23. desember, 2009 INNTEKTSRAMMEREGULERINGEN - NETTSELSKAPENES UTFORDRINGER OG INSENTIVER Innhold Bakgrunn... 2 Økonomisk regulering av nettselskapene... 2 Bransjens krav til DEA-modellen som normeringsverktøy... 2 Utfordringer knyttet til DEA-modellen... 2 Energi Norges vurdering av modell for fastsettelse av kostnadsnorm... 5 Investeringsincentiver i nettreguleringen... 5 Reinvesteringer... 6 Nyinvesteringer... 8 Tilknytning av ny produksjon... 10 Investering i AMS... 13 1
Bakgrunn I 2007 ble det etablert et nytt reguleringsregime for nettvirksomheten i Norge. I tiden frem til i dag har Energi Norge gjort seg en rekke vurderinger/analyser knyttet til reguleringsmodellen, blant annet basert på innspill fra våre medlemmer. I dette notatet gjør vi rede for disse vurderingene som viser at dagens regulering ikke er tilfredsstillende, verken for å oppnå en rasjonell utvikling av overføringsnettet, med tanke på forsyningssikkerhet eller for å oppnå nødvendige investeringer for å bidra til klima- og energipolitiske målsetninger. Økonomisk regulering av nettselskapene Den nye reguleringsmodellen er en videreføring av inntektsrammereguleringen som ble innført i 1997. Inntektsrammeregulering gir normalt klare insentiver til kostnadseffektivitet hos nettselskapene, ettersom avkastningen tilsvarer differansen mellom tillatt inntekt og faktiske kostnader. Etter den nye modellen fastsettes nettselskapenes inntekter delvis på bakgrunn av egne historiske kostnadstall fra to år tilbake i tid (40 %), og delvis på bakgrunn av en kostnadsnorm (60 %) for det enkelte nettselskap. Kostnadsnormen skal gi et utrykk for hva kostnadsnivået hos nettselskapene vil være hvis det drives 100 % effektivt. Normen beregnes ved å multiplisere selskapets faktiske kostnader med resultatet fra en analyse der man sammenligner effektivitet mellom nettselskaper. Effektivitetsanalysen gjennomføres ved bruk av DEA-metoden (Data Envelopment Analysis), og baseres på rapporterte regnskapstall fra selskapene. Dette betyr at selskapenes inntekter baseres på identifisering av kostnadsforskjeller som følge av en rekke outputvariabler (målestokk-konkurranse). Bransjens krav til DEA-modellen som normeringsverktøy Hensikten med den økonomiske reguleringen er å sikre en samfunnsmessig rasjonell nettvirksomhet gjennom å legge til rette for effektiv drift, utvikling og utnyttelse av overføringsnettet. For at denne målsetningen skal kunne oppnås, stiller Energi Norge krav til at effektivitetsmodellen skal være riktig og forståelig og gi de rette incentiver til effektiv drift både på kort og lang sikt. Det vil si at man må kunne sammenligne faktiske kostnader mot en kostnadsnorm som reelt sett reflekterer hva kostnaden bør være under effektiv drift, gitt de lokale rammebetingelser i forsyningsområdet. Videre må modellen være transparent, slik at det kostnadsmessige avvik fra normen tydelig synliggjøres. På den måten kan nettselskapet identifisere hvilke tiltak og områder det må fokusere på for å forbedre sin effektivitet. Utfordringer knyttet til DEA-modellen Den største utfordringen ved å bruke DEA-metoden for å beregne nettselskapenes normkostnad er å avdekke reelle forskjeller i langsiktig effektivitet, samtidig som man tar hensyn til at selskapene opererer under svært ulike forhold. Energi Norge mener at både oppgaver, selskaper og rammebetingelser varierer i en slik grad at det ikke er mulig fullt ut å ta hensyn til dette på en tilfredsstillende måte gjennom en DEA-analyse. Nettselskapenes tillit til modellen er avhengig av at den i høy grad oppfyller bransjens krav, noe vi mener dagens modell ikke er i stand til å levere. Variasjon i referanseselskaper fra år til år resulterer i lite intuitive incentiver Med dagens effektivitetsmåling bestemmes effektiviteten for enkeltselskap på basis av et fåtall andre selskap (referanseselskap). 2
