Oppsummering av kommentarer til varsel om inntektsramme for 2012

Notat Til: Nettselskap med merknader til varsel om inntektsramme 2012 Fra: Ansvarlig: Dato: 13.9.2012 Vår ref.: Seksjon for økonomisk regulering Tore Langset NVE Arkiv: 621 Kopi: Drammensveien 211 Postboks 5091 Majorstua 0301 OSLO Telefon: 22 95 95 95 Telefaks: 22 95 90 00 E-post: nve@nve.no Internett: www.nve.no Org. nr.: NO 970 205 039 MVA Bankkonto: 7694 05 08971 Oppsummering av kommentarer til varsel om inntektsramme for 2012 NVE sendte 28.11.2011 ut varsel om inntektsramme for 2012 til alle nettselskap i Norge. I den forbindelse har 9 selskaper sendt inn kommentarer til varselet: Andøy Energi, Austevoll Kraftlag, Narvik Energinett, NTE Nett, Odda Energi, Rakkestad Energi, Sandøy Energi, Uvdal Kraftforsyning og Varanger Kraftnett. Det har kommet inn kommentarer på reguleringsmodellen i tillegg til kommentarer på andre selskapers data. NVE har vurdert hver kommentar for seg, og henvendt seg til de relevante selskapene for ytterligere informasjon der det var behov for det. I det følgende har vi oppsummert alle kommentarene og redegjort for hvordan NVE vil behandle disse ved fastsettelsen av inntektsrammene for 2012. Selskapsspesifikke kommentarer Rakkestad Energi: Rakkestad Energi viser til at inntektsrammen deres de siste par årene er redusert til tross for at selskapet har vært gjennom en effektivisering og rasjonalisering av driften fra 2005, og at produktiviteten har økt betraktelig de siste årene. Referanseselskapene til selskapet i varsel 2012, består av NTE Nett og Energi 1, hvor førstnevnte utgjør 95,2 %. Selskapet har med bakgrunn i dette sett nærmere på tallene til NTE Nett og fant i deres regnskap at de hadde lavere lønns- og pensjonskostnader i 2010 enn i 2009, på grunn av avsetning til omstillingstiltak i 2009 og negative pensjonskostnader i 2010. Rakkestad Energi mener dette får urimelige utslag for deres inntektsramme i 2012. Selskapet ønsker større forutsigbarhet i inntektsrammene, som gjenspeiler den faktiske situasjonen i bransjen og at beregninger blir gjennomført mot mer sammenlignbare selskaper av tilnærmet lik størrelse, struktur og topografi. De ber om at inntektsrammen for 2012 bli vurdert ut i fra dette. Rakkestad Energi kommenterer at endringer i kostnadsgrunnlaget til referanseselskapene får urimelige utslag for deres inntekstramme fra år til år. Selskapet har sett på det totale regnskapet til NTE Nett når de har foretatt analysen av endringer i kostnadene. NVE kan ikke uten videre se hvor mye av avsetning til omstillingstiltak som er kostnadsført i distribusjonsnettet. Slike kostnader bidrar utelukkende positivt på Rakkestads inntektsramme i 2011. NTE Nett har negative pensjonskostnader i

Side 2 distribusjonsnettet i 2010 på om lag 2,8 millioner kroner av drifts- og vedlikeholdskostnader på totalt 180 millioner kroner. I 2009 hadde de positive kostnader på 3,4 millioner kroner. Slike kostnader varierer fra år til år. NVE foretok en vurdering av bokførte pensjonskostnader hos referanseselskapene i forbindelse med varsel 2012 og konkluderte med at ingen hadde urimelig høye pensjonskostnader, verken positive eller negative, som gjorde dem uegnet til å være referanse for andre selskap. NVE har foretatt en ny DEA-analyse hvor de negative pensjonskostnadene på 2,8 millioner kroner er tatt ut av kostnadsgrunnlaget til NTE Nett i 2010. Dette får en uvesentlig virkning på Rakkestad Energi sitt resultat. NVE har sommeren 2012 sendt ut forslag til nye kostnadsnormmodeller på høring 1. En av endringene som foreslås er å måle selskapenes kostnader mot en referanse basert på et gjennomsnitt av flere års kostnader. Slik vil årlige svingninger i kostnadsgrunnlaget til referanseselskap, som