ENERGITILSYNET Punkt x Energitilsynets møde den 16. december 2014 UDKAST 19. september 2014 DETAIL / LIC, KHRI, LAA Effektiviseringskrav til elnetselskaberne for 2015 Sekretariatet for Energitilsynet 1 Resumé...... 2 2 Afgørelse...... 6 3 Sagsfremstilling...... 9 3.1 Indledning...... 9 3.2 Høring...... 10 4 Lovgrundlag...... 11 4.1 Energiklagenævnets praksis...... 13 5 Begrundelse...... 24 5.1 Model for økono i k ff k i i... 24 5.1.1 Præsentatio... 24 5.1.2 Ændring af... 32 5.1.3 Dispensatio... 34 5.1.4 Resultat af b... 35 5.2 Model egeret niveau... 38 5.2.1 P... 38 rkingen på aggregeret niveau... 41 ingen på enkeltkundeniveau... 42 el... 42 rking på enkeltkundeniveau... 44... 47 ffektiviseringskrav... 48 6 A g... 50
2/52 1 Resumé 1. Energitilsynet skal i henhold til elforsyningsloven og indtægtsrammebekendtgørelsen årligt udmelde individuelle krav til reduktion af elnetselskabernes indtægtsrammer på baggrund af en benchmarking. Effektivitetskravene er et vigtigt led i at opnå en effektiv løsning af opgaverne i netselskaberne, og der er stor bevågenhed om kravene i sektoren, og derfor forelægges sagen for Energitilsynet. 2. Sekretariatet for Energitilsynet har foretaget den årlige benchmarking af økonomisk effektivitet og kvalitet i leveringen af el for transformerforeninger (21 stk.), distributionsselskaber (48 stk.) og 50 kv selskaber (2 stk.) (herefter blot elnetselskaber). Benchmarkingen af de fektivitet og kvalitet i leveringen omfatter således 71 eln chmarkingen foretages på selskabernes regnskabsdata fra es som effektiviseringskrav i selskabernes indtægtsra 3. Benchmarkingen af selskabernes økonom formål at tilnærme markedssituationen for elnetsels markedssituationen, som gælder for virksomheder på marked. Energitilsynet udmelder effektiviseringskrav en reduktion af selskabernes indtægtsra 1 4. Formålet med ben kvalitet i levering af el er at sikre, at elnetse omkostninger på bekostning af kvalitet i le set skal reguleringen tilskynde selskaberne t med, at forbrugerne stadig oplever en god, f el. 5. ske effektivitet i driften bliver opgjort vha. den som med dette års afgørelse anvendes for 8. gan menmodellen kan Sekretariatet for Energitilsyn omkostningseffektivt et elnetselskab er til at drive sit ege ld til, hvor omkostningseffektive andre elnetselskaber vil et tilsvarende elnet. 6. Netvolumenmodellen benchmarker på elnetselskabernes relative omkostninger og tager således højde for variation i elnetselskabernes individuelle sammensætning af elnettet. Konkret sker dette ved, at netvolumenmodellen tager højde for variation i størrelse og opbygning af elnetselskabernes net, før elnetselskabernes omkostninger bliver sammenlignet. Metoden muliggør en sammenligning af f.eks. et elnetselskab med mange transformere og få kilometer ledning med et selskab, der har færre 1 Indtægtsrammen beregnes på baggrund af virksomhedens reguleringspris pr. den 1. januar i reguleringsåret (pristalsfremskrivning af reguleringsprisen fra året før) og virksomhedens forventede mængde leveret elektricitet (kwh) for det følgende reguleringsår, jf. 3 i BEK nr. 335 af 15. april 2011.
3/52 transformere og flere kilometer ledning. Den anvendte metode i netvolumenmodellen er valgt, fordi den på en forholdsvis enkel og gennemsigtig måde muliggør en sammenligning af elnetselskabernes omkostninger ved at drive elnettet. 7. Sekretariatet for Energitilsynet har vurderet, at metoden til håndtering af smart grid i benchmarkingen i 2014 mest hensigtsmæssigt bør forblive uændret fra afgørelsesårene 2012 og 2013, da definitionen af smart grid fortsat ikke er afklaret. Det betyder, at alle omkostninger til smart grid investeringer kan holdes ude af benchmarkingen som ekstraordinære omkostninger. 8. Sekretariatet for Energitilsynet har i 2014 fået rnaflæste målere i benchmarkingmodellen igen. Sekreta ilsynet vurderede det hensigtsmæssigt at indhente konsulen tå med implementeringen, og sekretariatet har derfor nthuset Incentive. Som resultat af dette indgår fjernaf driftsækvivalent, en ny afskrivningsækvivalent sam l selskabsspecifik korrektion for eventuelle forskelle aksis. Det er sekretariatets vurdering, at den nye i naflæste målere tager højde for eventuelle forskelle i gnskabspraksis, herunder afskrivningsg speriode. 9. Sekretariatet for E med den opdaterede analyse af fordyrende r æthed på ny vurderet den funktion ll ervationerne. Sekretariatet for Energitilsyne ionen bør indgå ved den logaritmiske korr således være en ændring i forho 10. den økonomiske benchmarking fastsættes i for iviseringspotentiale, men der medregnes i åre krav alene en fjerdedel af det opgjorte effektiviseringspo s ud fra en betragtning om, at det er rimeligt at antage, at et selskab på et konkurrenceudsat marked ville være nødt til at indhente sit fulde effektiviseringspotentiale over en 4 årig periode. 11. Sekretariatet for Energitilsynet udmelder kravene om reduktion af indtægtsrammerne som procentdele af elnetselskabernes påvirkelige omkostninger dvs. driftsomkostninger eksklusive nettab og eventuelle konkrete ekstraordinære driftsomkostninger. Effektiviseringskravet fra benchmarkingen af elnetselskabernes økonomiske effektivitet i 2013 er varigt og gældende fra reguleringsåret 2015. 12. Sekretariatet for Energitilsynet måler et elnetselskabs kvalitet i leveringen af el ved elnetselskabets leveringssikkerhed. Denne bliver opgjort ved antallet af afbrud og varigheden af afbrud, der opstår i elnettet. Sekreta-
4/52 riatet for Energitilsynet benchmarker elnetselskabernes kvalitet i levering på både aggregeret niveau og på enkeltkundeniveau. 13. Modellen for benchmarking af kvalitet i levering af el på aggregeret niveau tager afsæt i selskabernes afbrudsstatistik og tager desuden højde for en række forhold, herunder bl.a. forskellige spændingsniveauer. 14. I modellen for benchmarking af kvalitet i levering på enkeltkundeniveau udarbejder Sekretariatet for Energitilsynet udelukkende en benchmarking af elnetselskaberne på spændingsniveauerne 0,4 kv og 1-24 kv. 15. Sekretariatet for Energitilsynet har fastsat tær k l di f tilfredsstillende kvalitet i levering på både aggregeret nive undeniveau. 16. Elnetselskaber, der har en mindre tilfred ring af el, pålægges krav om etårige midlertidige r mmen. Reduktionen af selskabernes indtægtsrammer nde for reguleringsåret 2015. 17. På aggregeret niveau vil et elnet e tilfredsstillende kvalitet i leveringen op til 2 pct. af selskabets påvirkelige omko tkundeniveau kan et elnetselskab ligeledes p il 2 pct. af selskabets påvirkelige omkostning 18. Et elnet blive pålagt et samlet krav for mindre tilfred selskabets påvirkelige omkostnin ve s de 3 selskaber samlet set tærskelværdie ens 8 selskaber overskrider tærskelværdierne på skaber bliver pålagt de maksimale krav. 19. r de pålagte varige effektiviseringskrav og etårige midler 89,5 mio. kr. af selskabernes indtægtsrammer i 2015. He ffektiviseringskrav 89,3 mio. kr. og etårige, midlertidige reduktioner 0,3 mio. kr. 2 20. Reduktionerne vil fremgå af Sekretariatet for Energitilsynets udmelding af indtægtsrammer for 2015. I det tilfælde, at et selskab ikke har reduceret sine indtægter i overensstemmelse med de pålagte effektiviseringskrav, bliver selskabet pålagt en tilbagebetaling til forbrugerne i det efterfølgende reguleringsår. 2 Pga. afrunding summerer de varige effektiviseringskrav og etårige midlertidige reduktioner ikke til totalen.
5/52 21. For alle elnetselskaber set under ét udgør de udmeldte effektiviseringskrav 4,7 pct. af selskabernes samlede påvirkelige omkostninger i 2013, jf. tabel 1. Tabel 1. Samlede effektiviseringskrav til elnetselskaberne i 2015 (pct. og mio. kr.) Krav i pct. af påvirkelige omkostninger Krav i mio. kr. 50 kv distributionsselskaber 0,6 0,1 Distributionsselskaber 4,6 86,2 Transformerforeninger 13,9 3,0 I alt 4,7 89,3 Kilde: Sekretariatet for Energitilsynet.
6/52 2 Afgørelse 22. Det indstilles, at Energitilsynet på baggrund af vedlagte sagsfremstilling og begrundelse tilkendegiver følgende: At der fastsættes individuelle effektiviseringskrav for 2015 til elnetselskaberne, jf. tabel 2, i henhold til elforsyningslovens 70, stk. 9, og bekendtgørelse nr. 335 af 15. april 2011. Tabel 2. Individuelle reduktioner af elnetselskabernes indtægtsrammer i 2014 Økonomisk effektivitet Samlet Selskab Effektiviseringskrav Effektiviseringsk v Effektiviseringskrav pct. kr. 50 kv distribution ( Fyns Net Amba 0,00 0 0 Vestjyske Net 60 kv A/S 1,47 145 0 145.000 I alt 50 kv distribution 0 145.000 Distributions Energi Fyn Net A/S 0,00 0 0 Nord Energi Net A/S 0,04 15.000 15.000 NRGi Net A/S 0,00 0 810.000 NOE Net A/S 0,53 90.000 275.000 Viby Net A/S 5.000 0,00 0 105.000 TRE-FOR El-ne 0.000 0,00 0 890.000 EnergiMidt Net 5.000 0,00 0 1.995.000 Øst 0.000 0,00 0 690.000 For 2,17 180.000 0,00 0 180.000 Ver 2,58 690.000 0,00 0 690.000 HE 2,62 1.965.000 0,00 0 1.965.000 SEF 2,68 420.000 0,00 0 420.000 Rav 2,76 260.000 0,00 0 260.000 Fre 2,92 360.000 0,00 0 360.000 RAH Net A/S 2,97 495.000 1,00 165.000 660.000 LEF Net A/S 3,12 230.000 0,00 0 230.000 NKE Elnet A/S 3,42 275.000 0,00 0 275.000 Syd Energi Net A/S 3,68 5.825.000 0,00 0 5.825.000 Galten Elværk Net A/S 3,76 710.000 0,00 0 710.000 Verdo Hillerød El-net A/S 4,10 275.000 0,00 0 275.000 Nyfors Net A/S 4,35 1.280.000 0,00 0 1.280.000 Vordingborg Elnet A/S 4,43 95.000 0,00 0 95.000 Energi Fyn Nyborg Net A/S 4,79 260.000 0,00 0 260.000 SEAS-NVE Net A/S 4,91 11.150.000 0,00 0 11.150.000 Tarm Elværk Net A/S 4,97 65.000 0,00 0 65.000 Energi Viborg Elnet A/S 5,07 575.000 0,00 0 575.000 Ikast Værkerne Net A/S 5,23 235.000 0,00 0 235.000 Thy-Mors Energi Net A/S 5,46 1.890.000 0,00 0 1.890.000
7/52 Selskab Økonomisk effektivitet Kvalitet i levering Samlet Effektiviseringskrav Effektiviseringskrav Effektiviseringskrav Effektiviseringskrav Effektiviseringskrav pct. kr. pct. kr. kr. SK Elnet A/S 5,90 780.000 0,00 0 780.000 MES Net A/S 5,93 1.035.000 0,00 0 1.035.000 Midtfyns Elforsyning A.m.b.a. 6,19 160.000 0,50 10.000 170.000 Bjerringbro Elværk 6,31 120.000 0,00 0 120.000 FFV El A/S 7,06 745.000 0,00 0 745.000 DONG Energy Eldistribution A/S 7,26 40.635.000 0,00 0 40.635.000 RAH Net 2 A/S 7,64 385.000 385.000 Kjellerup Elnet A/S 7,80 195.000 195.000 Videbæk Elnet A/S 8,17 145.000 145.000 Læsø Elnet A/S 8,42 160 000 160.000 Vestforsyning Net A/S 8,78 1.340 1.340.000 Struer Forsyning Elnet A/S 9,44 470 470.000 Østkraft Net A/S 9,95 2.735 2.735.000 Brabrand Net A/S 10,15 840 0 840.000 Ærø Elforsyning Net A/S 11,2 0 895.000 Hammel Elforsyning Net A/S 11,2 0 385.000 VOS Net A/S 0,00 0 1.095.000 Hurup Elværk Net A/S 0,00 0 295.000 GEV Net A/S 0,00 0 795.000 Nakskov Elnet A/S 0,00 0 1.035.000 I alt 5.000 280.000 86.435.000 (21 stk.) Sunds Elforsyni 0 0,50 0 0 Bre d N t 0.000 0,00 0 10.000 Aal 4,55 15.000 0,00 0 15.000 Bor 6,67 20.000 0,00 0 20.000 Bår 7,26 50.000 0,50 0 50.000 Rol me A.m 8,14 40.000 0,00 0 40.000 Ko 9,92 25.000 0,00 0 25.000 Hirtshals El-Netselskab A/S 11,80 80.000 0,00 0 80.000 Hjerting Transformatorforening A.m.b.a. 12,72 190.000 0,00 0 190.000 Hasmark Egense Energinet A.m.b.a. 12,89 90.000 0,50 0 90.000 Tårs Elnet A/S 13,36 45.000 0,00 0 45.000 Kibæk Elværk A.m.b.a. 14,43 95.000 0,00 0 95.000 Nibe Elforsyning 14,43 205.000 0,00 0 205.000 Aars Elforsyning 15,53 310.000 0,00 0 310.000 Sdr. Felding Elforsyning 15,54 150.000 0,00 0 150.000 Ejby Elnet A.m.b.a. 15,95 110.000 0,00 0 110.000 Vildbjerg Elværk A.m.b.a. 16,29 330.000 0,00 0 330.000 Netselskabet Ullerslev Elforsyning 16,40 155.000 0,15 0 155.000
8/52 Selskab Økonomisk effektivitet Kvalitet i levering Samlet Effektiviseringskrav Effektiviseringskrav Effektiviseringskrav Effektiviseringskrav Effektiviseringskrav pct. kr. pct. kr. kr. Nr. Broby-Vøjstrup Netselskab A.m.b.a. 16,94 115.000 0,00 0 115.000 Hornum Elforsyning 18,53 105.000 0,00 0 105.000 Paarup El-forsyning 20,00 815.000 0,00 0 815.000 I alt transformerforeninger 2.955.000 0 2.955.000 I alt alle netselskaber 89.255.000 280.000 89.535.000 Kilde: Sekretariatet for Energitilsynet.
