Høringssvar vedr. omkostningsækvivalenter for drift af netaktiver

Transkript

1 Dok. ansvarlig: MFR Sekretær: Sagsnr: s Doknr: d september 2019 Høringssvar vedr. omkostningsækvivalenter for drift af netaktiver Dansk Energi kvitterer for muligheden for at afgive høringssvar i forbindelse med de to analyser, der skal danne grundlag for fastsættelsen af nye omkostningsækvivalenter for drift af netaktiver til brug for justering af netvirksomhedernes indtægtsrammer. I det følgende gives der først kommentarer til omkostningsækvivalenterne udarbejdet af konsulenthuset COWI A/S og derefter kommenteres der på analysen af omkostningsækvivalenter for fjernaflæste og ikke-fjernaflæste elmålere. COWI A/S analyse af omkostningsækvivalenter for 31 anlægskategorier I forbindelse med overgangen til en ny økonomisk regulering, har Forsyningstilsynet hyret COWI A/S til at udarbejde et oplæg til fastsættelsen af omkostningsækvivalenter for 31 anlægskategorier. Dansk Energi anerkender, at der er tale om en vanskelig og omfattende opgave, som i princippet forudsætter, at der kan fastsættes retvisende og ensartede omkostningsækvivalenter på tværs af elnetselskaberne. Dansk Energi bemærker, at udarbejdelsen af standardiserede og retvisende ækvivalenter på tværs af elnetselskaberne især har været udfordret af følgende forhold: 1. I udgangspunktet koster det ikke det samme at drive et elnettet på tværs af landet, og værdierne for nationale standardækvivalenter kan dermed ikke genfindes i noget enkelt selskabs data. 2. Fordelingsnøgler/skøn kan ligge til grund for de indrapporterede driftsomkostninger. 3. Konteringsprincipper kan og vil variere på tværs af elnetselskaber. 4. Fællesomkostningerne udgør en betydelig andel af de indrapporterede omkostninger, og vil vægte mere hos mindre selskaber, da en række af omkostningerne (e.g. drift af kontrolrum) er faste. På baggrund af ovenstående forhold, som uddybes nedenfor, finder Dansk Energi, at der er en stor og generel usikkerhed forbundet med de udarbejdede ækvivalenter. Usikkerheden bevirker, at det vil være hensigtsmæssigt at genbesøge ækvivalenterne med passende mellemrum. Dansk Energi vil i det følgende uddybe ovenstående forhold og komme med bemærkninger af en mere detaljeret teknisk karakter til de udarbejde ækvivalenter.

2 2 Grundlæggende usikkerhed Datagrundlaget til udarbejdelse af ækvivalenterne er indsamlet gennem et revideret spørgeskema sendt til elnetselskaberne ultimo marts Det oprindelige udsendte spørgeskema blev revideret og genfremsendt til elnetselskaberne på baggrund af en workshop afholdt af Dansk Energi medio marts med deltagelse af Forsyningstilsynet, COWI og interesserede elnetselskaber. Workshoppen blev afholdt med henblik på at drøfte eventuelle tvivlsspørgsmål og mangler i det oprindelige udsendte indberetningsskema. Dansk Energi kvitterer for den inddragende og lyttende proces, som Forsyningstilsynet har kørt i forbindelse med udarbejdelsen af ækvivalenterne. Dansk Energi bemærker, at der på baggrund af indberetningsskemaets udformning er en vis usikkerhed forbundet med det indberettede data. Det følger af, at omkostninger til drift- og vedligeholdelse oftest registreres mere overordnet på spændingsniveauer fordelt på kabler og stationer og ikke ud på de efterspurgte anlægskategorier angivet i indberetningsskemaet. Konsekvensen er, at det indberettede datagrundlag til udarbejdelse af omkostningsækvivalenterne ofte må baseres på fordelingsnøgler og skøn. Dertil kommer, at elnetselskaberne anvender forskellige konteringsprincipper og at