for eksempel estimatavvik knyttet til pensjonskostnader, bli jevnet ut og får vesentlig mindre å si for selskap som blir målt mot disse. Dette vil bidra til mer stabile inntektsrammer. Dersom det ikke kommer vesentlige innvendinger mot forslaget vil endringen tre i kraft fra inntektsrammene for 2013. Det vil alltid være svingninger i de årlige kostnadene til referanseselskapene. Som Rakkestad peker på, er NTE Nett referanse for selskapet i år med både høye og lave kostnader. I årene med relativt høye kostnader vil dette virke positivt på Rakkestads inntektsramme, og motsatt. NVE ser ikke grunnlag for å endre på forutsetningene i modellen for 2012 for Rakkestad Energi. NVE har likevel søkt å løse utfordringer med spesielle svingninger i kostnadene i den foreslåtte modellen for 2013. Sandøy Energi: Selskapet stiller seg spørrende til om det er feil i NVE sine utregninger i rammevilkårskorrigeringen" i varsel 2012, ettersom de kommer frem til en differanse på 2,8 % mellom sine beregninger og beregningen som er lagt ut på NVE sine hjemmesider. I tillegg kommenterer de at det kan være grunn til å tro at NVEs DEA-modell for distribusjonsnettet ikke fanger opp selskapets rammevilkår. Nettet deres ligger i et område med værhardt klima og leveralderen på anleggene er relativt kort. De må forsyne øyer som er tynt befolket. De har også en relativt høy andel jordkabler i høyspentnettet sitt. Til sist etterlyser selskapet resultater fra NVEs arbeid med vindkraft som rammevilkårsvariabel. Det ble lagt ut feil verdier for enkelte rammevilkår på våre hjemmesider i forbindelse med varselet for 2012. Dette var grunnen til differansen i rammevilkårskorrigeringen som Sandøy viser til. Det ble imidlertid benyttet riktige verdier i selve inntektsrammeberegningen, slik at Sandøy fikk korrekt varslet inntektsramme. NVE korrigerte informasjonen på internett i desember 2011, noe som ble formidlet til selskapet. NVE har i løpet av 2011 og 2012 arbeidet med å forbedre kostnadsnormmodellene. Arbeidet har resultert i et endringsforslag som er sendt på høring sommeren 2012 1. I den foreslåtte modellen for distribusjonsnett, er andel jordkabler inkludert som et rammevilkår i trinn to. I tillegg foreslås det å inkludere en variabel for kystnærhet, definert som kvadrert vindbelastning dividert med avstand til kyst. Denne variabelen er høyt korrelert med andel sjøkabel og forsyning til øyer, slik at det er kun kystnærhetsvariabelen som foreslås inkludert i modellen. NVE har foretatt en grundig gjennomgang av modellen og sett på betydningen av mange ulike rammevilkår. Vi mener modellen som nå er på høring er en forbedring av den eksisterende modellen. 1 http://www.nve.no/no/kraftmarked/regulering-av-nettselskapene/aktuelle-prosjekter/modell-forkostnadsnorm-fra-2013/

Side 3 Det rammevilkårskorrigerte DEA-resultatet til Sandøy Energi er i varsel 2012 på 79 %. I den foreslåtte modellen ville resultatet økt til 81,3 % for 2012 basert på beregninger som er lagt ut i forbindelse med høringen. I seg selv gir dette en begrenset økning for Sandøy Energi, men ettersom det gjennomsnittlige DEA-resultatet reduseres sterkt i den foreslåtte modellen, økes det kalibrerte DEAresultatet fra 83,9 % i varsel 2012 til 97,3 %. Resultatet til Sandøy Energi vil altså ligge i nærheten av bransjegjennomsnittet i den foreslåtte modellen, mens det ligger vesentlig under snittet i dagens modell. NVE har foreløpig ikke inkludert vindkraft i småkraftvariabelen i distribusjonsnettet. Det er svært få vindkraftanlegg som mater inn på dette nettnivået, men NVE arbeider med å gjøre vindkraftdataene kompatible med dataene som inngår i eksisterende småkraftsvariabelen. Dersom resultatet av å inkludere vindkraft viser signifikante