering gir Statnett tilstrekkelige insentiver til kostnadseffektivitet. I rapporten skriver NVE følgende om reguleringen av Statnett: «Hoveddelen av Statnetts virksomhet er knyttet til drift, utvikling og utnyttelse av transmisjonsnettet (sentralnettet), samt utøvelsen av rollen som systemansvarlig nettselskap. Det er kun ett nettselskap med et slik samlet ansvarsområde i Norge, og NVE mener på denne bakgrunn at Statnetts nettvirksomhet er lite egnet for sammenligning gjennom de ordinære analysene som benyttes for øvrige nettvirksomhet. Kostnadsnormen for sentralnetts virksomheten til Statnett må derfor fastsettes med bakgrunn i andre analyser.» På bakgrunn av dette bruker NVE en internasjonal TSO-benchmarking som utgangspunkt for fastsettelsen av Statnetts inntektsramme. TSO-benchmarkingen gjennomføres sjelden (til nå ca. hvert 5. år). I den siste analysen, e3grid2012 oppnår Statnett en effektivitet på 94 %, mot et gjennomsnitt for de øvrige TSO-ene på 84 %. Basert på dette har NVE siden 2008 valgt å fastsette Statnetts effektivitet til 100 %. Dette innebærer at Statnetts kostnadsnorm er lik kostnadsgrunnlaget. Som NVE skriver selv, gir dette svake insentiver til kostnadseffektivitet; «Når analysene gjennomføres sjeldnere og resultatene av disse videre ikke benyttes direkte i inntektsrammefastsettelsen gir reguleringen generelt svakere insentiv til kostnadseffektivitet for Statnett sammenliknet med øvrig nettvirksomhet». Statnett er den største eieren av transmisjonsnett i Norge og står i en særstilling i det de også gjennom egen konsesjon er utpekt som systemansvarlig selskap. I denne sammenheng ønsker vi allikevel å påpeke at det finnes annen relevant vurderingsbakgrunn, som kan supplere den internasjonale TSObenchmarkingen. Andre selskaper i Norge har i mange år bygget og driftet transmisjonsanlegg (BKK, Lyse, SKL, etc.) hvor anlegg, som for eksempel Samnanger transformatorstasjon, er bygget i henhold til kost og levert på tid. Honna transformatorstasjon i Vest-Agder skal bygges av Agder Energi, og Bjerkreim transformatorstasjon skal bygges av Lyse produksjon på vegne at Statnett. Dessuten har for eksempel BKK bygget transmisjonsnett og skal bygge transmisjonsnett (eksempel 420 kv linjen til Mongstad). BKK har også vurdert rimeligere oppgraderingsløsninger basert på bestående master og traseer. Slike løsninger kan gi betydelige kostnadsbesparelser sammenliknet med full utskifting og bygging for maksimal kapasitet. Erfaringer viser at utviklingen av transmisjonsanlegg av andre selskaper i Norge er gjennomført til betydelig lavere kostnader enn Statnetts egne prosjekter og representerer derfor et viktig sammenlikningsgrunnlag knyttet til reguleringen av Statnett. Når eldirektiv 3 implementeres i norsk lovverk, vil dette trolig innebære at de transmisjonsanlegg som i dag eies av andre selskaper enn Statnett, må overdras til Statnett. Et viktig sammenlikningsgrunnlag for Statnetts nettutvikling og drift vil da forsvinne. Det bør derfor vurderes om kostnader knyttet til utvikling av og drift av overordnet distribusjonsnett (132 kv nettet) vil kunne tjene som en relevant måleparameter for å vurdere om kostnadsutviklingen i Statnetts transmisjonsprosjekter er effektive. I rapporten påpeker NVE følgende; «Det faktum at det gjennomføres sammenlignende analyser vil likevel i seg selv gi insentiv til å holde et visst fokus på effektivitet». Selv om dette er riktig i teorien, er Energi Norge i tvil om dette er riktig i praksis. Manglende transparens i den internasjonale TSO-benchmarkingen gjør at hverken NVE, Statnett eller andre aktører vet hvor mye Statnetts kostnader kan øke før Statnett 1 Notat, datert , Innspill til Statnetts NUPer, KVUer, meldinger og søknader.

