Hvordan virker reguleringsmodellen Svein Sandbakken 25. mai 2009
Innhold Nettregulering generelt Nettregulering fra 2007 Beskrivelse Effektivitetsmåling Incentiv 2
Nettregulering generelt Nettvirksomhet Monopol For høye kostnader For høye priser Monopolprofitt Energilov 1991 1992 Nettvirksomhet Regulering Produksjon Marked Kraftomsetning - Marked 3
Nettregulering generelt 1992 1996 Driftskostnader + Regulert avkastning Ingen incentiv til effektivisering Inntektsrammeregulering 1997 2001 2002 2006 Incentiv til effektivisering Fare for leveringspålitelighet Regulering av avbruddskostnader fra 2001 4
Nettregulering fra 2007 Fortsatt inntektsregulering Inntektsramme inklusive KILE (avbruddskostnader) 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 (2008 2010) Årlige effektivitetsmålinger Normalavkastning for bransjen samlet 5
Nettregulering fra 2007 Inntektsramme - KILE Kostnad overl. nett ++ Inntektsramme inklusive KILE Tariff-inntekt KILE Avskrivninger, tap og andre driftskostnader Driftsresultat KILE 6
Nettregulering fra 2007 Større grad av normregulering Egne kostnader inkl. KILE og normalavkastning 2007 40 % (50 %) Tillegg for manglende avkastning 2007 Tillegg for egenfinansierte investeringer 2007 (2008 og 2009) 60 % (50 %) Normkostnad 2007 Inntektsramme 2009 7
Nettregulering fra 2007 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 ) - 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) * 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) 8
Nettregulering fra 2007 NVE-Rente n = 1,14*R n +2,39 % Renteutvikling 9,0 % 8,0 % 7,0 % 6-mnd NIBOR Styringsrente 3-års statsobligasjonsrente 5-års statsobligasjonsrente 10-års statsobligasjonsrente NVE-rente 6,0 % 5,0 % 4,0 % 3,0 % 2,0 % 1,0 % Gjennomsnittlig 5-års rente til nå i 2009: 3,1% (NVE-rente = 5,92%) 0,0 % Estimat 5-års rente 2009: 3,18% (NVE-rente = 6,02%) 1.1.2008 1.4.2008 1.7.2008 30.9.2008 31.12.2008 1.4.2009 1.7.2009 30.9.2009 31.12.2009 9
Nettregulering fra 2007 Inntektsramme 2009 Varsel fra NVE (desember 2008) 16,4 mrd kr Estimat mai 2009 15,1 mrd kr NVE-rente: 6,0% (7,52%) Pris nett-tap: 34 øre/kwh (43,3 øre/kwh) KPI 2009 : 124,8 (126,8) ± endring i kapitalkostnader fra 2007 til 2009 + KILE kortvarige avbrudd 10
Nettregulering fra 2007 Kostnadsnorm Resultat av effektivitetsmålingene Effektivitetsmodell Sammenligning av selskapenes bruk av ressurser (kostnader) for å løse en oppgave av en viss størrelse 11
Nettregulering fra 2007 Effektivitet Totalkostnad Referanseselskap Totalkostnad Eget selskap EFF = K REF /K 12
Nettregulering fra 2007 Kostnadsnorm K N = K*EFF Kalibrert n-2 K N = K*(EFF n-2 + (100% - EFF Bransje n-2)) EFF Bransje n-2 D = 88,9% EFF Bransje n-2 R = 76,4% K ND = K D *EFF n-2d + 11,1 %*K D K NR = K R *EFF n-2r + 23,6 %*K R 13
