Analyse av fellestariff i regional- og sentralnettet

Analyse av fellestariff i regional- og sentralnettet Oslo, 2. september 2010 Av Gro Ballestad og Tone Lye, Statnett SF

INNHOLD Sammendrag... 3 Modellene... 3 Omfordeling av kostnader faste ledd konsekvenser for kundene... 4 Energileddet... 6 Kostnad nye målere... 7 1. Bakgrunn og problemstilling... 8 1.1 Anbefaling fra NVE... 8 1.2 Oppdrag fra NVE... 8 1.3 Problemstilling... 9 2. Datainnsamling og kvalitetskontroll... 9 2.1 Datainnsamling... 9 2.2 Kontroll av datakvalitet... 10 2.3 Mulige feilkilder og korreksjoner... 11 2.4 Grense mellom distribusjons- og regionalnett og antall punkt... 12 2.5 Fordeling av energiledd og fastledd... 13 2.6 Mer-/mindreinntekt... 13 3. Analysen... 13 3.1 Tariffmodeller for faste ledd i analysen... 14 3.2 Forklaringer og definisjoner... 16 4. Resultater... 17 4.1 Tallgrunnlag 2007-2009... 17 4.2 Nøkkeltall grunnlag 2009... 17 4.3 Totale kostnader (uten KII) omfordeling per kundegruppe... 17 4.4 Sluttkunder; Konsekvenser og behov for overgangsordninger... 18 4.5 Nettkunder Konsekvenser og omfordeling per region... 20 4.6 Konsekvenser for distribusjonsnettene... 21 4.7 Enhetskostnad pr modell... 21 4.8 KII får egen separat tariff... 23 5. Energileddet... 24 5.1 Energiledd for regionalnettskunder i dag... 25 5.2 Praksis for dagens marginaltapsberegning... 25 6. Kostnader til nye målere... 27 7. Referanser... 27 8. Vedlegg... 28 Vedlegg 1... 28 Vedlegg 2... 29 Vedlegg 3A... 30 Vedlegg 3B... 31 Vedlegg 3C... 33 Vedlegg 4... 34 Vedlegg 5... 36 Side 2 av 37

Sammendrag I dag har vi tre nettnivå i Norge; sentralnettet, regionalnettet og distribusjonsnettet. Sentralnettet har 22 netteiere og opereres som et fellesnett hvor Statnett er operatør i hht omsetningskonsesjonen. Sentralnettet tarifferes følgelig samlet og alle sentralnettskunder møter en lik tariff og like prinsipper. De i underkant av 60 regionalnettene tarifferes som hovedregel hver for seg og har ulike måter å praktisere tarifforskriften. Tariffutforming og nivåer har følgelig stor variasjon. I Gjennomgang av den samlede reguleringen, levert til OED i januar 2010, foreslo NVE å innføre en felles tariff for regionalnettet og sentralnettet. Dette for å fordele kostnadene ved fremtidige investeringer på flere og å unngå uheldige lokaliseringsvirkninger. Statnett fikk våren 2010 i oppdrag fra NVE å samle inn kundespesifikke tekniske og økonomiske data fra alle regionalnettseiere. På bakgrunn av dette skulle det analysers konsekvenser av en fellestariff for regional- og sentralnettet, helt ned på kundenivå i regionalnettet. Hovedmålet med analysen er å identifisere kunder som får store endringer i sine kostnader ved innføring av en fellestariff og å se på omfordelinger mellom regioner og kundegrupper. 57 regionalnettseiere sendte inn rapportskjema med data for årene 2007-2009. Nøkkeltallene for 2009 gir et bilde av det totale omfanget; 2009 Antall kunder 196 Antall tilknytningspunkt 1 079 Effektuttak i topplast (MW) 20 876 Energiuttak - rapportert (GWh) 106 912 Kostnad 2009 Dagens (Mill NOK) 4 048 Modellene De totale kostnadene innrapportert ble så omfordelt etter to alternative tariffmodeller; - Regional. Denne bygger på prinsippene i dagens sentralnett. Områder der produksjon og forbruk er samlokalisert får en redusert tariff. Den historiske justeringsfaktoren for samlokalisering (se formel s.14) i nærmeste sentralnettspunkt brukes som tilnærming i underliggende regionalnett. - Nøytral. Denne bygger på prinsippene til modellen som foreslås i Statnetts kommende prisstrategi for sentralnettet for perioden 2013-2017. Her får ingen kompensering for samlokalisering av produksjon og forbruk. Alt forbruk, som ikke er kraftintensiv industri, betaler like mye per kwh uttak i topplasttimen. Side 3 av 37

Disse to modellene sammenlignes med Dagens modell som består av innrapporterte kostnader og avregningsdata fra regionalnettseiere. Dagens modell representerer dermed alle de ulike tariffmodellene som praktiseres hos de ulike regionalnettseierne. Omfordeling av kostnader faste ledd konsekvenser for kundene Analysen viser omfordeling av faste ledd. Dette leddet avregnes etter effektuttak i topplasttimen. Produksjon og kraftintensiv industri er tatt ut av kostnadsgrunnlaget. 1 Kort oppsummert blir det ikke store endringer i kostnadene for sluttkunder med direkte uttak i regionalnettet ved en eventuell overgang til fellestariff. Den største endringen blir en omfordeling av kostnad mellom regioner som igjen påvirker sluttkundene i distribusjonsnettene. Region Øst vil betale mer og resten av landet tilsvarende mindre. Kostnadsendring per kundegruppe Sluttkunder defineres som kunder med direkte uttak fra regionalnettet og som ikke ligger innfor definisjonen kraftintensiv industri. Nettkunder er nettselskap som sender kostnadene videre til kundene i distribusjonsnettet. Totalkostnader (mill NOK) Sum Sluttkunder Nettkunder Dagens 3 774 73 3 701 Regional 3 774 106 3 669 Nøytral 3 774 109 3 666 Totalt sett blir det noe omfordeling mellom de to gruppene Nettkunder og Sluttkunder. Gruppen Sluttkunder får en økning i sin gjennomsnittlige tariff med begge de alternative modellene. Nettkundene får en marginal reduksjon i gjennomsnittlig enhetskostnad. Innenfor hver av gruppene er det større variasjoner. 1 Produksjon vil med innføring av fellestariff få en fast sats som i dag, og innføring av fellestariff vil derfor ikke få noen konsekvens for denne gruppen. Satsen for produksjon er i dag 0,8 øre/kwh og forventes å øke marginalt de kommende årene. Kraftintensiv industri (KII) vil ikke inngå i samme modell som andre kunder ved innføring av fellestariff, men få en egen separat tariff hvor nivået i forhold til andre forbrukskunder vil videreføres. Side 4 av 37