5 blir dårligere enn gjennomsnittet. I tillegg fremstår det som uklart hvor lavt Statnetts DEA-resultat må bli før NVE reduserer Statnetts effektivitet. En reguleringsmodell der den økonomiske konsekvensen av ulike valg hos det regulerte selskapet i stor grad er ukjent, både for selskapet og regulator, er i utgangspunktet uegnet som styringsverktøy og bør kun fungere som et av flere input. I rapporten skriver NVE videre; «At insentivene er svakere, innebærer heller ikke nødvendigvis at Statnett innretter virksomheten sin på en lite effektiv måte». Dagens regulering gir riktignok Statnett insentiver til å begrense veksten i driftskostnadene som følge av et toårig tidsetterslep, men så lenge veksten i driftskostnadene følger veksten i nettutbygging, øker Statnetts nettolønnsomhet 2. En annen interessant observasjon er at Energi Norges egne beregninger viser at DV-kostnader, som blir holdt utenfor den europeiske TSO-benchmarkingen og som dermed ikke er med på å fastsette Statnetts effektivitet, øker raskere enn de DV-kostnadene som inngår i analysen. Målet med den videre oppfølgingen av driftskostnadene må derfor være å avdekke hvorvidt driftskostnadene ligger på et kostnadseffektivt nivå, relativt til oppgaver og aktivitetsnivå. I rapporten påpeker NVE en av de mest sentrale utfordringene knyttet til reguleringen av Statnett; «Det er imidlertid vanskeligere å etterprøve hvorvidt kostnadene er på et effektivt nivå». For D- og R- nettselskaper er denne utfordringen løst gjennom DEA-modellen. Selv om NVEs DEA-modell ikke måler absolutt, men relativ effektivitet, ansees den av de fleste å gi tilstrekkelig insentiv til effektivitet. For Statnett, men også for den nye El-Huben, finnes det ingen umiddelbar god benchmark på hva som er effektiv drift (med unntak av TSO-benchmarkingen som gir en indikasjon). Manglende transparens og lav hyppighet på TSO-benchmarkingen nødvendiggjør etter vårt syn at reguleringen suppleres med flere måleparametere. I den sammenheng kan eksempelvis ulike KPI-er, "Key Performance Indicators", benyttes. Prinsipielt dreier KPI-reguleringen seg om å finne KPI-er som gjør det mulig å måle endringer i kostnader i relasjon til endringer i levert ytelse: Effektivitet = Kostnader Leveranse Utgangspunktet Kostnader Leveranse Endringer Ved å kombinere disse kan effekten på effektiviteten vurderes KPI-reguleringen gjør det mulig å følge hvorvidt kostnadsutviklingen er effektiv over tid, men sier likevel ingenting om hvorvidt utgangspunktet er effektivt. Ved innføringen av en KPI-regulering bør NVE derfor gjøre en vurdering av hvorvidt kostnadsnivået i utgangspunktet er på et effektivt nivå. Tar en utgangspunkt i at de ligger på et effektivt nivå, slik NVE indirekte gjør ved at kostnadsnormen er lik kostnadsgrunnlaget, så vil det neste steget være å finne ulike KPI-er som til sammen gir et bilde av hvordan Statnetts kostnader utvikler seg i forhold til aktivitetsnivå/kvalitet/leveranse. NVE bør benytte tall fra den nye kostnadsrapporten til å utvikle KPI-er. Hvilke KPI-er som kan være hensiktsmessige, vil dermed også legge føringer på hvilke tall Statnett bør rapportere. Å knytte kostnadsrapporten og dermed kostnadsutviklingen direkte til reguleringen via KPI-er, gjør at det blir transparent og forutsigbart for Statnett, NVE og alle andre aktører hvordan effektiv drift måles og hva som er konsekvensene av ulike handlinger. Energi Norge har ikke tatt stilling til hvilke KPI-er som bør inkluderes eller hvordan en endelig løsning for KPI-regulering bør se ut. Disse bør utvikles i samarbeid mellom Statnett, NVE og Statnetts kunder. I vedlegg 3 gir Energi Norge likevel noen eksempler på mulige KPI-er. Disse kan kombineres og vektes for å fastsette Statnetts effektivitet (og dermed kostnadsnorm). En utvidet KPI-regulering vil gi Statnett sterkere insentiver til kostnadseffektivitet enn dagens økonomisk regulering som kun fastsettes på bakgrunn av én KPI (den internasjonale TSO-benchmarkingen). KPI-reguleringen vil også gjøre det 5 2 Vi viser til notatet fra ADAPT Consulting fra 23. april 2015 «Regulering av Statnett Vurdering av dagens benchmarkinganalyse» som ble sendt NVE.

6 6 mulig for Statnett å ha en formening om hvordan ulike handlinger slår ut økonomisk. Dette vil også gi Statnett bedre kontroll på sine kostnader. Konkrete innspill til reguleringen av systemansvarskostnadene Energi Norge er opptatt av at både den direkte og den økonomiske reguleringen av systemansvaret sikrer samfunnsøkonomisk optimal ressursbruk. Slik sett bør reguleringen av systemansvaret sikre at Statnett: Ikke har insentiver til å gå på akkord med systemkvaliteten (frekvens, spenning etc.). Gis insentiver til å benytte systemtjenester der disse bidrar til en samfunnsøkonomisk ressursutnyttelse ved at nettinvesteringer kan utsettes eller unngås. Reduserer behovet for administrative tiltak og tvangsvirkemidler og utvikler hensiktsmessige markedsbaserte løsninger. Får bedre insentiver til å fastsette funksjonelle elspot områder. Får sterkere insentiver til økt handelskapasitet mellom prisområder. I det følgende gjennomgår vi fire punkter vi mener det er viktig at NVE vurderer ved reguleringen av systemansvaret generelt og systemtjenester spesielt. 1. Økt transparens knyttet til Statnetts prognoser for systemansvarskostnader og åpenhet rundt NVEs kriterier for å vurdere Statnetts prognoser og fastsette Statnetts økonomiske ramme for utøvelsen av systemansvaret Statnett får i dag et tillegg i inntektsrammen knyttet til utøvelsen av systemansvaret. 40 % av rammen fastsettes basert på faktiske kostnader uten tidsetterslep og 60 % fastsettes basert på en kostnadsnorm. Normen fastsettes for 5 år av gangen av NVE ved enkeltvedtak basert på prognoser fra Statnett. Normen justeres for konsumprisindeksen i inntektsrammeåret. Øvrige aktører som påvirkes av Statnetts utøvelse av systemansvaret er ikke en del av prosessen for fastsettelse av kostnadsnormen. Energi Norge etterlyser mer åpenhet om denne prosessen. Dagens kostnadsnorm ble fastsatt til 600 MNOK i mars 2013 og gjelder perioden Statnetts prognostiserte systemansvarskostnader var forventet å ligge under normen i begynnelsen av perioden, for så å øke, blant annet på grunn av idriftsettelsen av Skagerak 4. Ifølge Statnett vil Skagerak 4 alene øke systemdriftskostnadene med om lag 125 MNOK 3. I denne sammenheng er det verd å merke seg at SK4 ble gitt konsesjon og bygget basert på at anlegget hadde en positiv nåverdi. Slik sett skal inntektene fra prosjektet dekke mer enn de forventede kostnadene. Dagens regulering sikrer ifølge NVE at; «et nettselskap over tid får dekket sine kostnader og oppnår rimelig avkastning på investert kapital, gitt effektiv drift, utnyttelse or utvikling av nettet. Dette gjelder også for systemansvaret 4.» Tabell 1 under viser Statnetts prognose for systemansvarskostnadene for 2013 og 2014 og faktiske kostnader for samme periode. 3 NVE, 2012; Løpende oppfølging av Statnetts oppgaver som systemansvarlig i kraftsystemet. 4 NVE, 2013; Vedtak om norm for systemansvarskostnader for perioden