Nettregulering fra 2007 Inntektsramme I n = 40%*K + 60%*K N ++ Distribusjonsnett I nd = 40%*K D + 60%*(K D *EFF n-2d + 11,1 %*K D ) ++ I nd = 46,7%*K D + 60%*K D *EFF n-2d ++ I nd = 46,7%*K D + 60%*K D *(K Ref /K n-2 D )++ I nd = 46,7%*K D + 60% *K Ref *(K D /K n-2 D )++ Regionalnett I nr = 40%*K R + 60%*(K R *EFF n-2r + 23,6 %*K R ) ++ I nr = 54,2%*K R + 60%*K R *EFF n-2r ++ I nr = 54,2%*K R + 60%*K R *(K Ref /K n-2 R )++ I nr = 54,2%*K R + 60% *K Ref *(K R /K n-2 R )++ 14
Nettregulering fra 2007 Inntektsramme - Tilskudd Distribusjonsnett Egen kostnad inntektsramme 2009 Egen kostnad effektivitetsmåling 2007 Kostnad referanseselskap effektivitetsmåling 2007 Målt effektivitet 2007 Kalibrert effektivitet 2007 Normkostnad inntektsramme 2009 Inntektsramme 2009 Endring inntektsramme 2009 Basis1 100,0 100,0 80,0 80,0 % 91,1 % 91,1 94,7 Endret1 101,0 101,0 80,0 79,2 % 90,3 % 91,2 95,1 0,467 Basis2 80,0 100,0 80,0 80,0 % 91,1 % 72,9 75,7 Endret2 81,0 101,0 80,0 79,2 % 90,3 % 73,1 76,3 0,562 Regionalnett Basis3 100,0 100,0 80,0 80,0 % 103,6 % 103,6 102,2 Endret3 101,0 101,0 80,0 79,2 % 102,8 % 103,9 102,7 0,542 Basis4 80,0 100,0 80,0 80,0 % 103,6 % 82,9 81,7 Endret4 81,0 101,0 80,0 79,2 % 102,8 % 83,3 82,4 0,637 15
Nettregulering fra 2007 Tap i regionalnett I n = Tap R n-2*spot n Sammenligning av årets inntektsramme med årets kostnad med energitap Årstall Energitap [GWh] Tapspris [øre/kwh] Tapskostnad [mill kr] Tapskostnad i inntektsramme [mill kr] Driftsresultat tapskostnad [mill kr] 2000 134,2 12,33 16,5 2001 110,6 20,65 22,8 2002 85,4 22,10 18,9 29,7 10,8 2003 51,7 31,06 16,1 34,3 18,3 2004 102,5 26,20 26,9 22,4-4,5 2005 81,1 25,48 20,7 13,2-7,5 2006 76,2 41,14 31,3 42,2 10,8 2007 94,4 23,47 22,2 19,0-3,1 2008 139,7 33,94 47,4 25,9-21,6 Totalt 2002-2008 631,0 29,06 183,4 186,6 3,2 16
Nettregulering fra 2007 Tap i regionalnett I n = Tap R n-2*spot n Sammenligning av årets inntektsramme med kostnad for energitap 2 år tidligere Årstall Energitap [GWh] Tapspris [øre/kwh] Tapskostnad [mill kr] Energitap [GWh] Tapspris [øre/kwh] Tapskostnad i inntektsramme [mill kr] 2000 134,2 12,33 16,5 2002 134,2 22,10 29,7 13,1 2001 110,6 20,65 22,8 2003 110,6 31,06 34,3 11,5 2002 85,4 22,10 18,9 2004 85,4 26,20 22,4 3,5 2003 51,7 31,06 16,1 2005 51,7 25,48 13,2-2,9 2004 102,5 26,20 26,9 2006 102,5 41,14 42,2 15,3 2005 81,1 25,48 20,7 2007 81,1 23,47 19,0-1,6 2006 76,2 41,14 31,3 2008 76,2 33,94 25,9-5,5 2007 94,4 23,47 22,2 2009 94,4 2008 139,7 33,94 47,4 2010 139,7 Totalt 2000-2006 Kostnader 641,7 23,87 153,2 Årstall Totalt 2002-2008 Inntektsramme Tapskostnad i inntektsramme - Faktisk tapskostnad 2 år tidligere [mill kr] 641,7 29,09 186,6 33,4 17
Nettregulering fra 2007 Tap i regionalnett I n > K n-2 ved økende kraftpriser I n > K n-2 ved synkende energitap I n < K n-2 ved synkende kraftpriser I n < K n-2 ved økende energitap 18
Nettregulering fra 2007 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) 19
