1 / 21

Økonomisk rammeregulering fra 2013

Økonomisk rammeregulering fra 2013. Noen betraktninger til framlagte forslag. Endring av DEA-modell. Følgende parametere tas ut i forslag til ny DEA-modell for distribusjonsnett:

tracey
Télécharger la présentation

Økonomisk rammeregulering fra 2013

An Image/Link below is provided (as is) to download presentation Download Policy: Content on the Website is provided to you AS IS for your information and personal use and may not be sold / licensed / shared on other websites without getting consent from its author. Content is provided to you AS IS for your information and personal use only. Download presentation by click this link. While downloading, if for some reason you are not able to download a presentation, the publisher may have deleted the file from their server. During download, if you can't get a presentation, the file might be deleted by the publisher.

E N D

Presentation Transcript

  1. Økonomisk rammeregulering fra 2013 Noen betraktninger til framlagte forslag

  2. Endring av DEA-modell • Følgende parametere tas ut i forslag til ny DEA-modell for distribusjonsnett: • Levert energi, skog, snø, vind/kystavst. og at ant. fritidsboliger og resterende abonnenter er slått sammen til ant. abonnenter • Parametere i den nye modellen er: • Ant km høyspent nett HS • Ant nettstasjoner NS • Ant abonnenter AB • Selskapene måles mot gjennomsnittsdata over 5 siste år • Dette gir mindre variasjoner i sammenligningsgrunnlaget og større del av variasjoner i resultat skyldes egne kostnader

  3. Parametervalg HS ―> HL + HK • Har fått spørsmål om hvorfor nettanleggene ikke er representert med flere parametere som for regionalnettet. • Å bytte HS med HL og HK gir store utslag, noe som kan skyldes at andel kabelnett øker for hvert år og at man i DEA-modellen sammenligner med gjennomsnittsdata for siste 5 år

  4. Trinn 2 • Regresjonsanalyse på et utvalg av rammevilkår som viser signifikant sammenheng mellom disse og selskapenes kostnad. Følgende parametere er tatt med: • Skog, vind/kystavst, vegavst, grisgrendthet, småkraftytelse, andel kabelnett • Skog, vind/kystavst ikke veid mot HL og andel kabelnett? • Regresjonen gjøres på snittdata over siste 5 år og med korrigering i forhold til avvik siste år mot mønster-selskapet i DEA-analysen (trinn1) • Data i trinn 2 gjort ”Størrelsesuavhengige) • Lineær modell RVK% = ∑βj∙ΔPj • Reduserer tilfeldige utslag

  5. Investeringsintensiver • Med det datasett (2010)som er benyttet i høringen er gjennomsnittseffektivitet før kalibrering 81,9% for D-nettet mens denne i varsel for 2012 var 94,0% • Dette innebærer at beløpet som vektes på kapitalgrunnlaget økes fra 689 til 2064 mill kr og gir en vesentlig bedring for selskaper som har høyere kapitalgrunnlag enn gjennomsnitt. Tilsvarende forverring for selskaper med lavere kapitalgrunnlag enn gjennomsnitt. • Spredningen i effektivitetsøkning i kalibreringen er økt fra 7,1% til 21,6% • Rauland største taper og Hemsedal største vinner • Straff for å benytte anleggsbidrag

  6. Frontselskaper D-nett • Følgende selskaper danner DEA-fronten • Askøy Energi AS • AS Eidefoss • Nord-Salten Kraft AS • NTE Nett AS • Nord-Østerdal Kraftlag SA • Trøgstad Elverk AS • Er datagrunnlaget korrekt?

  7. FrontselskaperFordelig av kostnader • Effektivitet i R-nett vs D-nett • DEA-resultat D-nett vs R-nett • NTE 100,4% 65,1% • Askøy 94,5% kostnad pr TEK over dobbelt av snitt • (og tilhører i hovedsak D-nettet) • Påstand: • Fordeling av kostnader R-nett/D-nett er feil • Gjelder data 5 år bakover i tid

  8. FrontselskaperRapportering av grensesnitt • Følgende frontselskaper har ikke rapportert utgående brytere i distribusjonsnettet • Askøy • Eidefoss • NTE • Nord-Salten • Dette medfører at kostnader er for lave fordi disse ikke er med i kostnadsgrunnlaget • Grensesnitt bør med i trinn 2 for 2013 og krav om riktig rapportering fra 2012

  9. Regionalnett Grense R-nett Dette området normreguleres 100%. Grense D-nett Distribusjonsnett Grensesnitt RS/D-nettBransjens syn 2008