verdier, vil NVE inkludere det i modellen. NVE vil legge til grunn den eksisterende modellen når vedtaket om inntekstrammer for 2012 fattes. Modellene må fastsettes i forkant av varslene om inntektsrammer og ny informasjon som kommer til etter dette kan først tas hensyn til ved fastsettelse av modellene fremover i tid. NVE mener at metoden og modellen som ble valgt var den beste tilgjengelige på tidspunktet for varselet. Narvik Energinett: Selskapet kommenterer i hovedsak forhold knyttet til effektivitetsmålingen i distribusjonsnettet. Narvik Energinett viser til at de har hatt en kostnadsreduksjon i perioden 2007 2012 i begge nettnivå, samtidig som bransjen samlet har hatt en kostnadsøkning. Effektivitetsresultatene har økt i begge nettnivå i samme periode for Narvik, men selskapet retter fokus mot den relativt lave effektivitetsmålingen for deres distribusjonsnett. Selskapet viser til at de har den 16. laveste snittprisen i landet, representert ved inntektsramme dividert på levert energi (for distribusjonsnett). Med bakgrunn i dette forholdet mener de det er nærliggende å spørre hvor godt dagens modell beskriver sammenhengen mellom kostnader og oppgaver. Narvik Energinett lister opp momenter som har betydning for oppgavebeskrivelsen, men som ikke er inkludert i dagens DEA-modell. De kommer også med forslag til hvordan disse momentene kan inkluderes i dagens modell. Selskapet viser til at de har hatt en kostnadsreduksjon i begge nettnivåene de siste fem årene, mens bransjen samlet har en økning. Ettersom DEA-resultatet til Narvik Energinett bestemmes av deres referanseselskap, er det kostnadsutviklingen i disse selskapene som er avgjørende for DEA-resultatet til Narvik, ikke i bransjen som helhet. Videre viser Narvik til at de har en lav snittpris definert som inntektsramme dividert på levert energi. Et slikt måltall ville være relevant å se på dersom selskapene som sammenlignes hadde samme strukturelle, geografiske og klimatiske rammevilkår, men dette er ikke tilfellet. Narvik Energinett lister opp mulige forbedringer i outputvariablene i distribusjonsnettsmodellen. NVE vil rose selskapet for meget konstruktivt innspill til modellarbeidet vårt. Som selskapet selv kommenterer, er dagens modeller et resultat av mye arbeid og grundig testing av mange mulige oppgavevariabler. Modellene er utarbeidet i tett samarbeid med en referansegruppe bestående av representanter fra nettselskap og interesseorganisasjoner. De siste par årene har vi jobbet

Side 4 med en ytterligere forbedring av modellene som har resultert i et forslag som er sendt på høring sommeren 2012 med høringsfrist 21. september 2. Narvik Energinett er spesielt opptatt av at man i større grad vektlegger kostnadsforskjellene ved sammensetningen av nettkomponenter i outputvariablene i distribusjonsnettet, tilsvarende modellen for regional- og sentralnettet. Sistnevnte modell sammenligner selskapenes kostnader ved å bygge og drive anleggsmassen som er gitt konsesjon på. Distribusjonsmodellen sammenligner derimot selskapenes kostnader ved å distribuere energi over en viss avstand til et visst antall kunder uavhengig av hvilke tekniske løsninger de har valgt. Det er i større grad de strukturelle forskjellene som fanges opp i modellen og som skal beskrive systemeffektiviteten til selskapene. I den foreslåtte modellen som er på høring, er det bruk av antall km høyspentnett, antall nettstasjoner og antall abonnenter som vi har kommet til best fanger opp forskjeller mellom selskapenes strukturelle rammevilkår (avstand og kundespredning). I tillegg til geografivariabler, inkluderes andel jordkabler, installert ytelse i småkraftverk og grisgrendthet som variabler i korreksjonstrinnet (trinn 2). Vi viser til høringsnotatet