Notat
Til: Omsetningskonsesjonærar med inntektsramme
Fra:
NVE - Seksjon for økonomisk regulering
Ansvarleg: Tore Langset
Dato: 01.02.2011
Vår ref.: NVE 200904925
Arkiv:
Kopi:
Rundskriv EØ 1/2011 - Om berekning av inntektsrammer og kostnadsnorm i vedtak om inntektsramme for 2010
I dette rundskrivet skildrar NVE kort korleis dei vedtekne inntektsrammene blir berekna. NVE sendte 1.12.2009 varsel om inntektsramme for 2010. Selskapa har komme med merknader som har medført endringar i data i forhold til varsla. Noen av merknadene er av prinsipiell karakter, og i dette rundskrivet tar vi opp vår handsaming av disse. I forhold til varsel om inntektsramme er Krødsherad Everk teken ut av DEA-analysane i distribusjonsnett da det heftar usikkerheit ved datagrunnlaget deira. Til slutt skildrar vi korleis vi har berekna føresetnadene i vedtaket når det gjeld NVE-rente, inflasjon og kraftpris.
Kort om berekning av inntektsrammene
Dei årlige inntektsrammene blir vedtekne i medhald av forskrift av 11.3.1999 nr 302 om økonomisk og teknisk rapportering, inntektsramme for nettvirksomheten og tariffer (kontrollforskrifta). Av kontrollforskrifta kan ein utlede følgjande formel:
t t t
t K K JP
IR =0,4 +0,6 *+
IRt er inntektsramme i år t. Kt er kostnadsgrunnlaget for det enkelte nettselskap. Kt* er kostnadsnorma for selskapet, og er resultat av samanliknande analysar av selskapa basert på data frå år t-2, inkludert KILE-kostnader. JPt er tillegget for investeringer, som er årets tilgang i år t-2 multiplisert med ein faktor på 1,46 gangar referanserente, jf. kontrollforskrifta § 8-5.
For 2010 vil det, på same måte som i varselet for 2009, bli lagt til eit tillegg for investeringar.
Tillegget blir gitt siste gang i 2010. Frå og med 2009 er tidsetterslepet i inntekter knytt til investeringar fjerna, og behovet for eit slikt tillegg i inntektsrammene faller derfor bort frå 2011.
Kostnadsgrunnlaget, Kt, i formelen over kjem fram etter følgjande formel:
( )
t t t t NVEt t t
t
t NT P AVS AKG r
KPI KILE KPI
DV
K = + × + − × + − + − ×
−
−
− 2 2 2
2 2
2
DV står for drifts- og vedlikehaldskostnader, og inkluderar utbetalingar til kundar ved svært langvarige avbrot og individuelle KILE-avtalar. KILE står for KILE-beløp, med unntak av dei som er knytt til individuelle KILE-avtalar. KPI står for konsumprisindeksen. NT er overføringstap (i MWh), og P er
referansepris på kraft. AVS står for avskrivingar, og AKG er avkastningsgrunnlag (inkludert 1% for arbeidskapital) og rNVE er referanserenta. Verdiar for referanserente, kraftpris og inflasjon er gitt i eit seinare avsnitt.
Kostnadsnorma, K*, for kvart selskap kjem fram etter samanliknande analysar basert på DEA- metoden. Det er nytta ein modell for distribusjonsnett og ein for regional- og sentralnett. Dei to modellane som er nytta er skildra kort under.
På NVE sine internettsider ligg eit eige notat med rettleiing til korleis økonomisk og teknisk rapportering i eRapp for selskapa er nytta når kostnadsgrunnlaget og grunnlaget for kostnadsnorma skal bereknast. Der visast mellom anna kva for poster i eRapp dei ulike kostnadselementa er henta frå.
Fram til 2009 omfatta KILE-ordninga berre langvarige avbrot, dvs. avbrot med varigheit over tre minuttar, og KILE blei berekna med utgangspunkt i faste satsar for ulike sluttbrukargrupper. Det er denne KILE-ordninga som ligg til grunn for KILE i kostnadsgrunnlaget i inntektsramma for 2010, sidan vi her nytter KILE-beløp frå 2008. NVE har varsla tillegg i inntektsramma for 2010 for å kompensere for den utvida KILE-ordninga. Dette tillegget er lagt til i berekninga av inntektsramme.