9/52 3 Sagsfremstilling 3.1 Indledning 23. Det er ikke samfundsøkonomisk optimalt at have to eller flere parallelle elnet i et område. Hvert elnetselskab har derfor monopol på at transportere el i et geografisk område. Markedet for transport af el er således ikke konkurrencepræget, og elnetselskaberne er dermed ikke underlagt de samme incitamenter til effektivisering som selskaber, der agerer på et konkurrencepræget marked. Elnetselskabernes økonomi er derfor siden 1. januar 2005 blevet reguleret i form af den såkaldte indtægtsrammeregulering. 24. Indtægtsrammereguleringen blev for første ga et med en benchmarking af selskabernes økonomiske eff 8 blev denne effektivitetsregulering yderligere suppleret m king af elnetselskabernes kvalitet i levering af el som med en benchmarking af afbrudsvarigheden på enkelt 25. De regulerede elnetselskaber kan opdele 0 kv selskaber (2 stk.), distributionsselskaber (48 stk inger (21 stk.). Distributionsselskaber driver hovedsa ngsniveauer under 60 kv. Transforme, der historisk er blevet rubriceret i en selv abers omsætning var lavere end almindelige jerforholdene er vidt forskellige mellem sels rugerejede andelsselskaber, komm ét enkelt statsligt ejet aktieselskab. 26. synet sigter med benchmarkingen af selskaber på at tilnærme de konkurrencevilkår, som sel kurrencepræget marked. 27. Energitilsynets hensigt med benchmarkingen af elnetsel i leveringen er at sikre, at elnetselskaberne ikke effektiviserer driften på en måde, som går ud over kvaliteten i leveringen af el. 28. Samlet set tilsigter effektivitetsreguleringen dermed elnetselskaberne til at øge den økonomiske effektivitet samtidig med, at forbrugerne stadig oplever en god, pålidelig og effektiv transport af el til den lavest mulige pris. 29. På baggrund af benchmarkingen udmelder Energitilsynet et individuelt effektiviseringskrav til hvert selskab, som efterfølgende udmøntes via en reduktion af det pågældende selskabs indtægtsramme. 30. Sekretariatet for Energitilsynet har siden den første benchmarking i 2007 løbende videreudviklet og forbedret den oprindelige benchmarking-
10/52 model som led i det almindelige arbejde med benchmarkingen. Herudover skal Energitilsynet mindst hvert fjerde år foretage en revision af grundlaget for benchmarkingen. Denne revision blev senest foretaget i forbindelse med benchmarkingen i 2011. 31. Elnetselskaberne har i forbindelse med årets benchmarking indberettet afbrudsstatistik inden den 31. marts 2014 og indberettet reguleringsregnskaber samt netkomponenter inden den 31. maj 2014. 32. Elnetselskaberne har ligesom tidligere år kunnet indsende ansøgninger om såkaldte ekstraordinære omkostninger, der ikke skal indgår i driftsomkostningerne i forbindelse med årets benchmarking. 33. De efterfølgende afsnit giver først en oversig cessen. Derefter følger en beskrivelse af lovgrundlaget for f elnetselskaberne efterfulgt af en gennemgang af m gen og de indkomne data. Afslutningsvis følger de n økonomiske og kvalitetsmæssige benchmarking a Se eta atet for Energitilsynet har endvidere udarbejdet en ræ de beskrivelser og analyser, jf. bilagsmaterialet. 3.2 Høring 34. [Afventer]
11/52 4 Lovgrundlag 35. I det følgende gennemgås de bestemmelser i love og bekendtgørelser m.v., der har relevans for de betragtninger og vurderinger, som fremgår i det efterfølgende kapitel, hvor sagsfremstillingens fakta vurderes i lyset af lovgrundlaget. Gennemgangen er tilrettelagt kronologisk og med udgangspunkt i retskildehierarkiet, således at love og bekendtgørelser citeres før eventuelle retspraksis og de lidt blødere retskilder, så som litteratur citeres afslutningsvis. Gennemgangen afspejler dog også hvilken betydning retskilden har for den samlede vurdering således citeres retskilder, der anvendes til vurderinger af mere underordnet betydning, som udgangspunkt sidst i gennemgangen. 36. En række bestemmelser i elforsyningsloven lse nr. 1329 af 25. november 2013) og i indtægtsrammebe EK nr. 335 af 15. april 2011) er relevante i forbinde r Energitilsynets benchmarking af elnetselskaberne itet og kvalitet i levering. 37. Lovhjemlen til udstedelsen af in ørelsen og fastsættelsen af effektiviseringskrav til el af elforsyningslovens 70, stk. 2, og t, at elnetselskaberne reguleres ved en indtæ enkelte virksomheds effektiviseringspotentia 70, stk 2: Klima- o tter regler om indtægtsrammer for alle berørt 70 stk mer fastsætter Energitilsynet årligt en erørte virksomheder under hensyntagen til den enkelspotentiale. Såfremt en netvirksomhed eller regional overholder fristen for indsendelse af de nødvendige elfulde eller fejlagtige oplysninger til brug for Energilse af indtægtsrammen og opgørelse af effektiviteten, kan Energifastsætte indtægtsrammen og effektiviteten. Energitilsynet kan for ning anvende uafhængig ekstern bistand til løsning af denne opgave. e o e øb ge værdifastsættelse bortfalder, når de nødvendige oplysninger er fremsendt og dokumenteret. En eventuel efterfølgende justering af indtægtsrammen som følge af de indsendte oplysninger vil ske for det næstfølgende regnskabsår. 38. Elforsyningslovens 70, stk. 10, indeholder en hjemmel for ministeren til at fastsætte regler om, at der ved opgørelse af effektiviseringspotentiale skal tages hensyn til kvaliteten af den transport af elektricitet med tilhørende ydelser, som selskabet skal gennemføre som bevillingshaver. Ministeren har udnyttet hjemlen til udstedelse af regler vedrørende benchmarking af selskabernes økonomiske effektivitet og leveringskvalitet, jf. indtægtsrammebekendtgørelsen. 70, stk. 10: Klima- og energiministeren kan fastsætte regler om, at der ved opgørelsen af effektiviseringspotentialet skal tages hensyn til kvaliteten af den transport
12/52 af elektricitet med tilhørende ydelser, som virksomheden skal gennemføre som bevillingshaver, jf. 20, stk. 1. 39. Bestemmelserne for benchmarkingen af elnetselskabernes effektivitet fastsættes i indtægtsrammebekendtgørelsens 26-27. Af 26, stk. 1, følger det, at Energitilsynet skal foretage benchmarkingen årligt. 26: Energitilsynet benchmarker én gang årligt virksomhederne på deres økonomiske effektivitet og kvalitet i leveringen. 40. 26, stk. 2-3, i indtægtsrammebekendtgørelsen giver Energitilsynet hjemmel til at indsamle relevante oplysninger fra selskaberne samt til at håndtere mangelfulde, fejlbehæftede eller for sent in ger. Stk. 2: Benchmarkingen baseres på oplysninger fra vi dsendes til Energitilsynet, efter regler fastsat af Energitilsynet Stk. 3: Såfremt en virksomhed indsender mang plysninger, eller indsender oplysningerne efter den f itilsynet fastsætte foreløbige værdier. Energitilsynet kan ns regning, anvende ekstern bistand til værdifastsættelsen De for stattes af virksomhedens egne tal, når disse er f net med behørig dokumentation. 41. Sekretariatet for E opdateringer og justeringer af den eksiste re den mest korrekte fastsættelse af selskabe dover skal grundlaget for benchmarkingen m r fra og med 2007 tages op til revision, jf. kendtgørelsen. Denne revision blev senest fo markingen tages fra og med regnskabsåret 2007 op til med henblik på eventuelle justeringer og inddragelse 42. kal offentliggøre resultaterne af benchmarkingen samt den. Derudover skal energibesparende aktiviteter holdes ude af benchmarkingen, jf. indtægtsrammebekendtgørelsens 26, stk. 5-6. Stk. 5: Resultaterne af benchmarkingen samt den anvendte metode for benchmarkingen offentliggøres af Energitilsynet. Stk. 6: Omkostninger til energibesparende aktiviteter, jf. 16, stk. 3, indgår ikke i benchmarkingen. 43. Energitilsynet skal årligt udmelde effektiviseringskrav, som er varige for så vidt angår økonomisk effektivitet og etårige for kvalitet i leveringen, jf. indtægtsrammebekendtgørelsens 27. 27: Fra og med reguleringsåret 2008 udmelder Energitilsynet årligt individuelle effektiviseringskrav baseret på benchmarking af virksomhederne, jf. 26, stk. 1.
13/52 Stk. 2: Effektiviseringskrav, der fremkommer ved benchmarkingen af den økonomiske effektivitet, gennemføres som en procentvis varig reduktion af den enkelte virksomheds reguleringspris eller rådighedsbeløb. Effektiviseringskrav, der fremkommer ved benchmarkingen af kvalitet i leveringen, gennemføres som en procentvis 1-årig reduktion af den enkelte virksomheds reguleringspris eller rådighedsbeløb. Stk. 3: Såfremt en virksomheds for sent indsendte oplysninger, jf. 26, stk. 3, ville have givet anledning til en ændring af udmeldte effektiviseringskrav, vil justeringen finde sted i forbindelse med Energitilsynets fastsættelse af virksomhedens indtægtsramme for det næstfølgende reguleringsår. For sent indsendte oplysninger giver ikke anledning til genberegning af benchmarkingen. 44. Energitilsynet har fastsat regler for, hvilke op markingen skal baseres på og har fastsat en tidsfrist for ind oplysninger, jf. 26, stk. 2-3, i indtægtsrammebekendtg ises til vejledningerne om henholdsvis kvalitet i leve i onenter på Energitilsynets hjemmeside: http://energitilsynet.dk/el/selvbetjening/bench http://energitilsynet.dk/el/selvbetjenin levering/ onenter/ 4.1 Energiklagenæv 45. Der er ikke fastsa krav til Sekretariatet for Energitilsynets ben skabernes økonomiske effektivitet og kval gsloven og indtægtsrammebekendtgørelsen lsen giver dermed en ganske bred hjemme ynet i relation til gennemførelsen er til konkret metodevalg og til etablering af rel ingresultaterne og effektiviseringskravenes stø 46. bekræftet i Energiklagenævnets afgørelser af 5. maj 20 4, 18. maj 2010 5 og 6. juni 2011 6, der generelt stadfæster de fire tilsynsafgørelser Effektiviseringskrav til elnetselskaberne for 2008 af 27. september 2007, Reduktion af elnetselskabernes indtægtsrammer for 2009 af 27. oktober 2008, Reduktion af elnetselskabernes indtægtsrammer for 2010 af 28. september 2009 og Effektiviseringskrav til elnetselskaber for 2011 af 25. oktober 2010. 47. Af Energiklagenævnets bemærkninger i afgørelsen af 5. maj 2008 fremgår det, at Energiklagenævnet ikke finder grundlag for at antage, at net- 3 Energiklagenævnets afgørelser, J.nr.: 11-538, 11-539, 11-540. 4 Energiklagenævnets afgørelser, J.nr.: 1011-273, 1011-277, 1011-331. 5 Energiklagenævnets afgørelse, J.nr.: 1011-346. 6 Energiklagenævnets afgørelser, J.nr.: 1011-10-9-14, 1011-10-12-11.
