Referat Energitilsynsmøde den 28. september 2009
Dagsorden 1. Inhabilitet på møde nr. 105. 2. Meddelelser fra formanden. 3. Meddelelser fra Energitilsynets sekretariat samt information fra vicedirektøren. Sager til beslutning 4. Reduktion af elnetselskabernes indtægtsrammer for 2010. 5. Aalborg Kommunes Elforsyning vilkår for ændring af en elkundes tilslutningspunkt til elnettet. 6. Indtægtsrammer gasdistribution 2010-2013. 7. HNG/Midt-Nords distribution anmodning om godkendelse af en udvidelse af omkostningsrammen som følge af nye krav. 8. Energinet.dk. godkendelse af metode til indregning af over/underdækning i gastransmissionstariffer. Sager til orientering/drøftelse 9. Energitilsynets temamøde 2009. 10. Eventuelt. I mødet deltog: Fra Energitilsynet: Uffe Bundgaard-Jørgensen, Jacob Holmblad, Lone Johnsen, Anders Larsen, Jens Roesgaard, Jens Sejer Sørensen, Torben Riber og Mogens Arndt. Fra sekretariatet: Finn Dehlbæk, Kamma Holm Jonassen, Rune Moesgaard, Carsten Smidt og Marianne Larsson. Punkt 1: Inhabilitet på møde 104 Afgørelse Der er ikke konstateret inhabilitet ved behandlingen af dagsordenens punkter. Afgørelsen blev truffet uden afstemning. Punkt 2: Meddelelser fra formanden Formanden oplyste om ansættelse af en ny kontorchef i Center Gas. 2/11
Punkt 3: Meddelelser fra Energitilsynets sekretariat samt information fra vicedirektøren Meddelelser fra Energitilsynets sekretariat er vedlagt som bilag til referatet. Punkt 4: Reduktion af elnetselskabernes indtægtsrammer for 2010 Sagsbeskrivelse Energitilsynet skal i henhold til elforsyningsloven og indtægtsrammebekendtgørelsen årligt udmelde individuelle krav til reduktion af elnetselskabernes indtægtsrammer. Udmeldingen skal ske på baggrund af en benchmarking af elnetselskaberne, både for så vidt angår deres økonomiske effektivitet i driften af selskaberne og for så vidt angår selskabernes kvalitet i levering af elektricitet. Udmeldingen om reducerede indtægtsrammer omfatter i alt 97 selskaber, (13 regionale transmissionsselskaber, 62 distributionsselskaber og 22 transformerforeninger). Kravene om reduktion af omkostninger opgøres som procentdele af selskabernes påvirkelige omkostninger det vil sige drifts-omkostninger eksklusive nettab og eventuelle konkrete ekstraordinære omkostninger (og dermed også eksklusiv afskrivninger). Reduktionerne håndhæves i forbindelse med tilsynets godkendelse af reguleringsregnskaberne for 2010. Ved at foretage en benchmarking af selskaberne på tværs af hinanden på økonomisk effektivitet og udmelde krav til reduktion af indtægtsrammen til de mindre effektive selskaber tilnærmes de konkurrencevilkår, som gælder for virksomheder på et konkurrencepræget marked. Benchmarking af selskabernes kvalitet i levering af elektricitet har det sigte, at selskaberne ikke reducerer omkostningerne på bekostning af kvalitet i levering af elektricitet. Reguleringen skal tilskynde selskaberne til at øge effektiviteten samtidig med, at forbrugerne stadig oplever en god, pålidelig og effektiv transport af elektricitet til den lavest mulige pris. Begrundelse Ved benchmarkingen af økonomisk effektivitet tager tilsynet i høj udstrækning hensyn til selskabernes fordyrende rammevilkår via en korrektionsfaktor, der følger selskabernes kundetæthed. Flere vestjyske selskaber har dog fremført, at benchmarkingen ikke tager hensyn til enkelte selskabers