for mer informasjon om prosessen for å komme frem til den foreslåtte modellen. Kommentarer til data for andre selskap DV-kostnader 6 selskaper har kommentert driftskostnadene i distribusjonsnettet til Ørskog Energi. Det vises til at NVE har lagt til grunn en samlet driftskostnad på 9 130 tusen kroner i effektivitetsanalysene og kostnadsgrunnlaget ved beregning av inntektsrammen. Dette er noe lavere enn hva selskapet har rapportert i erapp, som er 9 328 tusen kroner. NVE har lagt til grunn netto driftskostnader på 9 130 tusen kroner for Ørskog Energi i varselet. Når netto drifts- og vedlikeholdskostnader beregnes, trekkes driftsinntekter (post 391) fra driftskostnader. Ørskog Energi hadde rapportert 198 tusen kroner i driftsinntekter, slik at totale DV-kostnader ble 9 130 tusen kroner. Under regnskapskontrollen ble det avdekket at dette var feilført og denne ble korrigert til 0. Denne korreksjonen ble dessverre ikke tatt hensyn til ved varselet. NVE vil derfor korrigere netto drifts- og vedlikeholdskostnader til 9 328 tusen kroner til vedtaket for 2012, i samsvar med hva selskapene påpeker. Avskrivninger på tilskudd 6 selskaper har kommentert avskrivninger på tilskudd i distribusjonsnettet til VOKKS Nett. I følge erapp mottok selskapet 39,504 mill kroner i tilskudd i perioden 2002-2010. Med 30 års avskrivningstid, gir dette avskrivninger i 2010 på 1,317 mill kroner. Dette er betydelig høyere enn avskrivningene på 0,765 mill kroner som selskapet har rapportert i erapp og som også er lagt til grunn i DEA-analysene. VOKKS Nett har gitt tilbakemelding på at de rapporterte tallene i note 17 B er feil for årets avskrivninger på lavspentlinjer. På akkumulert nivå skal årets avskrivninger korrigeres fra 765 tusen kroner til 1 712 tusen kroner i 2010. Feilen medfører også at bokførte verdier pr 31.12.2010 er feil og 2 http://www.nve.no/no/kraftmarked/regulering-av-nettselskapene/aktuelle-prosjekter/modell-forkostnadsnorm-fra-2013/

Side 5 skal korrigeres fra 47 202 tusen kroner til 46 255 tusen kroner. NVE vil korrigere dette til vedtaket for 2012. Reduksjon i andel nettap av levert energi (nettapsprosent) 6 selskap har kommentert at i alt 16 selskaper har redusert nettapsprosenten fra 2009 til 2010, til tross for at forbruket hos sluttbrukere tilknyttet distribusjonsnettet økte fra 2009 til 2010 i de aller fleste nettområder. Selskapene kommenterer at det bør forventes en økning i tapsprosenten ettersom energitapet generelt øker kvadratisk med energioverføringen i nettet. Generelt øker tapet med økende kraftforbruk, fordi mer strøm går i kraftlinjen. Man kan likevel ikke trekke en parallell mellom økt forbruk og økt nettap hos alle nettselskap i distribusjonsnettet. I overføringsnettet er det flere forhold som har innvirkning på om nettapet øker eller reduseres, blant annet hvor forbruksøkningen kommer i forhold til innmatingen. 2 av selskapene som har kommentert dette forholdet hos andre selskap, har selv reduksjon i nettapet samtidig som de har økning i levert energi. NVE foretar årlig kontrollen av innrapporterte tall i erapp, hvor nettselskapene blir bedt om å redegjøre for endringer i nettapsprosenten på 2 prosentpoeng eller mer. 10 av de 16 selskapene som er kommentert, var under denne terskelen. I perioden 2005 til 2010 er det rundt 150 observasjoner av nettselskap med reduksjon i nettapsprosenten på mellom 0,5 til 2,5 prosentpoeng fra et år til et annet. Figur 1 viser at over halvparten av selskapene med en slik reduksjon i nettapsprosenten, samtidig har en økning i levert energi. NVE kan derfor ikke se at det er uvanlig eller usannsynlig at et selskap kan ha reduksjon i nettapsprosent samtidig som forbruket øker. 10 % 0 % -10 % 0 % 10 % 20 % 30 % Endring i tap -10 % -20 % -30 % -40 % -50 % Endring i levert energi Figur 1: Selskap med reduksjon i nettapsprosent (tap/(tap+levert energi) på 0,5 2, 5 prosentpoeng fra et år til et annet. Figuren viser sammensetningen av endring i tap og levert energi for disse selskapene. NVE mener det ikke er grunnlag for å stille spørsmål ved en reduksjon i nettapsprosent på under 2 prosentpoeng. Dette gjelder følgende selskap: Alta Kraftlag AL redusert tapsprosent fra 7,7 % til 6,1 % (forbruksøkning på 10,6 %) BE Nett AS - redusert tapsprosent fra 5,5 % til 5,1 % (forbruksøkning på 3,7 %)

Side 6 Evenes Kraftforsyning AS - redusert tapsprosent fra 8,7 % til 6,8 % (forbruksøkning på 4,9 %) Helgelands Kraft AS - redusert tapsprosent fra 7,2 % til 6,4 % (forbruksøkning på 6,8 %) Lærdal Energi AS - redusert tapsprosent fra 8,2 % til 6,5 % (forbruksøkning på 10,1 %) Norddal Elverk AS - redusert tapsprosent fra 5,5 % til 4,7 % (forbruksøkning på 9,1 %) Nordkyn Kraftlag AL - redusert tapsprosent fra 9,1 % til 8,1 % (forbruksøkning på 2,1 %) Rissa Kraftlag BA - redusert tapsprosent fra 4,7 % til 4,2 % (forbruksøkning på 6,5 %) Tinn Energi AS - redusert tapsprosent fra 5 % til 4,2 % (forbruksøkning på 8,3 %) Vesterålskraft Nett AS - redusert tapsprosent fra 6,6 % til 5,9 % (forbruksøkning på 1,8 %) Videre har 6 av de 16 kommenterte selskapene en større endring enn 2 prosentpoeng. NVE har kontrollert forholdene. Forklaringene er følgende: Austevoll Kraftlag BA redusert tapsprosent fra 13,6 % til 9,2 % (forbruksøkning på 14,8 %) Selskapet har i forbindelse med inntektsrammene for 2011 forklart at nettapet ble spesielt høyt i 2009. Dette skyldtes en feilmåling for kunden Austevoll Fiskeindustri. Odda Energi AS - redusert tapsprosent fra 7,9 % til 4,4 % (forbruksøkning på 4,9 %) Selskapet har forklart at det skyldes at forbruk må stipuleres, i tillegg til oppgraderinger og endringer i innmating av produksjon i nettet. I 2010 ble det innhentet måleravlesninger fra en del kunder som ikke hadde rapportert måleravlesninger i 2009. De innhentede måleravlesningene tyder på at disse kundenes faktiske forbruk i 2009 var en del høyere enn det som ble estimert. Konsekvensen av dette er nødvendigvis at innrapportert forbruk (basert på stipuleringene) var for lavt i 2009 og tilsvarende for høyt i 2010, og at innrapportert tap for 2009 var for høyt og tilsvarende for lavt i 2010. Rollag Elektrisitetsverk LL - redusert tapsprosent fra 6,2 % til 1,7 % (forbruksøkning på 12,1 %) Selskapet har forklart at dette i hovedsak skyldes at det ikke er gjennomført kontrollavlesninger av kwh-målere på flere år, hvorav noen kun ble avregnet ved stipulering. Selskapet gjorde en større jobb i 2010 ved å gjøre egne avlesninger og fikk derfor en relativt stor endring i nettapsprosent. Selskapet viser også til andre forhold som kan påvirke nettapsprosenten. NVE er klar over at dette er en betydelig reduksjon i tapsprosenten, men vil understreke at selv om Rollag Elektrisitetsverk får et DEA-resultat på over 1 i 2010, så er de ikke er referanse for andre selskap enn seg selv. Konsekvensene for andre selskaper som følge av oppryddingen i målte energimengder er derfor ubetydelige. Rødøy-Lurøy Kraftverk AS - redusert tapsprosent fra 15,4 % til 13 % (forbruksøkning på 8,4 %) Selskapet har forklart at i deres distribusjonsområde med lange radialer og de største forbrukerne ytterst i nettet, vil det være stor variasjon i nettap i takt med produksjonsmønsteret til fiskeindustrien. Historisk har dette svingt opp og ned med jevne og ujevne mellomrom. De regner også med at den nye kabelen til Træna har bidratt betydelig til reduksjonen i nettapsprosenten, selv om forbruket har økt. Den gamle kabelen til Træna hadde tap opp mot 40 % i tunglastperiodene.

