Nettregulering - rammebetingelser Kurs: Budsjettering og tariffering 1.-2. oktober 2008 Svein Sandbakken 1
NETTREGULERING - TARIFFERING EFFEKTIVITET RAPPORTERING EGNE DRIFTS- KOSTNADER KOSTNADS- NORM INVESTERING NVE- INNTEKTS- RAMME TARIFFER 2
REGULERINGSMODELL NVEs reguleringsmodell Effektivitetsmåling Konsekvenser av reguleringsmodellen Incentiv i reguleringen 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 KILE Avskrivninger, tap og andre driftskostnader Kostnad overl. nett ++ Driftsresultat Tariffinntekt KILE 5
REGULERINGSMODELL Større grad av normregulering Tillegg for egne Investeringer 2007 Egne kostnader inkl. KILE og normalavkastning 2007 40 % 60 % Normkostnad 2007 Inntektsramme 2009 6
REGULERINGSMODELL I n = 40%*K n-2 + 60%*K N n-2 + TapR n-2 *Spot n + K U n-2 *KPI n /KPI n-2 + JI + AKG n * r - K n-2 = (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 - NVE-Rente n =1,14*R n +2,39 % - R n = 5-årlig statsobligasjonsrente i år n - JI = INV n-2 * (1,6*NVE-Renten) 7
REGULERINGSMODELL 18,0 % 16,0 % 14,0 % NVE-rente, Investeringsrente og risikopremie som funksjon av ST5X Investeringsrente NVE-rente Risikopremie 12,0 % 10,0 % 8,0 % 6,0 % 4,0 % 2,0 % 0,0 % 3,0 % 3,5 % 4,0 % 4,5 % 5,0 % 5,5 % 6,0 % 6,5 % 7,0 % 5 årlig statsobligasjonsrente (ST5X) 8
REGULERINGSMODELL Renteutvikling 8,0 7,0 6,0 5,0 4,0 3,0 2,0 3-mnd NIBOR Styringsrente 3-års statsobligasjonsrente 5-års statsobligasjonsrente 10-års statsobligasjonsrente 1.1.2007 2.4.2007 2.7.2007 1.10.2007 1.1.2008 1.4.2008 1.7.2008 30.9.2008 31.12.2008 9
REGULERINGSMODELL Inntektsramme 2008 NVE Desember Oktober 2008 2007 NVE-rente Tapspris [øre/kwh] 8,38 % 42,8 7,70 % 32,0 44,0 42,0 KPI 2008 122,8 123,2 Inntektsramme 2008 [mrd. Kr] 14,634 13,978 10
REGULERINGSMODELL Reduksjon fra varsel til vedtak inntektsramme 2008 25 % 20 % 15 % 10 % 5 % 0 % 0 20 40 60 80 100 120 140 160 Antall selskap 11
REGULERINGSMODELL Kostnadsnorm Resultat av effektivitetsmåling 12
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 13
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 14
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 ++) 15
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 Antall nettstasjoner Grenseskilleparameter Kystnærhet Skog Snø Oppgave Regional Luftlinje vektet Jordkabel vektet Sjøkabel vektet Stasjoner vektet Skog 16
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 17
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) 18
REGULERINGSMODELL Alta Kraftlag AL Referanseselskap Eidefoss AS Hafslund Nett AS Klepp Energi AS Effektivitet 87,4 % 101,1 % 114,3 % 119,3 % Referanseandel 0,339 0,004 0,059 Produktaspekt Antall nettstasjoner 825,00 1 015,00 13 262,00 284,00 825,00 Lengde høyspentnett 845,00 988,00 8 177,00 187,00 845,00 Overført energi 323 900,00 296 509,00 15 010 999,00 263 857,00 323 900,00 Antall kunder utenom fritid 9 619,00 9 603,00 508 833,00 6 080,00 10 270,56 Antall fritidskunder 847,00 2 994,00 9 652,00 120,00 1 993,70 Grenseskilleparameter 219,80-3 963,99 3 472,58 219,80 Høyspent luft * Andel skog 91,66 1 934,78 30 541,30 115,59 2 541,10 Høyspent luft * Kystnærhet 5,20 0,27 2,09 0,19 7,32 Høyspent luft * Snøfall 269 808,54 250 