Enhetskostnad øre/kwh Omfordeling av kostnader(mill NOK) Dagens Regional Nøytral Regional Nøytral 3,44 4,95 5,09 5,04 5,00 4,99 Sluttkunder Nettkunder 40 30 20 10 - -10-20 -30-40 Sluttkunder Nettkunder Sluttkunder For de aller fleste sluttkundene får omlegging til fellestariff kun marginale konsekvenser for kostnadene uavhengig av valgt modell. Det er kun identifisert to sluttkunder som får en økning i enhetskostnad på mer enn 1 million kroner og en relativ økning på over 40 prosent. For disse to sluttkundene kan overgangsordninger vurderes ved innføring av fellestariff. Nettkunder Analysen finner ingen nettkunder som får en uforholdsmessig mye høyere tariff enn i dag. De nettkundene som får en stor relativ økning går fra et svært lavt nivå i dag. Fordeling per region Nettkundene står for over 95 prosent av kostnadsgrunnlaget. Innføring av fellestariff medfører en omfordeling av kostnader mellom regionene. Enhetskostnader (øre/kwh) pr region Omfordeling av kostnader (mill nok) per region Dagens Regional Nøytral Regional Nøytral 5,66 5,20 4,77 5,81 4,96 4,60 4,66 4,80 3,65 5,01 4,50 4,04 338 164 16 Øst Sør+Vest Midt Nord -27-52 -112-163 -231 Øst Sør+Vest Midt Nord Øst får økning i kostnad med både Regional og Nøytral modell. Nord og Sør+Vest får reduksjon med begge modellene. Midt får reduksjon med Regional modell og økning med Nøytral modell. Side 5 av 37

Omfordeling kostnad prosent Regional Nøytral 19 % 9 % 3 % -10 % -15 % -21 % -22 % -19 % Øst Sør+Vest Midt Nord Den Regionale modellen gir en større relativ omfordeling mellom regioner enn den Nøytrale modellen. Kraftintensiv industri I sentralnettet i dag får kraftintensiv industri (KII) en rabatt gjennom k-faktormodellen. Dette er kunder med effektuttak over 15MW i topplast og brukstid over 7000 timer i året. Ved innføring av fellestariff for regional- og sentralnettet forutsettes det at KII får en egen separat tariff som vil ligge på nivå med dagens tariff. I analysen er KII tatt ut av datagrunnlaget slik at totale kostnader som omfordeles mellom Nettkunder og Sluttkunder er på i underkant av 3,8 mrd NOK. Energileddet Det er i dag store variasjoner i hvordan netteierne håndterer energiledd og marginaltapssatser 2 i regionalnettet. Noen beregner ikke marginaltapssatser eller sesongvarierende satser, mens andre bruker ukentlige beregninger og separate satser for dag og natt/helg på samme måte som Statnett gjør i sentralnettet. Det forutsettes at ved en innføring av fellestariff vil beregningsmetodikken som brukes i sentralnettet i dag også gjelde i alle regionalnett. Det lar seg ikke gjøre å simulere marginaltapssatser for kunder som ikke har marginaltapsberegning i dag. Generelt vil en økning i hyppigheten på beregninger og innføring av separate satser for dag og natt/helg føre til større variasjoner i marginaltapssatsene og et mer korrekt signal til aktørene. Statnett beregner allerede marginaltapssatser for ni regionalnettseiere. For kundene til disse netteierne vil det ikke blir noen endring i energiledd fra i dag. 2 Energiledd [kr] = systempris [kr/mwh] marginaltapssats [%] energi innlevert [MWh]. Marginaltapssatsen beregnes per tilknytningspunkt og forteller hvor mye én overført kwh øker eller reduserer tapet i nettet. Energileddet gir dermed både kortsiktige signaler til kundene om effektiv bruk av nettet og langsiktige lokaliseringssignaler som kan begrense behovet for investeringer i nettet. Side 6 av 37

Kostnad nye målere Det er til sammen 223 punkt som er rapportert inn som ikke er målt, men kun estimert. I disse punktene må det investeres i nye målere ved innføring av ordning med fellestariff for regional- og sentralnettet. Et grovt anslag basert på antall ikke målte punkt per spenningsnivå gir en totalkostnad på drøye 50 millioner NOK. Side 7 av 37

1. Bakgrunn og problemstilling 1.1 Anbefaling fra NVE I sin gjennomgang av den samlede reguleringen, oversendt OED 20.januar 2010, anbefaler NVE at sentralnettet som tarifferingsordning utvides til å omfatte det som i dag regnes som regionalnett. En slik utvidet tarifferingsordning går videre i dette notatet under navnet fellestariff. Bakgrunnen for anbefalingen er en forventning om betydelige investeringer i regionalnettet i tiden fremover. En stor del av investeringene kommer på grunn av økt utbygging av fornybar energi. Potensialet for ny kraft er ikke jevnt fordelt i landet, og med dagens ordning vil utbygging føre til relativt store tarifføkninger i enkelte regioner. Dette skjer til tross for at nytten av økt mengde fornybar energi kommer alle nettkunder til gode. NVE begrunner blant annet sin anbefaling av fellestariff for regional- og sentralnettet med at; Kostnadene ved nettinvesteringer fordeles på flere. Man unngår uheldige lokaliseringssignaler på bakgrunn av regionale historiske kostnader. Man unngår tariffvirkninger av investeringer som fører til underinvesteringer. Gjennomføring av felles investeringer i regionalnettsanlegg forenkles Håndtering av transitt mellom dagens regional- og sentralnett blir enklere. Metoden og beregningen av marginaltapene forenkles. NVE presiserer at innføring av fellestariff ikke vil ha noe å si for eierskapet til nettanleggene. Dersom det fattes vedtak om en felles tariffmodell for regionalnettet og sentralnettettet i løpet av 2010, vil utvidelsen kunne skje med virkning fra 1.januar 2013. 1.2 Oppdrag fra NVE For å få et bedre grunnlag for å vurdere innføring av en fellestariff har NVE bedt Statnett om å analysere tariffvirkninger av en slik ordning basert på empiriske tekniske og økonomiske data fra regionalnettseiere (Vedlegg 4). I oppdraget spesifiserer NVE; Statnett skal innhente kundespesifikke avregningsdata for regionalnettselskapene som anses som nødvendig for å gjennomføre konkrete tariffberegninger. Statnett skal innhente kundespesifikke kostnadsdata for å synliggjøre mulige omfordelingseffekter ved en utvidelse av sentralnettets tarifferingsordning. Side 8 av 37

Statnett skal også kartlegge hvorvidt utveksling mellom regional- og distribusjonsnett er målt, og hvor eventuelle målere er plassert. Dette for å få et estimat på kostnadene ved å installere nye målere ved en eventuell innføring av fellestariff. 1.3 Problemstilling Ut i fra NVEs oppdrag er formålet med analysen; 1) Å kartlegge hvordan en utvidelse av sentralnettsordningen vil påvirke enkeltkunder i regionalnettet, og anslå omfordelingseffekten av en ny ordning for enkeltkunder og totalt. 2) Å kartlegge investeringsbehov for nye målere. 3) Å teste ut alternative tariffmodeller og hvordan disse vil påvirke omfordeling mellom enkeltkunder. Hovedvekt legges på en modell basert på prinsippene bak modellen som benyttes i sentralnettet i dag. Analysen skal avdekke hvilke kunder som vil oppleve store endringer i sin tariff med en ny ordning, og hvor store disse endringene vil være. Dette vil gi bakgrunn for å vurdere eventuelle overgangsordninger. For å sammenligne dagens kostnader for kunder i regionalnettet med kostnader ved en utvidet sentralnettsordning brukes historiske data. Vi har datagrunnlag for årene 2007-2009, men siden det ikke er store endringer mellom årene brukes 2009 som utgangspunkt. Faktiske kostnader for 2009 sammenlignes med estimert kostnad med tre alternative fordelingsnøkler ut i fra innrapportert avregningsgrunnlag for 2009. Det er omfordeling av det faste leddet som utgjør hoveddelen av analysen. For beregning av marginaltapssatser til energileddet har vi ikke gode nok data, men på grunnlag av de innrapporterte energileddene er det mulig å gjøre noen sammenligninger. 2. Datainnsamling og kvalitetskontroll 2.1 Datainnsamling For å kunne levere resultater av analysen innen 1. September 2010 sendte Statnett ut forespørsel til alle regionalnettseiere i slutten av mars 2010. Hvilke data som skulle rapporteres fremgikk av et definert skjema som på forhånd var avklart med NVE (Se vedlegg 3A) og diskutert med en referansegruppe med representanter fra EB Nett, Eidsiva Nett, Hafslund Energi Nett og Agder Energi Nett. Frist for innrapportering av tekniske og økonomiske data for alle punkt ble satt til 7. mai 2010. Side 9 av 37