Side 7 Skjåk Energi - redusert tapsprosent fra 8,8 % til 4,6 % (forbruksøkning på 12,4 %) Selskapet har forklart at reduksjonen skyldes at nettapet var unormalt høyt i 2009. Selskapet kan ikke forklare hvorfor det ble unormalt høyt i 2009, volumet er basert på målte verdier inn og ut av nettet. Nettapet i 2010 ligger på normalen. Suldal Elverk - redusert tapsprosent fra 8,9 % til 5,4 % (forbruksøkning på 19,1 %) Selskapet forklarer at 2010 var preget av en del lavere småkraftproduksjon i forsyningsområdet deres enn vanlig, noe som kan ha innvirkning på nettapet. Stor økning i antall fritidskunder 5 selskap har kommentert at flere selskap har meget stor økning i antall fritidskunder fra 2009 til 2010 sammenlignet med endringer i tidligere år. I forbindelse med behandlingen av klager på inntektsrammer for 2010, har NVE konkludert med at det ikke er grunn til å undersøke selskapenes rapportering av abonnementer knyttet til fritidsboliger, dersom endringen er av størrelsesorden 5-10 %. Flere av selskapene som klagde i 2010 hadde like store endringer i fritidskunder selv, og NVE kan derfor ikke se noen grunn til at det skal være noe spesielt med endringene til de selskapene som ble påklaget. NVE har likevel valgt å se på endringene til de selskapene som har blitt kommentert til varselet for 2012. Enkelte av selskapene har relativt store endringer. Andøy Energi AS 54 % Selskapet forklarer økningen i antall rapporterte fritidsboligabonnementer i 2010 med at tidligere rapportering (2007-2009) har vært for lav og ikke korrekt. Grunnen er at det ikke har vært samsvar mellom rapporten i kundeinformasjonssystemet deres og korrigeringen i målepunktregisteret. Selskapet har vært klar over avviket, og har hatt en gjennomgang av informasjonssystemet slik at rapporten som danner grunnlag for rapporteringen i erapp har blitt korrekt i 2010. EB Nett 21 % Selskapet har forklart at de har overtatt distribusjonsnettsanlegg i Aurland i Sogn og Fjordane og i Ulvik i Hordaland og begge disse områdene omfatter nesten bare hytter. Økningen i antall fritidskunder er derfor korrekt. Helgelandskraft AS 14,5 % Selskapet har forklart at økningen skyldes feilrapportering av antall fritidsboligabonnementer i 2009. Selskapet har rapport et lavere antall fritidskunder i 2009 enn tidligere år, og de hevder at rapporteringen i 2010 er korrekt. Lyse Nett AS 7,5 % Selskapet har forklart at det generelt har vært stor utbygging av hyttefelt i deres konsesjonsområde de siste årene, i tillegg til at noen eksisterende felt har blitt tilknyttet nettet. Den ekstra økningen av fritidsabonnementer i 2010, skyldes i hovedsak åpning av undersjøisk veiforbindelse til Finnøy i 2009 som har gjort Ryfylkeøyene mer ettertraktet mhp fritidsboliger, samt overtakelse og oppgradering av et lavspenningsnett i et eksisterende hytteområde med rundt 75 hytter.