107,25 354 825,74 1 695,94 269 808,54 Kostnader [kkr] Driftskostnader 30 287 22 290 525 589 8 463 24 430 Kostnader nettjenester - - 13 150-46 Avkastningsgrunnlag 150 332 150 570 3 528 366 122 921 125 475 Avkastningsgrunnlag tilskudd 8 071 42 017 381 093-21 122 Avskrivninger 9 598 10 640 239 727 6 596 8 489 Avskrivninger tilskudd 479 2 045 17 175-973 Årets KILE 1 148 2 224 40 477 221 1 300 Tapsnitt (2001-05) 19 580 18 104 707 991 9 112 18 937 Grenseskillekostnader - - - - - Totalkostnad 54 992 52 135 1 226 068 24 190 47 922 Totalt 19
REGULERINGSMODELL Effektivitet Totalkostnad Referanseselskap Totalkostnad Eget selskap EFF = K Ref /K 20
REGULERINGSMODELL Supereffektivitet (> 100 %) Effektivitet 2006 > 100 % Effektivitet 2006 ved sammenligning med midlere data for 2004 og 2005 > 100 % Effektivitet > 100 % (forbedring i forhold til fjoråret) Effektivitet 2006 ved sammenligning med midlere data for for 2004 og 2005 100 % Effektivitet = 100 % 21
REGULERINGSMODELL Kostnadsnorm Resultat av effektivitetsmåling K N n-2 =K n-2 *EFFKalibrert n-2 22
REGULERINGSMODELL Kalibrert og justert effektivitet Distribusjonsnett EFF KD n-2 = EFF n-2 + (100% - EFFBransje n-2 ) Regionalnett EFF KR n-2 = EFF n-2 + (100%-EFFBransje n-2 ) -0,5*(EFF n-2 +(100%-EFF Bransje n-2 ) -100%) EFF KR n-2 = 0,5*EFF n-2 + (100% - 0,5*EFFBransje n-2 ) 23
REGULERINGSMODELL Kostnadsnorm K N n-2 = K n-2 *EFFKalibrert n-2 Distribusjonsnett K ND n-2= K n-2 *EFF n-2 + K n-2 *(100%-EFF Bransje n-2) K ND n-2= 9,2 %*K n-2 + K n-2 *EFF n-2 Regionalnett K NR n-2= K n-2 *0,5*EFF n-2 + K n-2 *(100%-0,5*EFF Bransje n-2) K NR n-2= 60,0%*K n-2 + K n-2 *0,5*EFF n-2 24
REGULERINGSMODELL Inntektsramme I n = 40%*K n-2 + 60%*K N n-2 ++ Distribusjonsnett I D n = 40%*K n-2 + 60%*(9,2 %*K n-2 + K n-2 *EFF n-2 )++ I D n = 45,5%*K n-2 + 60%*K n-2 *EFF n-2 ++ I D n = 45,5%*K n-2 + 60%*K n-2 *K Ref /K n-2 ++ Regionalnett I R n = 40%*K n-2 + 60%*(60,0%*K n-2 + K n-2 *0,5*EFF n-2 )++ I R n = 76,0%*K n-2 + 60%*K n-2 *0,5*EFF n-2 ++ I R n = 76,0%*K n-2 + 30%*K n-2 *K Ref /K n-2 ++ 25
REGULERINGSMODELL Inntektsramme/Egen kostnad 140 % 130 % 120 % Distribusjonsnett (90,8%) Regionalnett (79,9%) 110 % 100 % 90 % 80 % 70 % 60 % 50 % 20 % 40 % 60 % 80 % 100 % 120 % 140 % Målt effektivitet 26
REGULERINGSMODELL Inntektsramme I R n = 40 %*K n-2 + 60 %*KNJ n-2 ++ I R n = 70 %*K n-2 + 30 %*KNB n-2 ++ 8-6 40 % egne kostnader 8-2 Kostnadsnorm Åpen i alle ender 27
KALIBRERING AV INNTEKTSRAMME 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. 28
KALIBRERING AV INNTEKTSRAMME Forutsetninger NVE Inntektsramme 2008 - Driftskostnader 2008 =Driftsresultat 2008 DV: KILE: Tap: AVS: BV: Reelt konstante Reelt konstante Konstante Nominelt konstante Nominelt konstante 29
KALIBRERING AV INNTEKTSRAMME 2006 2007 2008 KPI 117,7 118,9 122,8 Drift og vedlikehold 5 891 080 5 951 142 6 146 343 KPI-justert KILE 385 380 389 309 402 079 KPI-justert Energitap 5 441 607 5 441 607 5 441 607 Konstant Avskrivning 2 483 090 2 483 090 2 483 090 Konstant Bokført verdi 38 677 926 38 677 926 38 677 926 Konstant Pris nett-tap 2008 [kr/mwh] NVE-rente 2008 Før kalibrering 428 8,38 % Etter kalibrering Inntektsramme 2008 (NVE) 15 005 668 14 634 142 Driftskostnader 2008 Drift og vedlikehold 6 146 343 6 146 343 Tapskostnader 2 329 008 2 329 008 KILE 402 079 402 079 Avskrivninger 2 483 090 2 483 090 Sum driftskostnader 11 360 520 11 360 520 Driftsresultat 3 645 148 3 273 623 Avkastning 9,33 % 8,38 % Δr =-0,95 30
