Nettregulering - Nettregulering - rammebetingelser rammebetingelser Kurs: Budsjettering og tariffering 15. - 16. september 2010 Svein Sandbakken 1
NETTREGULERING NVEs reguleringsmodell Effektivitetsmåling Konsekvenser av reguleringsmodellen Incentiv i reguleringen Mulige/fornuftige endringer fra 2011/2012 2
NETTREGULERING - TARIFFERING EFFEKTIVITET RAPPORTERING EGNE DRIFTS- KOSTNADER KOSTNADS- NORM INVESTERING NVE- INNTEKTS- RAMME TARIFFER 3
REGULERINGSMODELL Nettregulering 2007 2011 Fortsatt inntektsregulering Inntektsramme inklusive KILE Større grad av normregulering Inntektsramme i mindre grad bestemt av egne kostnader Årlig oppdatering av grunnlag for inntektsramme basert på data fra 2 år tidligere Årlige effektivitetsmålinger Normalavkastning for bransjen samlet 4
REGULERINGSMODELL Inntektsramme - KILE Kostnad overl. nett ++ Inntektsramme inklusive KILE Tariff-inntekt KILE Avskrivninger, tap og andre driftskostnader Driftsresultat KILE 5
REGULERINGSMODELL Større grad av normregulering Egne kostnader inkl. KILE og normalavkastning 2009 40 % 60 % Tillegg for manglende avkastning 2009 Korreksjon for endringer i avskrivning og bokført verdi fra 2009 til 2011 Normkostnad 2009 Inntektsramme 2011 6
REGULERINGSMODELL I n = 40%*K + 60%*K N + Tap R n-2*spot n + K U n-2*kpi n /KPI n-2 + JI +( K Faktisk n-2 - I n-2 ) * BV n / BV n - K = (DV n-2 -K U n-2)*kpi n /KPI n-2 + AVS n-2 + BV n-2 *1,01*NVE-Rente n + ILE n-2 *KILE-satser n + Tap D n-2*spot n - K N = EFF n-2 Kal * K = (EFF n-2 + 100% - EFF BR n-2) * K - JI = INV n-2 * (1,46*NVE-Renten) + (ΔAVS n-2 n + ΔBV n-2 n * NVE-rente n ) (2009 og 2010) (Fra og med 2009) 7
8 REGULERINGSMODELL
REGULERINGSMODELL 9,0 % 8,0 % 7,0 % Renteutvikling NVE-rente 10-års statsobligasjonsrente 5-års statsobligasjonsrente 3-års statsobligasjonsrente 6-mnd NIBOR Styringsrente Midlere 5-års rente til nå i 2010: 2,88% (NVErente = 5,67%) Estimat 5-års rente 2010: 2,77% (NVErente = 5,55%) 6,0 % 5,0 % 4,0 % 3,0 % 2,0 % 1,0 % 0,0 % 1.1.2009 2.4.2009 2.7.2009 1.10.2009 1.1.2010 2.4.2010 2.7.2010 1.10.2010 9
REGULERINGSMODELL Inntektsramme 2010 Økning med ca 2 % NVE Desember 2009 Oktober 2010 Endring inntektsramme NVE-rente 6,50 % 5,60 % -0,410 Tapspris [øre/kwh] 30,7 43,0 0,760 KPI 2010 127,7 128,8 0,065 Inntektsramme 2010 [mrd. Kr] 17,081 17,496 0,415 ± endring i kapitalkostnader fra 2008 til 2010 + KILE kortvarige avbrudd 10
REGULERINGSMODELL Kostnadsnorm Resultat av effektivitetsmåling 11
REGULERINGSMODELL Effektivitetsmåling DEA-modell - Sammenligning av hvilke innsatsfaktorer som benyttes for å produsere en kombinasjon av produkter - Sammenligning av hvilke kostnader som benyttes for å løse en oppgave av en viss størrelse 12
REGULERINGSMODELL Utfordring - Beskrive oppgave/rammevilkår for å oppnå en mest mulig rettferdig effektivitetsmåling - Umulig å kunne ta hensyn til alle forhold som har kostnadsmessige konsekvenser for utførelsen av oppgaven - Effektivitetsmåling blir aldri 100 % korrekt 13