Berekning av kostnadsnorma, K*
Berekningane av kostnadsnormene for 2010 blir i stor grad gjennomført på same måte som for åra 2007-2009, slik dette er skildra i utkast til rapport om modell for kostnadsnorm av 6.6.2006, notat om fastsetjing av kostnadsnormer av 4.12.2006 og rundskriv EMØ 5/2007.
Oppgåvene til nettselskapa blir i DEA målt i forhold til kostnadene til selskapa i 2008. Oppgåvene til nettselskapa er skildra nærmare under. Kostnadene blir målt i 2008-kroner. Dei totale kostnadene er ein sum av drifts- og vedlikehaldskostnader, KILE-beløp, nettapskostnader, avskrivingar og avkastning på kapital. Summen blir berekna på same måte som for kostnadsgrunnlaget, som skildra over. I avskrivingar og avkastningsgrunnlag i DEA-analysane er det også inkludert anlegg finansiert med tilskot. I analysane for regionalnett inngår ikkje nettap i dei totale kostnadene. Meirkostnadene for nettselskap som er pålagd ansvar for kraftsystemutredingar blir haldne utanfor DEA-analysane, som i 2008 og 2009. For 2010 blir meirkostnader knytt til KDS-ansvar også haldne utanfor analysane.
Nytt i inntektsrammene for 2010 er at nettapskostnader og KILE-beløp ikkje er glatta ved hjelp av historiske gjennomsnitt, men at dei faktiske verdiane for 2008 blir nytta. Nettapskostnaden blir berekna ved at det fysiske nettapet blir multiplisert med eit volumvekta gjennomsnitt av systemprisen på Nordpool Spot AS frå 2008. Berekning av systemprisen blir forklart nærmare seinare i rundskrivet.
NVE-renta for 2008 er lagt til grunn ved berekning av kapitalkostnadene.
Berekning av DEA-resultat for distribusjonsnett
Frå og med 2010 er DEA-resultata til kalibrering for selskapa i distribusjonsnettet berekna ved hjelp av to trinn. I første trinn blir DEA-resultata for selskapa berekna ved hjelp av ein DEA-modell. I trinn to blir DEA-resultata korrigert ved hjelp av resultata frå ein regresjonsanalyse. DEA-resultata på første trinn blir berekna med metodikken som er skildra i NVE-notat av 4.12.2006 om fastsetjing av
kostnadsnorm for 2007. Modellen som blir nytta er endra ved at grensesnittsvariabelen er teken ut. Frå og med 2010 får selskap som eig slike anlegg korrigert sitt DEA-resultat for dette i andre trinn.
Grensesnitt, småkraft (målt ved installert yting) og tal på øyer som ligg minst ein km frå fastland eller nærmaste forsynte øy blir korrigert ved hjelp av resultata frå den same regresjonsanalysen.
Oppgåvevariablane i distribusjonsnettet er:
Oppgåvevariablar fra 2010
Trinn 1 – DEA Trinn 2 - Regresjonsanalyse
Sum km høgspent Grensesnitt
Sum nettstasjonar Småkraft
Levert energi Sum øyer
Abonnementer ex fritidsbustader Sum fritidsbustader
Skog Snø Kystklima
Etter varsel 2010 har det kome inn kommentarar og korrigeringar frå selskapa på data som inngår i trinn to. Dataa for øyer og småkraft er oppdatert isamsvar med disse kommentarane. Koeffisientane som er nytta i trinn to er berekna på nytt til vedtaket. Koeffisientane er funne ved hjelp av ein paneldatamodell, der DEA-resultata utan supereffektivitet over perioden 2004-2008 er nytta som venstresidevariabel. Grensesnitt (GRS), installert yting med småkraft (SKY) og tal på øyer som ligg mindre enn ein km frå fastlandet eller nærmaste forsynte øy (aØ1) er nytta som forklaringsvariablar1. DEA-resultata er berekna ved bruk av dataa som liggtil grunn for berekning av dei varsla
inntektsrammene for 2010. Disse koeffisientane blirnytta til å berekne ein rammevilkårskorrigering for det enkelte selskap, RVKi.
= , , / , / , Ø / , /100
Til samanlikning var koeffisientane i RVK-korrigeringa til varselet:
= , , / , / , Ø / , /100
Med det oppdaterte datagrunnlaget i vedtaket har grensesnitt fått litt mindre innverknad, øyer litt økt innverknad og småkraft har fått økt innverknad i korrigeringa for rammevilkår.
Berekning av DEA-resultat for regional og sentralnett
Oppgåvene i regional- og sentralnett er dei same som i 2007 og 2008.