Side 8 Nord Troms Kraftlag AS 6,3 % Selskapet har rapportert en økning på 76 fritidsboligabonnementer fra 2009 til 2010. I selskapets årsrapport står det at det i 2010 ble bygget ut forsyning til et nytt hyttefelt i Autsi/Silis i Kautokeino, hvor 80 hytter ble koblet til nettet. Stor økning i antall nettstasjoner 5 selskap har kommentert at flere selskap har meget stor økning i antall nettstasjoner fra 2009 til 2010, sammenlignet med endringer i tidligere år. Endringene spenner fra 4 % til 12,2 %. I tråd med behandlingen av økning i antall fritidskunder, ser NVE på om det er grunn til å stille spørsmål ved endringene i selskapenes rapportering av nettstasjoner. Endringen i antall nettstasjoner er derfor sett i sammenheng med endringer i antall abonnementer, og det kun selskap med store endringer eller der utviklingen i nettstasjoner og abonnementer ikke ser ut til å følge hverandre, som har blitt bedt om å redegjøre for forholdet. Evenes Kraftforsyning AS 10,4 % Selskapet har kommet med ny rapportering av antall nettstasjoner og transformatorer i distribusjonsnettet etter henvendelse fra NVE. Selskapet kommenterer at endringene skyldes oppdatering av alle anlegg i Netbas og en gjennomgang av deres arkiver. De har også vært en misforståelse knyttet til begrepet nettstasjoner. I den oppdaterte rapporteringen øker antall nettstasjoner i 2010 med ytterligere 3 stasjoner, mens antallet også korrigeres opp bakover i tid. NVE vil korrigere følgende i henhold til selskapets rapportering til vedtaket for 2012: 2010: fra 106 til 109, 2009: fra 96 til 108, 2008: fra 90 til 106 og 2007: fra 94 til 106. Selskapet rapporterer også korrigeringer i antall transformatorer bakover i tid som følge av oppryddingen. Flesberg Elektrisitetsverk AS 4 % Økningen på 4 % tilsvarer en økning i antall nettstasjoner på 7 stk. Samtidig økte antall abonnementer med 67 stk fra 2009 til 2010. NVE mener at denne økningen er minimal, at det er samsvar i selskapets rapportering og finner derfor ikke grunn til å stille spørsmålstegn ved denne rapporteringen. Fosenkraft AS 4,8 % Selskapet har gitt tilbakemelding om at økningen ikke er riktig. De har kommet med nye tall for nettstasjoner for 2010 og bakover i tid. For 2010 vil NVE korrigere antall nettstasjoner fra 546 til 522 til vedtaket for 2012. Hafslund Nett AS 6,6 % Selskapet har meddelt NVE at økningen skyldes feil rapportering av antall nettstasjoner for Akershus pr. 31.12.2010. Det ble registrert 9065 nettstasjoner, mens korrekt antall er 8153. NVE vil korrigere dette til vedtaket for 2012. Hålogaland Kraft AS 4,2 % Selskapet har kommet med endringer i rapporteringen av nettstasjoner for flere år bakover. De begrunner korrigeringene i hovedsak med at arkivet deres har blitt mer nøyaktig. I varsel 2012 ble det benyttet 1202 stk nettstasjoner for 2010, mens selskapet nå har korrigert dette til 1152 stk. Samtidig er antall nettstasjoner for 2009 korrigert fra 1153 til 1145. NVE vil korrigere dette til vedtaket for 2012.