REGULERINGSMODELL Nettvirksomheten - Oppgave - Transportere en viss energimengde fram til kundene - Forhold som påvirker kostnaden med å utføre oppgaven rammevilkår - Antall kunder - Transportavstand - Kundenes plassering i forsyningsområdet - Faktisk linjelengde - Transportforhold - Geografi (fjord, fjell, vind, lyn, skog, snø, asfalt ++) 14
REGULERINGSMODELL Kostnader Tapskostnader (Ikke Rnett) Avskrivning egen- og stønadsfinansierte anlegg Netto andre driftskostnader ekskl. kostnader knyttet til utredningsansvar Normalavkastning egen- og stønadsfinansierte anlegg KILE (snitt faktisk) Ikke med Nedskrivning Tap ved avgang Oppgave Distribusjon Overført energi Antall kunder fritidsbolig Antall kunder annen forsyning Lengde høyspentnett DEA Antall nettstasjoner Kystnærhet Skog Snø Grenseskilleparameter Småkraft Rammevilkår Øyforsyning Oppgave Regional Luftlinje vektet Jordkabel vektet Sjøkabel vektet Stasjoner vektet Skog 15
REGULERINGSMODELL Effektivitet beregnes gjennom en sammenligning av kostnader og oppgave for alle selskap Ingen selskap med samme kombinasjon av oppgavebeskrivende parametere Nødvendig å konstruere et sammenligningsselskap for alle selskap Konstrueres som en kombinasjon av faktiske selskap 16
REGULERINGSMODELL Konstruert sammenligningsselskap - Referanseselskap Konstrueres som en kombinasjon av faktiske selskap Alle oppgavebeskrivende parametere >= oppgavebeskrivende parametere for det aktuelle selskapet Lavest mulig kostnad (Mest effektive kombinasjon med samme eller større oppgave) 17
REGULERINGSMODELL Referanseselskap Krødsherad Everk Nord-Trøndelag Andøy Energi AS Klepp Energi AS KF Elektrisitetsverk Totalt Effektivitet 73,49 % 127,3 % 107,6 % 151,0 % 108,3 % Referanseandel 1,614 0,223 1,488 0,029 Produktaspekt Antall nettstasjoner 865,00 219,00 290,00 169,00 6 654,00 865,00 Lengde høyspentnett 829,00 273,00 189,00 134,00 5 002,00 829,00 Overført energi 347 322,00 96 109,00 269 610,00 49 642,00 1 982 096,00 347 322,00 Antall kunder utenom fritid 10 162,00 3 212,00 6 839,00 1 360,00 71 705,00 10 838,79 Antall fritidskunder 941,00 343,00 120,00 1 310,00 8 823,00 2 788,28 Høyspent luft * Andel skog 87,81 0,57 111,60 3 708,82 66 678,51 7 502,24 Høyspent luft * Kystnærhet 4,98 9,66 0,18 0,04 6,94 15,90 Høyspent luft * Snøfall 258 452,30 114 825,67 1 637,46 18 516,75 1 540 176,98 258 452,30 Kostnader [kkr] Driftskostnader 42 323,00 6 139,00 9 168,00 3 239,00 185 942,00 22 233,20 Andre inntekter (233,00) - - - - - Avkastningsgrunnlag 187 071,19 41 938,23 100 138,47 21 016,08 864 306,49 146 673,19 Avkastningsgrunnlag tilskudd 9 507,13 2 368,45 1 315,02 14 623,79 189 715,37 31 444,05 Avskrivninger 13 007,00 3 413,00 7 126,00 1 423,00 57 825,00 10 913,08 Avskrivninger tilskudd 572,00 255,00 40,00 614,00 9 888,00 1 624,33 Årets KILE 1 748,00 1 926,00 175,00 204,00 13 785,00 3 855,44 Årets Tap 26 571,00 6 224,00 11 190,00 4 180,00 121 849,00 22 338,23 Totalkostnad 82 097,44 17 384,71 28 291,67 9 713,40 391 969,39 60 331,21 Andel av referanseselskapets totalkostnad 46 % 10 % 24 % 19 % 18