I inntektsrammene for 2010 er grensa for at selskapskal få vere referentar i regional- og sentralnettsanalysane at dei har totale kostnader over 12 millionar.
1DEA-resultata er uavhengig av storleik. Forklaringsvariablane må derfor også være uavhengige av storleik.
GRS, SKY og aØ1 er ikkje det. Dei er gjort uavhengige av storleik ved hjelp av ein berekna nettverdi (NV).
Output Forkorting Luftliner; vekta verdi av luftliner, 185 ulike anleggskomponentar VLuSR Jordkablar; vekta verdi av jordkablar, 44 ulike anleggskomponentar VJoSR Sjøkablar; vekta verdi av sjøkablar, 34 ulike anleggskomponentar VSjoSR Grensesnitt; Transformatorer, brytarar og kompenseringsanlegg GrSRmva Kor mykje linjer som går gjennom skog med middels til svært høy bonitet,
multiplisert med km luftliner
LuSR*Skog1
Kalibrering av kostnadsnorma
Ved fastsetjing av inntektsrammene for 2008 blei det nytta KPI-justerte 2006-kostnader som eit anslag på forventa kostnader i 2008. Kostnadsnorma for 2010 blir kalibrert for avviket i dei samla faktiske kostnadene i bransjen i 2008 og kostnadsgrunnlaget som er nytta i vedtak om inntektsrammer for 2008. Korrigeringa kommer to år forsinka, og det er derfor lagt til rente for 2008 og 2009.
Vurdering av Krødsherad Everk – endring frå varsel om inntektsramme 2010
NVE har fått ein rekke merknader knytt til Krødsherad Everk i samband med varsel om
inntektsramme for 2010 og 2011. NVE har derfor gjort nye vurderingar av den innverknad selskapet har i DEA-analysane og utviklinga i selskapet sine kostnader dei siste åra.
Basert på testar skildra i Edvardsen (2004)2, har vi funne støtte for å vurdere Krødsherad Everk nærmare. Ein test er basert på den såkalla ”Torgersens rho” (Trho). Dette er eit forholdstal mellom 0 og 1 som blir berekna på bakgrunn av vektene til referanseselskapa, og viser kor stor innverknad eit enkelt selskap har for DEA-resultata til andre selskap. Dersom Trho er 0, har selskapet ingen innverknad, og er Trho 1, er det berre eit selskap som er målestokk for alle andre. Krødsherad Everk har hatt ein aukande Torgersens rho dei siste åra. I samband med analysane til vedtak for 2010 blei Trho berekna til 0,43. Når denne høge verdien på Trho er kombinert med høg supereffektivitet, anbefaler Edvardsen (2004) å vurdere selskapet nærmare.
Ein annan test går i korte trekk ut på å bytte om på input og output, og køyre ein ny analyse med berre dei opphavlege referentane. Dei som nå blir målt til å vere effektive ligg på ytterkanten av fronten, noe som er tilfelle for Krødsherad Everk, når denne testen blir gjort med 2008-data.
Krødsherad Everk har vore referent i distribusjonsnettet i alle år sidan den nye reguleringsmodellen blei tatt i bruk i 2007. NVE var på tilsyn hos selskapet våren 2007, og kontrollerte rapporteringane for 2004 og 2005. Sidan den gang har selskapet hatt ein aukande innverknad som referent i analysane.
Selskapet fører mykje av kostnadene på felles verksemd, og den del av felles kostnader som blir ført på nettverksemd er redusert frå 67 % i 2005 til 41 % i 2008. Ein vesentleg del av lønnskostnadene har i 2008 blitt fordelt til kraftomsetjingsverksemd, noe som gir grunnlag for nærmare undersøking.
Saman med dei mange merknadene som har kome om spesielle forhold i Krødsherad Everk, har vi kome til at det heftar ein vesentleg usikkerheit knytt til om dei bør kunne vere referent for andre selskap. NVE har derfor funne det hensiktsmessig å halde Krødsherad Everk utanfor DEA-fronten i distribusjonsnett i 2010-vedtaket, og har varsla tilsyn hos selskapet våren 2011.
2 Four Essays on the measurement of Productive Efficiency, Doctoral Thesis av Dag Fjeld Edvardsen, Universitetet i Gøteborg, 2004
Vurdering av kommentarar til varsel om inntektsramme for 2010
For selskap som har kommentert på eigne eller andre selskap sine data, har vi tatt omsyn til dei forhold der data nytta i varsel har vore feil. Av prinsipielle kommentarar har vi fått innspel frå Defo, som kommenterer NVE sin bruk av nettverdi som mål på storleiken til selskapa i trinn 2 i distribusjonsnett.