7 7 Tabell 1: Oversikt over de viktigste systemansvarskostnadene E2013/2014 og faktisk. Prognose 2013 Faktiske 2013 Prognose 2014 Faktiske 2014 Primærreserver Sekundærreserver Tertiærreserver Spesialregulering Øvrige kostnader Total Tilsvarende inntektsramme Som det fremgår av Tabell 1, var Statnetts faktiske systemansvarskostnader i 2013 på 467 MNOK mot prognosen på 541 MNOK og inntektsrammen på 547 MNOK. Tilsvarende tall for 2014 var henholdsvis 514 MNOK, 595 MNOK og 573 MNOK i Statnetts faktiske kostnader sett opp mot inntektsrammen tilsvarer en gjennomsnittlig effektivitet på 114% for årene Vi stiller oss tvilende til at den høye effektiviteten skyldes effektive innkjøp og disponering av systemtjenester. Snarere er dette et resultatet av at Statnetts prognoser for 2013 og 2014 var altfor høye i forhold til faktisk underliggende behov. Avvik mellom prognosene og faktiske kostnadene kan også skyldes endringer utenfor Statnetts kontroll (som hydrologiske forhold). Den mest nærliggende forklaringen ligger trolig i de økonomiske insentivene Statnett har i å redusere kjøp av systemtjenester ved å flytte kostnader over på produsentene. Gjennom bruk av systemkritiske pålegger Statnett produsenter å levere tjenester uten godtgjørelse, eksempelvis utvidet bruk av produksjonstilpasning. Hvorvidt en slik tilpasning fra Statnetts side har medført en høyere eller lavere samfunnsøkonomisk lønnsomhet er ikke dokumentert. Utfordringen er derimot at Statnett har økonomiske insentiver til redusere sin bruk av betalte systemtjenester, uavhengig av om dette medfører økt samfunnsøkonomisk nytte eller ei. Energi Norge etterlyser transparens i forutsetningene for Statnetts prognoser og hvordan disse henger sammen med Statnetts vurderinger i SMUP. Vi savner åpenhet rundt kriteriene som legges til grunn av NVE, når Statnetts prognoser evalueres og Statnetts økonomiske ramme for systemansvaret fastsettes. Energi Norge foreslår derfor følgende to tiltak: 1. NVE bør ha en egen høring knyttet hvilke kriterier som legges til grunn for evalueringen av Statnetts kostnadsnorm for systemansvarskostnader. 2. Statnetts prognose bør utarbeides på et standardisert format som er tilgjengelig for aktørene og som gjør det mulig å følge hvordan disse henger sammen med øvrige analyser (SMUP). I vedlegg 2 gir Energi Norge et eksempel på hvordan Statnett kan rapportere kostnadsutvikling. I det konkrete eksempelet har vi brukt sekundærreserver som eksempel. Tilsvarende rapporteringsmal kan brukes for alle systemtjenester. 2. Den direkte regulering må tydeligere avgrense Statnetts mulighet til å administrativt overstyre etablerte markedsmekanismer og legge til rette for bedre insentiver til å utvikle markedsbaserte løsninger for systemtjenester Dagens økonomiske regulering av Statnett tar ikke hensyn til eventuelle kostnader som Statnetts tiltak/valg/prosjekter påfører øvrige aktører. Dette er problematisk fordi Statnetts fastsettelse av elspot områder, handelsgrenser for sentrale snitt, ikke-optimal bruk av spesialregulering og bruken av administrative tiltak, som blant annet systemkritiske vedtak, påvirker økonomien til berørte aktører og kan medføre dårlig samfunnsøkonomisk ressursutnyttelse av norske vannkraftressurser.

8 Som et eksempel ble produksjonstilpasning brukt 113 ganger i 2014 uten at kostnadene for aktørene eller den samfunnsøkonomiske nytteverdien ble tallfestet eller synliggjort av Statnett. Statnetts utvidede bruk av produksjonstilpasning er etter vår vurdering ikke i tråd med intensjonene og føringene gitt av forskrift for systemansvaret og forarbeidene til denne forskrift. Evalueringen Statnett har fremlagt, viser ikke at deres utvidede bruk av produksjonstilpasning er samfunnsøkonomisk rasjonell i forhold til å bruke etablerte markedsmekanismer. Et annet eksempel er når Statnett velger å innføre handelsrestriksjoner i stedet for å bruke systemtjenester, selv om disse kunne ha løst problemet. Energi Norge observerer også at Statnetts bruk av systemkritiske tiltak har økt. Vi viser forøvrig til vårt notat fra 20. mars 2015 om «Evaluering av systemansvarliges bruk av produksjonstilpasning ved utøvelse av systemansvaret», samt vårt notat; «Statnetts utøvelse av systemansvaret ved fastsettelse av elspotområder og handelsgrenser» for mer informasjon. NVE bør etter Energi Norges vurdering bruke den direkte reguleringen til å stramme inn og tydeliggjøre Statnetts mulighetsrom til å bruke systemkritiske tiltak og/eller øvrige inngrep i markedet. Videre bør det foreligge entydig krav om dokumentasjon av at slike inngrep, i den grad de blir brukt, gir en høyere samfunnsøkonomisk nytte enn bruk av markedsbaserte løsninger for kjøp av systemtjenester. 3. Den økonomiske reguleringen bør sikre at Statnett har insentiver til å velge den samfunnsøkonomisk optimale løsningen Som netteier og systemansvarlig kan Statnett se systemansvar og nettutbygging i sammenheng. NVE skriver; «Når reguleringsmodellen er utformet slik at alle kostnadene og inntektene knyttet til både nettvirksomhet og utøvelsen av systemansvaret behandles samlet, er det lagt til rette for at selskapet vil fatte bedriftsøkonomiske beslutninger som også tar hensyn til samfunnsøkonomi. Modellen skal dermed bidra til at Statnett har insentiver til å velge riktige løsninger samfunnsøkonomisk sett.» Dagens reguleringsmodell fører ikke uten videre til at Statnetts bedriftsøkonomiske interesser sammenfaller med den samfunnsøkonomisk optimale løsningen. Statnett har i utgangspunktet fire måter å løse utfordringer i nettet på jf. Figur 1 under: Figur 1: Statnetts muligheter for å rapportere noen av kostnadene knyttet til nettutbygging 8 Disse fire valgene reguleres helt forskjellig og gir dermed ulike insentiver: Investeringer i nytt/eksisterende nett gir i dag full kostnadsdekning, pluss avkastning på investert kapital. Drifts- og vedlikeholdskostnader har et toårig tidsetterslep (vekst gir redusert avkastning, men positiv nettoavkastning så lenge de følger eller er lavere enn veksten i investeringer) Systemtjenester gir full kostnadsdekning, men null gevinst ved kostnad lik norm, gevinst ved kostnad lavere enn norm og tap hvis kostnad er høyere enn norm Bruk av systemkritiske tiltak må ikke godkjennes av NVE, har kun positive økonomiske konsekvenser for Statnett og negative økonomiske konsekvenser for aktørene. Dagens økonomisk regulering, 100 % kostnadsdekning og en rimelig avkastning på investert kapital, gir Statnett et tydelig insentiv til å investere i nytt nett fremfor å bruke kjøp av systemtjenester dersom tiltakene ellers er sammenliknbare. Dette kan føre til at Statnett velger å investere i nytt nett, selv i tilfeller der kostnadene ved bruk av kjøp av systemtjenester ville vært lavere. Statnett har videre et insentiv til å benytte systemkritiske vedtak for å redusere egne kostnader, både som netteier og systemansvarlig.