REGULERINGSMODELL DEA-effektivitet Totalkostnad Referanseselskap Totalkostnad Eget selskap EFF = K Ref /K 19
REGULERINGSMODELL Supereffektivitet (> 100%) DEA-effektivitet 2009 > 100% Effektivitet 2009 ved sammenligning med midlere data for 2004 2008 > 100% Effektivitet > 100 % (forbedring i forhold til tidligere) Effektivitet 2009 ved sammenligning med midlere data for 2004-2008 100% Effektivitet = 100 % 20
REGULERINGSMODELL Rammevilkårsjustering Parametere beregnet gjennom regresjonsanalyser (effektivitet parametere) Tillegg øker lineært med rammevilkårsparameter/ nettverdi Nettverdi Km høyspent (419.000) Antall nettstasjoner (147.000) Antall kunder ( 12.000) 21
REGULERINGSMODELL Rammevilkårsjustering Rammevilkårsjustering - Grenseskille 14,0 % 12,0 % 10,0 % 73 selskap med økning. Gjennomsnittlig økning alle selskap lik 1,7 % 8,0 % 6,0 % 4,0 % 2,0 % 0,0 % 0,0 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 30,0 35,0 Grenseskilleparameter/Nettverdi 22
REGULERINGSMODELL Rammevilkårsjustering Rammevilkårsjustering - Småkraft 14,0 % 12,0 % 110 selskap med økning. Gjennomsnittlig økning alle selskap lik 1,7 % 10,0 % 8,0 % 6,0 % 4,0 % 2,0 % 0,0 % 0,00 0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 Småkraft/Nettverdi 23
REGULERINGSMODELL Rammevilkårsjustering Rammevilkårsjustering - Øyforsyning 14,0 % 12,0 % 10,0 % 42 selskap med økning. Gjennomsnittlig økning alle selskap lik 0,6 % 8,0 % 6,0 % 4,0 % 2,0 % 0,0 % 0,00 0,02 0,04 0,06 0,08 0,10 0,12 0,14 Øyforsyning/Nettverdi 24
REGULERINGSMODELL Rammevilkårsjustering Likt effektivitetstillegg for like rammevilkårsparametere/nettverdi Ikke overkompensasjon for spesielle forhold Mer rettferdig fordeling av samlet inntektsramme 1 øy gir samme effektivitetskorrigering som 1,9 MW installert ytelse i småkraftverk Grenseskilleparameter = 270 25
REGULERINGSMODELL Kostnadsnorm K N = K*EFF Kalibrert n-2 K N = K*(EFF n-2 + (100% - EFF Bransje n-2)) EFF Bransje n-2 D = 86,5% EFF Bransje n-2 R = 80,9% K ND = K D *EFF n-2d + 13,5 %*K D K NR = K R *EFF n-2r + 19,1 %*K R 26
REGULERINGSMODELL Inntektsramme I n = 40%*K + 60%*K N ++ Distribusjonsnett I nd = 40%*K D + 60%*(K D *EFF n-2d + 13,5 %*K D ) ++ I nd = 48,1%*K D + 60%*K D *EFF n-2d ++ I nd = 48,1%*K D + 60%*K D *(K Ref /K n-2 D )++ I nd = 48,1%*K D + 60% *K Ref *(K D /K n-2 D )++ Regionalnett I nr = 40%*K R + 60%*(K R *EFF n-2r + 19,1 %*K R ) ++ I nr = 51,5%*K R + 60%*K R *EFF n-2r ++ I nr = 51,5%*K R + 60%*K R *(K Ref /K n-2 R )++ I R n = 51,5%*K R + 60% *K Ref *(K R /K n-2 R )++ 27