forhøjede omkostninger som følge af en højere grad af korrosion. Derfor har tilsynet undersøgt, om der er en sammenhæng mellem selskabernes geografiske placering og de af selskabernes omkostninger, der indgår i benchmarkingen. I analysen har tilsynet kigget på, hvorledes de korrosionsudsatte distributionsselskaber på den jyske vestkyst klarer sig i benchmarkingen mod de andre distributionsselskaber. Denne analyse har ikke kunnet påvise, at de korrosionsudsatte selskaber klarer sig dårligere end de andre distributionsselskaber. Derudover har tilsynet også undersøgt, hvor effektive distributionsselskaberne er i driften af deres netkomponenter. Det fremgår af analysen, at selskaberne på den jyske vestkyst er relativt mere effektive på driften af de korrosionsudsatte netkomponenter i forhold til ikke-korrosionsudsatte netkomponenter end de andre distributionsselskaber. Den samlede analyse kan derfor ikke bekræfte, at selskaber med elnet i mere korrosivt miljø bør korrigeres yderligere for fordyrende rammevilkår. I fastsættelsen af kravene ved den økonomiske effektivitet har tilsynet lagt vægt på den betydelige spredning, der er i selskabernes omkostningsmæssige økonomiske effektivitet. Det fastsatte effektiviseringspotentiale ved selskaber- 3/11
nes relative effektivitet viser, at der er ineffektive selskaber i branchen, og at der er plads til forbedringer i branchen. Dette fastsatte effektiviseringspotentiale samt det øgede og forbedrede datagrundlag, der fører til en forbedret benchmarking, er medvirkende til, at effektiviseringskravene kan hæves i forhold til sidste år. Herudover fører Energitilsynets inddragelse af forventede fremtidige produktivitetsstigninger også til at det samlede effektiviseringspotentiale i selskaberne øges. Tilsynet finder det derfor rimeligt, at selskaberne pålægges større reduktioner i dette års afgørelse end i sidste års afgørelse. Samlet set udgør de pålagte varige effektiviseringskrav og 1-årige forbrugerkompensationer en reduktion af selskabernes indtægtsrammer på ca. 150 mio. kr. i 2009. Heraf udgør varige effektiviseringskrav ca. 144,5 mio. kr. og 1-årige forbrugerkompensationer ca. 4,5 mio. kr. Den samlede reduktion af indtægtsrammerne i 2009 er i alt på ca. 5,4 pct. af selskabernes påvirkelige omkostninger. Det svarer til en samlet procentvis reduktion af selskabernes indtægtsrammer på i alt ca. 2,1 pct. Den samlede reduktion er blevet forøget i forhold til sidste år, hvor tilsynet stillede samlede effektiviseringskrav for 2009 på 2,8 pct. af selskabernes påvirkelige omkostninger, hvilket var 1,2 pct. af indtægtsrammerne. Energitilsynet vedtog på baggrund af benchmarking af elnetselskaberne at udmelde individuelle reduktioner af selskabernes indtægtsrammer i 2010 (i form af effektiviseringskrav og forbrugerkompensationer) til selskaberne på samlet ca. 150 mio. kr. Afgørelse Udmeldingen sker i medfør af elforsyningslovens 70, stk. 3, jf. lovbekendtgørelse nr. 1115 af 8. november 2006, som ændret ved lov nr. 549 af 6. juni 2007, lov om ændring af lov om elforsyning, lov om naturgas-forsyning og lov om varmeforsyning, og i medfør af 19, stk. 1, samt 20, stk. 1 og 4, i bekendtgørelse nr. 1520 af 23. december 2004 om indtægtsrammer for netvirksomheder og regionale transmissionsvirksomheder omfattet af elforsyningsloven. Afgørelsen blev truffet uden afstemning. Punkt 5: Aalborg