9 9 NVE bør derfor se på muligheter for å endre denne skjevheten, slik at Statnett i større grad får insentiv til å velge de samfunnsøkonomisk optimale løsningene. 4. Den økonomiske reguleringen bør skille mellom systemtjenester som brukes til å utøve systemansvaret og systemtjenester som brukes til å løse utfordringer ved Statnetts nettutbygging eller som alternativ til nettutbygging Drøyt 50% av systemansvarskostnadene i 2014 var knyttet til spesialregulering. Av totalt MNOK brukt på spesialregulering, kan MNOK knyttes til de følgende utbyggingsprosjektene: Ørskog- Sogndal, Ofoten-Hammerfest, Skagerrak 4 og Østre korridor. Kostnader som utløses av Statnetts utbyggingsprosjekter, bør inngå som en del av prosjektets kostnader og ikke som en del av systemansvarskostnadene. På den måten får Statnett som nettutbygger synliggjort alle kostnadene som et prosjekt utløser, og insentiver til å redusere disse gjennom effektiv planlegging og utbygging av anleggene. En slik kostnadsføring sørger også for at de resterende systemtjenestekostnadene i større grad reflekterer den faktiske utviklingen knyttet til driften av systemet. Videre prosess Den direkte og indirekte reguleringen av Statnett som netteier og systemansvarlig er viktig og krevende. Vi har i tidligere gjennomganger av kostnadsutviklingen i transmisjonsnettet vist til en betydelig kostnadseskalering av Statnetts prosjekter og at store deler av denne kostnadsutviklingen ikke er dokumentert. Videre har vi påpekt det vi oppfatter som en mangelfull økonomisk regulering av systemansvaret og det vi oppfatter som en manglende avgrensning i forhold Statnetts bruk av systemkritiske vedtak. Vi oppfatter NVEs høringsinnspill som det første konstruktive bidraget til å ta tak i disse utfordringene. I den sammenheng ønsker vi å komme nærmere tilbake med innspill og dialog med NVE i den videre prosess. Vennlig hilsen Energi Norge Einar Westre Direktør nett og marked Hans Olav Ween Næringspolitisk rådgiver Kraftsystemer 5 Statnett, 2015; Rapport fra systemansvarlig om kraftsystemet i Norge 2014.

10 10 Vedlegg 1 Statnetts kostnadsredegjørelse Innspill til utforming og innhold I høringsrapporten beskriver NVE et forslag til innhold i den nye kostnadsredegjørelsen. I tabellen under gir vi innspill til de enkelte punktene. Oversikt over NVEs forslag til innhold i fast redegjørelse og Energi Norges innspill til innhold NVEs forslag til innhold i fast redegjørelse Utviklingen over de fem foregående år samt de fem kommende årene (inkludert det året rapporten utarbeides) vises Informasjon på selskapsnivå - Illustrasjon av historisk og forventet utvikling i totale kostnader - Illustrasjon av historisk og forventet utvikling i lønnskostnader og kjøp av tjenester - Illustrasjon av historisk utvikling i andre kostnader fordelt på de ulike kostnadstyper - Tekstbeskrivelse av årsakene til observert og forventet kostnadsutvikling (beskrivelse av historisk og forventet utvikling i aktiviteter og oppgaver, og eventuelle endringer i disse) - Illustrasjon av historisk og forventet utvikling i aktiverte investeringer fordelt på ny- og reinvesteringer, samt anlegg under utførelse - Tekstbeskrivelse av hvilke tiltak som er reflektert i de respektive summene for investeringer det enkelte år. Større tiltak identifiseres enkeltvis. Over tid må det redegjøres for eventuelle avvik mellom årets aktiverte investeringer og prognoser vist i tidligere rapporter - Beskrivelse av historisk og forventet utvikling i selskapets saldo for mer-/mindreinntekt (og planer for å styre saldoen mot null over tid) - Beskrivelse av Statnetts organisasjon, funksjonene som rapporteringen bygger på samt sammenhengen mellom divisjoner og funksjoner - Illustrasjon av hvor stor andel den enkelte funksjon utgjør av Statnetts virksomhet Informasjon per funksjon - Redegjørelsen bør vise et samlet bilde av historisk utvikling per funksjon: antall årsverk, lønnskostnader, kjøp av tjenester, andre driftskostnader (+ informasjon knyttet til aktiviteter som balanseføres) - Tekstbeskrivelse av historisk utvikling og forventede endringer i aktivitetsnivå og oppgaver - En mer detaljert gjennomgang av historisk Energi Norges innspill til innhold Utvikling over de ti kommende årene ville gi bedre forutsigbarhet for øvrige aktører Informasjonen bør rapporteres på en måte som gjør det enkelt å knyttet informasjonen til øvrige dokumenter som NUP/SMUP Tekstbeskrivelsene blir en viktig del av rapporten. I tillegg kan rapporten gjøre det enklere for tredjeparter å følge opp Statnett ved at følgende informasjon blir oppgitt: - Driver for utviklingen - Historisk kostnadsutvikling - Prognose og forutsetningene for prognosen Statnetts største prosjekter er ofte preget av usikkerhet, derfor bør Statnett alltid oppgi forventet kostnadsutvikling og tilhørende usikkerhetsspenn der kostnadsutviklingen er mest usikker