KALIBRERING AV INNTEKTSRAMME 2006 2007 2008 Lønnsindeks 124,2 131,3 139,5 KPI 117,7 118,9 122,8 Personalkostnader 2 945 540 3 113 436 3 306 469 Justert med lønnsindeks Andre driftskostnader 2 945 540 2 975 571 3 073 172 KPI-justert KILE 385 380 389 309 402 079 KPI-justert Energitap 5 441 607 5 441 607 5 441 607 Konstant Investering 2 766 466 2 859 413 2 994 950 Økt med KPI og lønnsinndeks (50/50) Avskrivning 2 483 090 2 554 916 Økes med 1/30 av årets inv. og red. 2 628 733 med 1/30 av investering 30 år Bokført verdi 31.12 38 677 926 38 982 423 39 348 640 Pris nett-tap 2008 [kr/mwh] 428 NVE-rente 2008 8,38 % Inntektsramme 2008 14 634 142 Driftskostnader 2008 Personalkostnader 3 306 469 Andre driftskostnader 3 073 172 Tapskostnader 2 329 008 KILE 402 079 Avskrivninger 2 628 733 Sum driftskostnader 11 739 460 Driftsresultat 2 894 683 435 708 For lav Avkastning 7,28 % 1,10 % For lav 31
KALIBRERING AV INNTEKTSRAMME NVE Δr = -0,95 % ΔI = Δr * AKG n-2 = -370 mill kr Avkastning for bransjen uten effektivisering fra 2006 til 2008 ca 1,1 % lavere enn normalavkastning 32
INCENTIV I REGULERINGEN Incentiv Endring i driftsresultat ved endring i Oppgave Kostnader 33
INCENTIV I REGULERINGEN Endring i inntektsramme ved økning i oppgave ikke effektive selskap Økning i oppgaveparametere som effektiviteten er følsom for endringer i Økning i referanseselskapets kostnad Økning i effektivitet Økning i inntektsramme Dnett: 60 % av referanseselskapets kostnadsøkning Rnett: 30 % av referanseselskapets kostnadsøkning Økning i oppgaveparametere som effektiviteten ikke er følsom for endringer i Ingen endring i effektivitet Ingen endring i inntektsramme 34
INCENTIV I REGULERINGEN Endring i inntektsramme ved økning i oppgave effektive selskap Egen effektivitet: Økning/uendret Effektivitet for selskap som har det effektive selskapet som referanseselskap Reduksjon/uendret Økning/reduksjon i bransjens midlere effektivitet Egen inntektsramme: Økning/uendret 35
INCENTIV - DRIFTSKOSTNAD 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 % 60 % 70 % 80 % 90 % 100 % 110 % 120 % 130 % Effektivitet før endring 36
INCENTIV - DRIFTSKOSTNAD 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 37
INCENTIV - DRIFTSKOSTNAD Økning i inntektsramme 2009-2013 ved økning i driftskostnad i distribusjonsnett 2006 60,0 % 50,0 % 40,0 % 30,0 % 20,0 % 10,0 % 0,0 % 60 % 70 % 80 % 90 % 100 % 110 % 120 % 130 % Effektivitet før endring 38
INCENTIV - DRIFTSKOSTNAD 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 39
INCENTIV I REGULERINGEN Kostnadsøkning 2006 100 Resultatreduksjon 2006 100 Inntektsrammeøkning 2008 Dnett 45 60 Rnett 75 85 Resultatøkning 2008 Dnett 45 60 Rnett 75 85 Samlet resultatreduksjon Dnett 40 55 Rnett 15 25 40
INCENTIV - REINVESTERING Marginal avkastning på reinvestering hos ikke effektivt selskap i 2007 16 % 14 % 12 % Midlere avkastning 2007, 2008 og 2009 = 2,5 %, deretter 1,0-1,5 % 10 % 8 % 6 % 4 % 2 % 0 % -2 % -4 % 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 41
