Skift fontstørrelse Vil du have teksten på vores hjemmeside læst højt, kan du hente et lille gratis program på www.adgangforalle.dk - (Åbner nyt vindue)Printervenlig version

Fastsættelse af individuelle effektivitetskrav for elnet- og transmissionsvirksomheder

Dato: 25.09.2003Journalnr.:

Indledning

Med lov nr. 375 af 2. juni 1999 (elforsyningsloven) og senere ændringer er en række nye virksomhedstyper blevet introduceret i dansk elforsyning. Det gælder blandt andet net- og transmissionsvirksomhederne.

Ifølge elforsyningslovens §70, stk. 2 fastsætter Energitilsynet årligt en indtægtsramme for net- og transmissionsvirksomhederne med henblik på dækning af en række omkostninger (jf. §69) ved en effektiv drift af virksomheden.

Præmisserne for arbejdet med effektivitetsmåling i elsektoren er nærmere uddybet i bekendtgørelse nr. 944 af 29. oktober 2001, hvoraf det følger, at miljø- og energiministeren fastsætter et generelt effektivitetskrav, og Energitilsynet fastsætter et individuelt krav under hensyn til den enkelte virksomheds effektiviseringspotentiale.

Formålet med nærværende vejledning er, at offentliggøre den metode, som Energitilsynet anvender ved beregning af virksomhedernes effektivitet samt de væsentligste forudsætninger og vurderinger, som ligger til grund for fastlæggelsen af de individuelle effektiviseringskrav (jf. §34 i den reviderede bekendtgørelse).

Vejledningen gælder reguleringen af net- og transmissionsvirksomhederne i 2002 og 2003.

De lovgivningsmæssige rammerIfølge §19 i lov 375 af 2. juni 1999 (elforsyningsloven) kan transmissionsvirksomhed og netvirksomhed kun udøves efter bevilling, der kan gives til virksomheder, som opfylder kravene i kapitel 7 og 8 og §97, stk. 2.

Af lovens bemærkninger fremgår det, at prisreguleringen og det økonomiske tilsyn har til formål at skabe omkostningseffektivitet og tilskyndelse til effektiviseringer hos net- og transmissionsvirksomheder. Det skal ske gennem større gennemsigtighed og mulighed for sammenligning af virksomhedernes omkostninger og ydelser.

Den nærmere beregning af effektivitetskrav er præciseret i udkastet til bekendtgørelsen om indtægtsrammer kapitel 6:

§ 31. Effektiviseringskravet består af et generelt krav fastsat af miljø- og energiministeren, jf. §32, som alle virksomheder skal overholde, og et individuelt krav til den enkelte virksomhed fastsat af Energitilsynet under hensyn til den enkelte virksomheds effektiviseringspotentiale og under hensyn til forsyningssikkerheden. Kravene fastsættes som procentsatser af omkostningsrammen inden pris- og lønregulering.

Stk. 2. Såvel det generelle krav som det individuelle krav fastsættes samtidig med fastlæggelsen af virksomhedens indtægtsrammer forud for en reguleringsperiode, jf. §5, stk. 1, og §27, stk. 1. Kravene for år 2001, år 2002 og år 2003 fastsættes samtidig med udmelding af rammerne for disse år.

Stk. 3. De absolutte beløb, som svarer til kravene for reguleringsperioden fra den 1. januar 2004 til den 31. december 2007 og senere reguleringsperioder, fastholdes gennem reguleringsperioden uanset ændringer i afskrivningsgrundlaget i løbet af perioden.

Stk. 4. De absolutte beløb, som svarer til kravene, reguleres med pris- og lønudviklingen efter indekset i bilag 1.

Stk. 5. Beregningen af den enkelte virksomheds effektiviseringspotentiale, jf. stk. 1, sker ved en sammenligning (benchmarking) af de enkelte virksomheders omkostningsrammer for den pågældende reguleringsperiode set i forhold til omfanget af de enkelte virksomheders net. Ved sammenligningen skal der tages hensyn til forskelle i rammebetingelser, som har væsentlig betydning for selskabets omkostninger, herunder lokaliseringen i henholdsvis city-, by- eller landområde.