11 kostnadsutvikling (kostnadsutvikling skal kunne knyttes opp mot de ulike oppgavene som de respektive funksjonene utfører) Investeringsprosjekter - For større tiltak skal rapporten inneholde informasjon om prosjektregnskapet for tiltaket. - Prosjektregnskapet bør suppleres med en skriftlig redegjørelse for hva kostnadene har vært anslått til i forbindelse med kraftsystemutredninger og konsesjonssøknad, samt årsakene til at endelig investeringskostnad eventuelt avviker fra disse anslagene - For større reinvesteringer som ikke har vært gjenstand for ny konsesjonsbehandling skal det redegjøres for kostnadsanslag i forbindelse med opprinnelig konsesjonssøknad og senere kraftsystemutredninger, samt årsakene til at endelig investeringskostnad eventuelt avviker fra disse anslagene - Statnett bør alltid oppgi forventet investeringskostnad i MNOK for hvert prosjekt samt usikkerhetsspenn i +/- x% og ikke intervaller slik de gjør i mange tilfeller i dag. - Statnett bør også dele kostnadene ned på et nivå som gjør at det er mulig å følge endringer i kostnader som følge av endringer i prosjektet (for eksempel flere trafostasjoner) - Den samfunnsøkonomiske analysen må inkluderes for hvert prosjekt - Dersom investeringskostnadene øker eller andre sentrale forhold endres må Statnett oppgi en oppdatert samfunnsøkonomisk analyse med tilhørende forutsetninger, samt årsakene til at endelig nytte eventuelt avviker fra den opprinnelige nytten. En oppdatert samfunnsøkonomisk analyse med tilhørende forutsetninger bør oppgis, samt årsakene til at endelig nytte eventuelt avviker fra den opprinnelige nytten - For mindre tiltak kan det gis en samlet redegjørelse Det bør defineres hva «mindre tiltak» innebærer. For eksempel tiltak under 250 MNOK, med mindre de er en del av en større pakke (f. eks. Vestre korridor) 11

12 12 Under har Energi Norge illustrert hvordan vi ser for oss oppsett for innhold knyttet til driftskostnader, investeringer og systemansvarskostnader: Driftskostnader En mulig struktur for presentasjon av driftskostnader er skissert i Figur 1 under. Figur 2: Mulig oppsett knyttet til rapporteringen av driftskostnader i Statnetts ny rapport om kostnadsutvikling

13 13 Investeringskostnader og samfunnsøkonomi Figur 2: Mulig oppsett knyttet til rapportering av investeringskostnader i Statnetts ny rapport om kostnadsutvikling Systemansvarskostnader Figur 3: Mulig oppsett knyttet til rapportering av systemtjenester i Statnetts ny rapport om kostnadsutvikling

14 MNOK 14 Vedlegg 2 Eksempel på rapportering for systemtjenester Under gir Energi Norge et eksempel på hvordan Statnett kan rapportere prognosene for systemtjenester. Som et eksempel har vi tatt utgangspunkt i sekundærreserver. Tilsvarende metodikk kan benyttes for øvrige systemtjenester. De første fire elementene inneholder en kort beskrivelse av produktet/tjenesten, hvordan Statnett anskaffer tjenesten, hvilke aktører som leverer tjenesten i dag (og hvem som kan levere det i fremtiden) og hvilke kriterier som ligger til grunn for å levere tjenesten. Det femte elementet gjelder kostnadsutvikling og prognoser. 1. Generell beskrivelse av tjenesten 1. Produktbeskrivelse: Automatiske effektreserver som aktiveres for å bringe frekvensen tilbake til 50,00 Hz og frigjøre de aktiverte primærreservene. Produktet ble implementert i Beskrivelse av produkt/tjeneste: Sekundærreservemarkedet omfatter reservert kapasitet og aktivert energi. Statnett kjøper inn kapasitet i ukentlige auksjoner til marginalpris, med markedssegment per tidsavsnitt og retning. Energi i sekundærreservemarkedet aktiveres automatisk og blir avregnet til gjeldende RK-pris i balanseavregningen. Kapasitet og aktivert energi på SK4 blir godtgjort etter egen avtale. 3. Leverandører av automatiske sekundærreserver: I dag leveres sekundærreserver hovedsakelig fra produksjonsanlegg, men det legges også til rette for deltakelse fra forbruk. 4. Krav til automatiske sekundærreserver: For at en aktør skal kunne levere reserver må det finnes kontroll og styringssystemer som sørger for at generatoren/forbruksenheten får signal om hva slags regulering som skal skje. Sekundærreserver må kunne leveres innen sekunder etter mottatt signal fra TSOen. 5. Prognose for kostnadsutviklingen 250 Sekundærreserver Faktiske Prognose 2012 Prognose Drivere knyttet til etterspørselen etter tjenesten (sekundærreserver) På sikt vil følgende drivere føre til vekst i bruken av sekundærreserver: mer uregulerbar kraftproduksjon, raskere og større endringer i produksjon fra store vannkraftverk, raskere og større endringer i flyt på mellomlandsforbindelsene og flere utfordrende situasjoner i lavlast med lite regulerreserver.