REGULERINGSMODELL Inntektsramme - Tilskudd Distribusjonsnett Egen kostnad inntektsramme 2010 Egen kostnad effektivitetsmåling 2008 Kostnad referanseselskap effektivitetsmåling 2008 Målt effektivitet 2008 Kalibrert effektivitet 2008 Normkostnad inntektsramme 2010 Inntektsramme 2010 Endring inntektsramme 2010 Basis1 100,0 100,0 80,0 80,0 % 93,5 % 93,5 96,1 Endret1 101,0 101,0 80,0 79,2 % 92,7 % 93,6 96,6 0,481 Basis2 80,0 100,0 80,0 80,0 % 93,5 % 74,8 76,9 Endret2 81,0 101,0 80,0 79,2 % 92,7 % 75,1 77,5 0,576 Regionalnett Basis3 100,0 100,0 80,0 80,0 % 99,1 % 99,1 99,5 Endret3 101,0 101,0 80,0 79,2 % 98,3 % 99,3 100,0 0,515 Basis4 80,0 100,0 80,0 80,0 % 99,1 % 79,3 79,6 Endret4 81,0 101,0 80,0 79,2 % 98,3 % 79,6 80,2 0,610 28
REGULERINGSMODELL Tillegg for investeringer (JI) INV n-2 * (1,46*NVE-Rente n ) (2009 og 2010) + (ΔAVS n-2 n + ΔBV n-2 n *NVE-Rente n ) (fom 2009) 29
REGULERINGSMODELL Investering 01.01.2010 lik 30 (30 års avskrivningstid) Investeringstillegg (NVE-rente = 7,0%) 2010: [(1-0) + (29-0)*7%] = 1,00 + 2,03 = 3,03 2011: [(1-0) + (28-0)*7%] = 1,00 + 1,96 = 2,96 2012: [(1-1) + (27-29)*7%] = 0,00-0,14 = -0,14 2039: [(1-1) + ( 0-2)*7%] = 0,00-0,14 = -0,14 2040: [(0-1) + ( 0-1)*7%] = -1,00-0,07 = -1,07 2041: [(0-1) + ( 0-0)*7%] = -1,00-0,00 = -1,00 2042: [(0-0) + ( 0-0)*7%] = 0,00-0,00 = 0,00 28 år Sum investeringstillegg = 0,0 Nåverdi av investeringstillegg = 12,5 % av investeringen 30
REGULERINGSMODELL Normalavkastning for bransjen samlet I NVE-notat 19-2005 heter det: NVE ønsker i samsvar med diskusjonen over å bidra til at bransjen er konkurransedyktig i kapitalmarkedene og bidra til et samfunnsøkonomisk riktig nivå på investeringene i fremtiden. På denne bakgrunn vil NVE etablere et prinsipp som tilsier at bransjens veide avkastning på investert kapital over tid skal være på nivå med NVEs referanserente. I praksis vil NVE gjennom fastsettelsen av inntektsrammen sørge for at dette prinsippet etterleves. Det betyr at inntektsrammen må justeres på en slik måte at den veide avkastningen i bransjen over tid er omtrent lik NVEs referanserente. NVE understreker at tidsetterslep og årlige justeringer, vil sørge for at den veide avkastningen i praksis vil kunne avvike noe fra NVEs referanserente. 31
REGULERINGSMODELL Normalavkastning for bransjen samlet Avvik mellom normalavkastning og oppnådd avkastning for bransjen i år N-2 som tillegg/fradrag på inntektsramme i år N Gjelder fra og med 2009 2009: + 900 mill kr 2010: + 1700 mill kr 2011: + 500 mill kr (Estimat) Resultat av klager på vedtak om inntektsramme for 2007 32
Incentiv Endring i inntektsramme og driftsresultat Ved endring i oppgave Ved endring i driftskostnader Ved reinvesteringer Ved nyinvesteringer Ved regnskapsmessige endringer 33
Incentiv - Oppgave Effektivitetsmåling Med gitt kostnad, øker effektivitet med økende oppgave Økt normkostnad og dermed inntektsramme Med gitt oppgave, øker effektivitet med redusert kostnad Km, GWh Kroner 34