Statnett sendte ut brev til de 74 selskapene som er oppgitt som regionalnettseiere i NVErapporten for 2008. Av disse var det 17 selskap som ikke har rapportert. Dette skyldes tre ulike forhold; - Selskapet eier ikke lenger regionalnett. - Nettet er kun produksjonsrelatert, og derfor ikke relevant i forhold til analysen. - Et annet regionalnettsselskap tar seg av rapporteringen. En oversikt over selskapene som ikke rapporterte og årsaken til dette finnes i vedlegg (Vedlegg 2). Per 15. juni 2010 hadde 57 regionalnettsselskap levert inn rapportskjema. Oversikt over selskap som har rapportert, sortert per region, finnes i vedlegg (Vedlegg 1) Veiledning med oversikt over parameterne regionalnettseierne måtte rapportere og hva disse dataene brukes til finnes i vedlegg (Vedlegg 3B). Sammen med veiledningen finnes også en prinsippskisse over en transformatorstasjon for å forklare hvilke punkt som skal rapporteres (Vedlegg 3C). 2.2 Kontroll av datakvalitet For å kvalitetssikre de innrapporterte skjemaene ble hvert enkelt skjema sjekket mot totale effektuttak, energioverføring og samlet inntektsramme i NVE-rapporten note 4.3 A. Der disse tallene avvek mye fra NVE-rapporten ble det foretatt ekstra kontrollsjekk og justert for avvik ved for eksempel rapportering med feil enhet. For å sjekke om dataene som er rapportert inn er brukbare og stemmer rimelig godt overens med tidligere rapporterte data har vi sett på avvik i totalsum. Her er 2008-tallene brukt som eksempel: 2008 Effektuttak (MW) Energiuttak (MWh) Inntekt/kostnad Rapportert til NVE 12 361 88 738 458 4 894 844 000 Rapportert til Statnett 17 561 89 435 914 4 926 875 799 Avvik 5 200 697 456 32 031 799 Avvik prosent 30 % 1 % 1 % *Statnetts regionalnett er ikke med i totalsummene. Produksjon og kraftintensiv industri er med i totalsummene. At det er et større avvik for effektuttak enn for energiuttak og inntekt/kostnad kommer i hovedsak av at ikke alle regionalnettseiere opererer med effektuttak i topplasttimen for beregning av sine faste ledd. Derfor rapporterer de inn verdien 0 i effektuttak i NVErapporten. I tillegg er det 457 av totalt 1113 punkt hvor regionalnettseier oppgir at det ikke er Statnett sin topplasttime som brukes for beregning av effektuttak til vanlig, men en egen definert topplasttime. I rapporteringen til analysen oppgir alle regionalnettseiere at de har rapportert inn effektuttak i Statnett sin topplasttime. Side 10 av 37

I det store og hele viser kontrollsjekken at tallene er rimelige og at dataene har en god kvalitet. Det viktigste for analysen er imidlertid at avregningsgrunnlag og rapporterte kostnader stemmer i forhold til hverandre i de innrapporterte dataene slik at omfordelingseffektene blir korrekte. 2.3 Mulige feilkilder og korreksjoner Spenningsnivå. I enkelte punkt er det ikke rapportert spenningsnivå. Dette kan komme av at nedtrekksmenyen med ulike valg ikke går lavere enn 11kV. Derfor er disse punktene satt lik 11 kv. Dette gjelder svært få punkt. Antall punkt: Innrapporterte data omfatter 148 uttakspunkt på høyere spenningsnivå enn 22 kv. Ved etablering av et fellesnett vil grensen settes ved 22 kv. Fellesnettet vil således få flere utvekslingspunkt enn vår analyse viser. Dette får ingen konsekvens for konklusjonene i analysen, men kostnad for nye målere kan være undervurdert. Nærmeste sentralnettspunkt. Her er det avdekket to feil i form av sentralnettspunkt som ikke korresponderer med de Statnett opererer med. Disse er byttet med nærmeste sentralnettspunkt eller til et navn med riktig stavemåte. Uprioritert/ utkoblbart. For kunder som får rabatt gjennom utkoblbar tariff kan resultatene gi store avvik. Siden alle rapporterer inn punkt som har utkoblbart forbruk er det mulig å finne forklaringen på den store omfordelingen. 256 punkt er rapportert inn med utkoblbart forbruk i 2008. Kostnader. Ikke alle regionalnettseiere har splittet kostnadene på effektledd, energiledd og trafoleie. Noen regionalnettseiere har ført alle sine kostnader(inntekter) på energiledd, mens andre kun rapporterer effektledd. Dette kommer av at regionalnettseierne praktiserer til dels svært ulike tarifferingsmodeller selv om retningslinjene i forskriften til NVE er de samme. Estimerte verdier. Av totalt 1113 punkt er 213 punkt ikke målt, men estimert. Disse punktene består i hovedsak av punkt mot regionalnettseiernes egne distribusjonsnett og totalsummen vil ikke gi store avvik fra faktiske målte verdier. Side 11 av 37

Justeringer og korreksjoner For å analysere dataene må dataene være sammenlignbare. Statnett har derfor justert og korrigert enkelte av de innrapporterte dataene: Rene produksjonskunder er tatt ut av tallgrunnlaget fordi disse betaler den samme tariffen uansett hvilket nett og hvilken tarifferingsordning som gjelder. I tariffen for 2011 betaler produksjon både i regionalnettet og sentralnettet en sats på 0,8 øre/kwh. Produksjonkundenes andel av totalkostnadene i sentralnettet ligger mellom 20 og 25 prosent i dag. For enkelte regionalnettseiere hvor energiuttak og energiledd for eget distribusjonsnett ikke er rapportert per punkt, men i én totalsum, har vi fordelt summen per punkt ut fra rapportert effektuttak i topplast. Summen for kunden (eget distribusjonsnett) blir den samme. Enkelte regionalnettseiere har ikke rapportert energiledd, mens andre kun har rapportert energiledd. Her har vi gjort små justeringer ut i fra rapportert avregningsgrunnlag. Der data kun er rapportert for ett år er dataene kopiert til de to andre årene slik at snittet blir det samme som det innrapporterte året. 2.4 Grense mellom distribusjons- og regionalnett og antall punkt Som illustrert i skissen vedlagt (Vedlegg 3C) skal regionalnettet i utgangspunktet slutte ved 22 kv. Ved gjennomgang av punktenes innrapporterte spenningsnivå er det tydelig at grensen mellom regionalnett og distribusjonsnett ikke er like entydig. På spenningsnivå 11kV eller lavere er det til sammen rapportert inn 87 punkt.. I tillegg er det rapportert inn 148 punkt (av totalt 1107) hvor kunder som ikke er sluttkunder har uttakspunkt med spenningsnivå høyere enn 22 kv. Dette indikerer at regionalnettseieren har rapportert inn med en lavere oppløsning enn vi ønsket. Det vil si at noen punkt på lavere spenningsnivå ikke er kommet med. Dette får kun konsekvenser for beregning av antall punkt totalt. Innrapporterte totale kostnader, energi- og effektvolum vil være det samme om regionalnettseieren fordeler disse tallene på ett eller flere punkt. Samlede kostnader for uttakspunkt over 22kV som ikke er sluttkunder utgjør i underkant av 15 prosent av totale samlede kostnader. Side 12 av 37