Nettregulering fra 2007 Investering 01.01.2009 lik 30 (30 års avskrivningstid) Investeringstillegg (NVE-rente = 7,0%) 2009: [(1-0) + (29-0)*7%] = 1,00 + 2,03 = 3,03 2010: [(1-0) + (28-0)*7%] = 1,00 + 1,96 = 2,96 2011: [(1-1) + (27-29)*7%] = 0,00-0,14 = -0,14 28 år 2038: [(1-1) + ( 0-2)*7%] = 0,00-0,14 = -0,14 2039: [(0-1) + ( 0-1)*7%] = -1,00-0,07 = -1,07 2040: [(0-1) + ( 0-0)*7%] = -1,00-0,00 = -1,00 2041: [(0-0) + ( 0-0)*7%] = 0,00-0,00 = 0,00 Sum investeringstillegg = 0,0 Nåverdi av investeringstillegg = 12,5 % av investeringen 20
Nettregulering fra 2007 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 (Økning i inntektsramme 2009 med ca 900 mill kr) Resultat av klager på vedtak om inntektsramme for 2007 21
Incentiv Endring i inntektsramme og driftsresultat Ved endring i oppgave Ved endring i driftskostnader Ved reinvesteringer Ved nyinvesteringer Ved regnskapsmessige endringer 22
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 23
Incentiv - Oppgave Endring i inntektsramme ved økning i oppgave ikke effektive selskap Avhengig av om referanseselskap endres ved endring i oppgave Selskap Drangedal Everk KF Evenes Kraftforsyning AS Fusa Kraftlag Referanseselskap Krødsherad Everk KF Nesset Kraft AS Nord-Salten Kraftlag AL Ørskog Energi AS Effektivitet 94,7 % 106,8 % 146,5 % 129,1 % 136,3 % 120,9 % 127,4 % 122,1 % Referanseandel 0,563 0,182 0,744 0,576 0,260 0,157 1,246 Produktaspekt Antall nettstasjoner 859 265 96 217 162 175 513 250 859 Lengde høyspentnett 738 249 104 175 127 169 755 171 738 Overført energi 232 761 46 595 31 015 59 512 43 951 37 965 117 433 82 633 232 761 Antall kunder utenom fritid 8 880 2 356 965 1 931 1 357 1 865 4 675 3 505 9 307 Antall fritidskunder 3 209 782 361 878 1 263 445 1 661 759 3 209 Grenseskilleparameter 1 347 1 320 1 197 519 - - - - 1 347 Høyspent luft * Andel skog 18 011,9 3 894,6 1 158,8 6 711,9 3 750,0 5 086,8 2 109,1 5 457,1 18 011,9 Høyspent luft * Kystnærhet 0,1 0,2 1,6 2,8 0,0 0,8 13,1 1,8 7,0 Høyspent luft * Snøfall 209 545,5 43 827,3 37 060,8 33 613,7 18 722,5 96 750,8 324 078,8 53 207,4 209 545,5 Totalt 24
Incentiv - Oppgave Endring i inntektsramme ved økning i oppgave ikke effektive selskap Avhengig av om referanseselskap endres ved endring i oppgave Selskap Fusa Kraftlag Referanseselskap Luster Energiverk AS Totalt Effektivitet 120,9 % 129,1 % 101,2 % Referanseandel 0,133 0,800 Produktaspekt Antall nettstasjoner 175 217 238 219 Lengde høyspentnett 169 175 245 219 Overført energi 37 965 59 512 65 811 60 589 Antall kunder utenom fritid 1 865 1 931 2 867 2 551 Antall fritidskunder 445 878 623 615 Grenseskilleparameter - 519 156 194 Høyspent luft * Andel skog 5 086,8 6 711,9 5 239,8 5 086,8 Høyspent luft * Kystnærhet 0,8 2,8 0,8 1,0 Høyspent luft * Snøfall 96 750,8 33 613,7 115 306,8 96 750,8 25
Incentiv - Oppgave 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 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 26
Incentiv - Oppgave 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 27
Incentiv - Driftskostnader Endring i driftskostnader i distribusjonsnett Kostnadsreduksjon 2009 100 Reduksjon inntektsramme 2011 47 Liten økning i inntektsramme 2013 Resultatøkning 2009 100 Resultatreduksjon 2011 47 Liten økning i driftsresultat 2013 Samlet resultatøkning 53 28