Incentiv - Oppgave Endring i inntektsramme ved økning i oppgave ikke effektive selskap Avhengig av om referanseselskap endres ved endring i oppgave Referanseselskap Krødsherad Everk Nord-Trøndelag Andøy Energi AS Klepp Energi AS KF Elektrisitetsverk Totalt Effektivitet 73,49 % 127,3 % 107,6 % 151,0 % 108,3 % Referanseandel 1,614 0,223 1,488 0,029 Produktaspekt Antall nettstasjoner 865,00 219,00 290,00 169,00 6 654,00 865,00 Lengde høyspentnett 829,00 273,00 189,00 134,00 5 002,00 829,00 Overført energi 347 322,00 96 109,00 269 610,00 49 642,00 1 982 096,00 347 322,00 Antall kunder utenom fritid 10 162,00 3 212,00 6 839,00 1 360,00 71 705,00 10 838,79 Antall fritidskunder 941,00 343,00 120,00 1 310,00 8 823,00 2 788,28 Høyspent luft * Andel skog 87,81 0,57 111,60 3 708,82 66 678,51 7 502,24 Høyspent luft * Kystnærhet 4,98 9,66 0,18 0,04 6,94 15,90 Høyspent luft * Snøfall 258 452,30 114 825,67 1 637,46 18 516,75 1 540 176,98 258 452,30 35
Incentiv - Oppgave Endring i inntektsramme ved økning i oppgave ikke effektive selskap Avhengig av om referanseselskap endres ved endring i oppgave Referanseselskap Luster Energiverk Tysnes Kraftlag PL AS Totalt Effektivitet 116,98 % 102,8 % 147,8 % Referanseandel 0,819 0,087 Produktaspekt Antall nettstasjoner 176,00 239,00 183,00 211,74 Lengde høyspentnett 167,00 245,00 170,00 215,53 Overført energi 40 054,00 68 249,00 39 460,00 59 352,86 Antall kunder utenom fritid 1 837,00 2 912,00 1 820,00 2 544,28 Antall fritidskunder 465,00 645,00 1 224,00 634,92 Høyspent luft * Andel skog 4 970,29 5 163,09 8 508,50 4 970,29 Høyspent luft * Kystnærhet 0,74 0,82 6,27 1,21 Høyspent luft * Snøfall 94 535,12 113 619,38 16 529,88 94 535,12 36
Incentiv - Oppgave Endring i inntektsramme ved økning i oppgave ikke supereffektive selskap Økning i oppgaveparametere som effektiviteten er følsom for endringer i Økning i referanseselskapets kostnad Økning i effektivitet Økning i inntektsramme 60 % av referanseselskapets kostnadsøkning Økning i oppgaveparametere som effektiviteten ikke er følsom for endringer i Ingen endring i referanseselskapets kostnad Ingen endring i effektivitet Ingen endring i inntektsramme 37
Incentiv - Oppgave Endring i inntektsramme ved økning i oppgave supereffektive selskap Egen effektivitet: Økning/uendret Effektivitet for selskap som har det supereffektive selskapet som referanseselskap Reduksjon/uendret Økning/reduksjon i bransjens midlere effektivitet Egen inntektsramme: Økning/uendret 38
Incentiv - Driftskostnader Endring i driftskostnader i distribusjonsnett Kostnadsreduksjon 2010 100 Reduksjon inntektsramme 2012 48 Liten økning i inntektsramme 2014 Resultatøkning 2010 100 Resultatreduksjon 2012 48 Liten økning i driftsresultat 2014 Samlet resultatøkning 52 39
Incentiv - Driftskostnader Økning i inntektsramme 2008 ved økning i driftskostnad i distribusjonsnett 2006 120,0 % Effektivitet upåvirket 100,0 % 80,0 % 60,0 % 40,0 % 20,0 % 0,0 % 60 % 70 % 80 % 90 % 100 % 110 % 120 % 130 % Effektivitet før endring 40