14/52 volumenmodellen er baseret på usaglige hensyn, eller at benchmarking baseret på enhedsomkostninger er uegnet som grundlag for vurderingen af selskabernes effektivitet. Endvidere fremgår det, at der i grundlaget for Energitilsynets skøn ved anvendelsen af den valgte model for benchmarking, ikke er påvist væsentlige metodemæssige eller faktuelle fejl. 48. Energiklagenævnet anfører i afgørelsen: [ ] Efter en samlet vurdering finder Energiklagenævnet herefter ikke grundlag for at tilsidesætte Energitilsynets udmelding af effektiviseringskrav til klager som urimelig. Energiklagenævnet har herved lagt vægt på, at Energi idt skøn ved fastsættelsen af effektiviseringskravet, at den af En tode må anses for egnet til vurdering af elnetselskabernes effe seret på saglige hensyn, samt at der ikke ses at foreligge oplysn lige forhold, herunder oplysninger om klagers effektiv føre til, Energitilsynets skøn i det konkrete tilfælde må a Herefter stadfæstes Energitilsynets afgørelse af 7. 49. I Energiklagenævnets bemærkn 20. april 2009 henvises til Energiklagenævnets afgø vor det er fastslået, at Energitilsynet ttelsen af effektiviseringskrav, og at Ener lumenmodellen samt korrektionsmetoden for net grundlag for vurderingen af elnetselskab 50. Energik afgørelsen: g ævnets opfattelse, at anvendelse af netvolumenmodelioner for fordyrende rammevilkår generelt medfører kaberne og deres effektiviseringspotentiale. 51. af 28. september 2009 pålagde Energitilsynet for første gang elnetselskaberne et generelt effektiviseringskrav. Energitilsynet reducerede endvidere den såkaldte benchmarkingfraktil fra 25 pct. for alle tre grupper af elnetselskaber til 10 pct. for distributionsselskaber og 20 pct. for transformerforeninger og de regionale transmissionsselskaber. Endeligt forkortede Energitilsynet den effekt et historisk opbygget effektiviseringspotentiale skulle have på årets effektiviseringskrav (benævnt indhentningsperiode). Denne blev nedsat til 5 år for distributionsselskaber og transformerforeninger samt til 7 år for regionale transmissionsselskaber, hvor den før var 18 år for alle typer af elnetselskaber. 52. Energitilsynet reducerede i afgørelsen af 30. oktober 2011 tidsperioden til indhentning af effektiviseringspotentialet for distributionsselskaberne fra fem til fire år. Dette betød i praksis, at selskabernes indtægtsrammer for
15/52 2012 blev reduceret med 25 pct. af deres effektiviseringspotentiale i stedet for 20 pct. For at indhente de mest effektive selskaber skal de mindre effektive selskaber imidlertid 1) realisere det effektiviseringspotentiale, der beregnes i benchmarkingen og 2) foretage yderligere løbende omkostningsreduktioner i samme tempo som de mest effektive selskaber. På baggrund af selskabernes uændrede effektiviseringspotentiale fandt Energitilsynet i 2011 det rimeligt at reducere perioden fra fem til fire år. Perioden er således stadig indenfor (og i den høje ende) af det vurderede interval. 53. Energiklagenævnet bemærkede hertil d. 13. juni 2012 7 : Som anført beror det på en skønsmæssig vurdering, hv l ff k i i i gsperioden skal være. Energiklagenævnet finder ikke grundlag ergitilsynets nedsættelse af perioden til indhentelse af effektv a fem til fire år er baseret på usaglige hensyn eller er uproportion et finder endvidere ikke, at der i sagens akter eller i det a ndlag for at tilsidesætte Energitilsynets skønsmæssige n giklagenævnet har herved bl.a. lagt vægt på, at Ener nddraget usaglige hensyn i analysen, som skærpelsen af giklagenævnet har endvidere lagt vægt på, at de fakti tiviseringskrav afhænger af elnetselskabernes individ ntialer baseret på selskabernes individuelle omkostning fortsat tale om en individuel udmelding af effektivisering b. Nedsættelsen af tidshorisonten ses en tater for de enkelte elnetselskaber. Endelig ha åfremt netselskaberne foretager de effektivise, vil de mindre effektive selskaber opnå en hø hmarkingen for 2013, end hvis perioden ikke v nført af Energitilsynet, vil dette føre til en mi ektive selskaber og de mest effektive selskabe at en reduktion af spredningen ikke i sig selv ingen. Energiklagenævnet stadfæster 54. agenævnets afgørelse af 18. maj 2010 8 valgte t dog at give klager medhold i, at Energitilsynet ikke har lægge elnetselskaberne et generelt effektivitetskrav. I for gørelsen af benchmarkingen udarbejdet i 2009 havde Energitilsynet således pålagt elnetselskaberne et generelt effektiviseringskrav på 0,6 pct. af elnetselskabernes påvirkelige omkostninger. De 0,6 pct. svarede til den gennemsnitlige produktivitetsvækst i den markedsmæssige økonomi samlet set over perioden 1993-2007. 55. Energiklagenævnet stadfæstede Energitilsynets øvrige metodemæssige valg i forbindelse med Energitilsynets afgørelse af 28. september 2009. Energiklagenævnet stadfæstede dermed i 2010 Energitilsynets skærpelse af benchmarkingfraktiler og perioder til at indhente et historisk opbygget ef- 7 Energiklagenævnets afgørelse, j.nr 1011-11-26-39. 8 Energiklagenævnets afgørelse, j.nr. 1011-346.
16/52 fektiviseringspotentiale. Derudover stadfæstede Energiklagenævnet Energitilsynets metodevalg, hvad angår korrektion for fordyrende rammevilkår. 56. Sekretariatet for Energitilsynet har taget Energiklagenævnets afgørelse til efterretning, og har derfor undladt at give elnetselskaberne et generelt effektiviseringskrav ved efterfølgende års benchmarking. 57. I forbindelse med afgørelsen af 25. oktober 2010 vurderede Energitilsynet, at pålagte kabelomlægninger på de højere spændingsniveauer ikke kunne betragtes som ekstraordinær. Energitilsynet vurderede, at ekstraordinære omkostninger i sagens natur generelt ikke omfatter relativt hyppigt forekomne omkostninger. Derudover kan en omkos i k b es som ekstraordinær, såfremt selskaberne ikke kunne have mkostning. Energitilsynet valgte dog at trække omkostni ægning ud af selskabets påvirkelige omkostninger. 58. Energiklagenævnet stadfæstede afgørel 11 9 og tilsluttede sig Energitilsynets vurdering af, a o ete sag var udtryk for en rimelig afvejning mellem hens vitet i den ordinære drift, og hensynet til at selskabe gennemføre kabellægningen. Derudover stadfæsted Energitilsynets metodevalg for så vidt a 59. Energiklagenævne. maj 2012 10 Energitilsynets afgørelser om ysninger til Energitilsynet af 31. okt b 20 t bemærkede: [ ] [ ] dog, at sagsbehandlingen i forbindelse med udmelelnetselskaberne skal tilrettelægges på en sådan måde, undtagelsesbestemmelserne begrænses mest muligt. hertil, at Energitilsynet efter det oplyste tidligere har ger, som er indsendt til tilsynet efter den at tilsynet fastsatte frist, t har kunne administrere dette. Sagen hjemvises herefter til Energitilsynet til fornyet behandling, således at tilsynet kan foretage en konkret vurdering af, hvorvidt inddragelse af de indsendte oplysninger i benchmarkingen for 2011 var praktisk mulig set i forhold til, at benchmarkingen skal foretages årligt. 60. Sekretariatet vurderede ved årets benchmarking, at ekstraordinære omkostninger anmeldt efter den udmeldte frist d. 1. juni og korrektioner i almindelighed anmeldt efter høringsfristen d. 26. august 2011, ikke kunne medtages i årets afgørelse. For sent indsendte oplysninger ville i stedet blive 9 Energiklagenævnets afgørelse, j.nr. 1011-10-8-30. 10 Energiklagenævnets afgørelser, j.nr. 1011-76-11 til 1011-80-11.
17/52 justeret med virkning for det næstfølgende år, jf. 70, stk. 9 i elforsyningsloven. Det fremgår af 70, stk. 9, at såfremt en netvirksomhed ikke overholder fristen for indsendelse af de nødvendige oplysninger kan Energitilsy- Energitilsynet foreløbigt fastsætte indtægtsrammen og effektiviteten. Den foreløbige værdifastsættelse bortfalder, når de nødvendige oplysninger er fremsendt og dokumenteret. En eventuel efterfølgende justering af indtægtsrammen som følge af de indsendte oplysninger vil ske for det næstfølgende regnskabsår. 61. Energiklagenævnet vurderede, at sekretariatets fortolkning af 70, stk. 9, betyder, at elnetselskabernes ret til partshøring i forvaltningslovens 19 reelt bliver indholdsløs. Det var endvidere Energikla else, at fravigelse af almindelige forvaltningsretslige princ ingslovens regler kræver klar lovhjemmel. Endvidere fand vnet, at udtrykket den udmeldte indtægtsramme sk l f lsynets endelige afgørelse overfor elnetselskaberne. P Energiklagenævnet, at Energitilsynets foreløbige væ senere indsendte, dokumenterede oplysninger, når d t inden Energitilsynets endelige afgørelse. 62. Energiklagenævnet fandt sålede Energitilsynet generelt kan undlade at di de er modtaget efter den fastsatte anmeld raksis være en grænse for, hvor sent oplysn lsynet samtidigt med, at tilsynet kan overho melde indtægtsrammerne årligt som beskreve net fandt derfor, at det på baggrund af en k e må vurderes, om medtagelse af for sent i øre, at Energitilsynet ikke kan ud idigt. 63. ynet har taget Energiklagenævnets afgørelse til det det nødvendigt at revidere tidsplanen for ben edes vil den endelige afgørelse vedr. selskabernes effek ve truffet på årets sidste tilsynsmøde den 16. december 2014. Ændringen er foretaget for at kunne nå at medtage flest mulige informationer fra selskaberne i afgørelsen. 64. Energiklagenævnet stadfæstede endvidere den 7. maj 2012 Energitilsynets afgørelse af 31. oktober 2011 om at undlade korrektion for geografisk fordyrende rammevilkår på vestkysten (korrosion, vindpåvirkning, stort antal decentrale produktionsenheder og manglende kundetæthed). Dette var fjerde gang, at selskaberne påklagede dette forhold. Energiklagenævnets afgørelse blev anket til byretten i Holstebro. Retten i Holstebro afsagde dom d. 13. maj 2014 i sag nr. BS 7-1190/2011, hvor Energiklagenævnet blev frifundet. Retten i Holstebro bemærkede bl.a., at:
18/52 < > Det fremgår dog samtidig af skønsrapporten, et eventuelle meromkostninger på grund af klimapåvirkningen ofte vil være marginalomkostninger i forbindelse med de regelmæssige eftersyn. Dette underbygges af Energitilsynets analyse af korrosion, som ikke har påvist forøgede omkostninger for virksomheder beliggende ved Vestkysten, og som skønsmændene har erklæret sig enige i. Det er endvidere påpeget i skønsrapporten, at virksomhedernes regnskaber ikke er indrettet således, at eventuelle meromkostninger har kunnet udskilles. Virksomhederne har heller ikke under sagen dokumenteret at have haft ekstraomkostninger til maling eller andet. < > Det kan ikke i sig selv føre til en anden vurdering, at der efter ordningen, som var gældende forud for 2004, skete korrektion for fordyrende forhold for en virksomheds ekstraordinære driftsomkostninger ved anlæg, der var placeret i et korrosivt miljø som for eksempel i nærheden af Vesterhavet. < > er der heller ikke grundlag for at tilsidesætte E fgørelse om, at lav kundetæthed eller decentral elproduktion ik nde rammevilkår, idet skønsrapporten tværtimod bekræfter den se af, at høj kundetæthed anses som et fordyrende ram ller ikke grundlag for at antage, at Energiklagenævnets a med reglen om pligtmæssigt skøn, lighedsgrundsætnin forvaltningsretlige principper. Det bemærkes herved, at der som led Dansk Energi-Net) blev vedtaget en valgfri ændring og transmissionsvirksomhedernes indtægtsrammer fra r en overgang fra omkostningsbestemte sloft på 2004 niveau, og som samtlige net- og overgå til. Den eventuelle forskel i de enkelte ngig af deres prispolitik i 2004 fremgik sålede gulering, som virksomhederne kunne undlade erede af den grund ikke udgør en forskelsbeh Eftersom p or fordyrende forhold i tilfælde af en riftsomkostninger ved anlæg placeret i et korrosivt n ændrede regulering, er dette således heller ikke udsændring uden grundlag., m anført ovenfor fremgår af bekendtgørelsen om indirksomhederne, at benchmarkingen baseres på virksomhedens eg- Herefter < >, er der heller ikke grundlag for at fastslå, at pp kke er iagttaget. 65. Energiklagenævnet stadfæstede den 13. juni 2012 11 Energitilsynets afgørelse af 31. oktober 2011 om reduktion af tidshorisonten til indhentning af effektiviseringspotentiale samt om beregningsmetoden til fastsættelse af benchmarkbasis. Som anført beror det på en skønsmæssig vurdering, hvor lang effektiviseringsperioden skal være. Energiklagenævnet finder ikke grundlag for at antage, at Energitilsynets nedsættelse af perioden til indhentelse af effektviseringspotentialet fra fem til fire år er baseret på usaglige hensyn eller er uproportionel. Energiklagenævnet finder endvidere ikke, at der i sagens akter eller i det af klagerne fremførte er grundlag for 11 Energiklagenævnets afgørelse, j.nr. 1011-11-26-39.
19/52 at tilsidesætte Energitilsynets skønsmæssige nedsættelse af perioden. Energiklagenævnet har herved bl.a. lagt vægt på, at Energitilsynet ikke ses at have inddraget usaglige hensyn i analysen, som skærpelsen af perioden er baseret på. Energiklagenævnet har endvidere lagt vægt på, at de faktisk udmeldte effektiviseringskrav afhænger af elnetselskabernes individuelle effektiviseringspotentialer baseret på selskabernes individuelle omkostninger og elnet. Der er således fortsat tale om en individuel udmelding af effektiviseringskrav til hvert enkelt selskab. Nedsættelsen af tidshorisonten ses endvidere ikke at føre til urimelige resultater for de enkelte elnetselskaber. Endelig har Energiklagenævnet lagt vægt på, at såfremt netselskaberne foretager de effektiviseringer, som Energitilsynet har fastsat, vil de mindre effektive selskaber opnå en højere omkostningseffektivitet ved benchmarkingen for 2013, end hvis perioden ikke var blevet reduceret. Som anført af Energitilsynet, vil dette føre til en mindre spredning mellem de mindre effektive selskaber og de mest effektive selskaber. Energiklagenævnet bemærker dog, at en red en ikke i sig selv er formålet med indtægtsrammereguleringen. E adfæster således Energitilsynets afgørelse af 31. oktober 2011 fo punkt. 66. Energiklagenævnet stadfæstede endvide gitilsynets beregningsmetode for fastsættelse af benc 67. Energitilsynet ændrede i afgørelsen af 30 beregningsmetoden for benchmarkbasis dvs. den kaber sammenlignes med. Benchmarkbasis beregnes msnit af de mest omkostningseffektive selskabers omk vor afgrænsningen af de mest effektive selsk rgitilsynet vurderede, at den tidligere beregni i sin kompleksitet og valgte derfor en simp rinvis fastsættelse af benchmarkbasis, hvor p idligere metode blev fastholdt. Hertil bemær uni 2012: E ikl dering, at Energitilsynet ved ændrinmarkbasis har foretaget et metodevalg og ikke en kongenævnet finder endvidere, at ændringen af metoden r Energitilsynets skøn ved valg af metode for benchvurderet, at der var uhensigtsmæssigheder i den tidliurderet, at en ændring var påkrævet. Energiklagenævnet finder erne anførte, er et tilstrækkeligt grundlag for at tilsidesætte denne etage yderligere ændringer i metoden. Endvidere ses Energitilsynets ændring af metodevalget ikke at være uproportionel eller at være urimelig, ligesom ændringen heller ikke ses at føre til urimelige resultater for de enkelte elnetselskaber. 68. Energitilsynet traf den 18. december 2012 afgørelse om effektiviseringskrav til elnetselskaberne for 2013. En række selskaber påklagede afgørelsen til Energiklagenævnet. Energiklagenævnet har truffet afgørelse i klagesagen den 19. august 2013 12. Energiklagenævnet stadfæstede brugen af benchmarkingmodellen, men hjemviste afgørelsen for så vidt angår omkostninger til smart grid projekter og fjernaflæste målere. Konkret har Energiklagenævnet truffet afgørelse om, at omkostninger til smart grid og 12 Energiklagenævnets afgørelse, j.nr. 1011-13-3-76.