  10. Regionalnett Distribusjonsnett Grensesnitt RS/D-nettNVEs vedtak 2012 gjelder fra 2014

  11. Regionalnett Distribusjonsnett Regionalnett • Mange av regionalnetteierne har rapportert alt innenfor stiplet område som regionalnett • Dette innebærer at utgående brytere inngår i grensesnittvariabelen i DEA-modellen og at disse gir økning av normkostnad • NVE må pålegge disse selskapene å rapportere bryterne som D-nett • Hvis dette ikke er mulig for datagrunnlag inntektsramme 2013 må grensesnitt tas med i trinn2 for D-nettet

  12. Regionalnett Distribusjonsnett Distribusjonsnett • Flere selskaper har rapportert alt innenfor stiplet område som distribusjonsnett • I NVEs vedtak er disse pålagt å rapportere inngående brytere som regionalnett fra 2012 • Dette innebærer at inngående brytere ikke gir økt normkostnad i 2013 • NVE må pålegge at regionalnettet leier disse bryterne i 2013 og at leieinntekt til distribusjonsnettet føres som kostnadsreduksjon

  13. Regionalnett Distribusjonsnett Distribusjonsnett • Flere selskaper leier utgående brytere fra regionalnettet • Leiekostnad har vært ført som nettleie til regionalnett og tillagt tariffgrunnlaget • Dette gir disse selskapene en fordel framfor de selskaper som selv eier utgående brytere • NVE må pålegge at leiekostnad for utgående bryterfelt kostnadsføres i distribusjonsnettet og at nettleie til regionalnett dekker kostnad fram til samleskinne • Regionalnett skal da føre leieinntekten som kostnadsreduksjon

  14. Slakk i DEA-beregningen • Slakk oppstår når mønsterselskapet leverer mer av enkelte produkter enn hva selskapet har • Skyggepris uten slakk bestemmes av hvilken gruppe av frontselskaper som danner mønsterselskapet • Mønsterselskapets kostnad er normkost K* i DEA og effDEA = K*/K • Selskaper med slakk får en fordel framfor selskaper uten slakk i beregningen • Med kun 3 parametere i DEA-modellen er det mange selskaper som ikke har slakk

  15. Selskap uten slakk

  16. Selskap med slakk

  17. Pris på slakk • Kostnad for mønsterselskapet bestemmes av hvilke frontselskaper som inngår når slakken er korrigert • Det er 4 prissett i D-nett modellen • a,e,nte K* = 1,56AB + 12,81HS + 30,66NS • a,nte,t K* = 1,51AB + 8,03HS + 34,99NS • e,ns,nøk K* = 0,97AB + 36,92HS + 15,03NS • e,nte,t K* = 0,59AB + 17,24HS + 39,83NS • Pris på slakk er dermed gitt og utgjør i sum 377 mill og opp til 10% effektivitetstillegg med snitt 3%

  18. Kompensasjon ved fusjoner • Påstand: Dette er en klar overkompensasjon! • Viktigste årsak til at man i en fusjon ikke oppnår sum inntektsramme for selskapene etter fusjon er at ett eller flere av selskapene som inngår i fusjonen har hatt (urimelige?) fordeler før fusjonen • Beregningen medfører at denne fordelen utbetales med nåverdi over 30 år • Målsettingen må da være at inntektsramme-beregningen skal bedres betydelig over 30 år ?

  19. Overgangsordning • Rauland Kraftforsyningslag har i varsel for 2012 inntektsramme som gir 7,6% avkastning på kapitalgrunnlaget som med ny modell blir redusert til -8,6% • NVE mener at overgangsordning ikke er nødvendig fordi NVE-renten økes (ca 2%) • Dette er en liten trøst for Rauland! • Vi bør stå fast ved vårt krav om overgangsordning over minst 3 år

  20. Effektivitetsmåling Trinn1: DEA-analyse på leverte produkter Antall produktparametere er foreslått redusert til 3 Antall abonnenter(AB), antall km høyspentnett(HS) og antall nettstasjoner(NS) Trinn2: Regresjonsanalyse på rammebetingelser Korrigering for differanse til mønsterselskapet i trinn1 Kalibrering slik at gjennomsnitt gir 100% effektivitet Tillegget vektes på avkastningsgrunnlaget for økt fokus på investeringer

  21. Hva bør NVE gjøre? • Utsette modellendring og kompensasjon ved fusjon i ett år • Samordne med felles tariffering i R-nett • Kvalitetssikre data 5 år bakover i tid for frontselskaper • Fastsette regler for rapportering og regnskapsføring av grensesnittkomponenter • Prise slakk i DEA • Kompensasjon ved fusjon for max 10 år

More Related