Incentiv - Driftskostnader Økning i inntektsramme 2008 ved økning i driftskostnad i distribusjonsnett 2006 120,0 % 100,0 % 80,0 % 60,0 % 40,0 % 20,0 % 0,0 % 0 % 5 % 10 % 15 % 20 % Kostnad tilskudd/totalkostnad effektivitetsmåling 41
Incentiv - Driftskostnader Økning i inntektsramme 2009-2013 ved økning i driftskostnad i distribusjonsnett 2006 60,0 % Sammenlignet med seg selv 50,0 % 40,0 % 30,0 % 20,0 % 10,0 % 0,0 % Sammenlignet med andre 60 % 70 % 80 % 90 % 100 % 110 % 120 % 130 % Effektivitet før endring 42
Incentiv - Driftskostnader Økning i inntektsramme 2008-2013 ved økning i driftskostnad i distribusjonsnett 2006 120,0 % 100,0 % 80,0 % 60,0 % 40,0 % 20,0 % 0,0 % 60 % 70 % 80 % 90 % 100 % 110 % 120 % 130 % Effektivitet før endring 43
Incentiv - Reinvestering Utskifting av gammelt nettanlegg Ingen endringer i Energitap Driftskostnader KILE 44
Incentiv - Reinvestering Utskifting av gammelt nettanlegg Ingen endringer i driftskostnader, energitap eller avbruddskostnader Investering 30 Avskrivning 1,0 Normalavkastning 2,1 (7% av 30) Økning inntektsramme 48% * (1,0+2,1) = 1,49 Driftsresultat 1,49 1,0 = 0,49 Avkastning 0,49/30 = 1,6% + Investeringstillegg (+ i år 1 og 2, deretter -) 45
Incentiv - Reinvestering 3,0 Endring i inntektsramme med investering 01.01.2010 lik 30 (NVE-rente = 6%) 2,5 2,0 Egne kostnader + kostnadsnorm (NV = 43% * INV) Investeringstillegg (NV = 11% * INV) Totalt 1,5 1,0 0,5 0,0-0,5-1,0-1,5 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 46
Incentiv - Reinvestering 3,0 Endring i inntektsramme, avskrivning og driftsresultat med investering 01.01.2010 lik 30 2,5 2,0 Avskrivning Inntektsramme Driftsresultat 1,5 1,0 0,5 0,0-0,5-1,0 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 47
Incentiv - Reinvestering Avkastning på reinvestering 01.01.2010 7,0 % 6,0 % 5,0 % 4,0 % 3,0 % 2,0 % 1,0 % 0,0 % -1,0 % -2,0 % 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 48
Incentiv - Reinvestering Supereffektive selskap Effektivitet = 100% Økning inntektsramme = Kostnadsøkning Sammenlignet med seg selv ved beregning av supereffektivitet Økning inntektsramme Kostnadsøkning Sammenlignet med andre ved beregning av supereffektivitet Som ikke effektive selskap 49
Incentiv - Nyinvestering Nyinvestering som ikke påvirker parametere som inngår i DEA-modellen Som reinvestering Nyinvesteringer som øker parametere som inngår i DEA-modellen Avkastning høyere enn avkastning på reinvestering Avhengig av effektivitetens følsomhet for endringer i parametrene 50
EKSEMPEL - NYINVESTERING Utbygging av hytteområde 274 hytter fra 2007 til 2011 Samlet energiforbruk = 1,37 GWh 31,1 km høyspent jordkabel 13 nettstasjoner Investering: 12,9 mill kr Anleggsbidrag: 9,0 mill kr Driftskostnader: 0,258 mill kr (2,0 %) Energitap: +75 MWh (5,2 %) 51
EKSEMPEL - NYINVESTERING Investering og anleggsbidrag ved hytteutbygging Millioner kroner 4,0 Investering 3,5 Anleggsbidrag 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 52