Disse referanseselskapene vil kunne variere fra år til år. Dette kan resultere i lite intuitive resultater og kan føre til at de ønskede insentivegenskapene ved modellen ikke oppnås på lang sikt. Store ulikheter mellom selskapenes størrelse og oppgaver DEA-modellens egenskaper medfører at et selskap som er ekstrem på én produktdimensjon, lett vil bli referanseselskap for andre. En kombinasjon av slike selskaper blir da referanse for en rekke selskaper uten slike ekstreme egenskaper ved produktaspektene. Dette vil gi en urealistisk sammenligning og en betenkelig virkning av målestokk-konkurranse. Barriere for hensiktsmessige endringer i bransjestruktur Modellen gir uheldige utslag mht bransjestruktur gjennom at samlet inntektsramme for to selskap kan bli vesentlig endret bare ved å slå sammen de to selskapene, eller motsatt ved å fisjonere et selskap til to mindre selskaper. Analyser som er gjennomført viser at de aller fleste fusjoner er ulønnsomme. Det er uheldig og lite intuitivt at reguleringsmodellen har den egenskapen at organisering av selskapene, forskjeller i selskapsstørrelse med mer i vesentlig grad påvirker selskapenes målte effektivitet. Praksis for kostnadsføring gir store utslag på effektivitetsmålinger Gjennom bruk av DEA-modellen til sammenlignende analyser vil selskapenes kostnadsføring få betydelige konsekvenser for andre selskaper. Dersom et selskap i et enkelt år gjennomfører store investeringer og lite vedlikehold, vil en høy grad av aktivering medføre at årets samlede kostnad blir unormalt lav. Selv om kostnadsnivået som fremkommer ikke er representativt over tid, kan likevel dette selskapet fremstå som referanseselskap, og dermed være med på å fastsette 60 % av inntekten til andre selskaper. Dette blir spesielt utfordrende når et stort selskap kan bli sammenlignet med et lite selskap oppskalert. Selv små tilfeldige kostnadsvariasjoner får da store konsekvenser. Store forskjeller i kostnadsstruktur Det er store forskjeller i kostnadsstruktur fra selskap til selskap. Blant annet er alt av selektivitet (effektbrytere) og vern for så vel regionalnettet som distribusjonsnettet konsentrert i regionalnettets transformatorstasjoner. For enkelte selskap utgjør dette opp mot halvparten av kostnadene i regionalnettet, mens for selskap i områder med lange avstander og lite forbruk vil det være andre faktorer som er de dominerende kostnadsdriverne. Noe av dette vil muligens være fanget opp av grensesnittvariabelen, men vi mener at det hadde vært en bedre løsning dersom grunnlaget for denne variabelen etableres med utgangspunkt i forklarbare sammenhenger mellom de ulike kostnadsdriverne, for eksempel ved en oppgavebasert tilnærming. Utfordringer knyttet til normering av KILE og nettap KILE og tap lar seg ikke normere på en god måte ved bruk av DEA. Forskjellig lokalisering av uttakskundene i forhold til innmatingspunkter og lokal produksjon, samt store og ikke påvirkbare forskjeller i tilknytningsmuligheter til overliggende nett kan bidra til at det blir vanskelig å måle reelle effektivitetsforskjeller mellom selskapene. Økt innslag av lokal produksjon (småkraft) gjør at dette problemet vil øke for enkelte selskap. Tilfeldige årlige utslag kan øke forskjellene ytterligere. Når det gjelder KILE tar det svært mange år å skaffe gode observasjoner. Normer lar seg etter Energi Norges mening ikke etablere på en god måte via sammenligninger med andre. Dersom et selskap eksempelvis et år har høy KILE er det vanskelig å vurdere om dette skyldes ineffektivitet eller om selskapet hadde en vanskeligere oppgave dette året. Hvis oppgaven var vanskeligere, ville det vært 3