driftsomkostningerne for de enkelte netkomponenter kan variere meget over tid som følge af fx periodisk vedligehold. Dette blev COWI og Forsyningstilsynet orienteret om til workshoppen og kan betyde, at ækvivalenterne kan afvige væsentligt fra faktiske enhedsomkostninger hos det enkelte selskab. På den baggrund finder Dansk Energi, at der kan forekomme en grundlæggende usikkerhed om niveauerne for de udarbejdede ækvivalenter. Derudover bemærker Dansk Energi, at der for visse komponenter forekommer en endog markant forskel i niveauerne ift. de tidligere omkostningsdrivere, som COWI lavede tilbage i 2010 til brug for modellen for nødvendige nyinvesteringer. Den store usikkerhed forbundet med datagrundlaget og niveauerne for de udarbejdede ækvivalenter, understøtter således Dansk Energis indledningsvise anbefaling om at genoverveje ækvivalenterne med passende mellemrum. Fællesomkostninger Udfaldet af workshoppen afholdt i marts var blandt andet, at indberetningsskemaet blev justeret og der blev udarbejdet en komponent nr. 32 til de indirekte omkostninger, der ikke direkte kan henføres til den konkrete netkomponent, men har en betydning for drift- og vedligeholdelse. Dansk Energi kvitterer for, at Forsyningstilsynet og COWI har tilføjet denne post efter workshoppen. Efter opgørelse af det indrapporterede data, oplyser COWI i rapport udkastet, at Fællesomkostningerne udgør 38 procent af de samlede indberettede omkostninger. Dansk Energi konstaterer på den baggrund, at fordelingsnøglen for fællesomkostningerne er ikke ubetydelig. Som følge heraf finder Dansk Energi, at det er relevant, at der kommer en mere udførlig beskrivelse af forskellen mellem de forskellige fordelingsnøgler samt en grundigere begrundelse for at anvende fordelingsnøgle nummer 2. Fællesomkostningerne er en stor post i analysen, og vil påvirke både niveauet og fordelingen af de endelige omkostningsækvivalenter. Det er i den forbindelse relevant at bemærke, at de indrapporteret omkostninger under fællesomkostninger ikke altid vil være direkte proportional med antallet af anlægskomponenter. På den baggrund kan det netop være problematisk, at

3 3 udarbejde en retvisende fordelingsnøgle for fællesomkostningerne. Dertil kommer, at mindre selskaber kan være relativ hårdt belastet af fællesomkostningerne, da fx et kontrolrum er påkrævet til trods for forsyningsområdets størrelse. Geografiske forhold Det er en omfattende opgave, at fastsætte retvisende og ensartede omkostningsækvivalenter, da det i udgangspunktet ikke koster det samme at drive elnet på tværs af landet. Dette afspejles blandt andet i Forsyningstilsynets økonomiske benchmarking af elnetselskaberne, hvor Forsyningstilsynet anvender GIS-zoneinddeling af netkomponenterne. De geografiske rammevilkår blev pointeret af branchen til workshoppen, hvor branchen anbefalede Forsyningstilsynet, at der ved udarbejdelse af omkostningsækvivalenter kunne skeles til GIS-zoneinddelingen. Desuden opfordrede branchen til, at indberetningsskemaet skulle udvides yderligere og indeholde et felt, hvor selskaberne oplyste, hvor mange km luftledninger/antal anlæg, som er placeret kystnært. I udarbejdelsen af omkostningsækvivalenterne er de geografiske rammevilkår ikke afspejlet, hvilket Dansk Energi finder er en væsentlig mangel og opfordrer Forsyningstilsynet til at genoverveje. Dansk Energi finder fortsat, at det vil være oplagt at belyse geografiske forhold, der påvirker drift- og vedligeholdelse af netkomponenter. Denne analyse kan fx tage afsæt i det indberettede benchmarkingdata, hvor