15 15 3. Drivere knyttet til kostnadsutvikling for leveranse av tjenesten (sekundærreserver) Kostnader til sekundærreserver ble redusert ift 2013 fordi innkjøp og leveranse av reservene er begrenset til kun utvalgte timer i døgnet. Fra 2014 ble det kun kjøpt inn i de timer i døgnet hvor lastendringene er størst. I tillegg ble det ikke kjøpt sekundærreserver i perioden mai-september (besparelse på X MNOK ift 2013). Volumet på sekundærreserver i perioden tilsvarte ca 50 MWh/h og reservene ble anskaffet til en gjennomsnittlig pris på X NOK/MWh. Aktiverte reserver tilsvarte X NOK/MWh og gjeldende gjennomsnittlig pris var på X NOK/MWh. 4. Opprinnelig prognose Kostnader knyttet til sekundærreserver ble prognosert til 76 MNOK i 2013 og 150 MNOK i Følgende forutsetninger ble lagt til grunn: Forventet volum som skal kjøpes inn i det ukentlige markedet (MWh) Forventet gjennomsnitt pris til kapasitet som skal kjøpes (NOK/MW) Forventet volum som skal aktiveres (NOK/MWh) Forventet gjennomsnitt pris til aktiverte volumet (NOK/MWh) TOTAL (MNOK) Innkjøp av sekundærreserver ble regnskapsført til 62 MNOK i 2013 og 20 MNOK i Avviket skyldes at sekundærreserver kun ble kjøpt inn i de timer hvor lastendringene var størst fra og med Dette medførte en besparelse på X MNOK ift I tillegg har den sterke hydrologiske situasjonen medført lavere kostnader enn forventet. 5. Prognose for , samt forutsetninger Kostnader for sekundærreserver i 2015 og 2016 er ventet å ligge på samme nivå som for 2014, selv om det er et mål å øke innkjøpet av sekundærreserver for å bedre frekvenskvaliteten. Statnett vil inngå et prøveprosjekt fra uke 44 til 51 i 2015 der sekundærreserver skal selges til SvK (- X MNOK i 2015). Inntekt fra prosjektet vil bidra til at sekundærreserverskostnadene ligger på samme nivå i 2015 og 2016 som for Forventet volum som skal kjøpes inn i det ukentlige markedet (MWh) Forventet gjennomsnittspris til kapasitet som skal kjøpes (NOK/MW) Forventet volum som skal aktiveres (NOK/MWh) Forventet gjennomsnittspris til aktiverte volumet (NOK/MWh) TOTAL (MNOK) 20 20

16 Vedlegg 3 Eksempler på utforming av «Key Performance Indicators» i en fremtidig KPIregulering Energi Norge har ikke konkludert med hvilke KPI-er som bør inkluderes eller hvordan en endelig løsning for KPI-regulering bør se ut. Disse bør utvikles i samarbeid mellom Statnett, NVE og Statnetts kunder. Under gir Energi Norge likevel noen eksempler på KPI-er. Figur 2 under viser Statnetts kostnader fordelt på de viktigste kostnadskategoriene. Figur 3: Statnetts viktigste kostnadskategorier 16 De blå kategoriene i figuren påvirkes av tidsetterslepet for DV-kostnader og TSO-benchmarkingen. Kostnader knyttet til utøvelse av systemansvaret (dvs. systemtjenester i figuren) og overføringstap reguleres i et eget system. Eiendomsskatt påvirkes ikke av noe insentiv i dag. Basert på dette har Energi Norge identifisert følgende mulige KPIer: 1. KPI Benchmarkingen 2. KPI Prosjekter 3. KPI Lønn 4. KPI Vedlikehold 5. KPI Kjøp av tjenester 6. KPI Andre driftskostnader De siste fire KPIene (Lønn, Vedlikehold, Kjøp av tjenester, Andre driftskostnader) gjelder kostnadskategorier som også inngår i den internasjonale TSO-benchmarkingen.