rimelig å få en økt andel av samlet ramme. DEA-analyser er lite transparente, og det er ikke enkelt å gjennomskue hvorfor et selskap ikke er effektivt, for eksempel når det gjelder KILE. Økt tilknytning av små kraftprodusenter Storstilt utbygging av småkraftverk har de senere årene bidratt til at distribusjonsnettene i enkelte områder av landet får stadig større karakter av overføringsnett, til forskjell fra den tradisjonelle fordelingsnettfunksjonen man har hatt på dette nettnivået. Dette bidrar til at utfordringene knyttet til måling av effektivitet gjennom sammenligning av regnskapstall blir mer og mer fremtredende også på distribusjonsnettnivå. Særskilte utfordringer knyttet til sentral- og regionalnettet Behandlingen av sentral- og regionalnett har ytterligere en rekke utfordringer som vi mener myndighetene ikke tilstrekkelig har vurdert konsekvensene av. Av utfordringer kan nevnes: Forskjellige produktaspekter i distribusjons- og sentral-/regionalnettet. Forskjeller i oppgaver og funksjon i de ulike nettnivåene. Store og sprangvise investeringer på de høyeste nettnivåene. Etablering av industri eller mulig elektrifisering av sokkelen gir utfordringer for enkeltselskap. På regionalnettsnivå er aktivitetstakten med tanke på investeringer ujevn, forskjellen på oppgavene selskapene har med tanke på for eksempel driftskoordinering og gjennomføring av kraftsystemutredninger er stor, og det varierer sterkt mellom store og små selskap. Investeringene er ofte store og viktige for den regionale forsyningssikkerheten. Antallet sentralnettstilknytninger som et selskap har, kan gjøre at transportert effekt som output kan bli ulik selv om nettene i utgangspunktet har samme konfigurasjon og last- og produksjonsfordeling. Energi Norge mener at dette bidrar til at en sammenligning av årlige regnskapstall for de forskjellige regionalnettene i svært liten grad sier noe om reelle forskjeller i effektivitet. De fleste av investeringene på regionalnettnivå går gjennom en konsesjonsbehandling som har som mål å sikre samfunnsøkonomisk lønnsomhet. Vi kan imidlertid ikke se at det er mulig ved hjelp av DEA-modellen å få en bedriftsøkonomisk lønnsomhet som sikrer at selskapet er villig til å investere. En må også forvente å oppleve tilfeller der et samarbeidsprosjekt om en regionalnettsforbindelse gir vesentlige forskjeller i lønnsomhet for investeringen, avhengig av hvilke selskap som foretar investeringen. Det samme gjelder ved fornying av nettet. Dette skyldes at DEA-modellens iboende egenskaper medfører at insentivene til å investere vil variere fra selskap til selskap. Energi Norge mener at reguleringsmodellen vil føre til investeringsvegring. Modellen virker også ustabil, bla ser en at dersom en regionalnetteier leier komponenter til sentralnettet, bedres effektiviteten. En ser også at som følge av at NVEs modell for regulering av Statnett, så vil en investering gjennomført av et regionalnettselskap få en annen avkastning enn tilsvarende investering gjennomført av Statnett. Dette sammen med de store ulikhetene som er mellom regionalnettselskapene, gjør at Energi Norge mener at DEA-modellen er direkte uegnet for bruk på regional- og sentralnettsnivå. Her må det raskest mulig etableres en normkostnadsmodell som er vesentlig bedre egnet til formålet. I en overgangsperiode kan en her forsvare å benytte seg av avkastningsregulering. Dette bør være uproblematisk for NVE ettersom man gjennom anleggskonsesjonsbehandlingen foretar en vurdering av om det er fornuftig å gjennomføre en investering eller ikke på sentral- og regionalnettsnivå. 4