20/52 fjernaflæste målere på nuværende tidspunkt skal holdes ude af benchmarkingen som ekstraordinære omkostninger. Om henholdsvis fjernaflæste målere og smart grid udtaler Energiklagenævnet nærmere: Det følger af indtægtsrammebekendtgørelsens 26, stk. 6, at alle omkostninger som udgangspunkt skal indgå i benchmarkingen, Energiklagenævnet finder dog, at benchmarkingen løbende skal tilpasses den teknologiske udvikling. Da teknologien endnu ikke er generelt udbredt, og da der alene foreligger et meget varierende og ufuldstændigt datagrundlag, finder Energiklagenævnet, at omkostningerne vedrørende fjernaflæste målere på nuværende tidspunkt skal holdes uden for benchmarkingen som ekstraordinære omkostninger. Som anført ovenfor følger det af indtægtsrammebekendtgørelsens 26 stk 6, at alle omkostninger som udgangspunkt skal indgå i bench ningerne vedrørende smart grid skal derfor også på et tidspunkt gen. Det er imidlertid Energiklagenævnets vurdering, at omko grid på baggrund af omkostningernes karakter, på nuv d s ude af benchmarkingen som ekstraordinære omkostni r herved lagt vægt på, at den af Energitilsynet valgte me inger til smart grid-løsninger efter nævnets opfattelse m svisende påvirkning af benchmarkingens resultat. Ener herved enigt med klager i, at aktiviteterne forbundet me for netkomponenter i modellens forstand, og at omkost vil forhøje selskabernes omkostningsniveau. Metoden v dering kunne føre til urimelige effektiv ndvidere lagt vægt på, at Energitilsynet udmel dragelse af omkostninger til smart grid, uden e ngerne reelt skal behandles i netvolumenmod, der nærmere forstås ved begrebet smart grid, ende betydning for de berørte selskaber. 69. Energiti atter afgørelse om effektiviserin or 2013. En række selskaber påklagede afgørel Energiklagenævnet har truffet afgørelse i kla. Energiklagenævnet stadfæstede brugen af net at konsekvensen af en genberegning kan bli le af klagerne: g g t kan ikke tiltræde dette synspunkt. Når Energiklagenævnet som anført hjemviste sagen med henblik på nye beregninger af effektiviseringskravene til de selskaber, der har haft omkostninger til SmartGrid og fjernaflæste målere, således at disse omkostninger holdes ude af benchmarkingen, er det en konsekvens af dette, at der fastsættes nye benchmark krav for de berørte selskaber, og at benchmark krav forhøjes for nogle elnetselskaber og nedsættes for andre elnetselskaber. < > Proportionalitetsprincippet indebærer, at effektiviseringskravene skal være nødvendige og forholdsmæssige. Det klare udgangspunkt er, at de effektiviseringskrav, der er beregnet ved benchmarking af elnetselskaberne, også er proportionale med den effektivisering, som er formålet med reglerne. Det kan efter Energiklagenævnets op- 13 Energiklagenævnets afgørelse, j.nr. 1011-14-52-27.
21/52 fattelse ikke betegnes som uproportionalt, at bestemte omkostninger holdes ude af benchmarkingen for det pågældende år som ekstraordinære omkostninger, og at det påvirker størrelsen af benchmark kravene til de enkelte elnetselskaber. Der er ikke fremførte bestemte beløb eller omstændigheder for de enkelte selskaber, som Dansk Energi repræsenterer, som giver grundlag for at mene, at benchmark kravene over for disse elnetselskaber er uproportionale. Energiklagenævnet kan herefter ikke give medhold i synspunktet. 70. Energiklagenævnet hjemviste imidlertid afgørelsen for så vidt angår de administrative overhead omkostninger til fjernaflæste målere for hhv. Energi Fyn Net A/S, Energi Fyn City Net A/S og TRE-FOR El-net A/S. Disse selskaber får således korrigeret effektiviseringskravet for 2013. Energitilsynets afgørelse blev ligeledes hjemvist mht. anvendel f d dl get for estimationen af kundetæthedskorrektionen. Energi des anvende data for 2011 og 2012 til at estimere kunde nen for alle selskaber. 71. Energiklagenævnet bemærker i sin afgør Sekretariatet har i sin første udtalelse anført, a der det rimeligt, at der sker en regulering i forbindelse m rammen for 2014, og sekretariatet har i sin anden udtale an få fratrukket de faktiske administrative overhead-omk målere fra sit omkostningsgrundlag so t Energi Fyn skal indsende de faktiske omk sekretariatet vil foretage korrektion af effektiv Energiklagenævnet k e fremgangsmåde og finder, at korrektionen kravet for 2013, idet Energitilsynets mail af 6 strækkelig præcis vejledning på dette punkt. K erhead omkostninger fra fjernaflæste målere e må fastsætte beløbet endeligt efter et g d DONG i, at der i dette særlige tilfælde, hvor sagen f Energitilsynet efter nævnets hjemvisning, og der nu foreligger 011 og 2012, som Energitilsynet også har anvendt i afgørelsen af 3 for 2014, bør disse aktuelle data også anvendes i nærværende sag. Anvendelse af disse data må antages at give det mest retvisende resultat i den konkrete sag, hvor der er sket et databrud. Energiklagenævnet hjemviser derfor afgørelsen med henblik på Energitilsynets anvendelse af dataene fra 2011-2012 ved fastsættelsen af effektiviseringskravet for DONG. 72. Energitilsynet traf den 17. december 2013 afgørelse om effektiviseringskrav til elnetselskaberne på baggrund af en benchmarking. En række selskaber påklagede afgørelsen til Energiklagenævnet. Energiklagenævnet har truffet afgørelse i klagesagen den 27. juni 2014 15. Energiklagenævnet stadfæstede brugen af netvolumenmodellen, herunder at der ikke skal tages 14 Energiklagenævnets afgørelse, j.nr. 1011-14-52-27. 15 Energiklagenævnets afgørelse, j.nr. 1011-14-12-53.
22/52 højde for allerede udmeldte varige effektiviseringskrav for årene siden 2008. Det betyder, at det samlede akkumulerede effektiviseringskrav og deraf individuelle varige reduktioner af de enkelte selskabers indtægtsrammer godt kan overstige det effektiviseringspotentiale, der kan opgøres i forhold til det enkelte netselskab. Energiklagenævnet bemærker hertil: Efter Energiklagenævnets opfattelse er det ikke udtryk for effektiv drift, såfremt undladte effektiviseringer gennem nogle år fører til, at den reducerede indtægtsramme ikke længere kan dække omkostningerne. Energitilsynets fortsatte årlige udmeldinger af effektiviseringskrav er således ikke i strid med indtægtsrammebekendtgørelsen og elforsyningsloven. 73. Energiklagenævnet stadfæstede d. 27. juni 201 16 s afgørelse af 17. december 2013 for så vidt angår en ansø ordinære omkostninger vedr. omkostninger til kabelomlæ se med metro city-ringen. Energiklagenævnet stadfæ t d til kabelomlægninger generelt ikke kan anses for selskaberne må påregne, at sådanne omkostninger l ge som følge af vejarbejder og byudvikling. Efter vnets opfattelse adskiller anlægget af metro city-ringe i i d e ikke fra anden byudvikling: Energiklagenævnet f eladelse af benchmarkingen af ekstraordinær gørelse, og at Energitilsynet som anført er f vurdering i hvert enkelt tilfælde. De anførte b n og den absolutte grænse på kr. 2 mio. kan der jledende for skønsudøvelsen. Energitilsynet k el alene fastsat i tilsynets praksis automatisk under disse bagatelgrænser. ONG er fremkommet med tilstrækkelige oplysninger ævnet kan vurdere, om der er tale om ekstraordinære vises derfor ikke til Energitilsynet. Omkostninger til t ikke anses for ekstraordinære, da elnetselskaberne ninger løbende bliver nødvendige som følge af vejarge af byudvikling. Anlægget af Cityringen adskiller sig i denne ergiklagenævnets opfattelse ikke fra anden byudvikling. Det fornlægsarbejde, som anlægsvirksomheden udfører, har en anden karakter end sædvanligt vejarbejde, kan ikke være afgørende, når DONG dog måtte forvente, at der inden for netområdet forekommer byudvikling. Anlæg af metro kan næppe forventes at blive aktuelt i mange byområder i Danmark, og det skal derfor også tages i betragtning, om anlægsinvesteringen har en størrelse, som bevirker, at omkostningerne til kabelomlægninger skal betragtes som ekstraordinære. Energiklagenævnet er enigt med Energitilsynet i, at der må ses på de årlige afskrivninger, når omkostningerne sammenholdes med netvolumen, og nævnet finder ikke, at et beløb på kr. 1,6 mio., der alene udgør 0,04 % af selskabets netvolumen, kan betragtes som ekstraordinært. Energiklagenævnet tiltræder således Energitilsynets afgørelse af, at der i denne sag ikke er tale om ekstraordinære omkostninger. 16 Energiklagenævnets afgørelse, j.nr. 1011-14-12-53.
23/52 74. Energiklagenævnet hjemviste d. 27. juni 2014 17 imidlertid afgørelsen af 17. december 2013 for så vidt angår de administrative overhead omkostninger til fjernaflæste målere for hhv. Energi Fyn Net A/S, Energi Fyn City Net A/S og TRE-FOR El-net A/S. Disse selskaber får således korrigeret effektiviseringskravet for 2014. Energiklagenævnet bemærker følgende: < > for Energi Fyn Net A/S, Energi Fyn City Net A/S og TRE-FOR El-net A/S ophæves og denne del af sagen hjemvises med henblik på, at Energitilsynet korrigerer effektiviseringskravet under hensyn til administrative overhead omkostninger fra fjernaflæste målere. < > Sekretariatet for Energitilsynet har ligesom i sagen om effektiviseringskravet for 2013 udtalt, at Energi Fyn kan få fratrukket de fakt verheadomkostninger fra fjernaflæste målere fra omkostningsg ordinære omkostninger. Klager må indsende faktiske omkostnin hvorefter sekretariatet vil foretage korrektion af effektiviseringsk Energiklagenævnet kan tiltræde den af sekretari Såfremt klager ikke kan foretage en præcis opgørelse, m fter bedste evne, og Energitilsynet må fastsætte beløbet Samme fremgangsmåde må anvendes som gjorde tilsvarende synspunkt gældende i klagen ov 2014 om effektiviseringskrav for elnetselskaberne for 2 g også indsender en opgørelse over de fak 17 Energiklagenævnets afgørelse, j.nr. 1011-14-12-53.
24/52 5 Begrundelse 75. Elnetselskaberne bliver benchmarket på baggrund af deres præstationer i forbindelse med økonomisk effektivitet, kvalitet i levering af el på aggregeret niveau og kvalitet i levering af el på enkeltkundeniveau i 2013. 76. For hvert område har Sekretariatet for Energitilsynet valgt en benchmarkingmetode, der tager højde for, at elnetselskaberne er underlagt forskelligartede vilkår. 77. Sekretariatet for Energitilsynets benchmarking af elnetselskabernes økonomiske effektivitet sker med den såkaldte netvolumenmodel som fastsætter hvert enkelt selskabs effektiviseringspotential 78. Sekretariatet for Energitilsynet foretager dern king af alle selskaber på kvalitet i levering af el på a nit 5.2. Selskaberne benchmarkes separat for afbrudsh righed. Der tages højde for det enkelte selskabs forde kellige statistikområder (lavspænding (0,4 kv), 1-24 V), da afbrudseffektiviteten er forskellig på de forsk er. 79. Derudover benchmarkes de sels lnet på lavspænding (0,4 kv) og 1-24 kv, p nkeltkundeniveau, jf. afsnit 5.3. De selskabe ere spændingsniveau 25-99 kv, indgår ikke i everingen af el på enkeltkundeniveau. 80. Afslutni or Energitilsynet de samlede effekti i i nit 5.4. 5.1 ffektivitet 81. Energitilsynet udarbejder en benchmarking af elnetsel iske effektivitet, og på baggrund heraf beregner Sekretar g ynet elnetselskabernes effektiviseringspotentiale. 5.1.1 Præsentation af model 82. I dette afsnit gennemgås modellen for økonomisk effektivitet. Først beskrives datagrundlaget og herunder kvalitetssikringen af data. Dernæst gives en overordnet gennemgang af modellen og kravudmøntningen. Endelig gives en gennemgang af de ændringer af modellen, der er lavet i forbindelse med dette års benchmarking. Datagrundlag og kvalitetssikring 83. Elnetselskaberne indberetter netkomponenter og omkostningerne for regnskabsåret 2013, jf. 26, stk. 2 i bekendtgørelse nr. 335 af 15. april
25/52 2011. Elnetselskaberne indberetter data for i alt 22 netkomponenter og 10 kategorier af omkostningsposter, jf. bilag 1. 84. Sekretariatet for Energitilsynet har igen i år haft stort fokus på at kvalitetssikre selskabernes indberettede data. 85. For det første er selskabernes indberetning af netkomponenter og omkostninger sammenlignet med tidligere års indberetninger. Selskaberne er blevet kontaktet og indberetningerne vurderet særskilt, hvis et af følgende kriterier har været opfyldt: Én eller flere komponenter eller omkostni t h dret sig med mere end 20 pct. 18 Der er tilkommet nye komponenter. Der er forekommet skift fra kabel til luftledn Der er forekommet skift fra fjernaflæs målere. Sammenligning af indberetninger af ø dberetninger til reguleringsregnskabet. 86. Disse kriterier har medført, at in selskaber ud af 71 er vurderet særskilt, hvor sekretar kaberne og fået redegørelser for ændrin il 70 pct. af de indberettede data. Validering har haft korrektioner til deres indberetning. 87. For det elskaberne i benchmarkbasis 19 udtaget til en igere at sikre, at benchmarkbasis bliver fas datafejl, der kan have stor betyd ingen. Foruden konkret stillingtagen til sel ansøgninger om ekstraordinære omkostninger nde: ng af netkomponenter over en treårig periode ng af omkostninger over en treårig periode 88. Kvalitetssikring af datamaterialet har ført til mindre rettelser og afklaringer af data, og det er Sekretariatet for Energitilsynets vurdering, at denne kvalitetssikring har bidraget til en tilstrækkelig datakvalitet, og at de selskaber der indgår i benchmarkbasis er blevet grundigt datavalideret. 18 I forbindelse med valideringen af datagrundlaget i 2012 er denne grænse strammet fra 50 pct. til 20 pct. 19 Benchmarkbasis er et vægtet gennemsnit af de laveste omkostningsindeks, jf. bilag 1 for en gennemgang af beregningen af benchmarkbasis.