elnetselskabernes anlæg er fordelt på 4 forskellige GIS-zoner. Forsyningstilsynet har på fornuftig vis ensartet anlægskategorierne til brug i benchmarking og til justering af indtægtsrammen, hvilket bevirker at elnetselskaberne ikke pålægges en ekstra byrde ved at dobbeltregistrere deres netkomponenter på to sæt anlægskategorier. I overensstemmelse med denne koordinering opfordrer Dansk Energi til, at Forsyningstilsynet anvender de udarbejdede omkostningsækvivalenter i benchmarking, hvor det er givet, at der skal anvendes tilsvarende driftsækvivalenter. Omkostningsækvivalenter Dansk Energi finder, at der for nogle af netkomponenterne forekommer værdier, som virker mærkværdige. Dansk Energi observerer, at forholdet mellem komponent 19 (10-20/0,4 kv netstation, konventionel uden transformer) og komponent 20 (10-20/0,4 kv netstation, konventionel med transformereffekt < 500 kva) virker forkert. I udgangspunktet synes det ikke korrekt, at en netstation uden transformer kan have en omkostningsækvivalent, der er højere end en netstation med en transformer. I den sammenhæng bemærker Dansk Energi, at forholdet mellem komponent 23 og 24 umiddelbart ser mere retvisende ud. Derudover bemærker Dansk Energi, at der er en generel tendens til, at omkostningsækvivalenterne for luftledninger er højere end for kabler. Dansk Energi finder, at dette ikke synes retvisende, da der i udgangspunktet burde være flere omkostninger forbundet med drift og vedligeholdelse af kabler. Dette som følge af, at der fx forekommer gravearbejde når kabler vedligeholdes. Dansk Energi er åbne for, at COWI justerer de udarbejdede omkostningsækvivalenter i de tilfælde, hvor datagrundlaget ikke i en tilstrækkelig grad kan anvendes til at udarbejde ækvi-

4 4 valenter. COWI har foretaget en sådan vurdering for kv søkabel, shuntreaktor og 10-20/0,4 kv netstation, automatisk med transformereffekt >2000 kva. Dansk Energi observerer, at COWI for disse netkomponenter anvender forskellige metoder til at estimere omkostningsækvivalenterne. Dansk Energi anbefaler at anvende én konsistent metode til at estimere omkostningsækvivalenterne for disse netkomponenter. Dette som følge af, at der i forvejen er stor usikkerhed forbundet med at beregne ækvivalenterne, som anført tidligere i høringssvaret. Dansk Energi foreslår derfor, at gennemsnittet af de forventede drifts- og vedligeholdelsesomkostninger for de givne netkomponenter anvendes i stedet for, som følger metoden anvendt til beregning af omkostningsækvivalenten for kv shuntreaktoren. På baggrund af forholdende uddybet ovenfor, herunder usikkerheden forbundet med datagrundlaget og geografiske forhold, finder Dansk Energi, at der er en generel stor usikkerhed forbundet med de udarbejdede ækvivalenter. Usikkerheden bevirker at det vil være hensigtsmæssigt at genoverveje ækvivalenterne med passende mellemrum. Nye omkostningsækvivalenter for fjernaflæste og ikke-fjernaflæste målere På baggrund af, at elnetselskaberne iflg. målerbekendtgørelsen (BEK nr. 75 af 25/01/2019) er blevet pålagt at sikre, at der inden den 31. december 2020 er idriftsat fjernaflæste elmålere hos alle slutbrugere, har Forsyningstilsynet udarbejdet et udkast til omkostningsækvivalenter til udskiftning af målere og overgangen til flexafregning. Desuden oplyser Forsyningstilsynet i notatet Vejledende beskrivelse af praksis for forhøjelser i forbindelse med investering i fjernaflæste målere, at justeringen af indtægtsrammen fra 2019 vil blive givet på baggrund af omkostningsækvivalenter for sparede og nye