2.5 Fordeling av energiledd og fastledd Summen av netto innrapporterte energiledd for 2009 utgjør totalt 16 prosent av totalt innrapporterte kostnader/inntekter. Dette er samme størrelsesforhold som i sentralnettet. Hvor stor andel av kostnadene som dekkes av energileddet varierer imidlertid mye mellom de forskjellige regionalnettseierne, og varierer også for ulike kunder hos samme regionalnettseier. Denne analysen vil i all hovedsak ta for seg omfordelingen av faste ledd. For kunder hos regionalnettseiere som hovedsakelig har rapportert inn kostnader/inntekter tatt inn over energileddet kan analysen vise store omfordelingsvirkninger. Vi legger til grunn at regionalnettseierne tarifferer sine kunder i henhold til NVEs forskrift om kontroll av nettvirksomhet. 2.6 Mer-/mindreinntekt Rapporten tar ikke hensyn til netteiernes eventuelle mer- eller mindreinntekt. Netteierne har i rapporten oppgitt hvor mye de hvert år har fakturert sine kunder i nettleie. Statnetts oppdrag er å vise omfordelingseffekten for enkeltkunder ved innføring av en fellestariff. I analysen tar vi derfor utgangspunkt i hva kundene faktisk har betalt. Mer- /mindreinntekt fra år til år utgjør en marginal del av kostnadsgrunnlaget. I en analyse som kun skal se på omfordelingseffekter mellom kundene vil dette ikke få noen konsekvens for konklusjonen av analysene. Totalt innrapportert effektuttak og kostnader er som følger: Effektuttak Effektuttak Effektuttak Fastledd Fastledd Fastledd (MW) 2007 (MW) 2008 (MW) 2009 (mill NOK) 2007 (mill NOK) 2008 (mill NOK) 2009 20 260 20 579 20 999 4 328 4 377 4 048 Som det fremgår av tabellen er tallgrunnlaget noenlunde stabilt innenfor de tre innrapporterte årene. Det er heller ikke vesentlige individuelle variasjoner fra netteier til netteier. Hvorvidt samlet faktisk inntekt er høyere eller lavere enn netteiernes tillatte inntekt det enkelte år vil derfor ikke ha vesentlig betydning for analysen. 3. Analysen Prosjektet skal vise kostnadsmessige konsekvenser ved innføring av fellestariff i regional- og sentralnettet. Dagens modell er utgangspunkt for alle sammenligninger og viser hva den enkelte regionalnettskunde betaler i nettleie i dag. Disse tallene baserer seg på de data Side 13 av 37

regionalnettseierne har rapportert inn til Statnett. Konsekvensene for enkeltkunder vil variere mellom de to ulike fordelingsnøklene/modellene vi ser på. 3.1 Tariffmodeller for faste ledd i analysen Først presenteres de generelle prinsippene bak modellene og så følger en beskrivelse av analysens tilnærming til de to alternative modellene. Dagens modell utgangspunkt for analysen Sammendrag av alle de innrapporterte data representerer kostnadsfordelingen for dagens modell. Regionalnettseierne praktiserer i dag en rekke ulike tarifferingsmodeller utarbeidet i henhold til gjeldende forskrifter 3. Disse fordelingsnøklene varierer mye mellom de forskjellige regionalnettseierne. Regional modell Generelt K-faktormodellen er modellen som praktiseres i sentralnettet i dag. Den innebærer at uttakskunder (forbruk) får en rabatt i punkt som er samlokalisert med produksjon. Modellen har også en korreksjonsfaktor for kraftintensiv industri. Denne gir ytterligere rabatt for kraftintensiv industri, men også til andre kunder som er tilknyttet samme punkt som en KIIkunde. Argumentet for denne modellen er at det antas å være mindre behov for overføringslinjer ved samlokalisering. Dette gir kostnadsbesparelser i det samlede nettsystemet. En økt andel ny fornybar og uregulerbar produksjon kan svekke dette argumentet. I timene hvor produksjon 3 FOR-1999-03-11-302 Forskrift om kontroll av nettvirksomhet. Forskrift om økonomisk og teknisk rapportering, inntektsramme for nettvirksomheten og tariffer (1999-03-11) Side 14 av 37

eller forbruk i punktet faller bort, vil det være behov for overføringsforbindelser. Med et høyere tariffnivå fremover vil uheldige og tilfeldige lokaliseringssignaler også gi større virkning. I regionalnettet er det varierende praksis for videreføring av k-faktormodellen og hvor stor vekt regionalnettseieren legger på samlokalisering. For å fjerne noen av de sterke lokaliseringssignalene som vil gi store forskjeller mellom punkt foreslår NVE i sin utredning (NVE 2010) å innføre en modell med områdevise k- faktorberegninger. Disse vil være basert på samlokalisering av produksjon og forbruk innenfor et større område, og ikke gi like sterke lokaliseringssignaler. Analysens tilnærming Dataene som er mulig å innhente fra regionalnettseierne er ikke tilstrekkelige til å kunne beregne egne lokale k-faktorer. Derfor er historiske k-faktorer for sentralnettspunktene brukt som en tilnærming. Regionalnettseierne har oppgitt nærmeste sentralnettspunkt for alle uttakspunkt. Det rapporterte effektuttaket per punkt i topplast justeres med relevant k-faktor for nærmeste sentralnettspunkt. Deretter er totalkostnad omfordelt (totalsum av Dagens) på grunnlag av beregnet k-faktorjustert forbruk per punkt. I tillegg har vi fjernet justering for kraftintensiv industri (KII) i modellen og står igjen med denne k-faktoren; Det forutsettes at KII vil få en egen separat tariff ved innføring av fellestariff. Denne tariffen vil være på nivå med dagens tariff. Nøytral modell Generelt Denne modellen er svært enkel og bygger på at alle uttakskunder betaler samme sats per kw i alle punkt i nettet. Det er ingen justeringer verken for samlokalisering med produksjon eller kraftintensiv industriuttak i punktet. Lokaliseringssignaler i fastleddet fjernes dermed fullstendig. Prissignal vil kun komme gjennom energileddet og beregnede marginaltapssatser. Det er denne modellen som anbefales for sentralnettet i prisstrategien for 2013-2017. Analysens tilnærming Det totale kostnadsgrunnlaget fordeles ut i fra faktisk forbruk (effektuttak) i topplasttimen for hver enkelt kunde. En slik modell medfører at alle kunder betaler det samme per kw. Side 15 av 37