EKSEMPEL - NYINVESTERING Millioner kroner 19,0 Samlet driftskostnad 18,0 17,0 16,0 15,0 14,0 13,0 12,0 11,0 Uten hytteutbygging Med hytteutbygging 10,0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 53
EKSEMPEL - NYINVESTERING Effektivitet 90,0 % 88,0 % 86,0 % 84,0 % 82,0 % 80,0 % Med hytteutbygging, uten kostnader 78,0 % Uten hytteutbygging Med hytteutbygging, med kostnader 76,0 % 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 54
EKSEMPEL - NYINVESTERING Millioner kroner Inntektsramme 22,0 20,0 18,0 16,0 14,0 Med hytteutbygging Uten hytteutbygging 12,0 10,0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 55
EKSEMPEL - NYINVESTERING Millioner kroner Driftsresultat 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 Med hytteutbygging Uten hytteutbygging 0,0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 56
EKSEMPEL - NYINVESTERING NVE-avkastning 6,0 % 5,0 % 4,0 % 3,0 % 2,0 % 1,0 % Med hytteutbygging Uten hytteutbygging 0,0 % 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 57
EKSEMPEL - NYINVESTERING Marginal avkastning på investering ved hytteutbygging 15 % 10 % 5 % 0 % -5 % -10 % Normalavkastning -15 % Hytteutbygging 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 58
Incentiv - Anleggsbidrag Egenfinansiering eller anleggsbidrag? Nyinvesteringens påvirkning på effektivitet uavhengig av finansiering Endring i Oppgave Kostnad i effektivitetsmåling Eff n-2 Eff n-2 59
Incentiv - Anleggsbidrag Egenfinansiering eller anleggsbidrag? I 2011 = K 2009 *(48,1% + 60%*EFF KAL 2009 )+ JI ++ Egenfinansiering I E 2011=(K+ K) 2009 *(48,1% + 60%*EFF KAL 2009) + JI ++ Tilskuddsfinansiering Forskjell I T 2011=K 2009 *(48,1% + 60%*EFF KAL 2009) ++ I 2011 = K 2009 *(48,1% + 60%*EFF KAL 2009) + JI 60
Incentiv - Anleggsbidrag Incentiv til innkreving av anleggsbidrag Incentiv til egenfinansiering for de fleste selskap Avtar med økende effektivitet (de neste 30 år) Forutsetter stabil regulering Regulering fra 2012??? Større grad av normregulering mindre andel av egen kostnadsøkning dekkes gjennom økning i ramme Investeringsincentiv 61
Incentiv - Regnskapsføring Kostnadsfordeling Monopol Annen virksomhet Fordeling energitap Rnett Dnett Aktivering - Kostnadsføring 62
Incentiv - Regnskapsføring Kostnadsfordeling mellom monopol og annet Distribusjonsnett Selskapet totalt Alternativ A Andre forretningsområder Distribusjonsnett Alternativ B Andre forretningsområder Selskapet totalt 2007 Inntekt 100 50 150 100 50 150 Driftskostnader 80 20 100 90 10 100 Driftsresultat 20 30 50 10 40 50 Avkastning BV 20 20 Samlet kostnad inkl. avkastning 100 110 Kostnad referanseselskap 80 80 Effektivitet 80,0 % 72,7 % Bransjeeffektivitet 90,8 % 90,8 % Effektivitet kalibrert 89,2 % 81,9 % Kostnadsnorm 89,2 90,1 2009 Inntektsramme 93,52 98,07 63
Incentiv - Regnskapsføring Fordeling energitap Rnett Dnett Tap i Rnett inngår ikke som kostnad i effektivitetsmåling Full dekning av tap i Rnett i inntektsramme Økning i kostnader med energitap i Dnett Som økning i andre kostnader Resultatreduksjon = ca 52% av kostnadsøkning 64