Kommunes Elforsyning vilkår for ændring af en elkundes tilslutningspunkt til elnettet Sagen omhandlede de omkostninger og betingelser, som er fastsat i forbindelse med Fibertex A/S (herefter Fibertex) overgang som kunde på B-niveau til A- niveau hos Aalborg Kommunes Elforsyning (herefter AKE Net). Fibertex er en produktionsvirksomhed med et årligt elforbrug på ca. 60 GWh. Fibertex var oprindeligt tilsluttet elnettet hos AKE Net som kunde på B-niveau, men overgik efter aftale med AKE Net til A-niveau pr. 1. august 2006 under forbehold for Energitilsynets afgørelse. Parterne er uenige om, hvad Fibertex skal betale i engangsvederlag til AKE Net for at blive A-kunde. Sagsbeskrivelse Der foreligger ikke en fast praksis for leveringsbetingelserne, når en kunde går fra B- til A-niveau, hvorfor sagen opfattes som principiel og derfor blev forelagt Energitilsynet. Fibertex mener, at virksomheden ved overgang fra B- til A-niveau skal betale 4/11
nyt tilslutningsbidrag som A-kunde til anslået 6,0 mio. kr. minus værdien i dag af de tidligere betalte tilslutningsbidrag på B-niveau på 14,8 mio. kr., altså 8,8 mio. kr. i Fibertex favør. Stikledningsanlæg og transformerstationer skal vederlagsfrit overdrages til Fibertex, der på A-niveau selv skal stå for drift og vedligeholdelse af eget 10 kv-anlæg. Af de 8,8 mio. kr. i Fibertex favør skal kun fragå omkostninger til etablering af måling i 60/10 kv-stationen. AKE Nets tilbud til Fibertex er, at Fibertex skal betale de omkostninger, der er forbundet med tilslutningen på A-niveau uden reduktion for det tidligere betalte tilslutningsbidrag på B-niveau. Fibertex skal herudover betale ca. 1,0 mio. kr. for etablering af måling i 60/10 kv-stationen, og ca. 2,9 mio. kr. for overtagelsen af AKE Nets 10 kv-anlæg på Fibertex grund. De ca. 2,9 mio. kr. er ifølge AKE Net den nedskrevne anlægsværdi primo 2006. Som anført er Fibertex, under forbehold for Energitilsynets afgørelse, overgået til A-niveau efter aftale med AKE Net. Fibertex betalte i henhold til AKE Nets tilbud ikke et standardiseret tilslutningsbidrag på A-niveau, men de faktiske omkostninger ved omlægningen af forsyningen, der blev på godt 1,0 mio. kr., og de ca. 2,9 mio. kr. for 10 kv-anlægget. Fibertex har i løbet af sagsbehandlingen trukket sin klage tilbage hvad angår: a) Dækning af de omkostninger der for AKE Net er forbundet med Fibertex tilslutning og måling på A-niveau ved Fibertex overgang fra B- til A- kunde. b) Tilbagebetaling af tidligere betalt tilslutningsbidrag på B-niveau ved overgang til A-niveau. Tilbage står, at Fibertex klager over, at: c) 10 kv-anlægget ikke overdrages vederlagsfrit til Fibertex, da anlægget er finansieret ved tidligere betalt tilslutningsbidrag. Begrundelse Eftersom de oprindelige spørgsmål a og b i sagen blev betragtet som principielle traf Energitilsynet, til trods for Fibertex tilbagetrækning af klagepunkterne, afgørelse herom. Energitilsynet fandt, at det er i overensstemmelse med elforsyningslovens hensigt, at kunden selv bærer konsekvenserne af egne investeringer ved at gå fra B- til A-niveau. Det hidtidige tilslutningsbidrag betalt på B-niveau må betragtes som tabte omkostninger, og Fibertex er derfor ikke ved overgangen til A- niveau berettiget til tilbagebetaling af det hidtil betalte tilslutningsbidrag. Det vurderedes at være en rimelig betingelse, at 10 kv-anlægget skal overtages