26/52 Omkostningsgrundlaget i netvolumenmodellen 89. Sekretariatet for Energitilsynet benchmarker elnetselskabernes økonomiske effektivitet vha. den såkaldte netvolumenmodel. Netvolumenmodellen sammenligner elnetselskabernes relative omkostningseffektivitet ud fra selskabernes omkostninger og sammensætning af elnettet (kabler, luftledninger, stationer, felter m.v. på forskellige spændingskategorier samt målere). 90. Sekretariatet for Energitilsynet fastsætter først elnetselskabernes netvolumen, som er et udtryk for de forventede gennemsnitlige omkostninger forbundet med et givent elnet. Netvolumen beregnes på baggrund af selskabernes anmeldte netkomponenter og de fastsa ækvivalenter. Omkostningsækvivalenterne er fastsat som s emsnitlige enhedsomkostninger ved de pågældende netkom 91. Sekretariatet for Energitilsynet beregner sindeks for hvert selskab. Dette bestemmes ved at div bs omkostningsgrundlag med det beregnede netvolu ingsindekset er således et relativt udtryk for selskabets effekt e omkostningsindeks, jo mere effektiv er selskabet. ningsgrundlaget samlet set for elnetselskaberne og de nger fremgår af tabel 3. Tabel 3. Opgørelse af omk kostninger 1 Mio. kr. Driftsomkostni 2.789 + Afskrivninge 1.960 - Nettab 790 - G afskrivninger 23 - G driftsomkostninger 78 - G il smart grid 7 - G iftsomkostninger til smart grid 15 = O benyttet i benchmarkingen 3.817 Driftsomkostninger 2.789 - Nettab 790 - Ekstraordinære driftsomkostninger 93 = Påvirkelige omkostninger 1.905 Note 1: Tabellen omfatter aggregerede beløb for alle netselskaber, regnskabsdata for 2013. Kilde: Sekretariatet for Energitilsynet. 92. Selskabernes omkostningsgrundlag i 2014 modellen fastlægges på baggrund af selskabernes anmeldelse af driftsomkostninger, afskrivninger og netkomponenter for 2013. Hertil kan selskaberne ansøge Energitilsynet om godkendelse af ekstraordinære omkostninger, som kan holdes ude af benchmarkingen.
27/52 93. Der er en bagatelgrænse for indberetning af ekstraordinære omkostninger. Grænsen fastlægges som udgangspunkt for hvert enkelt selskab som minimum af følgende to størrelser: 0,5 pct. af selskabernes netvolumen 2 mio. kr. 94. Sekretariatet for Energitilsynet foretager i øvrigt for hver enkelt ansøgning en konkret vurdering af om de enkelte ansøgninger kan anses for ekstraordinære omkostninger. 95. Ved dette års benchmarking kan de af Sekret ilsynet godkendte ekstraordinære omkostninger overordne mkostningskategorier, jf. bilag 3: Omkostninger afholdt af 3. part Omkostninger til afholdelse af pensio Force majeure omkostninger Omkostninger med uhensig netselskabernes adfærd, herunder straksafsk kke-fjernaflæste målere og migreringsomkostn mer ved fusioner Omkostninger Omkostninger til smar 96. Definitionen af sm ke afklaret antallet af ansøgninger vedr. relativt begrænset i forbindelse med benchm t har derfor ikke fået væsentlig me f i år. 97. lsynet har derfor vurderet, at metoden til hån hmarkingen i 2014 mest hensigtsmæssigt bør for afgørelsesårene 2012 og 2013, dvs. alle omkostninger til ringer kan holdes ude af benchmarkingen som ekstraord er. Således vil processen i 2014 ligeledes blive brugt til at indsamle materiale og erfaringer omkring hvad smart grid dækker over. 98. Sekretariatet forsøger fortsat at få erfaring omkring begrebet smart grid. Det er fortsat sekretariatets målsætning, at omkostninger til smart grid skal indgå i benchmarkingen i fremtiden, når den fornødne erfaring er opnået. Sekretariatet vil herefter fortsætte sin dialog med branchen herom. 99. Selskaberne har således i forbindelse med årets benchmarking kunne indsende ansøgninger vedr. ekstraordinære omkostninger til smart grid. En godkendelse af ansøgningerne forudsætter fremsendelse af en projektbeskrivelse og dokumentation for de afholdte omkostninger f.eks. i form af konkrete regnskabsposter og godkendt budget for projektet. Ansøgningen skal foretages i det tilhørende smart grid skema, hvor der blandt andet skal angi-
28/52 ves den smart grid kategori (1-15) fra Dansk Energis smart grid katalog, som omkostningerne falder under. 100. Sekretariatet for Energitilsynet har modtaget en række ansøgninger vedr. smart grid projekter for reguleringsåret 2013, jf. bilag 3. Sekretariatet for Energitilsynet har for hver enkelt ansøgning foretaget en konkret vurdering af, om de enkelte projekter kan anses som smart grid i årets afgørelse. 101. Sekretariatet vil fortsat arbejde på at opstille kriterier, som smart grid projekterne skal opfylde for fremadrettet at blive accepteret som ekstraordinære omkostninger i benchmarkingen i 2015. 102. Det er derfor vigtigt at bemærke, at smart gr pteret i årets afgørelse som ekstraordinære omkostninger ik vil blive accepteret fremadrettet givet, at de falder uden f r fremadrettet kan forventes at blive opstillet for sma Fastsættelse af effektiviseringspotentiale 103. Sekretariatet for Energitilsynet fastsætte lskabernes omkostningsindeks et effektiviseringspo tselskab ved at benchmarke elnetselskabernes omkos seringspotentialet fastsættes ved at sa stningsindeks med et vægtet gennemsnit af d også betegnet benchmarkbasis). 104. En fjerdedel af de eringspotentiale udmøntes som et effektivise betragtning om, at det er rimeligt at antage udsat marked ville være nødt til at ringspotentiale over en 4 årig periode. Det er vig rende 75 pct. af det beregnede effektiviserin da benchmarkingen året efter foretages på ny empel på kravudmøntningen og den faktiske ind for selskaberne. 105 ktiviseringskrav udmøntes ved at omregne de individuelle procentvise krav til et absolut kronebeløb for hvert enkelt selskab med udgangspunkt i selskabets påvirkelige omkostninger. Selskabernes påvirkelige omkostninger er defineret som selskabernes samlede omkostninger fratrukket afskrivninger, omkostninger til nettab og godkendte ekstraordinære omkostninger, jf. tabel 3. Dette svarer til, at selskaberne får udmøntet et effektiviseringskrav på baggrund af ca. halvdelen af deres samlede omkostningsgrundlag. 106. Sekretariatet for Energitilsynet har udarbejdet en grundig beskrivelse af netvolumenmodellen samt metoden til fastsættelse af effektiviseringskrav, jf. bilag 1.
29/52 107. Sekretariatet har endvidere lavet en række analyser vedrørende fordyrende rammevilkår i benchmarkingen. Sekretariatet finder, at distributionsselskaberne i lighed med de foregående år skal korrigeres for selskabernes kundetæthed. Sekretariatet finder endvidere fortsat, at der ikke er statistisk grundlag for at korrigere for et korrosivt miljø, jf. bilag 2. 108. Sekretariatet for Energitilsynet bemærker hertil, at Retten i Holstebro afsagde dom d. 13. maj 2014 i sag nr. BS 7-1190/2011, hvor Energiklagenævnet blev frifundet i sagen vedr. Energiklagenævnets stadfæstelse d. 7. maj 2012 af Energitilsynets afgørelse af 31. oktober 2011 om at undlade korrektion for geografisk fordyrende rammevilkår på vestkysten (korrosion, vindpåvirkning, stort antal decentrale produktion glende kundetæthed). Modelusikkerhed 109. I en statistisk model vil det være svært a d fuldstændigt. Sekretariatet for Energitilsynet er g tager højde for denne modelusikkerhed ved hjælp a hold og korrektioner i benchmarkingen særligt i forbindel ngen af effektiviseringspotentialet samt udmøntninge avet. 110. For det første bliv regnet som afstanden fra selskabernes omko nemsnit af de 10 pct. bedste distributionssels pct. for transformerforeninger). Det betyde mmenlignet med det absolut bedst l k b pct. af de bedste selskaber. 111. For det kostningsindeks, der er væsentlig bedste selskab, frasorteres dette selskab som en gningen af benchmarkbasis. 112 n sikkerhedsmargin ind i kravudmøntningen, sål e alene bliver pålagt et effektiviseringskrav, der årligt sva l af det beregnede effektiviseringspotentiale. Dvs. de resterende 75 pct. af effektiviseringspotentialet ikke bliver udmøntet, da der næste år foretages en ny benchmarking på baggrund af et nyt datagrundlag. 113. For det fjerde udmåles kravene på baggrund af de påvirkelige omkostninger, dvs. omkostninger som kan påvirkes på kort sigt. Disse udgør alene ca. 50 pct. af benchmarkingens omkostningsgrundlag. 114. For det femte korrigeres selskaberne for fordyrende rammevilkår i form af en kundetæthedskorrektion, som tager hensyn til de forskelle, der er på netselskabernes driftsomkostninger, som følge af forskellig kundetæthed. 115. For det sjette korrigeres der for ekstraordinære omkostninger i forbindelse med opgørelsen af selskabernes effektiviseringskrav. I årets bench-
30/52 marking har sekretariatet således godkendt 51 anmodninger om ekstraordinære omkostninger, som fratrækkes de pågældende selskabers omkostningsgrundlag i benchmarkingen. Realiserede effektiviseringer 116. Energiklagenævnet anførte i sin afgørelse af 19. august 2013 vedr. elnetselskabernes effektiviseringskrav for 2013, at Energitilsynet bør underkaste betydningen af allerede realiserede effektiviseringer en nærmere vurdering inden der udmeldes krav for 2014. 117. Energitilsynet har i sin afgørelse af 17. december 2013 vurderet, at der ikke bør være et loft over udmeldte effektiviserin k id l selskaberne må antages at kunne realisere de udmøntede e v. 118. Sekretariatet for Energitilsynet bemærker herti sekretariatets benchmarkingmodel bliver taget højd effektiviseringer i de udmeldte effektiviseri abernes omkostningsgrundlag i benchmarkingen redu e a e ektiviseringer. 119. Energiklagenævnet anførte heref 7. juni 2014, at det ikke er udtryk for e effektiviseringer gennem nogle år fører til, me ikke længere kan dække omkostningerne ede dermed, at Energitilsynets fortsatte årli gskrav ikke er i strid med indtægts b k syningsloven. 120. Energik dere, at Energitilsynets årlige ud krav heller ikke er i strid med proportionalitet glerne skal udmeldes årlige effektiviseringskra 12 får beregnet et potentiale på eksempelvis 10 pct., svaren er det vigtigt at bemærke, at selskabets faktiske krav er 10 ende 300.000 kr. fra det beregnede potentiale på de påvirkelige omkostninger bliver ikke udmøntet, hverken det pågældende år eller efterfølgende år. Benchmarkingen foretages året efter på ny, og dermed vil der være en helt ny kravudmøntning året efter, som er afhængig af selskabets effektivisering, jf. bilag 1. 122. Dette medfører alt andet lige, at selskaberne i efterfølgende benchmarkingafgørelser får udmålt et lavere potentiale sammenlignet med det udmålte potentiale, hvis selskabet ikke havde effektiviseret sig. 123. Dette kan illustreres ved et simpelt eksempel. Et selskab effektiviserer sig årligt med en 1/6 af det opgjorte potentiale (udmøntet på de påvirkelige omkostninger) i tabel 4 nedenfor. Det fremgår af tabel 4, at selskabet får re-
31/52 duceret sit potentiale hvert år som følge af den effektivisering selskabet har gennemført. Tabel 4. Udvikling i potentiale og krav ved effektivisering på 1/6 af potentiale, hvor benchmarkbasis antages at effektivisere med 1 pct. årligt År 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 a Omkostningsgrundlag kr. 100 98 97 95 94 92 91 90 88 87 b Benchmarkbasis kr. 80 79 78 78 77 76 75 75 74 73 c Effektiviseringspotentiale (a-b)/a pct. 20,0 19,4 18,9 18,5 18,0 17,6 17,3 16,8 16,5 16,2 d Effektiviseringskrav (c/4) pct. 5,0 4,9 4,7 4,6 4,5 4,4 4,3 4,2 4,1 4,0 Påvirkelige omkostninger e (0,5*a) kr. 50,0 49,2 48,4 47,6 46,9 46,2 45,5 44,9 44,2 43,6 f Effektiviseringskrav (d*e) kr. 2,50 2,39 2,29 2 20 2 11 2 03 1,96 1,89 1,83 1,76 g Realiseret effektivisering (c/6) pct. 3,33 3,24 3,1 2,88 2,81 2,75 2,69 h Realiseret effektivisering (g*e) kr. 1,67 1,59 1,5 1,31 1,26 1,22 1,18 i Akkumuleret effektiviseringskrav kr. 2,5 4,9 7 15,5 17,4 19,2 21,0 j Akkumuleret realiseret effektivisering kr. 1,7 3 10,3 11,6 12,8 14,0 Note: Tallene i tabellen er afrundede. Kilde: Konstrueret eksempel, Sekretariatet for Energiti 124. Selskabet effektiviserer sig dog det kun formår at reducere sine omkostninger med g kke det pålagte krav på 1/4 af potentia krav vil derfor fra og med år 10 overstige det. 125. I tabel 5 effektivi erhovedet ikke. Det betyder, at selskabet hve tentiale end året før, da benchmarkbasis i ktiviseret med 1 pct. årligt. Tab rav ved ingen effektivisering, hvor benchmarkbasis t. årligt År 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 a kr. 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 b kr. 80 79 78 78 77 76 75 75 74 73 c ntiale (a-b)/a pct. 20,0 20,8 21,6 22,4 23,2 23,9 24,7 25,4 26,2 26,9 d (c/4) pct. 5,0 5,2 5,4 5,6 5,8 6,0 6,2 6,4 6,6 6,7 e Påvirkelige omkostninger (0,5*a) kr. 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 f Effektiviseringskrav (d*e) kr. 2,50 2,60 2,70 2,80 2,90 2,99 3,09 3,18 3,28 3,36 g Realiseret effektivisering (c/6) pct. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 h Realiseret effektivisering (g*e) kr. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 i Akkumuleret effektiviseringskrav kr. 2,5 5,1 7,8 10,6 13,5 16,5 19,6 22,8 26,0 29,4 j Akkumuleret realiseret effektivisering kr. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Note: Tallene i tabellen er afrundede. Kilde: Konstrueret eksempel, Sekretariatet for Energitilsynet. 126. Det fremgår af tabel 4 og 5, at hvis et selskab effektiviserer sine omkostninger årligt med 1/6 af det opgjorte potentiale, vil effektiviseringspo-
32/52 tentialet i år 10 være reduceret til 16,2 pct. (inkl. effektiviseringen i benchmarkbasis). 127. Hvis selskabet omvendt overhovedet ikke foretager nogen effektivisering af omkostningerne vil potentialet i år 10 være steget til 26,9 pct., da benchmarkbasis også er blevet effektiviseret i perioden (1 pct. årligt). Scenariet om ingen effektivisering i tabel 5 er ikke realistisk, men konsekvensen af manglende effektivisering, er hverken urimelig eller uproportional ikke mindst set i lyset af et forbrugerhensyn om bl.a. adgang til billig elektricitet 20. 128. Det fremgår af tabel 4 og 5, at selskabets effek i i i iale falder, når selskabet reducerer sine omkostninger i forh n, hvor selskabet ikke effektiviserer (potentiale på 16,2 pct med potentiale på 26,9 pct. i år 10). 129. Tabel 4 og 5 illustrerer således, at mode iserede effektiviseringer i selskabet, også selvom de v se ger ikke er lige så store som de af Energitilsynets pål ringskrav (¼ af det opgjorte potentiale). 5.1.2 Ændring af mod 130. Sekretariatet for E ndringer i årets model sammenlignet med mod Fjernaflæste 131. Sekretar ts afgørelse ændret benchmarkin g n omfatter en ny driftsækvivalen ent på fjernaflæste målere samt en individuel sel eventuelle forskelle i regnskabspraksis. Det bet ndgår på lige fod med andre netkomponenter i b 132 af den 18. december 2012 afgørelse om effektiviseringskrav til elnetselskaberne på baggrund af en benchmarking, hvor en afskrivningsækvivalent for fjernaflæste målere blev introduceret. En række selskaber påklagede afgørelsen til Energiklagenævnet. Energiklagenævnet traf afgørelse i klagesagen den 19. august 2013. 133. Energiklagenævnet stadfæstede anvendelsen af benchmarkingmodellen, men hjemviste afgørelsen for så vidt angår omkostninger til fjernaflæste målere. Konkret traf Energiklagenævnet afgørelse om, at omkostninger til fjernaflæste målere skulle holdes ude af benchmarkingmodellen for 2012 som ekstraordinære omkostninger. 20 1, stk. 1 i Bekendtgørelse af lov om elforsyning (LBK nr. 1329 af 25. november 2013).