Stk. 6. Ved beregning af kravene på grundlag af omkostningsrammen som nævnt i stk. 1 ses der ved opgørelse af omkostningsrammen bort fra forhøjelser af rammen efter §§37, 38 og 39.

Stk. 7. Ved beregning af kravene for årene til og med år 2007 ses der ved opgørelse af omkostningsrammen bort fra afskrivninger på måleranlæg idriftsat efter den 1. januar 2000 i henhold til måleforskrifter udstedt af systemansvaret eller i henhold til regler udstedt i medfør af elforsyningsloven om måling af elproduktion og elforbrug hos elforbrugere, som helt eller delvist producerer den elektricitet, de forbruger. Ved benchmarking til brug for fastlæggelse af effektiviseringskrav for årene til og med år 2007 efter stk. 5 ses der bort fra den andel af virksomhedens net, som disse anlæg udgør.

§ 32. Det generelle effektiviseringskrav efter §31, stk. 1, udgør for år 2000 3% af den fastsatte omkostningsramme, jf. §14, stk. 2, og yderligere 3% heraf i år 2001.

Stk. 2. Det beløb til afskrivninger, som indgår i omkostningsrammen efter stk. 1, beregnes på grundlag af aktiverne i åbningsbalancen pr. 1. januar 2000 som opgjort efter kapitel 12.

Stk. 3. Det generelle effektiviseringskrav efter §31, stk. 1, udgør for år 2002 3% af den fastsatte omkostningsramme, jf. §21, stk. 2, og yderligere 3% heraf i år 2003.

Stk. 4. Det beløb til afskrivninger, som indgår i omkostningsrammen efter stk. 3, beregnes på grundlag af aktiverne ultimo år 2000, og reduceres med det summerede effektiviseringskrav til afskrivningerne for år 2000 og år 2001, jf. stk. 1-2.

§ 33. Det individuelle krav efter §31, stk. 1, fastsættes med virkning fra den 1. januar 2002.

Stk. 2. Det individuelle krav for år 2002 og år 2003 fastsættes som procentsatser af den enkelte virksomheds omkostningsramme for år 2002, jf. §21, stk. 2. Det beløb, som indgår i omkostningsrammen til dækning af afskrivninger beregnes på grundlag af aktiverne ultimo 2000, og reduceres med det summerede effektiviseringskrav til afskrivningerne for år 2000 og år 2001, jf. §32, stk. 1-2.

Stk. 3. Ved beregning af de enkelte virksomheders effektiviseringspotentiale efter §31, stk. 5, til brug for fastsættelse af individuelle krav for år 2002 og år 2003 sammenholdes den enkelte virksomheds omkostningsramme for år 2002, jf. stk. 2, med omfanget af virksomhedens net ultimo år 2000.

Stk. 4. Det individuelle krav for hvert af årene i perioden fra 1.januar 2004 til 31. december 2007 fastsættes som procentsatser af den enkelte virksomheds omkostningsramme for år 2004, jf. §27, stk. 3. Det beløb, som indgår i omkostningsrammen til dækning af afskrivninger, beregnes på grundlag af aktiverne ultimo år 2002, og reduceres med det summerede effektiviseringskrav til afskrivningerne for årene 2000, 2001, 2002 og 2003, jf. stk. 2 og §32, stk. 1-4.

Stk. 5. Ved beregning af de enkelte virksomheders effektiviseringspotentiale efter §31, stk. 5, til brug for fastsættelse af individuelle krav for perioden fra den 1. januar 2004 til den 31. december 2007, sammenholdes den enkelte virksomheds omkostningsramme for år 2004, jf. stk. 4, med omfanget af virksomhedens net ultimo år 2002.

§ 34. Energitilsynet offentliggør den metode, som anvendes ved beregning af virksomhedernes effektiviseringspotentiale samt de væsentligste forudsætninger og vurderinger, som ligger til grund for fastlæggelsen af de individuelle effektiviseringskrav.