af Fibertex ved overgang til A-kunde, da anlægget ligger på Fibertex grund, og Fibertex er eneaftager herfra. Endvidere fandt Energitilsynet ikke i det konkrete tilfælde, at værdien på 2.879.000 kr. for 10 kv-anlægget er urimelig. Energitilsynet vedtog at: Afgørelse Fibertex A/S ved ændringen fra B-kunde til A-kunde skal dække de omkostninger på 1.050.500 kr., der for Aalborg Kommunes elforsyning er forbundet med Fibertex A/S tilslutning og måling på A-niveau, jf. EFL 73 og AKE tilslutningsbestemmelser pkt. 4.4. 5/11
Der ved overgangen til A-niveau ikke skal ske tilbagebetaling af tilslutningsbidraget på 14.820.400 kr., der tidligere er betalt på B-niveau. Det er en rimelig betingelse, at AKE ved overgangen til A-niveau stiller krav om, at Fibertex enten skal overtage 10 kv-anlægget, eller selv etablere et tilsvarende anlæg, jf. EFL 6, stk. 4 og 73. Det i det konkrete tilfælde ikke er urimeligt, at Fibertex skal betale en værdi på 2.879.000 kr. for 10 kv-anlægget.. Afgørelsen blev vedtaget uden afstemning. Pkt. 6: Indtægtsrammer gasdistribution 2010 2013 Distributionsselskaberne har et naturligt monopol på transport af gas i hver deres geografiske område. Markedet for distribution af gas er derfor ikke konkurrencepræget og der skabes ikke naturlige incitamenter til effektivisering gennem konkurrence mellem selskaberne. På denne baggrund er selskaberne underlagt offentlig regulering og selskaberne har siden 1. januar 2005 været underlagt en indtægtsrammeregulering. Sagsbeskrivelse Begrundelse Indtægtsrammerne fastsættes med henblik på dækning af driftsomkostninger, afskrivninger og forrentning ved en effektiv drift af selskaberne. Udmeldingen af indtægtsrammerne forudsætter bl.a. fastsættelse af relevante rentesatser, modelparametre og effektiviseringskrav. Indtægtsrammernes delkomponenter er: En omkostningsramme, samt et effektiviseringskrav Et beløb til forrentning af nettogæld Et beløb til forrentning af nyinvesteringer Et beløb til dækning af faktiske omkostninger ved visse aktiviteter Energitilsynet skal udmelde indtægtsrammerne senest den 15. september, jf. indtægtsrammebekendtgørelsen 4, stk. 3. Sekretariatet har indgået i en dialog med gasdistributionsselskaberne og Energistyrelsen omkring udsættelse af udmeldingsfristen. Dette har resulteret i en dispensation således, at udmelding af indtægtsrammer først skal ske senest den 30. september. Principperne for fastsættelse af indtægtsrammerne er nøje beskrevet i bekendtgørelse nr. 38 af 14. januar 2005 Bekendtgørelse om indtægtsrammer og åbningsbalancer for naturgasdistributionsselskaberne. Energitilsynet har et begrænset skøn i fastsættelse af indtægtsrammerne i forhold til bekendtgørelsen. Omkostningsrammerne indeholder to elementer et beløb til dækning af driftsomkostninger og et beløb til dækning af afskrivninger på nyinvesteringer. Sidstnævnte fastsættes indledningsvis som selskabernes budgetterede afskrivninger, hvilket korrigeres når selskabernes faktiske afskrivninger kendes. Beløbet til dækning af driftsomkostninger fastsættes som det mindste beløb af selskabernes gennemsnitlige driftsomkostninger i perioden 2005-2008 og selskabernes effektivitetsregulerede driftsomkostninger i 2009. For samtlige selskaber gælder der, at de effektivitetsregulerede driftsomkostninger i 2009 er mindre end de gennemsnitlige driftsomkostninger fra 2005-08. Inden omkostningsrammerne indregnes i indtægtsrammerne skal de reduceres 6/11