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 29
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 30
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 31
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 32
Incentiv - Reinvestering Utskifting av gammelt nettanlegg Ingen endringer i Energitap Driftskostnader KILE 33
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 47% * (1,0+2,1) = 1,46 Driftsresultat 1,46 1,0 = 0,46 Avkastning 0,46/30 = 1,5% + Investeringstillegg (+ i år 1 og 2, deretter -) 34
Incentiv - Reinvestering Endring i inntektsramme med investering 01.01.2009 lik 30 3,5 3,0 2,5 Egne kostnader + kostnadsnorm (NV = 41% * INV) Investeringstillegg (NV = 12,7% * INV) Totalt 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0-0,5-1,0-1,5 2009 2014 2019 2024 2029 2034 2039 35
Incentiv - Reinvestering 3,5 3,0 2,5 Endring i inntektsramme, avskrivning og driftsresultat med investering 01.01.2009 lik 30 Avskrivning Inntektsramme Driftsresultat 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0-0,5-1,0 2009 2014 2019 2024 2029 2034 2039 36
Incentiv - Reinvestering Avkastning på investering 01.01.2009 8,0 % 7,0 % 6,0 % 5,0 % 4,0 % 3,0 % 2,0 % 1,0 % 0,0 % -1,0 % -2,0 % 2009 2014 2019 2024 2029 2034 2039 37
Incentiv - Reinvestering Effektive 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 38
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 39
Incentiv - Anleggsbidrag Egenfinansiering eller anleggsbidrag? I 2011 = K 2009 *(47% + 60%*EFF KAL 2009 )+ JI ++ Egenfinansiering I E 2011=(K+ K) 2009 *(47% + 60%*EFF KAL 2009) + JI ++ Tilskuddsfinansiering I T 2011=K 2009 *(47% + 60%*EFF KAL 2009) ++ Forskjell I 2011 = K 2009 *(47% + 60%*EFF KAL 2009) + JI 40
Incentiv - Anleggsbidrag Incentiv til innkreving av anleggsbidrag 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 41
Incentiv - Regnskapsføring Kostnadsfordeling Monopol Annen virksomhet Fordeling energitap Rnett Dnett Aktivering - Kostnadsføring 42
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 43
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 53% av kostnadsøkning 44
Incentiv - Regnskapsføring Kostnadsføring = 30 i 2009 Økning i inntektsramme 0 i 2009 og 2010 0,47*(30*KPI 2011 /KPI 2009 ) i 2011 Aktivering = 30 i 2009 Økning i inntektsramme 2009: + 1,0+29,0*7% 2010: + 1,0+28,0*7% 2011: 0,47*(1,0+29,0*1,01*7%) - 2,0*7% 2012: 0,47*(1,0+28,0*1,01*7%) - 2,0*7% 45
Incentiv - Regnskapsføring Tilnærmet samme nåverdi av framtidig økning av inntektsramme med aktivering og kostnadsføring Andre forhold Usikkerhet om framtidig regulering Selskapets framtidige bokførte verdi Selskapets framtidige driftsresultat 46
Incentiv - Oppsummering Kostnadsreduksjoner i eget selskap Redusert inntektsramme (ca 47%) Økt avkastning (ca 53%) 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 din inntektsramme Konkurranse 47
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!! 48