Metode til beregning af individuelle effektivitetskravSom led i indtægtsrammereguleringen fastsættes et effektivitetskrav for hver enkelt net- og transmissionsvirksomhed. Effektivitetskravet er pålagt den del af indtægtsrammen, som går til dækning af driftsomkostninger og afskrivninger, dvs. omkostningsrammen. Derudover består indtægtsrammen af en forrentningsdel og de faktiske omkostninger til visse aktiviteter.

Effektiviseringskravet består dels af et generelt krav, som fastsættes af miljø- og energiministeren, samt et individuelt krav, som fastsættes af Energitilsynet. For perioden 2000-2003 har ministeren fastsat et generelt krav på 3% om året. Ministeren har valgt ikke at fastsætte rammer for, hvor stort det samlede effektiviseringskrav kan være. Ministeren har besluttet, at der fastsættes individuelle krav med virkning fra 1. januar 2002.

Fastsættelsen af det individuelle krav sker på grundlag af den enkelte virksomheds effektivitetsniveau. Denne ramme er fastlagt på grundlag af virksomhedens faktiske omkostninger i år 2000, samt afskrivningerne ultimo 2000 fratrukket det generelle effektivitetskrav for år 2000 og 2001.

Der sker en separat benchmarking af transmissionsvirksomhederne, distributionsvirksomhederne og transformerforeningerne. Opdelingen er følgende:

  • Der er 12 regionale transmissionsvirksomheder. Denne gruppe er defineret som de virksomheder, der har søgt om transmissionsbevilling hos Energistyrelsen. Disse virksomheder er karakteriseret ved at nettet transporterer strøm på mellemhøje spændingsniveauer (typisk over 30 til 150 kV).
  • Der er 77 distributionsvirksomheder. Gruppen udgør sammen med transformerforeningerne netvirksomhederne, der er defineret som virksomheder, der har søgt om netbevilling hos Energistyrelsen. Disse virksomheder er karakteriseret ved at nettet transporterer strøm på lave spændingsniveauer (typisk under 30 kV).
  • Der er 56 transformerforeninger. Denne andel af netvirksomhederne er defineret som virksomheder med en åbningsbalance under 1 mill.kr.

Ved indgangen til en ny reguleringsperiode foretages en ny benchmarking på grundlag af de reviderede omkostningsrammer. Denne benchmarking bliver bestemmende for effektiviseringskravet i den nye reguleringsperiode.

Beregningerne af effektivitetskravet sker i seks trin (A-F), der er beskrevet nedenfor:

A. Beregning af netvolumen
B.
Citykorrektion af benchmarking
C.
Beregning af omkostningsindeks
D.
Beregning af netvirksomheders anlæg på højspænding (> 20 kV)
E.
Definition af bedste praksis
F.
Korrektion af benchmarking for datausikkerhed
G.
Beregning af effektivitetskrav

A. Beregning af netvolumen
Netvolumen beregnes som en vejet sum af nettets udstrækning i km ledning og km kabler, antallet af transformerstationer, antal felter og antallet af kunder tilsluttet nettet. Disse elementer kaldes omkostningsdrivere, idet det er disse elementer, som påvirker - "driver" - omkostningerne ved netaktiviteten.

Der er foretaget en vægtning af de enkelte omkostningsdrivere, idet de har varierende betydning for omkostningerne. Eksempelvis er omkostningerne til afskrivninger, drift og vedligeholdelsen af kabler på de højere spændingsniveauer større end omkostningerne til afskrivninger, drift og vedligehold af luftledninger på tilsvarende spændingsniveauer. Kabler skal således have en større vægt i beregningen af netvolumen end luftledninger. Disse vægte benævnes ækvivalenter. Se tabel 1 for en samlet oversigt.

Tabel 1. Omkostningsækvivalenter

132-150 kV

Kabel

City

4,18

20,04

24,22

  

By

 

20,04

24,22

  

Land

 

14,87

19,04

  

 

13,03

17,21

 

Transformere

 

26,73

8,02

34,74

 

Felt

132 kV åben

18,37

11,19

29,57

  

132 kV gasisole.