Energi Norges vurdering av modell for fastsettelse av kostnadsnorm Som beskrevet i det overstående, finnes det en rekke utfordringer ved bruk av dagens DEA-modell for å regulere nettselskapenes inntekter. Slik vi ser det, må en rekke forutsetninger være oppfylt dersom bruk av DEA i nettreguleringen skal fungere i tråd med våre krav og etter hensikten med nettreguleringen. De viktigste forutsetningene er at det eksisterer sammenlignbare kostnader og prinsipper for regnskapsføring sammenlignbare oppgaver (output/ produktaspekter) sammenlignbare geografiske rammebetingelser Disse forutsetningene er ikke oppfylt for norske nettselskaper i dag, og NVEs arbeid med å korrigere for dette løser ikke fullt ut denne utfordringen. Vi mener derfor at DEA ikke er egnet som normeringsverktøy for kostnadene til bygging, drift og vedlikehold av nettanlegg. Det er snarere vårt inntrykk etter det arbeidet som hittil er gjort, at vi får utydelige og svake investeringsinsentiver i en bransje med stort akkumulert investeringsbehov, stort behov for nyinvesteringer for å knytte til og transportere ny kraftproduksjon, nyinvesteringer med tanke på forsyningssikkerheten. En uforståelig og lite gjennomtrengelig normeringsmetode som gir uklare insentiver med hensyn til fremtidige effektiviseringstiltak. Energi Norge har følgelig ikke tro på at NVEs arbeid med en normbasert reguleringsmodell basert på DEA vil gi bransjen den nødvendige forutsigbarhet og trygghet for at nødvendige nettinvesteringer blir gjennomført, at faktisk effektivitet vil belønnes, slik at man derigjennom ivaretar samfunnets behov for forsyningssikkerhet og ønske om effektiv drift, utvikling og utnyttelse av overføringsnettet. Investeringsincentiver i nettreguleringen Investeringsbehovet i nettvirksomheten vil øke drastisk i årene som kommer. Dette skyldes en rekke forhold knyttet til aldring i nettet, mer krevende værforhold, forsyningssikkerhet, utbygging og transport av mer fornybar energi. Det er et uttalt mål fra myndighetene at dagens regulering av nettvirksomheten skal stimulere til tilstrekkelige investeringer i overføringsnettet. Vår oppfatning er imidlertid at modellen i all hovedsak har hatt til hensikt å stimulere til effektivitet hos nettselskapene, og at den ikke er tilpasset de klimaog energipolitiske utfordringene og påfølgende fremtidig behov for omfattende nettinvesteringer. Inntektsrammereguleringen gir nettselskaper et økonomisk insentiv til å investere i de tilfeller investeringene måles til å være effektive innenfor DEA-modellen. Til tross for at en samlet bransje på sikt vil oppnå normalavkastning på sine investeringer, vil dette være av liten betydning for de konkrete investeringsbeslutninger som foretas av hvert enkelt selskap. I det nedenstående går vi igjennom noen problemstillinger/analyser knyttet til nyinvesteringer, reinvesteringer, tilknytning av ny produksjon og foreslått krav om utbygging av automatiske måle- og styringssystemer (AMS). Et annet mer fundamentalt problem med reguleringen er at historisk målt effektivitet påvirker avkastningen på fremtidige investeringer. Det betyr for eksempel at selv om selskapene gjennomfører AMS investeringene like effektivt, så vil avkastningen på investeringen variere. Dette ville for eksempel ikke vært tilfelle ved en oppgavebasert regulering der selskapene får inntekt som 5
reflekterer de nettanleggene de investerer i. Denne egenskapen ved dagens reguleringsmodell er prinsipielt sett meget betenkelig. Direkteregulering gir selskapene enkelte pålegg særlig som følge av nytilknytninger. Reinvesteringer Effektivitetsmålingen sammenligner nettselskapenes totalkostnad med en rekke oppgaver/outputvariabler (f. eks mengde overført energi, antall kunder, nettstasjoner, lengde på nett, topografiske og klimamessige forhold). Ettersom en reinvestering per definisjon ikke vil påvirke oppgavene/outputvariablene i effektivitetsmålingen, vil ikke kostnadsnormen til selskapet bli endret som følge av reinvesteringer. Det betyr at en reinvestering kun vil være lønnsom når økning i avskrivning og kapitalkostnad tilsvarer reduksjon i forventet KILE, nettap og