driftsomkostninger. Forsyningstilsynets udarbejdede analyse konkluderer, at det med en tilstrækkelig grad af sikkerhed er muligt at estimere retvisende ækvivalenter for drift af ikke-fjernaflæste og fjernaflæste målere. Dansk Energi har forståelse for Forsyningstilsynets ønske om at lette den administrative praksis for håndtering af ansøgninger om forhøjelser af omkostningsramme og forrentningsramme efter målerbekendtgørelsens 9, stk. 2 og 3. Dog er Dansk Energi ikke enig i, at de opgjorte ækvivalenter udtrykker et retvisende estimat på tværs af selskaberne. Dansk Energi bemærker således, at qua den betydelige underliggende spredning i datagrundlaget, udtrykker ækvivalenterne ikke en bred anvendelig standardiseret forudsætning. Spredningen skyldes bl.a. objektive forskelle i omkostningsstrukturen mellem fx masseudrulning, stykkevis udrulning, opgradering mv. Dansk Energi finder ikke, at disse forskelle kan rummes af de opgjorte ækvivalenter. I den forbindelse bemærkes det, at Forsyningstilsynet efter målerbekendtgørelsens 9, stk. 5 kan anvende standardiserede forudsætninger for opgørelse af forhøjelser efter 9, stk. 2 og 3. Dansk Energi bemærker, at forudsætningen for en standardiseret forudsætning må være et standardiseret registreringsgrundlag for omkostninger tilknyttet målere, målersystemer og den samlede målerydelse. Når et sådant standardiseret grundlag er etableret, vil fastlæggelse af ækvivalenter kunne ske på et robust grundlag. I mellemtiden vil Dansk Energi opfordre til, at Forsyningstilsynet fortsætter nuværende praksis, hvor indtægtsrammen forhøjes som følge af konkrete, selskabsspecifikke, dokumenterede meromkostninger. Denne praksis har efter vores opfattelse fungeret uden væsentlige byrder for virksomhederne.

5 5 I forhold til målerbekendtgørelsens 9, stk. 4, anbefaler Dansk Energi, at Forsyningstilsynet etablerer et fuldt dækkende datagrundlag for opgørelsen af standardiserede forudsætninger, jf. 9, stk. 5, for meromkostninger ved overgang til flexafregning. Det bemærkes således, at det datagrundlag, Forsyningstilsynet har anvendt i analysen af omkostningsækvivalenter, alene omfatter selskaber og målere/målersystemer, der tidligere har været omfattet af ansøgning om forhøjelser efter 9, stk. 2 og 3. Dog er der en række elnetselskaber og/eller målere og målersystemer, som ikke hidtil har været omfattet af disse bestemmelser. De hertil knyttede meromkostninger ved overgang til flexafregning bør ligeledes indgå i opgørelsen af en driftsækvivalent til brug for forhøjelser efter 9, stk. 4. Dansk Energi ønsker at bemærke, at det ikke kan afvises, at de selskaber, der har foretaget en bred udrulning af målere efter bekendtgørelsens ikrafttræden allerede har taget overgangen til flexafregning i betragtning i deres design af deres datasystemer mv., og derved måske ikke har øgede driftsomkostninger ved overgangen til flexafregning. Dog kan en sådan forudsætning ikke lægges til grund for samtlige elnetselskaber hhv. målere og målersystemer, der enten er overgået eller vil overgå til flexafregning, herunder slet ikke for netselskaber, der ikke tidligere har meddelt dokumenterede meromkostninger jf. 9, stk. 2 og 3. Derfor opfordres Forsyningstilsynet til at foretage en ny, dækkende dataindhentning specifikt for at afdække meromkostninger til overgangen til flexafregning med henblik på at etablere en retvisende standardiseret forudsætning for forhøjelser efter målerbekendtgørelsens 9, stk. 4. Med venlig hilsen Dansk Energi Nicolaj Mølgaard Jakobsen Og Michael Guldbæk Arentsen Og Mia Frydensberg Ravn