Egen tariff for kraftintensiv industri Det forutsettes at KII får en separat tariff i et utvidet sentralnett. Modell og sats må drøftes særskilt, men det forutsettes at kostnaden for KII-bedrifter totalt er på samme nivå som i dag. Separat KII-tariff begrunnes med to forhold: Kunder som tilfeldigvis har uttak i samme punkt som KII får i dag en urettmessig rabatt. Dette er ikke ønskelig. KII er ofte koplet til nettet på et høyere spenningsnivå enn 22 kv. Innføring av fellestariff medfører dobling av kostnadsgrunnlaget ( spleiselaget ). Uten egen tariffsats vil KII få en uforholdsmessig stor økning i sine kostnader. 3.2 Forklaringer og definisjoner KII I analysen bruker vi Statnetts definisjon på kraftintensiv industri. Denne er definert som forbruk over 15 MW i topplast og brukstid over 7000 timer i året. (Bedrifter som faller under 7000 timer i enkeltår eller ligger tett opp til de definerte grenseverdiene kan defineres som KII etter søknad til Statnett.) Denne definisjonen kan avvike fra definisjonen på kraftintensiv/kraftkrevende industri fra for eksempel Statistisk Sentralbyrå. Hva slags rabatter og hvilken fordeling de forskjellige regionalnettseierne har valgt vil også kunne avvike fra den definisjonen som gjelder i sentralnettet. Vi forutsetter at det er Statnetts definisjon som vil gjelde ved innføring av en fellestariff. Sluttkunde En sluttkunde er en kunde som ikke viderefakturerer nettleien til andre nettkunder, men har direkte uttak fra regionalnettet. Regionalnettseier har i innrapporteringen definert om en kunde er sluttkunde. Vi har i analysen skilt mellom KII og andre sluttkunder. Nettkunde En nettkunde er alle kunder som viderefakturerer nettleien. Disse kundene utgjør hovedtyngden av kundene i dagens regionalnett. Alle distribusjonsnettselskapene inngår i denne kundegruppen. Side 16 av 37

4. Resultater 4.1 Tallgrunnlag 2007-2009 Analysene tar utgangspunkt i de kostnadene den enkelte kunde betaler i dag (Dagens modell), og sammenligner med to alternative tariffmodeller. Den sentrale parameteren i tariffmodellene er effektuttak i topplast. I tabellen under fremkommer sum kostnad og effektuttak i topplast per år. Kostnad (mill NOK) 2007 Kostnad (mill NOK) 2008 Kostnad (mill NOK) 2009 Effektuttak (MW) 2007 Effektuttak (MW) 2008 Effektuttak (MW) 2009 KII 397 382 324 4 816 4 931 4 620 Sluttkunder ex KII 72 77 73 506 476 468 Nettkunder 3 924 3 969 3 701 14 826 15 059 15 789 Sum 4 394 4 429 4 098 20 148 20 466 20 876 Det er ikke store variasjoner fra år til år verken samlet eller på individuelt nivå per netteier/kunde/region. For å forenkle presentasjonen velger vi derfor kun resultater for 2009. Trendene for alle de tre årene er de samme. 4.2 Nøkkeltall grunnlag 2009 Dette grunnlaget inkluderer data for KII, Sluttkunder og Nettkunder. 2009 Sum KII Sluttkunder Nettkunder Antall kunder 196 29 49 121 Antall tilknytningspunkt 1 079 67 107 905 Effektuttak i topplast (MW) 20 876 4 620 468 15 789 Energiuttak - rapportert (GWh) 106 912 31 354 2 134 73 423 Kostnad 2009 Dagens (Mill NOK) 4 098 324 73 3 701 4.3 Totale kostnader (uten KII) omfordeling per kundegruppe Det forutsettes at KII blir behandlet separat ved innføring av fellestariff. Dersom vi legger til grunn at KII belastes med samme kostnadsnivå som i dag vil det være ca 3,8 mrd NOK som skal omfordeles mellom Sluttkunder og Nettkunder. Dette gir følgende totalresultat: Side 17 av 37

Totalkostnader (mill NOK) Sum Sluttkunder Nettkunder Dagens 3 774 73 3 701 Regional 3 774 106 3 669 Nøytral 3 774 109 3 666 Enhetskostnad øre/kwh Omfordeling av kostnader(mill NOK) Dagens Regional Nøytral Regional Nøytral 3,44 4,95 5,09 5,04 5,00 4,99 Sluttkunder Nettkunder 40 30 20 10 - -10-20 -30-40 32 Sluttkunder 35-32 Nettkunder -35 Sluttkunder som ikke er KII kommer dårligst ut, og må betale mer enn i dag uansett hvilken av de alternative modellene som velges. Den beste løsningen for sluttkundene som gruppe er den Regionale modellen. Nettkunder som gruppe får en marginal reduksjon i enhetskostnad med begge de alternative modellene sammenlignet med Dagens modell. 4.4 Sluttkunder; Konsekvenser og behov for overgangsordninger Sluttkunder som gruppe får en økning i gjennomsnittlig enhetskostnad. Brutto endring sier oss mer om fordeling innen gruppen Sluttkunder; Brutto endring sluttkunder (mill) Regional Nøytral 55 55 Reduksjon Økning -23-20 Ved Regional modell øker totale kostnader med 32 millioner kroner. Av de 49 enkeltkundene i datagrunnlaget vil 28 kunder få en samlet reduksjon på 23 millioner NOK mens 21 kunder får en samlet økning på 55 millioner NOK. Side 18 av 37

Ved Nøytral modell øker de totale kostnadene med 35 millioner kroner. Av de 47 enkeltkundene i datagrunnlaget vil 27 kunder få en samlet reduksjon på 20 millioner NOK mens 22 kunder får en samlet økning på 55 millioner NOK. Sluttkunder med behov for overgangsordninger Et av formålene med analysen har vært å identifisere kunder som vil oppleve store kostnadsendringer ved en innføring av en fellestariff i regional- og sentralnettet. Konsekvensene ved innføring av en fellestariff vil være størst for sluttkunder som ikke faller inn under definisjonen for kraftintensiv industri, men som i dag får en ekstraordinær rabatt av sin regionalnettseier. I tillegg er det mange sluttkunder som henger direkte på sentralnettet i dag. Ved innføring av fellestariff øker kostnadsgrunnlaget for disse kundene. For de aller fleste Sluttkundene får omlegging til fellestariff, uansett modell, kun marginale konsekvenser for nettkostnadene. Kriteriet for sluttkundene vi har sett nærmere på er at de har en omfordeling på over 1 mill NOK og en relativ økning på minst 40 prosent endring i totalkostnad for minst én av modellene. Fire sluttkunder får en så stor reduksjon i sine kostnader og syv enkeltkunder har en så stor økning i sine kostnader. Grafen under illustrerer hver av disse enkeltkundene anonymisert. Kostnadsendring for utvalgte sluttkunder (mill kr) Regional Nøytral 21,0 20,2 15,9 10,7 5,1 5,3 2,1 0,7 1,0 0,6 1,7 2,2 1,4 0,7-2,0-1,8-1,3-1,2-5,8-5,4-4,9-4,9 Av sluttkundene med stor økning er det fem kunder som enten har utkoplbar tariff i dag eller er et 17.2-punkt. Disse vil etter all sannsynlighet få den samme ordningen ved innføring av fellestariff. Det gjør at det kun er to enkeltkunder som må betale vesentlig mer ved overgang til en fellestariff for regional- og sentralnettet. For disse må overgangsordninger vurderes. Side 19 av 37