med et effektiviseringskrav. Dette krav udmøntes som et generelt effektiviseringskrav tillagt et selskabsspecifikt krav på baggrund af en benchmark mellem selskaberne. Det generelle effektiviseringskrav afspejler produktivitetsudviklingen i den private sektor for de seneste 15 år. Det selskabsspecifikke effektiviseringskrav fastsættes ved benchmarken på baggrund af netvolumenmodellen. Afdrag og forrentning af nettogæld skal beregnes som en annuitet hvor forrentningssatsen er en risikofri rente og et risikotillæg. Forrentningsgrundlaget er givet på baggrund af åbningsbalancen og annuiteten fra årene 2005-09. Den risikofri rente fastsættes med udgangspunkt i den samme model, der blev anvendt for reguleringsperioden 2006-09. I 2010 baseres rentesatsen på en portefølje af lån med 20 % 5-årig swap fra 2006, 20 % 5-årig swap fra 2007, 20 % 5-årig swap fra 2008, 20 % 5-årig swap fra 2009 og 20 % 5-årig swap fra 2010. Til den risikofri rente tillægges en gældsrisikopræmie, som fastsættes med baggrund i selskabernes anmeldte låneoplysninger og en vurdering af disses rimelighed. Nyinvesteringer og en nødvendig nettoomsætningsformue skal også forrentes, men efter en anden model end nettogælden. Bekendtgørelsen lægger op til at anvende en WACC-forrentning og denne er historisk set blevet anvendt. Forrentningsgrundlaget opgøres som værdien af investeringer foretaget efter 1. januar 2005 fratrukket afskrivninger og en nødvendig nettoomsætningsformue. Nettoomsætningsformuen udgør 1/6 af den samlede indtægtsramme efter principper fastsat af Energitilsynet i afgørelse af 27. juni 2005. WACC-forrentningen fastsættes som et vægtet gennemsnit af omkostningerne til fremmedkapital og egenkapital. Dette forhold er fastsat som 70 % fremmedkapital og 30 % egenkapital, jf. bekendtgørelsen. Forrentning af fremmedkapital fastsættes som en risikofri rente tillagt den tidligere fastsatte risikopræmie. Den risikofri rente fastsættes som en 4-årig swaprente, idet løbetiden her matcher reguleringsperiodens længde. Den risikofri rente finder endvidere anvendelse i fastsættelsen af forrentning af egenkapitalen. Forrentning af egenkapital fastsættes ved brug af CAPM. Der anvendes samme risikofri rente som ved forrentning af fremmedkapital og modellens øvrige parametre fastsættes på baggrund af erfaringer fra andre regulatorer og anbefalinger fra konsulenter. Indtægtsrammernes sidste element er et beløb til dækning af faktiske omkostninger ved visse aktiviteter. Disse aktiviteter er beskrevet i bekendtgørelsens 13 og indeholder bl.a. omkostninger ved nettab og til myndighedsbetjening. Omkostningerne indregnes indledningsvist som budgetterede størrelser. Energitilsynet vedtog at anvende følgende rentesatser og udmelde følgende indtægtsrammer for perioden 2010-2013: Rentesatser for nettogæld m.v. på 4,45 % for HNG/Midt-Nord I/S og 5,75 % for DONG Gas Distribution A/S og Naturgas Fyn Distribution A/S. Rentesatser for nye aktiver og en nødvendig nettoomsætningsformue på 7/11