33/52 134. Energitilsynets benchmarking har derfor i afgørelserne for 2012 og 2013 udeholdt netkomponenten fjernaflæste målere, således at drifts- og afskrivningsækvivalenterne udgik af modellen sammen med selskabernes omkostninger til fjernaflæste målere. 135. Sekretariatet for Energitilsynet har i løbet af 2014 gjort et stort stykke arbejde for at sikre et tilstrækkeligt datagrundlag til brug for benchmarking af fjernaflæste målere. Sekretariatet har i den forbindelse fået bistand fra konsulenthuset Incentive til at indhente data fra selskaberne, kvalitetssikre og validere data samt beregning af en ny driftsækvivalent og en ny afskrivningsækvivalent for fjernaflæste målere. 136. Ændringen af behandlingen af fjernaflæste må del betyder, at selskaberne igen bliver benchmarket på fje Det vil sige, at omkostninger forbundet med fjernaflæste m ets antal af fjernaflæste målere igen indgår i model er således, at både selskabernes omkostningsgrundla deholde drifts- og vedligeholdelse samt afskrivninge e målere, i det omfang, selskaberne har fjernaflæste målere l bilag 5 for en yderligere gennemgang af ændringen Kundetæthedskorrektio 137. Sekretariatet for E, hvorvidt benchmarkingmodellen bør korri kår. Elnetselskaberne kan i forskellig grad væ vilkår, der kan påvirke selskabern k komponent, hvorfor benchmarkingmodellen 138 synet har i forbindelse med den opdaterede ana ilkår som følge af kundetæthed på ny vurderet kabernes kundetæthed og selskabernes målte eff ). 139 Energitilsynet har således vurderet både den lineære sammenhæng og den log-lineære sammenhæng i den opdaterede analyse. Sekretariatet finder, at begge regressioner er signifikante, og at de har en høj forklaringsgrad. Den logaritmiske sammenhæng har dog en højere forklaringsgrad end den lineære. 140. Sekretariatet for Energitilsynet har altid valgt korrektionsmetode ud fra den sammenhæng, der var bedst understøttet af data. 141. Sekretariatet for Energitilsynet finder derfor, at kundetæthedskorrektionen i 2014 bør være ikke-lineær i modellen. Sekretariatet har i årets afgørelse således ændret kundetæthedskorrektionen fra en lineær korrektion til en ikke-lineær (logaritmisk) korrektion.
34/52 142. Der henvises til bilag 2 for en detaljeret gennemgang af kundetæthedskorrektionen. 5.1.3 Dispensationer 143. En række elnetselskaber har i forbindelse med anmeldelse af reguleringsregnskaber og netkomponenter ansøgt Sekretariatet for Energitilsynet om godkendelse af ekstraordinære omkostninger. 144. En nærmere beskrivelse af ekstraordinære omkostninger og Sekretariatet for Energitilsynets behandling af de indkomne ansøgninger er henlagt til bilag 3. Sekretariatet for Energitilsynet har samlet set godkendt ekstraordinære omkostninger på 123,6 mio. kr., jf. tabel 7. De rer selskabernes indberetning af omkostninger til smar o. kr.), omkostninger afholdt af tredjepart, hvor selskabet m sion af 3. part (14,7 mio. kr.), omkostninger vedr. sø mt omkostninger i forbindelse med force majeure (7 145. Se bilag 3 for en nærmere gennemgang dispensationsansøgninger. Tabel 7. Godkendte ekstra di k Selskab af er Korrektion af driftsomkostninger r. kr. DONG Energy Eldistributio 3.834.513 47.327.855 Energi Fyn Net 0 1.361.686 EnergiMidt Ne 0 11.147.796 Fo 0 193.385 Fy 844.518 0 Ga 0 1.461.365 HE 0 4.631.293 LE 531.590 0 NK 1.253.000 57.000 Nord Energi Net A/S 10.530.252 3.552.322 NRGi Net A/S 2.699.789 280.128 Nyfors Net A/S 0 114.000 RAH Net A/S 0 460.849 SEAS-NVE Net A/S 670.300 20.099.313 SEF Net A/S 1.464.311 267.177 Syd Energi Net A/S 2.780.780 1.004.274 TRE-FOR El-net A/S 19.000 106.000 Verdo Hillerød El-net A/S 2.000 20.586 Verdo Randers El-net A/S 33.000 81.611 Vestforsyning Net A/S 2.114.456 120.000
35/52 Selskab Korrektion af afskrivninger kr. Korrektion af driftsomkostninger Viby Net A/S 1.530.440 0 Østjysk Energi Net A/S 2.223.368 812.482 I alt distributionsselskaber 30.531.317 93.099.122 Kilde: Sekretariatet for Energitilsynet. 5.1.4 Resultat af benchmarking 146. Sekretariatet for Energitilsynets benchmarking resulterer i fastsættelsen af elnetselskabernes effektiviseringspotentialer. Dis m 0 pct. og 50 pct. for distributionsselskaber og 0 pct. og 80 merforeninger i årets benchmarking. 147. Som beskrevet under i afsnit 5.1.1, udm syvendedel for 50 kv distribution) af de beregn entialer som et effektiviseringskrav, som udmøntes i kabernes påvirkelige omkostninger i et kronebeløb å l ægtsrammer for 2015. 148. Grundet det begræ stk.) er disse selskabers effektiviseringspot f benchmarkbasis for distributionsselskaberne 149. Elnetsel k b henhold til benchmarkingmodellen er opg frundet ned til nærmeste 5.000 kr. Tab Sel nchmarking af økonomisk effektivitet Effektiviseringskrav krav Effektiviseringspct. kr. 50 kv distribution (2 stk.) Fyn 0,00 0 Vestjyske Net 60 kv A/S 1,47 145.000 I alt 50 kv distribution 145.000 Distributionsselskaber (48 stk.) Energi Fyn Net A/S 0,00 0 Nord Energi Net A/S 0,00 0 NRGi Net A/S 0,78 810.000 NOE Net A/S 1,08 185.000 Viby Net A/S 1,29 105.000 TRE-FOR El-net A/S 1,38 890.000 EnergiMidt Net A/S 1,53 1.995.000 Østjysk Energi Net A/S 2,00 690.000 kr.
36/52 Selskab Effektiviseringskrav krav Effektiviseringspct. kr. Forsyning Helsingør Elnet A/S 2,17 180.000 Verdo Randers El-net A/S 2,58 690.000 HEF Net A/S 2,62 1.965.000 SEF Net A/S 2,68 420.000 Ravdex A/S 2,76 260.000 Frederikshavn Elnet A/S 2,92 360.000 RAH Net A/S 2,97 495.000 LEF Net A/S 230.000 NKE Elnet A/S 275.000 Syd Energi Net A/S.825.000 Galten Elværk Net A/S 710.000 Verdo Hillerød El-net A/S 275.000 Nyfors Net A/S.280.000 Vordingborg Elnet A/S 95.000 Energi Fyn Nyborg Net A/S 260.000 SEAS-NVE Net A/S 4,91 11.150.000 Tarm Elværk Net A/S 4,97 65.000 Energi Viborg Elnet A/S 5,07 575.000 Ikast Værkerne Net A/S 5,23 235.000 Thy-Mors Ener 5,46 1.890.000 SK Elnet A/S 5,90 780.000 MES N t A/S 5,93 1.035.000 Mid 6,19 160.000 Bje 6,31 120.000 FFV 7,06 745.000 DO ion A/S 7,26 40.635.000 RA 7,64 385.000 Kjellerup Elnet A/S 7,80 195.000 Videbæk Elnet A/S 8,17 145.000 Læsø Elnet A/S 8,42 160.000 Vestforsyning Net A/S 8,78 1.340.000 Struer Forsyning Elnet A/S 9,44 470.000 Østkraft Net A/S 9,95 2.735.000 Brabrand Net A/S 10,15 840.000 Ærø Elforsyning Net A/S 11,22 895.000 Hammel Elforsyning Net A/S 11,28 385.000 VOS Net A/S 11,37 1.095.000 Hurup Elværk Net A/S 12,14 295.000
37/52 Selskab Effektiviseringskrav pct. Effektiviseringskrav kr. GEV Net A/S 12,19 795.000 Nakskov Elnet A/S 12,47 1.035.000 I alt 86.155.000 Transformerforeninger (21 stk.) Sunds Elforsyning 0,00 0 Brenderup Netselskab A.m.b.a. 2,18 10.000 Aal El Net a.m.b.a. 4,55 15.000 Borris Elforsyning 6 67 20.000 Bårdesø Elforsyning 50.000 Rolfsted og Omegns Transformerforenings Netselskab A.m.b.A 40.000 Kongerslev Elnet Aps 25.000 Hirtshals El-Netselskab A/S 80.000 Hjerting Transformatorforening A.m.b.a. 190.000 Hasmark Egense Energinet A.m.b.a. 90.000 Tårs Elnet A/S 45.000 Kibæk Elværk A.m.b.a. 4,43 95.000 Nibe Elforsyning 4,43 205.000 Aars Elforsyning 5,53 310.000 Sdr. Felding Elforsyning 15,54 150.000 Ejby Elnet A.m 15,95 110.000 Vildbjerg Elvær 16,29 330.000 Net 16,40 155.000 Nr. a. 16,94 115.000 Ho 18,53 105.000 Paa 20,00 815.000 I al r 2.955.000 I al 89.255.000 Kilde: Sekretariatet for Energitilsynet. Ad-hoc korrektion af fusioner 150. Sekretariatet for Energitilsynet vil i lighed med tidligere år analysere fusioner særskilt, således at to fusionerede selskaber ikke kan få et højere krav, end de to separate selskaber ellers ville have fået sammenlagt. 151. Eventuelle fusionskorrektioner beregnes på baggrund af benchmarkingmodellen for 2013. Korrektionen er en etårig korrektion, da selskaberne forventes at indhente stordriftsfordele hurtigt, jf. bilag 4.
38/52 5.2 Model for kvalitet i leveringen på aggregeret niveau 152. Sekretariatet for Energitilsynet benchmarker elnetselskabernes kvalitet i levering på aggregeret niveau, dvs. den gennemsnitlige leveringskvalitet, som kunderne har oplevet. Dette gøres for at tilskynde netselskaberne til så vidt muligt at reducere antallet samt varigheden af afbrud. 5.2.1 Præsentation af model 153. I dette afsnit gives en kort præsentation af modellen for benchmarking af elnetselskabernes kvalitet i levering på aggregeret niveau samt resultaterne af årets benchmarking af kvalitet i levering på a For en detaljeret gennemgang af modellen henvises til bilag Datagrundlag og kvalitetssikring 154. Til årets benchmarking af kvalitet i leve au indberetter netselskaberne afbrudsdata for 2013 der lavspænding (0,4 kv), 1-24 kv og 25-99 kv. 155. Selskaberne indberetter kundetal samlet afbrudshyppighed (antal kundeafbrud) og sa (antal kundeafbrudsminutter) fordelt p kområder. 156. Afbrudshyppighed dberetningen for følgende fem typer af afbr (i) af tredjepart om følge af force majeure om følge af fejl/arbejde uden for eget statistikområde 157. Se bilag 6 for en mere detaljeret beskrivelse af afbrudstyperne. 158. I tilfælde af afbrud som følge af force majeure-hændelser, skal selskabet i tillæg til indberetningsskemaet indsende en særskilt begrundet ansøgning herom til Sekretariatet for Energitilsynet, der herefter træffer konkret afgørelse. 159. I forbindelse med årets benchmarking af elnetselskabernes kvalitet i levering har 14 selskaber indsendt dispensationsansøgninger vedr. force majeure. Alle ansøgninger bortset fra én vedrørte stormene Bodil og Allan i efteråret/vinteren 2013 og Sekretariatet for Energitilsynet har godkendt alle ansøgninger.