Side 9 Kvam Kraftverk 12,2 % Økningen i antall nettstasjoner ble fanget opp i regnskapskontrollen i 2010, men ved en inkurie ble kun rapporteringen per 1.1.2010 rettet opp og ikke rapporteringen per 31.12.2010. Selskapet har gitt tilbakemelding om at antall nettstasjoner per 31.12.2010 skal korrigeres fra 179 til 139. NVE vil korrigere dette til vedtaket for 2012. Trønder Energi Nett AS 4,6 % Selskapet har i tilbakemelding på forespørsel fra NVE, sagt at de er i en prosess med å konvertere sine to store nettinformasjonssystemer (NIS). Økningen i antall rapporterte nettstasjoner er et resultat av at de foretar en kvalitetsheving, samt at de rydder opp i gamle feil. Trønder Energi Nett har vært gjennom flere fusjoner, sist med Trondheim Energi Nett. Det har vært gradvise overganger fra etablerte manuelle rapporteringer til å stole på data registrert i NIS. NVE tolker dette som at de rapporterte tallene er riktige. Ørskog Energi AS 5,9 % Selskapet har på forespørsel fra NVE foretatt en grundig gjennomgang av rapporteringen for 2010 og bekrefter at det er korrekt tall som er rapportert i erapp. NVE var også på tilsyn hos selskapet i mars 2011 hvor dette ble gjennomgått. Forklaringen til økningen tilskrives i hovedsak stor aktivitet i deres forsyningsområde. Stor økning i lengde høyspentnett 6 selskap har kommentert at flere selskap har stor økning i lengde av høyspentnettet fra 2009 til 2010 sammenlignet med endringer i tidligere år, herunder: Ymber AS 34km NVE var på tilsynsbesøk hos selskapet i 2012. Det ble ikke avdekket avvik i forbindelse med rapportering av høyspentlinjer, men selskapet er i en prosess med å måle opp nøyaktige linjer i nettet med gps, og Netbas er under kontinuerlig forbedring. Det kan derfor oppstå endringer som følge av dette arbeidet. I selskapets årsberetning står det at det er bygget ny forsyning til hyttefelt i Kautokeino, samt høyspentkabling i Kautokeino sentrum og Storslett. Rødøy-Lurøy Kraftverk AS 50km Selskapet har forklart at økningen i all hovedsak skyldes den nye kabelen til Træna som er i overkant av 46 km lang inkl. jordkabler i begge ender. De har i dag to kabler som forsyner Træna. Røros Elektrisitetsverk AS 21km Selskapet har gitt tilbakemelding om at de rydder i deres TEKØK, noe som fører til at databasen er endret fra året før. De sier at de snart er ferdige med alle endringer. Vang Energiverk KF 10km Selskapet har gitt tilbakemelding om at årsaken til økningen skyldes en grundig gjennomgang av deres grunnlagsdata, hvor det ble oppdaget en uoverensstemmelse mellom kraftdata og deres tekniske rapporteringssystem. Rapporteringen for 2010 er derfor riktig.

Side 10 Vesterålskraft Nett AS 30km Selskapet har gitt tilbakemelding om at det er feil i rapporteringen av antall km jordkabler i 2010, tilsvarende 30 km. NVE korrigerer lengden til vedtaket for 2012. Stor økning i lengde høyspent luftlinjer 6 selskap har kommentert at flere selskap har stor økning i lengde høyspente luftlinjer fra 2009 til 2010 sammenlignet med tidligere år. Det er imidlertid flere av disse endringene som utgjør kun 1 % av selskapets totale høyspente luftlinjenett. NVE mener det ikke er grunn til å stille spørsmål ved slike endringer, og at en redegjørelse ikke kan begrunnes i at selskapet ikke har endringer i tidligere år. Følgende av de kommenterte selskapene har rundt 1 % endring: Hadeland Energinett AS 5km Midt Nett Buskerud AS 4km Troms Kraft Nett AS 30km Følgende selskap er kontrollert: Ymber AS 13km Økningen på 13 km luftlinjer tilhørende Ymber utgjør 1,6 % av deres totale høyspente luftlinjenett. Det vises for øvrig til kommentaren knyttet til Ymber under endringer i høyspentnett ovenfor. Røros Elektrisitetsverk AS 21 km Selskapet har gitt tilbakemelding om at de rydder i deres TEKØK, noe som fører til at databasen er endret fra året før. De sier at de snart er ferdige med alle endringer.