driftskostnader. Dagens reguleringsregime gir meget svake incentiver til reinvesteringer, noe som fører til at selskapene kan komme til å vente så lenge som mulig med å fornye nettet. Reinvestering eksempel 1 Hos et nettselskap i regionalnettet vurderes de økonomiske konsekvensene av følgende reinvesteringer. Reinvestering luftlinje i 2005 på 19,5 MNOK Reinvestering trafoer i 2008 på 10,2 MNOK Analysen er gjennomført for perioden 2007-2016 av ECgroup på vegne av Energi Norge. Det er forutsatt at Investeringene ikke påvirker tapsmengde, kilekostnad eller andre driftskostnader. Ettersom investeringene er rene reinvesteringer, vil ikke oppgaven til nettselskapet endres i effektivitetsmålingen. Investeringen vil derimot medføre høyere kapitalkostnader (avskrivninger og avkastningselement), noe som gjør at effektiviteten reduseres. Redusert effektivitet som følge av investeringene er illustrert i figur 1. Effektivitet 120,0 % Med aktuelle investeringer Uten aktuelle investeringer 100,0 % 80,0 % 60,0 % 40,0 % 20,0 % 0,0 % 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Figur 1: Endring i effektivitet som følge av reinvesteringer Reinvesteringene øker gjennomsnittlig inntektsramme for 2009-2016 med 2,1 MNOK. Dette fører til at gjennomsnittlig driftsresultat for årene 2009-2016 er 1,3 MNOK høyere med de aktuelle investeringene. Avkastningen på nettkapitalen (NVE-avkastningen) er omtrent uendret med og uten de aktuelle investeringene. 6
Marginal avkastning aktuelle investeringer 12 % 10 % Aktuelle investeringer Normalavkastning 8 % 6 % 4 % 2 % 0 % 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Figur 2: Marginal avkastning på reinvesteringer Reinvesteringene genererer imidlertid svak marginalavkastning. Figur 2 under viser utviklingen i den marginale avkastning på investeringen, som i all hovedsak ligger lavere enn NVEs normalavkastning. Den høye avkastningen i 2010 skyldes investeringstillegget for investeringen i 2008 Reinvestering eksempel 2 ny strømforsyning til Værøy og Røst Overføringskapasiteten til øykommunene Værøy og Røst i Lofoten er for tiden sprengt. Dette skaper bekymringer for forsyningssikkerheten, og fiskerinæringen er forhindret fra å realisere potensielle utbyggingsplaner på de to øyene. Beregninger gjennomført av ECgroup på oppdrag av Energi Norge viser at dagens reguleringsregime gir Lofotkraft svært dårlige økonomiske incentiver til å gjennomføre disse reinvesteringene i nye sjøkabler til de to øykommunene. Forutsetningene for beregningene er som følger: Reinvestering i sjøkabel til Røst i 2009 ca. 80 mill kr Reinvestering i sjøkabel til Værøy i 2012 ca. 110 mill kr Ingen endring i energioverføring, energitap, driftskostnader eller KILE Figur 3: Marginal avkastning på ny strømforsyning til Værøy og Røst Figur 3 viser en forventet marginalavkastning på de to nettinvesteringene, sammenlignet med normalavkastning. Nåverdien av investeringskostnadene er på 168,9 millioner kroner, mens nåverdi av økning i framtidig inntektsramme med rente lik normalavkastning er 99,7 millioner kroner. 7
Merinntekten utgjør bare 59 % av investeringene, noe som medfører at en reinvestering vil være svært ulønnsomt for Lofotkraft. Forsterket strømforsyning til øykommunene er formulert som en målsetning i Soria Moria 2 erklæringen, og sommeren 2009 vedtok Regjeringen å gi en tilleggsbevilgning til Lofotkraft på 30 millioner for å få gjennomført investeringene. Bevilgningen er imidlertid ikke tilstrekkelig til å skape lønnsomhet i investeringen. Tilfellet i Værøy og Røst viser at dagens regulering ikke gir tilstrekkelige incentiver til å gjennomføre investeringer som ansees som samfunnsøkonomisk lønnsomme og som er viktige for samfunnet. Nyinvesteringer En vesentlig utfordring knyttet til nyinvesteringer er at DEA-modellens