39/52 160. Indberetningen af kundetal og afbrudsvarigheder/-hyppigheder foretages særskilt for de to kundetyper forbrugere og producenter. 161. Sekretariatet for Energitilsynet har på flere måder kvalitetssikret elnetselskabernes afbrudsdata. Dels er der i indberetningsskemaerne et kontrolark, som krydstjekker hvert selskabs indberetning, og som dermed bl.a. sikrer, at antal afbrud på enkeltkundeniveau og på aggregeret niveau stemmer overens. Derudover er alle indberetninger gennemgået for fejl og mangler, og Sekretariatet for Energitilsynet har i den forbindelse taget kontakt til en række af selskaberne med henblik på at sikre datakvaliteten. Overordnet gennemgang af modellen 162. To af nøglebegreberne i kvalitet i levering af e veau er afbrudshyppighed og afbrudsvarighed pr. kunde pr. 163. Benchmarkingmodellen tager udgangsp selskabernes afbrudshyppigheder og -varigheder i h mråder. I beregningen heraf indgår forskellige typer d e orskellig vægt: Uvarslede afbrud vægtes med 100 pct ud vægtes med 50 pct., afbrud forårsaget af tredjepa og afbrud som følge af force majeure samt afbrud område vægtes med 0 pct. 164. For at fastslå om e yppighed og/eller afbrudsvarighed, at det s i modellen en række overordnede t k l ordnede tærskelværdier for både afbrudsva af de tre statistikområder, dvs. i alt seks. 165 gen i 2012 blev de overordnede tærskelværdie ke længere vil blive genberegnet hvert år. 166 tærskelværdier blev beregnet som de afbrudsvarigheder m de bedst stillede 83 pct. af kunderne har oplevet i perio 167. De beregnede faste overordnede tærskelværdier for modellen for kvalitet i levering på aggregeret niveau fremgår af tabel 9. 21 Samme metode som blev anvendt før benchmarkingen i 2013 til fastsættelsen af de overordnede tærskelværdier.
40/52 Tabel 9. Faste tærskelværdier på aggregeret niveau Statistikområde 0,4 kv 1-24 kv 25-99 kv Afbrudshyppighed (antal afbrud) 0,039 0,312 0,104 Afbrudsvarighed (antal minutter) 5,661 15,846 1,727 Kilde: Sekretariatet for Energitilsynet. 168. For afbrudshyppighed er tærskelværdierne udtryk for antal kundeafbrud pr. kunde pr. år, mens de for afbrudsvarigheden angiver antal kundeafbrudsminutter pr. kunde pr. år. 169. Det bemærkes, at et selskabs overtrædelse af de enkelte overordnede tærskelværdier ikke i sig selv medfører et krav, da r kravudmålingen er selskabernes overskridelse af de ind ærdier, som beregnes ved en vægtning af de overordnede tæ 170. For både afbrudsvarighed og -hyppighe r hvert enkelt selskab en samlet individuel tærskelvæ alle tre statistikområder. Den individuelle tærskelvæ m et vejet gennemsnit af de tre overordnede tærskelværdie geligt med selskabernes fordeling af km elnet og kun mråderne. 171. Herefter beregnes afbrudshyppighed og afbrudsvarighed. Disse et gennemsnit af selskabets afbrudshyppigh tikområder, hvor der også vægtes ligeligt me et og kunder. 172. Det enk vurderes så ved at holde selskabets samlede righed op imod de individuelle tær Ud krav 173 der har en afbrudshyppighed/-varighed, der er viduelle tærskelværdi, beregnes den procentvise overskr ærdien. Kravets størrelse fastsættes på den baggrund i int p selskabets påvirkelige omkostninger 23. 174. Tabel 10 giver et overblik over, hvilke krav, der bliver stillet ved overskridelse af netselskabets individuelle tærskelværdi. 22 Se afsnit 5.2.1 eller bilag 6 for en beskrivelse af beregningen af de individuelle tærskelværdier. 23 Defineret som driftsomkostninger fratrukket afskrivninger, godkendte korrektioner af driftsomkostninger samt nettab
41/52 Tabel 10. Oversigt over kravskalaen for benchmarking af kvalitet i levering på aggregeret niveau Type Krav (kontinuert skala) Afbrudshyppighed Afbrudsvarighed Maksimalt samlet krav Kilde: Sekretariatet for Energitilsynet. Op til 1 pct. Op til 1 pct. 2 pct. 175. De krav, der udmåles i forbindelse med benchmarkingen af kvalitet i levering på aggregeret niveau, er etårige, dvs. de er for benchmarkingen i 2014 alene gældende for reguleringsåret 2015. 5.2.2 Resultat af benchmarkingen på aggregeret 176. Elnetselskabernes krav i henhold til ove tå chmarking af kvalitet i levering for 2013-data fre bel 12. Årets samlede resultat af benchmarkingen af evering af el på aggregeret niveau er vist i tabel 13 24. 177. Der er i alt 3 selskaber, der over skabsspecifikke tærskelværdier på aggregeret niveau. både en for høj afbrudshyppighed og - lskabsspecifikke tærskelværdier. Tabel 11. Afbrudshyppigh lskabernes kvalitet i levering af el på aggregeret ghed Tærskelværdi Krav Krav pct. pct. kr. NO 0,1513 0,1510 0,02 3.511 Ha 0,6343 0,0386 1,00 7.312 Ær 0,3058 0,1496 1,00 80.187 I a 91.010 Kil nergitilsynet. Tabel 12. Afbrudsvarighed: Resultat af benchmarking af selskabernes kvalitet i levering af el på aggregeret niveau for afbrudsvarighed Afbrudsvar. Tærskelværdi Krav Krav pct. pct. pct. kr. Hasmark-Egense Energinet A.m.b.a. 60,00 5,66 1,00 7.312 Ærø Elforsyning Net A/S 13,92 8,55 1,00 80.187 I alt 87.499 Kilde: Sekretariatet for Energitilsynet. 24 Det skal bemærkes, at de samlede krav for kvalitet i levering afrundes ned til nærmeste 5.000 kr. i forbindelse med udmøntningen, jf. tabel 22.
42/52 Tabel 13. Samlet resultat af benchmarking af selskabernes kvalitet i levering af el på aggregeret niveau Samlet krav Samlet krav NOE Net A/S 0,02 3.511 Hasmark-Egense Energinet 2,00 14.624 Ærø Elforsyning Net 2,00 160.374 I alt 178.508 Note: De samlede krav på kvalitet i levering afrundes først i tabel 22. Kilde: Sekretariatet for Energitilsynet. pct. kr. 5.3 Model for kvalitet i leveringen på enkeltk 178. Sekretariatet for Energitilsynet benchma e leveringskvalitet også selskabernes kvalitet i lever au. 179. Benchmarkingen på enkeltkundeniveau t undgå situationer, hvor enkelte kunder måtte opl rige afbrud, på trods af, at selskabet på aggregeret n lende kvalitet i leveringen. Såfremt selskaberne udel over for krav om tilfredsstillende kvalitet i kunne det give uhensigtsmæssige incitamen okus mod den tættest befolkede del af nettet t i de områder, hvor der er længere mellem k 180. I det føl g af modellen for kvalitet i leveri å rne af årets benchmarking af kv deniveau. Der henvises til bilag 7 for en detalj n. 5.3 Da litetssikring 181. Elnetselskaberne indberetter til benchmarkingen af kvalitet i levering på enkeltkundeniveau data for enkeltkunders afbrudshyppighed og afbrudsvarighed for statistikområderne lavspænding (0,4 kv) og 1-24 kv. 182. Selskaberne indberetter konkret, hvor mange afbrud (0,1,, 10 eller flere afbrud) og afbrudsminutter (fordelt på tidsintervaller mellem 0-1 min. og >720 min.) de enkelte kunder på de to statistikområder samlet set har oplevet i løbet af året. 183. Selskaberne skal ikke i forbindelse med indberetningen af afbrudshyppigheder og -varigheder opdele dem som det er tilfældet på aggregeret niveau i forskellige typer afbrud. I stedet foretages en vægtning med fordelingen af afbrud fra aggregeret niveau, jf. nedenfor.
43/52 184. Der skelnes også i indberetningen af afbrudsdata for enkeltkunder mellem kundetyperne forbrugere og producenter. 185. Indberetningerne af afbrud på enkeltkundeniveau er underlagt samme kvalitetssikring og validering som på aggregeret niveau, jf. afsnit 5.2.1. Gennemgang af modellen 186. Der foretages særskilte (men tilsvarende) modelberegninger for hhv. afbrudshyppighed og afbrudsvarighed på de to statistikområder lavspænding (0,4 kv) og 1-24 kv, dvs. et selskab kan få beregnet op til fire forskellige krav for kvalitet i levering på enkeltkundeniveau. 187. Først foretages en vægtning af de indberettede minutter for enkeltkunder for hvert selskab. De indberetted ud fra selskabets fordeling af forskellige typer afbrud (uv tredjepart, force majeure og uden for eget statistiko data på aggregeret niveau. 188. På baggrund af det vægtede antal berørte es den vægtede procentuelle fordeling af selskabets ge afbrudshyppigheder/-varigheder. Om selskabet h kvalitet i levering vurderes ved en centuelle fordeling i forhold til de overordne 189. Tærskelværdierne afbrud og antal afbrudsminutter som min rne oplevede i den periode, der benyttes data n i 2013 er disse tærskelværdier faste. De f ndeniveau er som på aggregeret niv de data for 2010-2012 for elnetselskabernes afb eder. 190 end 1 pct. af et selskabs kunder, der oplever fle end tærskelværdierne, så anses det for acceptabelt, og sel kke noget krav. Et selskab bliver altså pålagt et krav, hv p af selskabets kunder oplever en højere afbrudshyppighed hhv. -varighed end den, som mindst 99,5 pct. af alle kunder oplevede. Kravudmøntning 191. Der er på enkeltkundeniveau en kontinuert kravudmøntning i lighed med den, der ligger til grund for kravudmøntningen på aggregeret niveau 25. Kravloftet er 0,5 pct. for afbrudshyppighed og -varighed for hvert af de to statistikområder. Hermed er det maksimale samlede krav på enkeltkundeniveau 2 pct. af selskabets påvirkelige omkostninger, jf. tabel 14. 25 Den kontinuerte kravudmøntning på enkeltkundeniveau blev indført i forbindelse med benchmarkingen i 2012 (2011-data).
44/52 Tabel 14. Oversigt over kravskalaen for enkeltkundeniveau Statistikområde Type afbrud Krav (kontinuert skala) Lavspænding (0,4 kv) 1-24 kv Kilde: Sekretariatet for Energitilsynet. Hyppighed Varighed Hyppighed Varighed Max. samlet krav Op til 0,5 pct. Op til 0,5 pct. Op til 0,5 pct. Op til 0,5 pct. 2 pct. 192. De krav, der udmåles i forbindelse med benchmarkingen af kvalitet i levering på enkeltkundeniveau, er etårige, dvs. de er for benchmarkingen i 2014 alene gældende for reguleringsåret 2015. 193. De beregnede faste tærskelværdier for kvalitet eltkundeniveau fremgår af tabel 15. Tabel 15. Faste tærskelværdier på enkeltkundenive 4 kv 1-24 kv Afbrudshyppighed (antal kundeafbrud pr. år 2 4 Afbrudsvarighed (antal kundeafbrudsminutte -300 240-300 194. Såfremt mere end lever afbrudshyppigheder/-varigheder svare rskelværdier, vil selskabet blive pålagt et kr stillende leveringskvalitet. 5.3.2 Resulta undeniveau 195 ynets benchmarking af kvalitet i levering på enk fastsættelsen af krav om etårige reduktioner af elskaberne, såfremt de overtræder de individu med mere end 1 pct., jf. beskrivelsen af modellen i afsni 196. Elnetselskabernes krav i henhold til ovenstående model for benchmarking af kvalitet i levering på enkeltkundeniveau for 2013-data er opgjort i tabel 16-20. 197. For afbrudshyppigheden på enkeltkundeniveau får det enkelte selskab ved de nye, faste tærskelværdier beregnet et krav for statistikområdet lavspænding (0,4 kv), såfremt mere end 1 pct. af selskabets kunder oplever to eller flere afbrud. Tilsvarende for statistikområdet 1-24 kv får selskabet beregnet et krav, hvis mere end 1 pct. af selskabets kunder oplever fire eller flere afbrud. 198. I alt har 7 selskaber ved årets benchmarking fået beregnet et krav for mindre tilfredsstillende kvalitet i levering på enkeltkundeniveau for så vidt
45/52 angår hyppigheden af afbrud, de enkelte kunder har oplevet, jf. tabel 16 og tabel 17. Heraf får 6 af selskaberne beregnet det maksimale krav for så vidt angår afbrudshyppighed for et af de to statistikområder på 0,5 pct. af de påvirkelige omkostninger. Tabel 16. Krav på enkeltkundeniveau, afbrudshyppighed, lavspænding (0,4 kv) Kundeandel med 2 Selskab Krav, hyppighed Krav, hyppighed eller flere afbrud pct. pct. kr. Bårdesø Elforsyning 3,47 0,50 3.548 Hasmark-Egense Energinet A.m.b.a. 26,80 0,50 3.656 Midtfyns Elforsyning A.m.b.a. 6,76 13.123 Sunds Elforsyning 22,68 4.857 I alt 25.184 Kilde: Sekretariatet for Energitilsynet. Tabel 17. Krav på enkeltkundeniveau, afbrudshypp Kundeandel med 4 Selskab eller fler Krav, hyppighed NOE Net A/S 0,50 86.204 RAH Net A/S 0,50 83.898 Nord Energi Net A/S 0,04 18.153 I alt 188.256 Kilde: Sekretari 199. Benchm enkeltkundeniveau resulterer i, at net et krav, såfremt mere end 1 pct. af selska d fire timers afbrud. Dette gælder for begge sta g (0,4 kv) og 1-24 kv. 200 rking får et selskab beregnet et krav for afbrudsvarighed (0,4 kv), og to selskaber får beregnet et krav på 1-24 kv niveauet, jf. tabel 18 og tabel 19. Tabel 18. Krav på enkeltkundeniveau, afbrudsvarighed, 0,4 kv Selskab Kundeandel med 4 timers afbrud eller mere Krav, varighed Krav, varighed pct. pct. kr. Netselskabet Ullerslev Elforsyning 1,37 0,15 1.431 Kilde: Sekretariatet for Energitilsynet. kr.