17 17 KPI 1 Benchmarkingen Energi Norge mener at en ny KPI-regulering bør være en utvidelse av dagens TSO-benchmarking. Det vil derfor være naturlig å bruke resultatet fra den internasjonale TSO-benchmarkingen som én av KPIene. I dag sammenliknes Statnett med øvrige TSOer i Europa. Den internasjonale TSO-benchmarkingen (E3Grid) har til nå blitt utarbeidet hvert femte år. I dagens reguleringsmodell bruker NVE DEAresultatene fra E3Grid-analysene kun som et input ved fastsettelse av Statnetts kostnadsnorm. Dette har flere grunner, blant annet liten grad av transparens knyttet til input-data og metodikk, men også at DEAresultatene fra E3Grid-analysene ikke kan sammenliknes med DEA-resultatene fra reguleringsmodeller for øvrige norske nettselskaper. For øvrige norske nettselskaper kalibreres DEA-resultatene slik at bransjen totalt sett får sine kostnader dekket, samt får en rimelig avkastning på investert kapital, gitt effektiv drift, utnyttelse og utvikling av nettet. I E3Grid-analysene kalibreres ikke DEA-resultatene. Dette fører til at en gjennomsnittlig TSO vil få det gjennomsnittlige DEA-resultatet (84% i E3Grid2012) og ikke 100% som for de øvrige nettselskaper i Norge. Med hensyn til disse merknader kunne KPI Benchmarking utformes som: KPI Benchmarking = Statnett DEA resultat Gjennomsnittlig effektivitet KPI Benchmarking måler derved avvik mellom Statnett s effektivitet og gjennomsnittet, som kan være en måte å kalibrere DEA-resultatet på når data for de øvrige TSOene ikke er tilgjengelig. Statnett fikk et DEAresultat på 94% i siste måling, mens gjennomsnittet var på 84%. KPI Benchmarking blir da 111,9% (= 94%/84%). I forrige periode (E3Grid 2008) fikk Statnett et DEA-resultat på 100%, mens gjennomsnittet var på 87%. KPI Benchmarking,2008 ville da ha vært 114,9%. KPI 2 - Prosjekter Den internasjonale TSO-benchmarkingen sier ikke noe om hvorvidt investeringene som gjøres er nødvendige, men om de er gjort til en rimelig kostnad. Det er imidlertid uklar hva som skal til for at Statnetts effektivitet reduseres gjennom vekst i prosjektkostnader. Det er for eksempel uklart hvorvidt Statnett vil oppnå 100 % effektivitet så lenge de kommer bedre ut enn gjennomsnittet i benchmarkingsanalysene. Når NVE tildeler konsesjon til Statnetts prosjekter, reflekterer det at tiltakene er samfunnsøkonomisk lønnsomme totalt sett. Energi Norge har imidlertid dokumentert en betydelig kostnadsvekst knyttet til flere av Statnetts største og viktigste prosjekter, hvor det ikke alltid er åpenbart at tiltakene fortsatt er samfunnsøkonomisk lønnsomme. Et eksempel er Ørskog-Sogndal, som ble anslått til drøyt to milliarder kroner i konsesjonssøknaden fra Da var prosjektets nytte på 1,6 milliarder kroner. Prosjektkostnader har senere økt til ca. 5 milliarder kroner (NUP, 2013). Økningen skyldes at prosjektet er blitt mer omfattende og blant annet åpner for mer ny fornybar produksjon. Det er likevel uklart hvorvidt den samfunnsøkonomiske nytten fortsatt er positiv. I dag bærer Statnett praktisk talt ingen risiko ved å gjennomføre samfunnsøkonomisk ulønnsomme prosjekter eller dersom kostnadene ved et prosjekt stiger kraftig. Det er mulig at vekst i kostnader på sikt vil påvirke Statnetts DEA-resultat i den internasjonale TSO-benchmarkingen, men det er som tidligere nevnt uklart hva som skal til for at kostnadsnormen faktisk reduseres. Selv om det er vanskelig å dokumentere at manglende kostnadsansvarlighet er medvirkende til den betydelige kostnadsveksten som mange av Statnetts prosjekter har opplevd, tilsier all teori og erfaring at kostnadskontrollen blir lavere i virksomheter der kostnadsoverskridelser har få eller ingen konsekvenser. Samtidig er det åpenbart at Statnett ikke kan ta ansvar for kostnadsøkninger knyttet til endrede krav og traseer, avbøtende tiltak etc. som NVE/OED pålegger selskapet. Derimot er det ikke like åpenbart at

18 Statnett ikke i større grad bør holdes ansvarlig for kostnadsoverskridelser som skyldes faktorer Statnett i stor grad har mulighet til å påvirke. Med bakgrunn i dette kan det være fornuftig å inkludere en KPI knyttet til Statnetts prosjekter: KPI Prosjekt. For eksempel kan en KPI Prosjekt måle det siste kostnadsestimatet for Statnetts prosjekter mot investeringskostnaden oppgitt i konsesjonssøknaden. For eksempelets skyld har vi valgt seks prosjekter på over 1 milliard kroner for å vise hvordan KPI Prosjekt kan tenkes utformet. Vi bruker ingen vekting av prosjektene selv om dette burde gjøres hvis alle prosjektene inngikk i KPIen. I tillegg skiller vi ikke prosjektene når det gjelder ulike prosjektfaser. I en endelig versjon blir det viktig å ta hensyn til de ulike prosjektfasene. Tabell 1: Utvalgte prosjekter til utforming av KPIProsjekt Investeringskostnad oppgitt i konsesjonssøknad (kpi-justert til 2014) Investeringskostnad oppgitt i NUP 2015 Effektivitet = Inv. Kons. / Inv. NUP Ofoten-Balsfjord ,7% Balsfjord-Skaidi ,8% Namsos-Storheia ,5% Storheia-Snillfjord ,2% Trollheim Sauda-Samnanger (KVU) ,0% Lyse-Stølaheia ,3% Indre Oslofjord ,7% KPI Prosjekt ,4% Basert på de seks prosjektene vil Statnett få en KPI Prosjekt på 55,4%. Vårt forslag baseres på data som er tilgjengelig i dag. NVE ber i sin høringsrapport om at Statnett oppgir sluttsummen for de enkelte prosjektene. Dette gjør det mulig å måle sluttsummene mot kostnadsanslagene ved konsesjonstildeling. Fordelen med KPI Prosjekt er at det gir Statnett insentiv til å ta høyde for kostnadsvekst og usikkerhet i sine estimater. Det innebærer i seg selv at Statnett da ville fokusere på de prosjektene som skaper størst samfunnsøkonomisk verdi og at Statnett til enhver tid vil søke bedre og billigere alternativer. KPI 3 - Lønn Statnett skriver at lønns- og personalkostnader er blant de påvirkbare driftskostnadene. I 2013 hadde Statnett samlede lønnskostnader på drøyt én mrd. NOK. Ifølge NVE har Statnetts personalkostnader per årsverk økt med 36 prosent mellom 2007 til 2013, i tråd med økningen i hele kraftbransjen. Dette gir grunnlag for en KPI Lønn der Statnetts relative vekst i personalkostnader (personalkostnad/antall årsverk) sammenlignes mot øvrige nettselskaper. Her bruker vi et gjennomsnitt som består av Hafslund, BKK, Agder Energi, Eidsiva, Skagerak, Lyse, TrønderEnergi, Nord-Trøndelag Elektrisitetsverk, Troms Kraft Nett og Helgelandskraft. KPI Lønn kan forslagsvis utformes som: 18 KPI Lønn = Personnalkostnader Øvrige,Gj Antall årsverk Øvrige,Gj Personnalkostnader Statnett, Antall årsverk Statnett, Siden Statnetts nye rapport skal publiseres annethvert år, blir Statnetts relative vekst i personalkostnader beregnet som et gjennomsnitt av Statnetts personalkostnader over de siste to år delt på gjennomsnittlige 6 I konsesjonssøknad 2009 oppgis investeringskostnader for Balsfjord-Skaidi-Hammerfest. Vi måtte forutsette andel av oppgitte kostnader som gjelder Balsfjord-Skaidi.