 

25,06

43,43

 

Ledning

Enkelttracé

1,49

2,51

3,99

  

Dobbelttracé

0,99

2,34

3,32

30-50-60 kV

Kabel

City

2,34

5,35

7,68

  

By

 

5,18

7,52

  

Land

 

5,68

8,02

  

 

4,39

6,73

 

Transformere

 

6,68

3,67

10,36

 

Felt

50 kV åben

5,51

3,34

8,85

  

50 kV gasisole.

 

11,53

17,04

 

Ledning

 

1,55

1,05

2,61

10-15-20

Felt

 

1,78

1,12

2,90

kV

Kabel

 

0,44

0,66

1,10

 

Luftledning

 

0,57

0,13

0,70

 

Station

10/0,4kV

0,38

0,42

0,80

0,4kV

Kabel

 

0,35

0,65

1,00

 

Luftledning

 

1,07

0,23

1,30

 

Målere

 

0,028

 

0,028

Anm.: Ækvivalenter er normeret, så de samlede omkostninger ved drift af 1 km 0,4 kV kabel er sat til 1. Ækvivalenter på spændingsniveau over 20kV er normeret, så den gennemsnitlige omkostningsindeks for virksomheder på lave spændingsniveauer er identiske med det gennemsnitlige omkostningsindeks på høje spændingsniveauer.
Kilde: PA's rapport af 24. august 2001: Benchmarking af transmissionsselskaberne

Ækvivalenterne er estimeret som den samlede sum af omkostninger i virksomhederne til den enkelte driver divideret med den samlede mængde af hver omkostningsdriver, og er et udtryk for den relative vægt, som omkostninger til den pågældende omkostningsdriver - i form af afskrivninger og driftsomkostninger - normalt har i sammenligning med normale omkostninger til de øvrige omkostningsdrivere. Ækvivalenterne er beregnet som en afskrivningsdel samt en del som er løbende drifts- og vedligeholdelsesomkostninger.

Ækvivalenterne på <20kV er dannet ud fra analysen af omkostningerne i repræsentative distributionsvirksomheder og for >20kV er de dannet ud fra omkostningerne i samtlige transmissionsvirksomheder.

B. By-land korrektion
I beregning af netvolumen indgår endvidere en korrektionsfaktor, som skal tage højde for, at virksomheder, som opererer i byområder, alt andet lige, har større omkostninger end virksomheder, som opererer i landområder. Korrektionen sker ved, at den enkelte virksomheds netvolumen multipliceres med en korrektionsfaktor, hvis størrelse afhænger af selskabets kundetæthed.

Korrektionsfaktoren skal kun anvendes på den del af netvolumen, som vedrører spændingsniveauer op til og med 20 kV. Transformerforeningerne har ikke disse forskellige karakteristikker, som gør at det er nødvendig med en by-land korrektion og derfor bruges korrektionsfaktoren kun på distributionsselskaberne.

Dermed er virksomhed i's samlede omkostningsindeks givet ved:

formel

By - land korrektionen for virksomhed i er beregnet på følgende måde:

KTi er kundetætheden for virksomhed i:

formel

Konstanten c er fastsat til 0,00921. Korrektionen medfører, at omkostningsindekset renses for de omkostninger der kan tilskrives fordyrende forhold i byområder. Korrektionen foretages både på indekset for drift- og administration (edi) og afskrivninger (eai).

I forbindelse med en fusion af 2 eller flere virksomheder vil korrektionsfaktoren i den næste benchmark fastsættes ved en sammenvejning af de enkelte virksomheders korrektionsfaktorer, dvs.:

formel

Fordyrende forhold i cityområder for anlæg over 20 kV kan primært henføres til

a) meromkostninger i forbindelse med reparation af kabler (byvirksomhederne har flere hændelser samt højere omkostninger for hver hændelse),

b) meromkostninger i forbindelse med pålagte kabelomlægninger, samt

c) meromkostninger i forbindelse med afskrivning af højere standardpriser.