46/52 Tabel 19. Krav på enkeltkundeniveau, afbrudsvarighed, 1-24 kv Selskab Kundeandel med 5 timers afbrud eller mere Krav, varighed Krav, varighed pct. pct. kr. RAH Net A/S 2,29 0,50 83.898 NOE Net A/S 1,08 0,03 5.570 I alt 89.468 Kilde: Sekretariatet for Energitilsynet. 201. Samlet har årets benchmarking af selskabernes kvalitet i levering på enkeltkundeniveau medført, at 8 ud af i alt 71 selskaber har fået beregnet et krav som følge af en mindre tilfredsstillende kvalite f. tabel 20 26. Tabel 20. Samlede krav på enkeltkundeniveau Selskab let krav Bårdesø Elforsyning 0 3.548 RAH Net A/S 00 167.796 Hasmark-Egense Energinet A.m.b.a. 0 3.656 Midtfyns Elforsyning A.m. 0,50 13.123 NOE Net A/S 0,53 91.774 Nord Energi Net A/S 0,04 18.153 Sunds Elforsyning 0,50 4.857 Netselskabet U 0,15 1.431 I alt 304.339 NB De samlede rst i tabel 22. Kil kr. 26 Det skal bemærkes, at de samlede krav for kvalitet i levering afrundes ned til nærmeste 5.000 kr. i forbindelse med udmøntningen, jf. tabel 22.
47/52 5.4 Opsamling 202. Effektiviseringskrav, der pålægges et selskab på baggrund af dets placering i den økonomiske benchmarking, skal i medfør af 27, stk. 2, i indtægtsrammebekendtgørelsen gennemføres som en procentvis varig reduktion af det enkelte selskabs reguleringspris og dermed selskabets indtægtsramme. 203. Resultatet af selskabernes placering i benchmarkingen af kvalitet i levering skal i medfør af indtægtsrammebekendtgørelsens 27, stk. 2, gennemføres som en etårig og dermed midlertidig procentvis reduktion af det enkelte selskabs reguleringspris. 204. Energitilsynet udmelder årligt en regulerings onsselskaber. Denne udmelding foregår ex post, og ngsprisen for 2014 først kendes i 2015. 205. Reguleringsprisen er en maksimal genn grundlaget for selskabernes reguleringspriser er det e k l de driftsindtægter i 2004 divideret med selskabets sa e el i 2004. Reguleringsprisen bliver løbende pris mt ændret på forskellig vis, f.eks. so steringer. Den årlige indtægtsramme udgøre t med årets leverede mængde el. 206. Indtægt ts indtjening, og skal foruden selskabets dr ger dække andre poster, f.eks. forrentning a af egenkapital. 207 gskrav udmøntes ved at omregne de individu absolut kronebeløb for hvert enkelt selskab me påvirkelige omkostninger. 208 virkelige omkostninger er defineret som selskabernes samlede omkostninger fratrukket afskrivninger, omkostninger til nettab og godkendte ekstraordinære omkostninger. 209. Selskabernes indtægtsrammer bliver herefter reduceret med ovenstående kronebeløb i 2015 og fremad for så vidt angår de varige krav. Der foretages ikke pristalskorrektion af det absolutte kronebeløb frem til 2015, hvor indtægtsrammen bliver reduceret med beløbet. 210. Effektiviseringskravene pristalsreguleres heller ikke direkte efter 2015. Da kravene imidlertid udmøntes som varige krav i kroner, som indtægtsrammerne reduceres med, sker der implicit en efterfølgende pristalsregulering af kravene. Dette skyldes, at udgangspunktet for pristalsreguleringen af
48/52 indtægtsrammerne nedjusteres, hvorved udviklingen heraf bliver mindre, end den ellers ville have været, jf. boks 1. Boks 1. Effektiviseringskrav og pristalsregulering Et hypotetisk selskab er blevet pålagt et effektiviseringskrav på 10 mio. kr., som skal udmøntes i selskabets indtægtsrammer det følgende år. Selskabets indtægtsrammer uden effektiviseringskrav havde været 100 mio. kr., men reduceres som følge af effektiviseringskravet til 90 mio. kr. Det næstfølgende år skal selskabets indtægtsramme fremskrives med en pris- og lønudvikling på f.eks. 2 pct. Indtægtsrammerne beregnes herefter til 90 mio. kr. 1,02 = 91,8 mio. kr. Såfremt selskabet ikke var blevet pålagt et effektiviseringskrav, var indtægtsrammen blevet beregnet til 100 mio. kr. 1,02 = 102 mio. kr. Forskellen mellem indtægtsrammerne med og uden effektiv es øget fra 10 mio. kr. til 10,2 mio. kr., svarende til at effektiviser blevet pris- og lønkorrigeret. Kilde: Konstrueret eksempel. Sekretariatet for Energiti 211. Metoden for udregning af det absolutte ndtægtsrammen skal reduceres med, er illustreret i tabel 21 Tabel 21. Eksempel på udregning af absolu a Effektivisering 3 pct. b Omkostninger (ekskl. afskrivn 100 mio. kr. c Ekstraordinære 20 mio. kr. d = b - c På i k li 80 mio. kr. e = a d Ef 2,4 mio. kr. Kilde: Konstrue lsynet. 5.4 skrav 212 e varige effektiviseringskrav og etårige midler 89,5 mio. kr. af selskabernes indtægtsrammer i 2015. He ffektiviseringskrav 89,3 mio. kr. og etårige, midlertidige reduktioner 0,3 mio. kr. 27 213. Målt i forhold til selskabernes samlede påvirkelige omkostninger i 2013 udgør den samlede reduktion 4,7 pct. 214. Fordelt på forskellige selskabstyper udgør den samlede reduktion af indtægtsrammerne i 2014 hhv. 0,6 pct. af 50 kv distributionsselskabernes, 4,6 pct. af distributionsselskabernes og 13,9 pct. af transformerforeningernes påvirkelige omkostninger i 2013. Kravene håndhæves i forbindelse med 27 Pga. afrunding summerer de varige effektiviseringskrav og etårige midlertidige reduktioner ikke til det samlede krav.
49/52 tilsynets godkendelse af reguleringsregnskaberne for 2015. Dette forventes at ske medio 2016. 215. Det kan ikke udelukkes, at der efterfølgende fremkommer nye væsentlige faktuelle oplysninger fra enkelte selskaber. I så fald vil disse oplysninger blive betragtet som anmodning om genoptagelse af denne afgørelse om Effektiviseringskrav til elnetselskaberne for 2015 for det konkrete selskab. 216. I den forbindelse bemærker Sekretariatet for Energitilsynet, at de tærskelværdier, som selskaberne måles op imod benchmarkbasis med det nuværende grundlag betragtes som fastlagt, medmi d h l k dinære forhold taler for at ændre benchmarkbasis. Således for enkelte selskaber herefter som udgangspunkt ikke hav for andre selskabers effektiviseringskrav. Even er i effektiviseringskravet som følge af korrektion lde for indtægtsrammerne i 2016. 217. Sekretariatet for Energitilsynet vurdere tte effektiviseringskrav er udtryk for en individuel for elnetselskaberne. Selve benchmarkingens opb rad hensyn til elnetselskabernes indiv ls ved korrektion for ekstraordinære omkostn kundetæthed. 218. Ligeledes udmønt et det fastsatte effektiviseringskra i f h ld elskabs påvirkelige omkostninger, og derm selskabet med rimelighed kan effektivisere. 219 riatet for Energitilsynet, at de samlede krav er 000 kr. både for den økonomiske effektivitet og 220 t Sekretariatet for Energitilsynets vurdering, at benchma g g ntningen af effektiviseringskrav indeholder væsentlige individuelle vurderinger for elnetselskaberne og er proportionale.
50/52 6 Afgørelse 221. Det indstilles, at Energitilsynet på baggrund af vedlagte sagsfremstilling og begrundelse tilkendegiver følgende: At der fastsættes individuelle effektiviseringskrav for 2015 til elnetselskaberne, jf. tabel 22, i henhold til elforsyningslovens 70, stk. 9 og bekendtgørelse nr. 335 af 15. april 2011. Tabel 22. Individuelle reduktioner af elnetselskabernes indtægtsrammer i 2014 Økonomisk effektivitet K lit t i l i Samlet Selskab Effektiviseringskrav Effektiviseringskrav v Effektiviseringskrav pct. kr. 50 kv distribution ( Fyns Net Amba 0,00 0 0 Vestjyske Net 60 kv A/S 1,47 145 0 145.000 I alt 50 kv distribution 0 145.000 Distributions Energi Fyn Net A/S 0,00 0 0 Nord Energi Net A/S 0,04 15.000 15.000 NRGi Net A/S 0,00 0 810.000 NOE Net A/S 0,53 90.000 275.000 Viby Net A/S 5.000 0,00 0 105.000 TRE-FOR El-ne 0.000 0,00 0 890.000 EnergiMidt Net 5.000 0,00 0 1.995.000 Østj k E i N 0.000 0,00 0 690.000 For 2,17 180.000 0,00 0 180.000 Ver 2,58 690.000 0,00 0 690.000 HE 2,62 1.965.000 0,00 0 1.965.000 SEF 2,68 420.000 0,00 0 420.000 Rav 2,76 260.000 0,00 0 260.000 Fre 2,92 360.000 0,00 0 360.000 RAH Net A/S 2,97 495.000 1,00 165.000 660.000 LEF Net A/S 3,12 230.000 0,00 0 230.000 NKE Elnet A/S 3,42 275.000 0,00 0 275.000 Syd Energi Net A/S 3,68 5.825.000 0,00 0 5.825.000 Galten Elværk Net A/S 3,76 710.000 0,00 0 710.000 Verdo Hillerød El-net A/S 4,10 275.000 0,00 0 275.000 Nyfors Net A/S 4,35 1.280.000 0,00 0 1.280.000 Vordingborg Elnet A/S 4,43 95.000 0,00 0 95.000 Energi Fyn Nyborg Net A/S 4,79 260.000 0,00 0 260.000 SEAS-NVE Net A/S 4,91 11.150.000 0,00 0 11.150.000 Tarm Elværk Net A/S 4,97 65.000 0,00 0 65.000 Energi Viborg Elnet A/S 5,07 575.000 0,00 0 575.000 Ikast Værkerne Net A/S 5,23 235.000 0,00 0 235.000 Thy-Mors Energi Net A/S 5,46 1.890.000 0,00 0 1.890.000
51/52 Selskab Kvalitet i levering Økonomisk effektivitet Effekti- Effektiviseringskraviseringskrav Effektiviseringskrav Effektiviseringskrav Samlet Effektiviseringskrav pct. kr. pct. kr. kr. SK Elnet A/S 5,90 780.000 0,00 0 780.000 MES Net A/S 5,93 1.035.000 0,00 0 1.035.000 Midtfyns Elforsyning A.m.b.a. 6,19 160.000 0,50 10.000 170.000 Bjerringbro Elværk 6,31 120.000 0,00 0 120.000 FFV El A/S 7,06 745.000 0,00 0 745.000 DONG Energy Eldistribution A/S 7,26 40.635.000 0,00 0 40.635.000 RAH Net 2 A/S 7,64 385.000 385.000 Kjellerup Elnet A/S 7,80 195.000 195.000 Videbæk Elnet A/S 8,17 145.000 145.000 Læsø Elnet A/S 8,42 160 000 160.000 Vestforsyning Net A/S 8,78 1.340 1.340.000 Struer Forsyning Elnet A/S 9,44 470 470.000 Østkraft Net A/S 9,95 2.735 2.735.000 Brabrand Net A/S 10,15 840 0 840.000 Ærø Elforsyning Net A/S 11,2 0 895.000 Hammel Elforsyning Net A/S 11,2 0 385.000 VOS Net A/S 0,00 0 1.095.000 Hurup Elværk Net A/S 0,00 0 295.000 GEV Net A/S 0,00 0 795.000 Nakskov Elnet A/S 0,00 0 1.035.000 I alt 5.000 280.000 86.435.000 (21 stk.) Sunds Elforsyni 0 0,50 0 0 Bre d N t 0.000 0,00 0 10.000 Aal 4,55 15.000 0,00 0 15.000 Bor 6,67 20.000 0,00 0 20.000 Bår 7,26 50.000 0,50 0 50.000 Rol fore.b.a 8,14 40.000 0,00 0 40.000 Ko 9,92 25.000 0,00 0 25.000 Hir /S 11,80 80.000 0,00 0 80.000 Hjerting Transformatorforening A.m.b.a. 12,72 190.000 0,00 0 190.000 Hasmark Egense Energinet A.m.b.a. 12,89 90.000 0,50 0 90.000 Tårs Elnet A/S 13,36 45.000 0,00 0 45.000 Kibæk Elværk A.m.b.a. 14,43 95.000 0,00 0 95.000 Nibe Elforsyning 14,43 205.000 0,00 0 205.000 Aars Elforsyning 15,53 310.000 0,00 0 310.000 Sdr. Felding Elforsyning 15,54 150.000 0,00 0 150.000 Ejby Elnet A.m.b.a. 15,95 110.000 0,00 0 110.000 Vildbjerg Elværk A.m.b.a. 16,29 330.000 0,00 0 330.000 Netselskabet Ullerslev Elforsyning 16,40 155.000 0,15 0 155.000 Nr. Broby-Vøjstrup Netselskab A.m.b.a. 16,94 115.000 0,00 0 115.000
52/52 Selskab Kvalitet i levering Økonomisk effektivitet Effekti- Effektiviseringskraviseringskrav Effektiviseringskrav Effektiviseringskrav Samlet Effektiviseringskrav pct. kr. pct. kr. kr. Hornum Elforsyning 18,53 105.000 0,00 0 105.000 Paarup El-forsyning 20,00 815.000 0,00 0 815.000 I alt transformerforeninger 2.955.000 0 2.955.000 I alt alle netselskaber 89.255.000 280.000 89.535.000 Kilde: Sekretariatet for Energitilsynet.