19 personalkostnadene over de forrige fire år. Disse kan sammenliknes mot den relative veksten blant de øvrige nettselskapene. KPI Lønn for Statnett blir på 97.8%, som indikerer at Statnetts personalkostnader har økt raskere enn for resten av bransjen, relativt sett. Øvrige nettselskaper i Norge får sterke insentiver til å holde personalkostnadene lave gjennom effektivitetsanalysene. Ved å sammenligne kostnad per årsverk for Statnett mot et gjennomsnitt som består av de 10 største nettselskaper i Norge, kan insentivet til kostnadseffektivitet for øvrige nettselskaper videreføres til Statnett. KPI 4 Vedlikehold Behov for vedlikehold av anleggsmassen og økning i anleggsmassen har ført til økte vedlikeholdskostnader. Vedlikeholdskostnadene utgjorde litt over 500 MNOK i Det fremgår av figuren vist i avsnitt 3.1 i Statnett-rapporten at Statnett har god kontroll på hvor mye de bruker til vedlikehold av ledninger, kabler og stasjoner (se Figur 3 under). Figur 4: Påvirkbare driftskostnader fordelt på oppgaver for vedlikeholdsfunksjonen (Kilde: Statnett) 19 Ved å dele midlene til vedlikehold med antall km ledning, kabel, og antall stasjoner, og ved å måle den relative veksten i disse mot øvrige nettselskaper i Norge, får man en ny KPI: KPI Vedlikehold. Data som trengs er ikke offentlig tilgjengelig, men KPIen vil kunne utarbeides av NVE. Utformingen til KPI Vedlikehold er lik KPI Lønn. Under vises en måte å utforme KPI Vedlikehold på for ledningsdelen: Ledningsvedlik. Antall km ledning Øvrige,Gj Ledningsvedlik. Antall km ledning KPI Vedlikehold,ledning = Ledningsvedlik. Antall km ledning Statnett, Ledningsvedlik. Antall km ledning Øvrige,Gj Statnett, Det samme kunne beregnes for stasjoner og kombineres i en samlet KPI. Det er trolig fornuftig å utelate vedlikehold av kabler siden en mangler nettselskaper Statnett kan måles mot. Fordelen med måten KPI Vedlikehold blir utformet på er at det er ikke kostnadsnivået som sammenliknes, men den relative veksten.

20 20 KPI 5 Andre driftskostnader Statnett rapporterer en sterk vekst i andre driftskostnader. Den følgende tabellen oppsummerer det Statnett oppgir knyttet til andre driftskostnader for administrativ støtte. I tillegg til disse kommer andre driftskostnader i andre divisjoner, som totalt sett utgjør MNOK i 2013 (sammenlignet mot 443 MNOK i 2007, eller en økning på 135 %). Tabell 2: Andre driftskostnader og begrunnelser / administrativ støtte Endring mellom Begrunnelse 2007 og 2013 Lokaler og eiendom Sterk vekst Økt plassbehov (Vil gå ned med ca. 45 MNOK i 2014) Transport Stabil Ingen Data/Tele/Serviceavtaler Moderat vekst Vekst i antall brukere og antall systemer Reparasjon, vedlikehold Omtrent stabil Ingen Utstyr, materiell Liten vekst Ingen Kjøp av tjenester Sterk vekst (fra 28 MNOK i 2007 til 93 MNOK i 2013) Vekst i kjøp av tjenester i IKT støttefunksjoner: tidligfase IKT-prosjekter, flytting av arkiv/dokumentforvaltning, styrking av dokumentstyring og håndtering, forberedelse av felles IKT-løsninger ved flytting til Nydalen, kjøp av tjenester knyttet til kommunikasjon og samfunnskontakt har økt, forbedrings- og effektiviseringsprosjekter innenfor regnskap, økonomi og virksomhetsstyring (reduserte kostnader fra 2014), kjøp av tjenester i anskaffelsesfunksjonen Kompetanse, kontor- og Moderat vekst Ingen reisekostnader Forsikringer Moderat vekst Økt anleggsmasse og økt antall ansatte Øvrige driftskostnader Vekst fra 9 MNOK i 2007 til 26 MNOK i 2013 Økning i sponsor- og kommunikasjonskostnader (fra 4 MNOK til 11 MNOK, men skal reduseres fremover) Tabellen understreker at vekst i andre driftskostnader kan begrunnes. Imidlertid gir denne informasjonen dårlig innblikk i hvorvidt Statnett har vært effektiv mht å unngå sterkere vekst enn nødvendig. Dagens reguleringsmodell gir to insentiver til Statnett for å holde andre driftskostnader lave; Den internasjonale TSO-benchmarkingen der andre driftskostnader inngår og det toårige tidsetterslepet. Som nevnt tidligere, brukes ikke benchmarkingen direkte i reguleringsmodellen. Dette insentivet er derfor svakt. I tillegg blir tidsetterslepinsentivet svakere i perioder med sterk vekst i investeringer. Det er derfor viktig å forsterke dagens insentiver med en KPI knyttet til Statnetts andre driftskostnader: KPI Andre driftskostnader. Statnett gir inntrykk at de har god kontroll på hvordan andre driftskostnadene kommer til å utvikle seg fremover. Det blir derfor mulig å måle Statnetts andre driftskostnader mot en prognose. Prognosen kan være begrenset i tid (f. eks. to år) og hver kostnadstype bør detaljeres. I tillegg bør Statnett gi en indikasjon på hvordan de sikrer at andre driftskostnader ikke blir større enn nødvendig. KPI Andre driftskostnader blir da: Prognose t KPI Andre driftskostnader = Faktiske Andre Driftskostnader t