Meromkostningerne påvirker fortrinsvis arbejde på jordkabler.

Meromkostningen til både kabelfejl og pålagt kabelomlægninger over 20kV (for både land, by og city) holdes udenfor benchmarkingen, og gives som et tillæg til indtægtsrammen, jf. §21, punkt 1 i bekendtgørelsen om indtægtsrammer mv..

Virksomheder med ekstraordinære driftsomkostninger til kabler (kabelfejl og pålagt kabelomlægninger) dokumenterer meromkostningen udfra en definition fastlagt af tilsynet, jf. boks 1 og 2.

Boks 1. Definition ved kabelfejl

Spænding

Art

Subart

Drifts-
ækvivalent

Afskrivnings-
ækvivalent

Samlet ækvivalent

Udbedring af kabelfejl er alle ekstraordinære omkostninger, som er forårsaget af brud, utæthed eller fejl i overføringsevnen på jordkabler, og som kræver øjeblikkelig udbedring.

Kun fejl, som kan lokaliseres til et punkt, er omfattet af definitionen - udskiftning af forældede kabelstrækninger omfattes ikke.

Omkostningerne omfatter planlægning, omkobling og sikring, jordarbejder (herunder for eksempel gravearbejde, trafikforanstaltninger og retablering), elteknisk arbejde i forbindelse med fejlsøgning og udbedring af fejl på kabel.

Boks 2. Definition ved pålagt kabelomlægning

Pålagt kabelomlægning er flytning af kabler i vej, kajanlæg eller lignende, som er påført transmissionsselskabet af en myndighed, og som er uundgåelig for selskabet, for eksempel fordi elkablerne ligger i vejen efter gæsteprincippet.

Kun omlægninger, som alene gennemføres af hensyn til krav påført selskabet, og som ikke medfører nogen ændring af nettets funktionalitet, er omfattet.

Omkostningerne omfatter planlægning, omkobling og sikring, jordarbejder (herunder for eksempel gravearbejde, trafikforanstaltninger og retablering), samt elteknisk arbejde i forbindelse med omlægningen.

Afskrivningsækvivalenterne adskilles på city, by og land baseret på forskellen i standardpriser. Herved korrigeres der for de forøgede afskrivninger, som følger af højere anlægsomkostninger og standardpriser i by- og cityområder.

Korrektionen for fordyrende cityforhold håndteres dermed forskelligt i netvolumenmodellen alt efter om der er tale om anlæg på 20 kV og derunder eller anlæg over 20 kV. Omkostningsindekset for anlæg for spændingsniveauer på 20 kV og derunder, eiL, og omkostningsindekset for anlæg over 20 kV, eiH, beregnes som følgende:

formel

For virksomheder med anlæg over 20 kV korrigeres eiH for fordyrende cityforhold både i form af en reduktion af omkiH - fradrag for kabelfejl og kabelomlægning - og i form af en højere wjH som følge af højere afskrivninger på cityanlæg.

Korrektion for fordyrende forhold ved anlæg, som er placeret i et korrosivt miljø (for eksempel i nærheden af Vesterhavet) er en anden væsentlig problemstilling for transmissionsvirksomheder. Anlæg, som er placeret i korrosivt miljø nedbrydes hurtigere og kræver mere vedligeholdelse end gennemsnittet af anlæg.

Ekstraordinære driftsomkostninger i forbindelse med forøget korrosion på over 20kV gives som et tillæg til indtægtsrammen.

Virksomheder med ekstraordinære driftsomkostninger i forbindelse med forøget korrosion dokumenterer meromkostningen udfra en definition fastsat af tilsynet, jf. §39, stk. 3 i bekendtgørelsen om indtægtsrammer mv..

Boks 3. Definition af meromkostning i forbindelse med korrosion

Forøgede korrosionsomkostninger vedrører udskiftning af anlæg, som er nyere end den forventede standardlevetid, men som på grund af korrosion er så nedbrudte, at de ikke fortsat kan drives forsvarligt eller med tilstrækkelig funktionalitet.