INCENTIV - REINVESTERING Effektive selskap Mange av de effektive selskapene er effektive som følge av at de er spesielle For eksempel mange kunder i forhold til nettutstrekning Tåler til dels meget store kostnadsøkninger før effektiviteten blir lavere enn 100 % Effektivitet = 100 % selv med kostnadsøkning fra året før Ikke effektivitetsmessig straff for reinvesteringen 42
INCENTIV - REINVESTERING Marginal avkastning på reinvestering hos effektivt selskap i 2007 25 % 20 % Midlere avkastning 2007, 2008 og 2009 = 4,5 %, deretter 7-8 % 15 % 10 % 5 % 0 % -5 % 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 43
INCENTIV - NYINVESTERING Nyinvestering som ikke påvirker parametere som inngår i DEA-modellen Som reinvestering Nyinvesteringer som øker parametere som inngår i DEA-modellen slik at effektivitet øker før det tas hensyn til kostnadsøkningen som følge av investeringen Avkastning høyere enn avkastning på reinvestering Avhengig av effektivitetens følsomhet for endringer i parametrene 44
INCENTIV - NYINVESTERING Referanseselskap Selskapet Askøy Energi AS Fredrikstad Energi Nett AS Eidefoss AS Krødsherad Everk Nord- Salten Kraftlag AL Ørskog Interkomm. Kraftlag Hafslund Nett AS Totalt 4,008 0,059 0,932 8,381 0,261 9,282 0,074 Energi totalt [MWh] 3 591 595 235 906 971 727 296 509 44 671 118 373 85 739 15 010 999 3 591 595 Antall kunder fritid 25 096 1 049 5 470 2 994 1 167 1 656 738 9 652 25 096 Antall kunder utenom fritid 132 162 9 990 30 328 9 603 1 362 4 678 3 348 508 833 132 162 Nettlengde høyspent [km] 5 340 229 619 988 125 752 174 8 177 5 340 Antall nettstasjoner 7 301 384 1 080 1 015 161 526 246 13 262 7 301 Grensesnittsvariabel 1 006,0 0,0 7 856,0 0,0 0,0 0,0 393,2 3 964,0 4 405,0 Vind/kystavstand*HSL 6,3 5,2 1,5 0,3 0,0 13,1 1,9 2,1 42,7 Skog*HSL 973,4 21,5 8,6 19,3 37,9 21,1 56,3 305,4 973,4 Snø*HSL 1 048 914 8 737 22 780 250 107 18 928 324 079 54 924 354 826 1 048 914 Referanseselskap Selskapet Fusa Kraftlag Luster Energiverk AS Totalt 0,135 0,797 Energi totalt [MWh] 36 749 60 190 67 114 61 621 Antall kunder fritid 432 855 642 627 Antall kunder utenom fritid 1 824 1 909 2 873 2 548 Nettlengde høyspent [km] 167 174 244 218 Antall nettstasjoner 174 216 237 218 Grensesnittsvariabel 0,0 519,2 448,0 427,2 Vind/kystavstand*HSL 0,8 2,8 0,8 1,0 Skog*HSL 51,6 67,1 53,4 51,6 Snø*HSL 98 228 33 614 117 557 98 228 45
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 %) 46
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 47
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 48
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 49
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 50
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 51
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 52
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 53
ANDRE INCENTIV Anleggsbidrag Kostnadsfordeling Aktivering - kostnadsføring 54
INCENTIV - ANLEGGSBIDRAG Nyinvesteringens påvirkning på effektivitet uavhengig av finansiering Endring i Oppgave Kostnad i effektivitetsmåling Eff n-2 Eff n-2 55