4.5 Nettkunder Konsekvenser og omfordeling per region Et av hovedmålene med en fellestariff for regional- og sentralnettet er utjevning av kostnader mellom regionene for å redusere uheldige lokaliseringsvirkninger. Innføring av fellestariff medfører at områder som i dag har lite regionalnett får økt kostnad mens områder med mye regionalnett får redusert kostnad. Her presenteres omfordeling mellom regionene Nord, Midt, Sør/Vest og Øst samt konsekvenser for de største Nettkundene. Regionene er definert ut i fra områder for topplasttimer i sentralnettet. Nøkkeltall grunnlag nettkunder fordelt per region: 2009 Sum Øst Sør+Vest Midt Nord Antall kunder 121 46 32 31 16 Antall tilknytningspunkt 905 431 241 136 97 Effektuttak i topplast (MW) 15 789 8 479 4 083 2 286 942 Energiuttak - rapportert (GWh) 73 423 37 855 19 102 11 054 5 412 Kostnad 2009 Dagens (Mill NOK) 3 701 1 805 1 111 515 271 Innføring av fellestariff fører til at nettkunder som gruppe betaler marginalt mindre enn i dag, men omfordeling mellom regionene er større. Enhetskostnader (øre/kwh) pr region Omfordeling av kostnader (mill nok) per region Dagens Regional Nøytral Regional Nøytral 338 5,66 5,20 4,77 5,81 4,96 4,60 4,66 4,80 3,65 5,01 4,50 4,04 164 16 Øst Sør+Vest Midt Nord -27-52 -112-163 -231 Øst Sør+Vest Midt Nord Med Regional modell betaler region Midt 22 prosent mindre enn i dag, mens region Øst betaler 19 prosent mer enn i dag. Med Nøytral modell betaler region Nord 19 prosent mindre enn i dag, mens region Øst og region Midt betaler henholdsvis 9 og 3 prosent mer enn i dag. Den regionale modellen fører til størst omfordeling mellom regioner. Omfordeling kostnad prosent Regional Nøytral 19 % 9 % 3 % -10 % -15 % -21 % -22 % -19 % Øst Sør+Vest Midt Nord Side 20 av 37

4.6 Konsekvenser for distribusjonsnettene I analysen har vi også sett på konsekvenser for det enkelte distribusjonsnett. Vi har trukket ut de største distribusjonsnettene i hver region og sett på konsekvens per selskap. I utvalget inngår åtte selskap som sammen tarifferer cirka 55 prosent av det som vil inngå i kostnadsgrunnlaget for en fellestariff. Grafene under illustrerer konsekvens for hver av disse distribusjonsnettene. Enhetskostnader (øre/kwh) for de største distribusjonsnettene Dagens Regional Nøytral 6,82 5,50 5,62 5,12 5,20 5,38 5,40 5,07 5,29 4,98 5,23 4,87 4,81 5,06 4,27 4,34 4,53 3,78 3,70 3,83 3,81 4,96 4,23 3,92 Skagerak Hafslund Lyse BKK Agder Energi Trondheim Energi NTE Troms Kraft Øst Sør+Vest Midt Nord Endring prosent for de største distribusjonsnettene Regional Nøytral 29 % 19 % 33 % 3 % 8 % 12 % 17 % -4 % -10 % -11 % -3 % -15 % -12 % -16 % -7 % Skagerak Hafslund Lyse BKK Agder Energi Trondheim Energi NTE Troms Kraft -30 % Øst Sør+Vest Midt Nord Beregnet konsekvens for de øvrige nettkundene er spesifisert i vedlegg 5. Det er viktig å presisere at tabellen i vedlegg 5 viser en teoretisk omfordeling av kostnadene i 2009. Ved innføring av en fellestariff vil kostnads- og avregningsgrunnlag være et annet. 4.7 Enhetskostnad pr modell Tariffmodellene vi har analysert er effektbasert, det vil si at det er forutsatt at forbrukskundene betaler i forhold til hvor mye effekt de tar ut i en definert topplasttime. Omregnet til øre/kwh får vi frem det vi her kaller enhetskostnad. Det er et argument i valg av tariffmodell at forskjell mellom billigste og dyreste enhetskostnad ikke blir for stor. Side 21 av 37

øre/kwh Figuren under viser enhetskostnad per kunde sortert fra dyrest til billigst. Ekstreme utslag er trukket ut. 14 Fordeling enhetskostnad per kunde 12 Dagens 10 Regional 8 Nøytral 6 4 2 - Figuren viser at det er flere kunder som ligger rundt den samme enhetskostnaden ved Nøytral modell, mens det er større spredning i enhetskostnad med Dagens modell (ulike modeller). Vi har også regnet på standardavvik og gjennomsnitt for de tre fordelingsnøklene. Resultatene må tas med en klype salt fordi tallene ikke er volumvektet. Tallene viser likevel tydelig at de to alternativene modellene ved fellestariff gir lavere standardavvik enn dagens modell. Enhetskostnad per kwh Dagens Regional Nøytral Standardavvik 2,85 1,75 1,61 Gjennomsnitt 4,93 3,55 4,60 Side 22 av 37

4.8 KII får egen separat tariff Som tidligere nevnt vil ikke KII få rabatt direkte gjennom de alternative modellene foreslått ved innføring av fellestariff. Dette fordi en rabatt til KII gjennom k-faktoren gir en urettmessig rabatt til kunder som tilfeldigvis er lokalisert sammen med mange KII-bedrifter. Derfor forutsettes det at KII får en egen separat tariff som vil ligge på nivå med den tariffen de betaler i dag. Fra det innrapporterte kostnadsgrunnlaget finner vi at kraftintensiv industri som gruppe har en lavere kostnad enn andre regional- og sentralnettskunder. Dette skyldes nettmessig begrunnet tariff for KII. Enhetskostnad pr kundegruppe (øre/kwh) KII Sluttkunder Nettkunder 5,46 5,42 4,97 3,43 3,52 3,44 1,10 1,04 1,03 2007 2008 2009 Med kostnadsutviklingen fremover vil også kraftintensiv industri få økte kostnader, men i neste prisstrategi for sentralnettet (2013-2017) foreslås det at KII fortsatt vil betale ca 50 prosent mindre enn andre forbrukskunder. I datagrunnlaget vårt har vi også mulighet til å skille mellom KII-kunder som er knyttet direkte til sentralnettet og kunder som har uttak fra regionalnettet. Kundene som er knyttet direkte til sentralnettet i dag betaler kun for sentralnettskostnadene og har derfor en lavere enhetskostnad i dag. KII tilknyttet S-nett vs R-nett Enhetskostnad øre/kwh Fra S-nett Fra R-nett 1,39 1,35 1,46 0,88 0,82 0,71 2007 2008 2009 Side 23 av 37

For de 29 kundene som går under Statnetts definisjon på KII er det også stor spredning i enhetskostnad; 3,00 Enhetskostnad for KII (øre/kwh) 2,50 2,00 1,50 1,00 0,50 0,00 KII-kunden som betalte mest i fastledd i 2009 betalte 2,67 øre/kwh. KII-kunden som betalte minst i fastledd i 2009 betalte 0,54 øre/kwh. 5. Energileddet For energileddet er det ikke mulig å innhente data som er tilstrekkelige for en beregning av hypotetiske ukentlige marginaltapsberegninger bakover i tid. Det er store variasjoner i hvordan regionalnettseierne behandler energileddet og marginaltapssatser i dag. Noen beregner ikke marginaltapssatser eller sesongvarierende satser, mens andre bruker ukentlige beregninger og separate satser for dag og natt/helg slik som det gjøres i sentralnettet. Først presenterer vi noe av energileddsdataene som er rapportert inn av regionalnettseierne. Så sier vi noe om hvordan en overgang til ukentlig beregnede marginaltapssatser, slik det gjøres i sentralnettet i dag, vil påvirke de ulike områdene og kundene på generell basis. Side 24 av 37