oppgaver/outputvariabler ekskluderer en rekke samfunnsøkonomisk relevante nyttevirkninger som følge av nyinvesteringer. Disse nyttevirkningene kan være relatert til energi- og klimautfordringer, men også andre nyttevirkninger kan være viktige, som for eksempel å sikre velferd og lokal næringsutvikling i distriktene. Historiske nyinvesteringer som var beregnet å være lønnsomme på investeringstidspunktet kan videre vise seg å bli ulønnsomme hvis det oppstår strukturelle eller demografiske endringer, for eksempel nedleggelse av industri og fraflytting. Her vil altså myndighetenes distriktspolitikk være avgjørende for lønnsomhet i nyinvesteringer over tid. Øvrige politiske målsetninger, som for eksempel økt utbygging av fjernvarme og innenlands gassbruk, vil også redusere nettselskapenes oppgave og redusere lønnsomheten i historiske investeringer. Disse momentene skaper usikkerhet for nettselskapene, og kan bidra til investeringsvegring. Eksempler på nyinvesteringer i regionalnettet Tabell 1 viser aktuelle nyinvesteringer for to nettselskap i regionalnettet. I det påfølgende gjengis en analyse av de økonomiske konsekvensene av disse investeringene. Analysen er gjennomført for perioden 2007-2016 av ECgroup på oppdrag for Energi Norge. Selskap A B Investeringer Endring kostnader Nyinvestering 300 kv jordkabel 2004: 45,3 MNOK Nyinvestering 420 kv sjøkabel 2004: 10,0 MNOK Nyinvestering 132 kv trafo 2004: 22,3 MNOK Nyinvestering 132 kvbryterfelt 2004: 3,7 MNOK Reduserte årlige tap: 6,2 GWh Reduserte årlige kilekostnader: 0,8 MNOK Økning i årlige driftskostnader : 0,7 MNOK Nyinvestering 300 kv luftlinje i 2011: 100 MNOK Nyinvestering 300 kv jordkabel i 2011: 1 MNOK Nyinvestering 300 kv sjøkabel i 2011: 500 MNOK Nyinvestering 300 kv bryterfelt i 2011: 18 MNOK Nyinvestering 300 kv trafo i 2011: 50 MNOK Reduserte årlige tap lik 62 GWh Reduserte kilekostnader fra 7-10 MNOK frem mot 2016 Økte andre driftskostnader lik 1 MNOK årlig Økning i oppgave Vektet jordkabel 4751 Vektet sjøkabel 6005 8 Vektet luftlinje 5958 Vektet jordkabel 203
Vektet stasjonsparameter 1875 Vektet sjøkabel 44656 Vektet stasjonsparameter 4784 Tabell 1: Endring i kostnader og oppgave som følge av nyinvesteringer Effektivitet 90,0 % 80,0 % Med aktuelle investeringer Uten aktuelle investeringer 70,0 % 60,0 % 50,0 % 40,0 % 30,0 % 20,0 % 10,0 % 0,0 % 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Figur 4: Endring i effektivitet for selskap A Effektivitet 80,0 % Med aktuelle investeringer Uten aktuelle investeringer 75,0 % 70,0 % 65,0 % 60,0 % 55,0 % 50,0 % 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Figur 5: Endring i effektivitet for selskap B Både for selskap A og B bidrar investeringene til reduksjon i andre kostnader (tap, kile). Reduksjonen i andre kostnader oppveier investeringskostnadene og bidrar til økt effektivitet i DEA-målingen. Effektiviteten med de aktuelle investeringene beregnes å være vesentlig høyere hvis investeringene gjennomføres enn i en situasjon uten investeringene for selskap A. Selskap B får en svak økning i effektivitet fra 2011. Utviklingen i effektivitet for de to selskapene er illustrert i figur 4 og 5. Både selskap A og B vil oppnå høyere gjennomsnittlig driftsresultat i perioden 2009-2016 med de aktuelle investeringene, og avkastningen for selskapene vil også øke. For selskap A vil den marginale avkastningen på de aktuelle investeringene være meget god (gjennomsnittlig 13,7 % for perioden 2009-2016). For selskap B vil den marginale avkastningen på investeringene være lav i årene før investeringene kommer inn i beregningsgrunnlaget for inntektsramme i 2013. I årene etter 2013 gir investeringene en avkastning som er over 1 % høyere enn normalavkastningen. Analysene viser at nyinvesteringer vil kunne gi en akseptabel avkastning på investert kapital. Dette forutsetter imidlertid at investeringene gir stor økning i oppgave og/eller store kostnadsreduksjoner. 9