I følgje Defo bør selskapa få same beløp pr eining av grensesnitt, øyer eller småkraft i korreksjonstrinnet, og det skjer ikkje med NVE sin metode.
DEA-resultata er uavhengige av storleiken til selskapa. Rammevilkårskorreksjonen som blir gjort gjennom regresjonstrinnet i distribusjonsnettsmodellen krev derfor at rammevilkårsvariablane også blir gjort uavhengige av storleik. NVE nytter her nettverdivariabelen (NV), som skal gi uttrykk for storleiken på nettoppgåva til det enkelte nettselskap. Den verdsett nettoppgåva ut frå sum km høgspent nett, nettstasjonar og abonnentar, som også fangar opp lågspent nett. Samanlikna med
kostnadsgrunnlaget til selskapet, er NV uavhengig av alderen på nettanlegga, kostnadseffektiviteten til selskapa og omfanget av rammevilkår, og NVE meiner derfor NV er egna som skaleringsvariabel.
Når ein skal vurdere kva for kompensasjon eit selskap får ved ei auking i ein av
rammevilkårsvariablane, kan det vere hensiktsmessig å sjå berekningane i to delar; først korrigering av DEA-resultat, og deretter kompensasjon i kronebeløp. Den berekningsmåten NVE nytter gjør at alle like selskap (målt i NV) får same kompensasjon målt i prosentpoeng for same mengd rammevilkår.
Vidare får små selskap høgare kompensasjon i prosentpoeng enn store. Årsaka til dette er at eit lite selskap har færre anlegg å spreie den auka kostnaden på enn eit stort selskap, og dette har større innverknad på DEA-resultatet for det litle selskapet enn det store. For same mengd rammevilkår, får altså dei små ein større reduksjon i sitt DEA-resultat i trinn 1 enn store selskap. For å sikre
likebehandling av selskapa er det derfor naudsynt med ulik kompensasjon.
Når det gjeld storleiken på kompensasjonen i kroner, vil denne avhenge av kostnadsgrunnlaget til selskapet, og denne utrekninga følgjer den same logikken som den ordinære utrekninga av
kostnadsnorma. Forholdet mellom kostnadsgrunnlaget til selskapet og NVE vil følgjeleg bestemme kompensasjonen i kroner. Selskapa vil ha ulikt forholdstal pga. forhold som ulik kostnadseffektivitet, rammevilkår og alder på nettanlegg.
Dersom ein i staden for dette forholdstalet velgjer å nytte ein generell skaleringsfaktor, vil to ting skje.
For det første vil det vere dei store selskapa som med sin kostnadsstruktur bestemmer
skaleringsfaktoren, ut i frå si vekt i berekninga. For det andre vil mange av dei små selskapa oppleve å få for lite kompensasjon for rammevilkår i trinn 2.
NVE vil arbeide med ein vidareutvikling av trinn 2 i distribusjonsnettet fram mot sommaren 2011.
Bruk av NV vil bli diskutert nærmare i dette arbeidet.
Referanserente, inflasjon og referansepris på kraft for 2010
I dette avsnittet visast ei oversikt over relevante føresetnader som ligg til grunn for berekning av inntektsramme. Oversikta inkluderar også dei føresetnadene som blei nytta til varsel om
inntektsramme for 2010. Dette varselet blei sendt selskapa i brev datert 1.12.2009. I varselet blei det nytta estimerte verdiar på disse storleikane, og det er derfor differanse mellom parametrane nytta i varselet i forhold til vedtaket.
Referanserente
NVE skal ved fastsetjing av årleg inntektsramme nytte ei referanserente berekna ved 1,14 * r + 2,39%, der r er årleg gjennomsnitt av effektiv rente for 5 års statsobligasjon slik denne blir berekna av Noregs Bank. Estimert verdi til varselet var 6,5 %.
Renta for 5 års statsobligasjonar for 2010 har ifølgje Noregs Bank sine nettsider vore 2,83 %.
Referanserenta for 2010 blir da 5,62 %.
Referansepris på kraft
I følgje kontrollforskrifta skal det som årleg referansepris på kraft nyttes ein volumvekta månadspris tillagt eit påslag på 11 NOK/MWh. Månadsprisen er gjennomsnittleg aktuell lokal områdepris frå marknadsplasskonsesjonæren.