4,67 % for HNG/Midt-Nord I/S, 5,58 % for Naturgas Fyn Distribution A/S og 6,05 % for DONG Gas Distribution A/S. Effektiviseringskrav for selskaberne på 0,6 % for DONG Gas Distribution A/S, 0,75 % for HNG/Midt-Nord I/S og 1,2 % for Naturgas Fyn Distribution A/S. Indtægtsrammer for gasdistributionsselskaberne for perioden 2010-2013, jf. tabel 1-6. Afgørelse Tabel 1. Indtægtsrammer for DONG Gas Distribution A/S, 2010-13: Mio. kr. 2010 2011 2012 2013 Effektivitetsreguleret omkostningsramme 137,205 144,760 151,613 158,780 + Forrentning og afdrag af nettogæld mv. 321,834 322,343 322,882 323,451 + Forrentning af nettoomsætningsformue og 18,405 18,502 18,602 18,697 materielle anlægsaktiver + Budgetterede 13-omkostninger 49,599 50,999 53,472 55,023 Indtægtsramme 527,044 536,604 546,569 555,951 Tabel 2. Indtægtsrammer for HNG/MN I/S, 2010-13: Mio. kr. 2010 2011 2012 2013 Effektivitetsreguleret omkostningsramme 272,163 280,420 294,578 308,566 + Forrentning og afdrag af nettogæld 684,238 621,788 623,264 624,806 mv. + Forrentning af nettoomsætningsformue 32,987 32,579 32,722 32,866 og materielle anlægsaktiver + Budgetterede 13-omkostninger 90,602 92,822 95,441 98,145 Indtægtsramme 1.079,989 1.027,609 1.046,006 1.064,382 Tabel 3. Indtægtsrammer for Naturgas Fyn Distribution A/S, 2010-13: Mio. kr. 2010 2011 2012 2013 Effektivitetsreguleret omkostningsramme 40,762 42,453 44,228 46,090 + Forrentning og afdrag af nettogæld mv. 78,213 78,333 78,460 72,087 + Forrentning af nettoomsætningsformue og 3,668 3,703 3,740 3,718 materielle anlægsaktiver + Budgetterede 13-omkostninger 42,386 44,328 46,366 48,505 Indtægtsramme 165,029 168,817 172,794 170,400 Afgørelsen blev vedtaget uden afstemning. Pkt. 7: Sagsbeskrivelse HNG/Midt-Nords distribution anmodning om godkendelse af en udvidelse af omkostningsrammen som følge af nye krav Energitilsynet skulle tage stilling til en anmodning fra HNG/Midt-Nord distribution om godkendelse af en udvidelse af omkostningsrammen for 2008 som følge af meromkostninger i forbindelse med det interne overvågningsprogram samt separat udsendelse af kundeblad. Sagen blev forelagt Energitilsynet, fordi der er tale om en principiel afgørelse, idet det er første gang Energitilsynet har modtaget en sådan anmodning. HNG/Midt-Nord skønner, at meromkostningerne til det interne overvågningsprogram beløber sig til 0,5 mio. kr., mens meromkostninger til separat udsendelse af kundeblad til distributionsselskabets kunder beløber sig til 0,4 mio. kr. 8/11
Energitilsynet vurderede, at anmodningen om godkendelse af en udvidelse af omkostningsrammen på 0,9 mio. kr. ikke er en væsentlig forøgelse af HNG/Midt-Nords omkostninger. HNG/Midt-Nord havde i sagen anmodet om anvendelse af en mere lempelig væsentlighedsvurdering. Det fremgår af 18 i Bekendtgørelse nr. 38 af 14. januar 2005 om indtægtsrammer for naturgasdistributionsselskaber, at et selskabs omkostningsramme kan forhøjes, hvis selskabet som følge af nye krav i medfør af lov om naturgasforsyning, anden lovgivning eller regler i medfør heraf pålægges væsentligt forøgede omkostninger i forhold til de omkostninger, der er lagt til grund for beregning af omkostningsrammerne. Bekendtgørelsens 18 nævner de omkostninger, der er lagt til grund for beregning af indtægtsrammerne. I det følgende drøftes kort, hvordan denne formulering skal forstås. Omkostninger lagt til grund for indtægtsrammen kan umiddelbart forstås på tre måder. Det kan for det første forstås som de samlede omkostninger, der er lagt til grund for indtægtsrammen. Dvs. de samlede omkostninger indeholdt i omkostningsrammen, nettogæld, forrentning af nyinvestering og omkostninger relateret til 13 omkostninger. Begrundelse