Incentiv - Regnskapsføring Kostnadsføring = 30 i 2010 Økning i inntektsramme 0 i 2010 og 2011 0,48*(30*KPI 2012 /KPI 2010 ) i 2012 Aktivering = 30 i 2010 Økning i inntektsramme 2010: + 1,0+29,0*7% 2011: + 1,0+28,0*7% 2012:0,48*(1,0+29,0*1,01*7%) - 2,0*7% 2013: 0,48*(1,0+28,0*1,01*7%) - 2,0*7% 65
Incentiv - Regnskapsføring Akkumulert nåverdi av framtidig inntektsramme 60,0 % 50,0 % 40,0 % 30,0 % 20,0 % Kostnadsføring Aktivering 10,0 % 0,0 % 0 5 10 15 20 25 30 År fra investering 66
Incentiv - Regnskapsføring Noe høyere nåverdi av framtidig økning av inntektsramme med aktivering enn kostnadsføring Andre forhold Usikkerhet om framtidig regulering Selskapets framtidige bokførte verdi Selskapets framtidige driftsresultat 67
Incentiv - Oppsummering Kostnadsreduksjoner i eget selskap Redusert inntektsramme (ca 48%) Økt avkastning (ca 52%) Kostnadsreduksjoner hos andre selskap Redusert inntektsramme Redusert avkastning Kundenes andel Selskapets andel Effektivisering på linje med resten av bransjen for å opprettholde egen avkastning Kostnadsøkninger/investeringer hos andre selskap medfører økning i selskapets egen inntektsramme Konkurranse 68
Incentiv - Oppsummering Leveregel for å maksimere selskapets avkastning Mulige kostnadsreduksjoner Gjennomfør så raskt som mulig Behov for kostnadsøkninger Utsett så lenge som mulig Behov for reinvesteringer Utsett inntil reduksjonen i summen av KILE, drifts- og tapskostnader som følge av reinvesteringen er lik kapitalkostnadene ved reinvesteringen Δ Driftskostnad > Δ Kapitalkostnad Raskest mulig Δ Driftskostnad < Δ Kapitalkostnad Utsett Når kostnader først er påløpt føres mest mulig på monopol!! 69
Mulige endringer fra 2011 Ingen endringer i generell beregning av inntektsramme Forskrift Effektivitetsberegning ikke forskriftsfestet Kan endres fra år til år Nettkonferansen 2009 Klimaparametere og andel fritidskunder utenfor DEAmodell rammevilkårskorrigering Ferskeste signaler fra NVE Ingen endringer fra 2011 Venter til 2012 70
Fornuftige endringer Distribusjonsnett Klimaparametere og andel fritidskunder utenfor DEAmodell rammevilkårskorrigering Lik korreksjon/kompensasjon for like rammevilkår Ikke overkompensasjon Mer rettferdig fordeling av samlet inntektsramme Regionalnett Samle oppgaveparameterene til en 71
Fornuftige endringer Dramatisk reduksjon i antall supereffektive selskap Supereffektive som følge av lave kostnader Ikke som følge av særegenheter 5 10 supereffektive Dnett Redusert behov for NVEs spesielle beregning av supereffektivitet Fjerning av spesialberegning av supereffektivitet Like incentiv for effektive og ikke effektive selskap 72
ECgroup AS - kontaktinformasjon ECgroup AS Trondheim Beddingen 8 7014 Trondheim Tlf: 73 600 700 www.ecgroup.no Oslo Fridtjof Nansens plass 6 0160 Oslo