Som grunnlag for vekt nyttes månadleg bruttoforbruk slik det kjem fram i NVE sin korttidsstatistikk for alminneleg forsyning.
Frå 1.1.2010 blei talet på prisområder utvida til fire, og frå uke 11/2010 blei talet auka ytterlegare til fem. Dei månadlege gjennomsnittlege områdeprisane er henta frå Nord Pool Spot AS for dei fem gjeldande områda.
Den årlege referanseprisen på kraft i dei fem områda blir berekna som gjennomsnittet av dei volumvekta områdeprisane tillagt påslaget på 11 NOK/MWh.
Kva for ein pris som er nytta for det enkelte selskap går fram av vedtak om inntektsramme for 2010.
Måned
Brutto Forbruk
GWh Vekt NO1 NO2 NO3 NO4 NO5
Jan 11939 0,123 411,32 383,70 540,92 538,27 383,70
Feb 10513 0,109 642,71 453,40 777,57 760,90 453,40
Mar 9648 0,100 484,36 449,62 511,86 477,79 452,38
Apr 7513 0,078 385,48 385,46 371,92 370,82 385,49
Mai 6282 0,065 355,46 355,83 342,10 342,24 356,32
Jun 5600 0,058 361,27 362,49 350,53 355,62 363,20
Jul 4873 0,050 365,80 365,80 366,32 365,36 365,80
Aug 5293 0,055 339,87 339,87 338,88 338,05 339,87
Sep 5938 0,061 384,59 384,59 406,23 394,08 384,62
Okt 7739 0,080 396,48 396,36 414,55 409,36 396,43
Nov 9683 0,100 448,85 436,66 458,44 458,10 445,11
Des 11718 0,121 655,90 574,49 727,66 727,66 653,21
Sum 96739 1
Vekta pris 459,57 421,13 502,82 496,21 431,87 Inkl 11
NOK/MWh 470,57 432,13 513,82 507,21 442,87
Estimert verdi til varsel var 307 kr/MWh.
Inflasjon
I vedtak om inntektsramme skal vi nytte konsumprisindeks (KPI) for 2010 og 2008, KPI2010/KPI2008
for inflasjonsjustering av drifts- og vedlikehaldskostnader (§ 8-1) og KILE-satser (§ 9-2). Det er KPI totalindeks som blir nytta (som for tidlegare år med inntektsrammevedtak).
• KPI for 2008: 123,1
• KPI for 2010: 128,8
Dette gir ein inflasjon frå 2008 til 2010 på 4,63 %.
Estimert KPI 2010 til varsel var 127,7.
Dei varsla tillegga i inntektsramme for kortvarig KILE var berekna i 2006-verdiar. Faktoren KPI2010/KPI2006 blir nytta til å inflasjonsjustere dette til 2010-kroner.
• KPI for 2006: 117,7
• KPI for 2010: 128,8 Dette gir KPI-indeks på 1,09431
Disse tillegga blei varsla i eigne brev i november 2010 og var ikkje ein del av varsel om inntektsramme datert 1.12.2009.
Rente og nettapspris i DEA-analysane
I dei samanliknande analysane samanliknar vi data frå 2008. I disse analysane nytter vi rente og kraftpris frå 2008. Rente for 2008 er 7,44 %, lik den som blei lag til grunn i vedtak om inntektsramme for 2008.
Nettapskostnaden for 2008 som inngår i DEA-analysane for distribusjonsnett er basert på månadleg systempris for 2008 slik den kjem fram hos Nordpool Spot AS. Disse blir vekta med månadleg forbruk. Dette gjer følgjande resultat:
2008 Elspot månadlege prisar Vekt Vekta pris Januar 364,38 0,11 40,09 Februar 306,94 0,10 30,39 Mars 236,55 0,10 23,98 April 301,55 0,08 25,60 Mai 203,16 0,07 14,06 Juni 323,26 0,06 19,30 Juli 357,58 0,06 19,98 August 435,59 0,06 25,93 September 549,44 0,07 37,20 Oktober 483,85 0,08 40,86 november 451,08 0,10 44,24 desember 419,62 0,11 46,22
Gj.snitt 367,86
NVE vil dermed leggje til grunn ein systempris på kraft for 2008 på 367,86 kr/MWh i DEA-analysane i vedtak om inntektsrammer for 2010.