Det kan for det andet forstås som omkostningerne til enten omkostningsrammen, nettogælden, forrentning af nyinvesteringer eller omkostninger relateret til 13 omkostninger. En mulighed er også, at det i det omfang det er relevant er nogle af disse poster lagt sammen. Endelig kan omkostninger, der er lagt til grund for beregning af indtægtsrammerne forstås som en relevant del af fx omkostningsrammen. Dvs. en delmængde af et af de fire elementer, der er nævnt i pkt. 19. Indtægtsrammebekendtgørelsen behandler ret eksplicit hver af de fire omkostningsgrupper til indregning i indtægtsrammen. Det sker også en særskilt effektivitetsvurdering af omkostningerne i omkostningsrammen og omkostninger til finansiering af nettogæld. Det peger i retning af, at væsentlighedsvurderingen ikke skal foretages i forhold til de samlede omkostninger i indtægtsrammen Hertil kommer, at der i Indtægtsrammebekendtgørelsen ikke tages hensyn til, at der inden for hver af de fire omkostningsgrupper kan forekomme både stigninger og fald i dele af omkostningerne. Hvis væsentlighedsvurderingen skulle foretages i forhold til en delmængde af omkostningsrammen, ville det være naturligt, at det også skulle vurderes, om der var sket fald i andre omkostningsgrupper i omkostningsrammen. Når der ikke tages dette hensyn, peger det i retning af, at væsentlighedsvurderingen ikke skal foretages i relation til en delmængde af omkostningerne i omkostningsrammen. Det er på den baggrund vurderede Energitilsynet, at væsentlighedsvurderingen skal ske i relation til omkostningsrammen. Det fremgår ikke klart af bekendtgørelsen, hvad der vurderes som væsentligt 9/11
forøgede omkostninger. HNG/Midt-Nords anmeldte omkostninger på 0,9 mio. kr. udgør ca. 0,33 % i forhold til omkostningsrammen for 2008 på 269,7 mio. kr. En andel på 0,33 pct. kan næppe betragtes som en væsentlig udgift. Det kan i øvrigt oplyses at Energitilsynet i en tidligere sag om indregning af ændringer i omkostninger i en benchmark af elnetselskabernes omkostninger 1, har fastsat en grænse for hvilken størrelse omkostninger, der betragtes som væsentlig. I denne sammenhæng blev omkostninger under 0,5 pct. af elnetselskabernes netvolumen svarende til 0,41 pct. af indtægtsrammerne betragtet som uvæsentlig. Det skal dog bemærkes, at hvis HNG/Midt-Nord senere får øgede omkostninger som følge af nye krav, har selskabet mulighed for igen at søge om en ny udvidelse af omkostningsrammen. Tilsynets vurdering vil da ske på grundlag af de akkumulerede omkostninger samt eventuelt bortfald af omkostninger. Afgørelse Energitilsynet vedtog at meddele HNG/Midt-Nord, at selskabets anmodning om godkendelse af en udvidelse af omkostningsrammen på 0,9 mio. kr. for 2008 som følge meromkostninger i forbindelse med det interne overvågningsprogram samt separat udsendelse af kundeblad, ikke kan godkendes, jf. 18 i bekendtgørelse nr. 38 af 14. januar 2005 om indtægtsrammer for naturgasdistributionsselskaber. Afgørelsen blev truffet uden afstemning. Pkt. 8: Energinetdk. godkendelse af metode til indregning af over/underdækning i gastransmissionstariffer Energitilsynet fører tilsyn med Energinet.dk s økonomiske forhold - herunder selskabets tariffer for transmission af naturgas. Et led i fastsættelsen af Energinet.dk s transmissionstariffer er indregning af eventuel over- eller underdækning. En over- eller underdækning