Figur 6 og 7 gir en oversikt over utviklingen i den marginale avkastningen på nyinvesteringene for selskap A og B. Marginal avkastning aktuelle investeringer 20 % 18 % 16 % 14 % 12 % 10 % 8 % 6 % 4 % 2 % Aktuelle investeringer Normalavkastning 0 % 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Figur 6: Marginal avkastning på nyinvesteringer for selskap A Marginal avkastning aktuelle investeringer 25 % 20 % 15 % 10 % 5 % Aktuelle investeringer Normalavkastning 0 % 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Figur 7: Marginal avkastning på nyinvesteringer for selskap B Tilknytning av ny produksjon En norsk implementering av EUs fornybardirektiv vil med stor sannsynlighet føre til at Norge må bygge ut vesentlige mengder med fornybar kraftproduksjon, og dette vil hovedsakelig innbære utbygging av kystbasert vindkraft og distribuert småkraft. Vindmøller og småkraftverk preges av at de er små produksjonsenheter, som er spredt over store geografiske områder. Vind- og småkraftsressursene ligger utenfor de store forbrukssentraene, og store nettinvesteringer må på plass for å knytte ny produksjon til kraftsystemet og for å transportere energien til forbruker. Videre preges vind og småkraft av at de er periodiske produksjonsenheter, der man må kompensere for utfall av kraftproduksjon med tilgang på balansekraft. Dette øker behovet for ny infrastruktur ytterligere. ECgroup har på vegne av Energi Norge gjennomført analyser av hvordan kostnader/investeringer i forbindelse med utbygging og tilknytning av småkraft påvirker avkastningen hos ulike nettselskap i distribusjonsnettet for perioden 2007-2016, gitt dagens reguleringsregime. Det er ikke tatt høyde for at det vil oppstå noen mindre endringer i inntektsrammereguleringen fra 2010 i forbindelse med tilknytningsplikt for produksjon. Data for analysen ble basert på selskapenes egne estimater for sannsynlig småkraftutbygging i konsesjonsområdet. Konsekvensene for regionalnettet er imidlertid 10
ikke vurdert i analysen. Tabell 2 gir en oversikt over investeringer hos de ulike selskapene, samt hvordan disse vil kunne påvirke andre kostnader og oppgave/outputvariabler. Analysen viser at alle selskapene vil få en dårligere effektivitetsscore for perioden 2007-2016 som følge av nødvendige investeringer for å tilknytte småkraftproduksjonen. Selskap A og selskap C vil få et sterkt redusert driftsresultat som følge av at økningen i kostnader er større enn økningen i inntektsramme. Selskap B vil oppnå et tilnærmet uendret driftsresultat, mens resultatet for selskap D viser en svak økning som følge av at den marginale avkastningen på investeringene er totalt for perioden positiv. Alle selskapene vil oppnå en redusert avkastning på nettkapitalen som følge av sine investeringer. Selv om selskap D viser en positiv marginal avkastning på investeringene knyttet til småkraftutbyggingen, er avkastningen vesentlig lavere enn NVEs normalavkastning. Figur 8 til 11 illustrerer hvordan avkastningen for de fire selskapene utvikler seg med og uten småkraftutbygging. Selskap Investering Økning i kostnader Økning i oppgave A B C D Hovedsakelig nyinvesteringer Hovedsakelig reinvesteringer Hovedsakelig reinvesteringer Både nyinvesteringer og reinvesteringer Egenfinansierte investeringer 26,1 MNOK Driftskostnader 0,4 MNOK Tap 6,3 GWh Egenfinansierte investeringer 5,5 MNOK Anleggsbidragsfinansierte investeringer 10,5 MNOK Driftskostnader 0,06 MNOK Tap 6,7 GWh Egenfinansierte investeringer 50 MNOK Anleggsbidragsfinansierte investeringer 50 MNOK Tap 15 GWh Egenfinansierte investeringer 18,5 MNOK Anleggsbidragsfinansierte investeringer 18,5 MNOK 40,18 km høyspent (hvorav 34,77 km luftledning) 5 stk bryterfelt (grensesnittparameter 236) Økte geografivariable som følge av økt luftnett 2 km høyspent Tilnærmet uendret Tabell 1: Endring i kostnader og oppgave som følge av investeringer ved tilknytning av ny produksjon 42,5 km høyspent (hvorav 15,8 km luftledning) Økte geografivariable som følge av økt luftnett 11