INCENTIV - ANLEGGSBIDRAG I D n = 45,5%*K n-2 + 60%*K n-2 *EFF n-2 +JI Egenfinansiering I E n = (K+ K) n-2 *(45,5% + 60%*EFF n-2 ) + JI Anleggsbidrag I A n = K n-2 *(45,5% + 60%*EFF n-2 ) Forskjell I n = K n-2 *(45,5% + 60%*EFF n-2 ) + JI 56
INCENTIV - ANLEGGSBIDRAG 140,0 % 120,0 % 100,0 % 80,0 % 60,0 % 40,0 % 20,0 % 0,0 % Økning i inntektsramme 2008 (andel av kapitalkostnad) ved egenfinansiering i forhold til tilskuddsfinansiering av investering i distribusjonsnett 2006 (uten endring i oppgave) 60 % 70 % 80 % 90 % 100 % 110 % 120 % 130 % Effektivitet før endring 57
INCENTIV - KOSTNADSFORDELING Fordeling av tap mellom Rnett og 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 = 40 50 % av kostnadsøkning 58
INCENTIV - KOSTNADSFORDELING Fordeling av andre kostnader mellom Rnett og Dnett Kostnad Effektivitet Kalibrert og justert effektivitet Bransjeeffektivitet Inntektsramme Alternativ1 Regionalnett 100 80,0 % 79,9 % 100,1 % 100,03 Distribusjonsnett 100 80,0 % 90,8 % 89,2 % 93,52 193,55 Alternativ2 Regionalnett 110 72,7 % 79,9 % 96,4 % 107,63 Distribusjonsnett 90 88,9 % 90,8 % 98,1 % 88,97 196,60 59
INCENTIV - KOSTNADSFORDELING 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 60
INCENTIV - KOSTNADSFORDELING Føring av andre inntekter Basis Brutto - monopol Alternativ Netto - monopol Kostnad og inntekt øvrig Kostnad nett og inntekt øvrig 2007 Inntektsramme 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 Andre inntekter nett 0,0 10,0 0,0 0,0 0,0 Andre inntekter øvrig 0,0 0,0 0,0 10,0 10,0 Kostnader nett 80,0 90,0 80,0 80,0 90,0 Kostnader øvrig 0,0 0,0 0,0 10,0 0,0 Driftsresultat 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 Avkastning BV 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 Kostnad referanseselskap 80,0 80,0 80,0 80,0 80,0 Effektivitet 80,0 % 80,0 % 80,0 % 80,0 % 72,7 % Bransjeeffektivitet 90,8 % 90,8 % 90,8 % 90,8 % 90,8 % Effektivitet kalibrert 89,2 % 89,2 % 89,2 % 89,2 % 81,9 % Kostnadsnorm 89,2 89,2 89,2 89,2 90,1 2009 Inntektsramme 93,5 93,5 93,5 93,5 98,1 61
INCENTIV - AKTIVERING Kostnadsføring = 100 i 2007 Økning i inntektsramme 0 i 2007 og 2008 0,45*(100*KPI 2009 /KPI 2007 ) i 2009 Aktivering = 100 i 2007 Økning i inntektsramme 0 i 2007 og 2008 0,45*(3,3+96,7*1,01*8,1 %)+100*8,1 %*1,6 i 2009 0,45*(3,3+93,3*1,01*8,1 %) i 2010 62
INCENTIV - AKTIVERING Tilnærmet samme nåverdi av framtidig økning av inntektsramme med aktivering og kostnadsføring Andre forhold Nåverdi av framtidig skatt Usikkerhet om framtidig regulering Selskapets framtidige bokførte verdi Selskapets framtidige driftsresultat 63
OPPSUMMERING INCENTIV Kostnadsreduksjoner i eget selskap Redusert inntektsramme Økt avkastning Kostnadsreduksjoner hos andre selskap Redusert inntektsramme Redusert avkastning Effektivisering på linje med resten av bransjen for å opprettholde egen avkastning Kostnadsøkninger/investeringer hos andre selskap medfører økning i din inntektsramme Konkurranse 64
OPPSUMMERING INCENTIV Svært lav avkastning på reinvesteringer som ikke bidrar til reduksjoner i Driftskostnader Tapskostnader KILE Variabel avkastning på nyinvesteringer 65
OPPSUMMERING INCENTIV Leveregel for å maksimere 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 66