fremkommer, hvis der er en difference mellem selskabets realiserede indtægter på gastransmissionsvirksomheden og summen af selskabets nødvendige omkostninger og tilladte forrentning ved aktiviteten. En over- eller underdækning skal som hovedregel afvikles gennem indregning i selskabets tariffer for det næstfølgende regnskabsår. Ved betydelige differencer kan Energitilsynet tillade en længere afviklingsperiode med henblik på at sikre en jævn prisudvikling. Pr. 30. september 2009 udgør Energinet.dks forventede overdækning på gastransmissionsområdet ca. 277 mio. DKK. Sagsfremstilling En umiddelbar afvikling af den akkumulerede overdækning vil føre til stærkt svingende tariffer i de nærmeste år, og Energinet.dk har derfor anmeldt en metode for afvikling af selskabets over- og underdækning, der skal tilgodese hensynet til en jævn udvikling i transmissionstarifferne. Metoden vil samtidig give selskabet en større forudsigelighed omkring afvikling af over-/underdækning i forbindelse med budgettering, fastsættelse af tariffer mv. Den anmeldte metode tager udgangspunkt i, hvilken tarifpåvirkning afviklin- 10/11
gen af en over-/underdækning vil have: Beregnet tarifændring < 10 pct.: Afvikling i næstfølgende regnskabsår Beregnet tarifændring 10 pct. og < 20 pct.: Afvikling over 2 år. Beregnet tarifændring 20 pct.: Afvikling over 3 år. Sekretariatet vurderer overordnet, at en metode, der kan danne udgangspunkt for Energitilsynets konkrete afgørelser om Energinet.dks afvikling af over- /underdækning på naturgasområdet vil være hensigtsmæssig set i lyset af de usikkerheder m.m., der er omkring udviklingen på naturgasmarkedet i de kommende år. Begrundelse Sekretariatet vurderer endvidere, at den konkrete metode, som Energinet.dk har anmeldt, ikke strider mod reglerne omkring Energinet.dks økonomi, tarifering mv. og hensynene bag disse. Metoden tager således udgangspunkt i over- /underdækningens indvirkning på tarifferne, og det er sekretariatets opfattelse, at den anmeldte metode giver et balanceret resultat i forhold til de hensyn forbrugerhensyn og hensynet til udvikling på naturgasmarkedet som reguleringen af Energinet.dk varetager. Sekretariatet lægger endvidere vægt på, at den anmeldte metode ikke synes at give grundlag for, at der kan ske en udhuling/omgåelse af de øvrige bestemmelser i lovgivningen omkring Energinet.dk s økonomi. Disse bestemmelser fastsætter bl.a. hvilke nødvendige omkostninger selskabet må have, forrentningens størrelse, og hvad denne må anvendes til. Samlet er det derfor sekretariatets vurdering, at den anmeldte metode kan godkendes som udgangspunkt for Energitilsynets konkrete afgørelser vedrørende Energinet.dk s afvikling af over-/underdækning på naturgasområdet. Energitilsynet vedtog: Afgørelse At meddele Enerinet.dk, at selskabets anmeldte metode til afvikling af over- /underdækning på naturgasområdet kan godkendes som udgangspunkt for Energitilsynets konkrete afgørelser, jf. 7, stk. 2 i BEK nr. 965 af 21. september 2006 om økonomisk regulering af Energinet.dk. Det understreges i den forbindelse, at særlige forhold i de enkelte år vil kunne føre til et andet resultat end metoden indikerer. Afgørelsen blev truffet uden afstemning. Punkt 9: Energitilsynets temamøde 2009 Energitilsynet drøftede afholdelse af temamøde 2009. Punkt 10: Eventuelt Næste møde i Energitilsynet er den 26. oktober 2009. 11/11