NVE-avkastning 10,0 % 9,0 % 8,0 % Uten småkraft (basis) Med småkraft 7,0 % 6,0 % 5,0 % 4,0 % 3,0 % 2,0 % 1,0 % 0,0 % 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Figur 8: Avkastning for selskap A 4,5 % NVE-avkastning Uten småkraft (basis) Med småkraft 4,0 % 3,5 % 3,0 % 2,5 % 2,0 % 1,5 % 1,0 % 0,5 % 0,0 % 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Figur 9: Avkastning for selskap B 8,0 % NVE-avkastning Uten småkraft (basis) Med småkraft 7,0 % 6,0 % 5,0 % 4,0 % 3,0 % 2,0 % 1,0 % 0,0 % 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Figur 10: Avkastning for selskap C 12
8,0 % NVE-avkastning Uten småkraft (basis) Med småkraft 7,0 % 6,0 % 5,0 % 4,0 % 3,0 % 2,0 % 1,0 % 0,0 % 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Figur 11: Avkastning for selskap D Resultatene fra analysen viser en meget lav/negativ avkastning på investeringer i forhold til småkraftutbyggingen. Utbyggingen av småkraft i Norge er i dag i startgropen, og dersom de svake investeringsincentivene for nettselskapene ikke tas hensyn til i reguleringen kan det innebære negative økonomiske konsekvenser for selskap med stort potensial for småkraft i konsesjonsområdet. Selskapene kan i stedet for å være offensive komme til å tilpasse seg ved å investere så lite som mulig. Investering i AMS Sommeren 2009 sendte NVE forskrifter ut på høring som innebærer fullskala utbygging av AMS innen utgangen av 2014. NVE har nylig uttalt at de vil avvente forskriften i påvente av utviklingen i EU. Ifølge NVE vil en full utbygging utløse investeringer på mellom fire og fem milliarder. Erfaringer fra utbyggingen i Sverige tilsier imidlertid at NVEs anslag er for konservative. Krav om AMS vil utløse store endringer i effektivitet for nettselskapene. Beregninger gjennomført av ECgroup for perioden 2010-2019 viser at endringen for det enkelte selskap vil være avhengig av selskapets effektivitet før AMS, i hvilken grad AMS-investeringer allerede er foretatt, og i hvilken grad det er flere kunder i referanseselskapet enn selskapet selv. Figur 12 viser hvordan effektiviteten for nettselskapene vil endres som følge av AMS, gitt at kostnaden ved AMS per målepunkt er lik for alle selskap. Figur 12: Endring i effektivitet for nettselskapene som følge av AMS-investeringene 13
Supereffektive selskaper vil de første årene (tom 2014) sammenlignes helt eller delvis med situasjonen før AMS-investeringene. Dette vil innebære en reduksjon i effektivitet de første årene. I perioden etter 2014 vil avkastningen for AMS-investeringene hos supereffektive selskap returnere til samme nivå som for andre selskap. Nettselskap som allerede har gjennomført det meste av AMS-investeringene vil oppleve en økning i effektivitet som følge av en større kostnadsøkning for andre selskap. Økningen i effektivitet gjelder hele perioden fra 2010-2019. Selskap med mye slakk på antall kunder i effektivitetsmålingen (flere kunder i referanseselskap enn selskapet selv) vil oppleve en større kostnadsøkning for referanseselskapet enn for selskapet selv. Dette fører til økt effektivitet for disse selskapene. Figur 13: Årlig avkastning på AMS-investeringene for nettselskapene Figur 13 gir en oversikt over avkastningene på AMS-investeringer for alle selskap. AMSinvesteringene vil gi svært ulik avkastning hos selskapene. Selskap som allerede har gjennomført det meste av AMS-investeringene vil måtte gjennomføre små investeringer sammenlignet med andre selskap, noe som gir en stor økning i effektivitet. 14