5.1 Energiledd for regionalnettskunder i dag Som i sentralnettet er det en del punkt med negativt energiledd. Kunder i disse punktene får en reduksjon i de totale nettkostnadene fordi forbruket deres er gunstig for tapet i nettet. Som det er mulig å se av oversikten nedenfor er det en relativt større andel punkt med negative energiledd i region Nord og i region Midt. I region Sør er det færre punkt hvor forbruk er en fordel for tapsreduksjon i nettet. Andel punkt med negativt energiledd Midt Nord Sør 2007 27 % 42 % 13 % 2008 27 % 52 % 9 % 2009 27 % 52 % 9 % Nedenfor vises en oversikt over hvordan energileddet fordeler seg for kundene i regionalnettet i forhold til energiuttaket. Kunden som betaler mest per kwh i 2009 betaler 4.63 øre i snitt for et år, mens kunden som kompenseres mest får et tilskudd på 3.87 øre/kwh i snitt for et år. 5.00 4.00 3.00 2.00 1.00 0.00-1.00-2.00-3.00-4.00-5.00 Energiledd øre/kwh 2009 5.2 Praksis for dagens marginaltapsberegning Det forutsettes at ved en innføring av fellestariff vil metodikken for beregning av energiledd og marginaltapssatser 4 som brukes i sentralnettet i dag også gjelde i alle regionalnett. 4 Energiledd [kr] = systempris [kr/mwh] marginaltapssats [%] energi innlevert [MWh]. Marginaltapssatsen beregnes per tilknytningspunkt og forteller hvor mye én overført kwh øker eller Side 25 av 37

øre/kwh I sentralnettet beregnes det i dag ukentlige marginaltapssatser med separate satser for dag og natt/helg. Statnett gjør også beregninger, med samme metodikk som for sentralnettet for ni regionalnett; Istad Nett, NEAS (Nordmøre), Helgelandskraft, SKL Nett (Sunnhordland), SKS Nett (Salten), NTE Nett, Skagerak Nett, Vesterålskraft og Eidsiva Vannkraft. Nedenfor er gjennomsnittlig enhetskostnad for kunder av disse regionalnettseierne sortert i stigende rekkefølge. Fordelingen er omtrent som for alle kundene i regionalnettet totalt sett (se kapittel 5.2). Kunden som betaler mest per kwh i 2009 betaler 4.63 øre/kwh i snitt for et år, mens kunden som kompenseres mest får et tilskudd på 2.40 øre/kwh i snitt for et år. 6,00 Energiledd for kunder avregnet som i sentralnettet 4,00 2,00 0,00-2,00-4,00 Det er likevel en forskjell mellom energileddet til disse kundene og energileddet for kundene hvor marginaltapssatser ikke beregnes like hyppig. Energileddet for kundene hvor marginaltapssatsen beregnes ukentlig vil variere mer over året selv om totalkostnaden over et år blir den samme. I de områdene hvor det i dag ikke beregnes marginaltapssatser eller beregnes satser med en lavere oppløsning enn i sentralnettet gis det ikke korrekte prissignaler til aktørene. Marginaltapssatsene på Østlandet vil trolig endres relativt lite ved innføring av fellestariff. Selv om Hafslund kun oppdaterer sine marginaltapssatser hver åttende uke er det rimelig å tro at de treffer relativt godt i sine prognoser fordi det hovedsakelig kun er forbruk i Osloområdet. I området Nord-Trøndelag/Helgeland/Salten, hvor det forventes store mengder småkraft og vindkraft, beregnes allerede marginaltapssatsene av Statnett. Derfor er det områdene på reduserer tapet i nettet. Energileddet gir dermed både kortsiktige signaler til kundene om effektiv bruk av nettet og langsiktige lokaliseringssignaler som kan begrense behovet for investeringer i nettet. Side 26 av 37

Sørlandet, Vestlandet (inkl Sogn), Troms og Finnmark som kan få størst endringer i marginaltapssatser ved innføring av fellestariff. Generelt vil en økning i hyppigheten på beregningene og innføring av separate satser for dag og natt/helg gjøre at variasjonene i kraftflyten over døgn og sesong fanges bedre opp. Dermed får man større variasjoner i marginaltapssatsene og også et mer korrekt signal til aktørene. Selv om oppløsning og beregningsfrekvens endres er det ikke gitt at det blir store endringer i de totale energileddskostnadene for hver aktør. Man har ofte satser med motsatt fortegn i ulike perioder av døgn og sesong slik at summen over et år kan være lik selv om svingningene over et år blir større. 6. Kostnader til nye målere I en del av punktene som er innrapportert finnes det ikke målere i dag. Regionalnettseier har i disse tilfellene kun oppgitt estimerte verdier. I innrapportering er det angitt hvilke punkt som er målt og hvilke som ikke er målt. Her er en oversikt over hvordan estimerte punkt som ikke er målt er fordelt på ulike spenningsnivå: Spenningsnivå Punkt ikke målt 66kV 17 22kV 146 11kV 60 Sum 223 Ved innføring av en fellestariff vil det bli nødvendig å installere nye målere i disse punktene. Et grovt anslag på kostnadene ved å installere nye målere gir en totalkostnad på drøye 50 millioner NOK; Spenningsnivå Enhetskostnad måler Antall punkt Kostnad (NOK) 66 kv 740 000 17 12 580 000 22 kv 200 000 146 29 200 000 11 kv 200 000 60 12 000 000 Sum 223 53 780 000 Dette er et grovt anslag. Siden det kan tyde på at antall punkt totalt sett er undervurdert er det også sannsynlig at antall estimerte punkt er noe undervurdert. Dermed er det sannsynlig at total investeringskostnad kan bli noe høyere. 7. Referanser NVE (2010), Gjennomgang av den samlede reguleringen, http://www.nve.no/pagefiles/9184/gjennomgang%20av%20den%20samlede%20reguleringe n.pdf Side 27 av 37

8. Vedlegg Vedlegg 1 Regionalnettseiere som har sendt inn data til analysen: Øst EB Nett Eidefoss Eidsiva Gudbrandsdal Energi Hafslund Nett Hallingdal Kraftnett Hemsedal Energi Kragerø Energi Midt - Telemark Energi AS Midt-Nett Buskerud Opplandskraft Rauland Kraftforsyning Skagerak Nett Stange Energi Statnett Vest-Telemark Kraftlag Sør/Vest Agder Energi Nett Aktieselskapet Tyssefaldene Askøy Energi BKK Nett Dalane Energi Haugaland Kraft Indre Hardanger Kraftlag Lyse Elnett SFE Nett SKL Nett Sognekraft Statnett Sunnfjord Energi Voss Energi Midt Helgelandskraft Istad Nett Nordmøre Energiverk NTE Nett Selbu Energiverk SKS Nett Statnett Tafjord Kraftnett Trondheim Energi Nett TrønderEnergi Nett Tussa Nett Nord Alta Kraftlag Andøy Energi Ballangen Energi Hammerfest Energi Nett Lofotkraft Luostejok Ktaftlag Narvik Energinett Nordkyn Kraftlag Nord-Salten Kraftlag Repvåg Kraftlag Statnett Trollfjord Kraft Troms Kraft Nett Varanger Kraftnett Vesterålskraft Nett Ymber Side 28 av 37

Vedlegg 2 Regionalnettseiere som ikke har sendt inn data til analysen: Netteier Aktieselskabet Saudefaldene Andøy Energi AS Driva Kraftverk Etne Elektrisitetslag Hadeland Energinett AS Jæren Everk Kommunalt foretak i Hå Kraftverkene i Orkla Mo Industripark AS Nordkraft AS Notodden Energi AS Porsa Kraftlag AS Statkraft Energi AS Suldal Elverk Ustekveikja Kraftverk DA Vinstra Kraftselskap DA Åbjørakraft Kolsvik Kraftverk Hvorfor ikke rapportert Produksjonsrelatert Produksjonsrelatert Rapporteres av Trønder Energi Rapporteres av Sunnhordaland Rapporteres av EB Nett Peoduksjonsrelatert Rapporteres av Trønder Energi Produksjonsrelatert Rapporteres av Narvik Energinett Kun én trafo Rapporteres av Hammerfest Energi Produksjonsrelatert Produksjonsrelatert Rapporteres av Hallingdal Kraftnett Rapporteres av Eidsiva Produksjonsrelatert Side 29 av 37

Vedlegg 3A Utsnitt av innrapporteringsskjemaet: Side 30 av 37

Vedlegg 3B Forklaring til hver kolonne i skjemaet Punkt: Kundenavn: Spenning: Nærmeste sentralnettspunkt: Område: Topplasttime 2007, 2008, 2009: Sluttkunde?: Målt?: Topplasttime?: Netteier skal oppgi data for alle utvekslingspunkt ut av regionalnettet. Dette tilsvarer punkt B i prinsippskissen (Vedlegg 3B). Navnet på utvekslingspunkt kan for eksempel være navn på stasjonen. Navnet må være unikt pr punkt og identifiserbart for netteier. Feltet har ingen krav til stavemåte. Vi ønsker data pr kunde under hvert punkt. Hvis all utveksling i punktet er til eget distribusjonsnett skal punktet føres på en linje i skjemaet. I prinsippskissen har vi tegnet inn tre forskjellige kunder under punkt B. Punkt B må da føres opp på tre linjer i i skjemaet (en linje pr kunde) Her oppgis alle kunder som er tilknyttet punktet. Aktuelle svar her er navnet på produsent, lokalt/eget distribusjonsnett eller navnet på sluttkunde direkte knyttet til regionalnettet. Spenning i utvekslingspunktet, oppgis i kv. Aktuelle svaralternativ fremkommer i rullegardin-meny Her oppgis hvilket sentralnettspunkt utvekslingspunktet i dag er underlagt. Aktuelle svaralternativ fremkommer i rullegardin-meny. Nord, Midt eller Sør. Fremkommer automatisk ved valg av Nærmeste sentralnettspunkt. Fastsatt områdevis topplasttime for sentralnettet. Fremkommer automatisk ved valg av Nærmeste sentralnettspunkt Svar på spørsmål om kunden som er oppgitt i kolonnen kundenavn er sluttkunde eller underliggende nett (Distribusjonsnett). Mulige svaralternativ er Ja eller Nei. (NB: Distribusjonsnett er IKKE sluttkunde) Mange av tilknytningspunktene som det her skal rapporteres på har ikke fullverdige målere. Avregningsgrunnlag for de punkt som mangler målere må derfor estimeres. Spørsmålet her er altså om de rapporterte avregningsdata som oppgis i skjemaets kolonner under Avregningsgrunnlag 2007-2009 er målt eller kun estimert. Mulige svaralternativ er Ja eller Nei. Hvorfor spør vi om dette? Vi ber om denne informasjonen for å kunne estimere investeringskostnader til målere ved en eventuell utvidelse av sentralnettet. Her oppgis det om nettselskapet benytter samme topplasttimer som sentralnettet eller om avregningsrunnlag beregnes ut fra egne lokale topplasttimer. Svaralternativ: Ja eller Nei Hvorfor spør vi om dette? Vår analyse skal anslå omfordelingseffekt for enkeltkunder ved en utvidelse av sentralnettet. Info om regionalnettstariffen beregnes ut i fra andre topplasttimer enn den som defineres av Statnett (Grunnlag sentralnett) kan bidra til å forklare de funn vi gjør i analysen. Side 31 av 37

Vedlegg 3B forts. Effektuttak i topplast 2007-2009: Innlevering (effekt) i topplast (MW): Energiuttak pr år (MWh): Innlevering (energi) pr år (MWh) : Utkoplbart uttak: Tariffinntekt (NOK) 2007-2009: Her oppgis faktisk eller estimert uttak (MW) i topplast for hver kunde i hvert utvekslingspunkt. Uttaket skal inkludere evt uprioritert/utkoplbart uttak. Uttaket må beregnes på samme måte som i dagens tariffmodell for sentralnettet. Uttak i topplast beregnes i dagens sentralnettstariff som følger: Pru-Pri+Pp. Pru: Uttak i topplast (MW), Pri: Innlevert i topplast(mw), Pp: Produksjon i topplast (MW). Topplasttimen det skal refereres til er Sentralnettets topplasttime (se relevant dato/time i skjemaet). Effektuttak i topplast er svært sentralt i vår analyse da de danner grunnlag for alternative tariffberegninger. Dataene må i stor grad omregnes manuelt, og det er viktig at dataene blir gode nok uten at dere må grave dere altfor langt ned i detaljer. Spørsmålet kan i utgangspunktet se svært omfattende ut. Vi vil derfor presisere bakgrunnen for vår analyse: Vi skal analysere tariffkonsekvens for de enkeltkunder som i dag er kunder i regionalnettet. I mange tilfeller vil det i hvert B-tilknytningspunkt kun være et kundeforhold, nemlig eget distribusjonsnett. Dataomfanget blir i slike tilfeller begrenset. I de tilknytningspunkt der regionalnettseier har flere kundeforhold (dvs sender regning til flere kunder) må avregningsgrunnlaget fordeles på den enkelte kunde i punktet. I Prinsippskisse Trafostasjon er det illustrert tre kunder; Sluttbruker, Produsent og eget distribusjonsnett (Vedlegg 3B). Avregningsdata i topplast (innlevering, uttak og produksjon) må da estimeres for hvert kundeforhold (3 stk). Her oppgis faktisk eller estimert innlevering (MW) i topplast i hvert utvekslingspunkt. Topplasttimen det skal refereres til er Sentralnettets topplasttime (se relevant dato/time i skjemaet). (Dette er samme tall som beregnes i Pri ) Her oppgis faktisk eller estimert årlig totalt brutto energiuttak (MWh) i utvekslingspunktet. Volumene i denne kolonnen skal inkludere eventuelt uprioritert/ utkoplbart uttak. Uprioritert/utkoplbart uttak spesifiseres i tillegg i egen kolonne. Uttaket må estimeres pr relevant kundeforhold i punktet. Her oppgis faktisk eller estimert årlig totalt brutto innmating (MWh) i utvekslingspunktet. Innmatingen må fordeles pr relevant kundeforhold i punktet. Her oppgis årlig uprioritert/utkoplbart energiuttak (MWh) i utvekslingspunktet. Uttaket må estimeres pr relevant kundeforhold i punktet. Her oppgis estimert regionalnettstariff pr utvekslingspunkt pr kunde. Netteier må her fordele de totale tariffinntektene ut på kundeforhold pr tilknytningspunkt. Hvor mye netteieren har fakturert pr kundeforhold i regionalnettet vil antakelig fremgå av regnskapet, men fordelingen pr Bpunkt pr kundeforhold vil kreve en manuell regneøvelse. Kostnadene splittes på Fastledd/Effektledd, Trafo-/bryterleie og energiledd. Beløpene oppgis i hele kroner, eksklusiv moms og avgifter. I prinsippet skal sum regionalnettsinntekter i skjemaet tilsvare det netteieren har rapportert i NVErapportens note 4.3 det aktuelle året. Side 32 av 37