Som meromkostning regnes afskrivning af anlæggets restværdi. "Anlæg" i ovenstående definition skal opfattes bredt, og kan for eksempel omfatte galvanisering af større komponenter (master). Hvis anlægget ikke er aktiveret, og derfor ikke kan straksafskrives, gives en kompensation af samme størrelse som hvis anlægget havde været aktiveret.

Endelig er såkaldte upåvirkelige omkostninger (ejendomsskatter og nettab) holdt udenfor benchmarkingen. Nettabet i transmissionsnettet er stærkt varierende, og virksomhederne har meget ringe mulighed for på langt sigt at påvirke denne omkostning.

C. Beregning af omkostningsindeks
Til brug for benchmarkingen fastlægges der for hver virksomhed et såkaldt omkostningsindeks. Dette indeks fastlægges som forholdet mellem virksomhedens omkostningsramme og virksomhedens netvolumen.

Ved benchmarkingen sammenlignes hver enkelt virksomheds omkostningsindeks mod den såkaldte "bedste praksis". "Bedste praksis" udtrykker det omkostningsindeks, der gælder for den mest effektive drift. For distributionsvirksomhederne og transformerforeningerne består bedste praksis af 75%-fraktilen, og på transmission er det 85%-fraktilen.

Omkostningsindeks for drift- og administrationsudgifter (edi) og afskrivninger (eai) beregnes for hver virksomhed i:

formel

De to indeks beregnes både for netvirksomheder og transmissionsvirksomheder. Nævneren i indeksene kaldes hhv. driftsnetvolumen og afskrivningsnetvolumen.

For netvirksomheder med både lav- og højspændingsanlæg beregnes de to indeks for både lavspændingsdelen og for højspændingsdelen.

D. Netvirksomheder med net på spænding over 20 kV
De dele af netvirksomhedens net, som er større end 20 kV, benchmarkes mod driftsomkostningerne af tilsvarende komponenter i transmissionsvirksomhederne, og netvirksomhedernes effektivitetskrav udformes efter samme principper som transmissionsvirksomhedernes. Dette medfører, at netvirksomheder får samme dokumentationskrav i forbindelse med ekstraordinære omkostninger som transmissionsvirksomhederne. Se bilag II for det konkrete regnestykke.

E. Beregning af bedste praksis
Bedste praksis er defineret som 85%-fraktilen hos transmissionsvirksomhederne, og 75%-fraktilen hos distributionsvirksomhederne og transformerforeningerne i en første kørsel af benchmarkingen på omkostningsindekserne for driften (edg).

De selskaber, der er bedste praksis på driften vælges også som bedste praksis på afskrivningerne. Det sker selvom der måtte findes andre selskaber med et lavere omkostningsindeks på afskrivningerne.

Det samlede omkostningsindeks regnes ud som en vejet sum af omkostningsindeks for drift og administration og afskrivninger:

formel

F. Beregning af benchmarking
Der lægges et loft på hvor langt virksomhederne skal nå op i effektivitet. Dette loft er sat til 80% af bedste praksis.

Det omkostningsindeks, som svarer til "bedste praksis" sættes til effektivitetsprocenten 100. Hver af de øvrige virksomheder får en lavere effektivitetsprocent end 100, afhængigt af forholdet mellem omkostningsindekset for "bedste praksis" og omkostningsindekset for den pågældende virksomhed.

Benchmark for drifts- og administrationsomkostningerne:

formel

Benchmark for afskrivninger:

formel

Benchmark samlet set:

formel

En virksomhed kan højest opnå effektivitetsprocent 100 i hver kategori.

Regnemetoden betyder, at 7 virksomheder har en effektivitet på 100% for distributionsvirksomhederne, jf. bilag I.

Spredningen i benchmarkingen kan være udtryk for forskelle i den organisatoriske opbygning, historisk investeringsudvikling samt forskelle i virksomhedernes omstillingsevne til ny regulering. En del af spredningen kan også skyldes model- og datausikkerhed. Datausikkerheden forventes at blive reduceret i takt med indarbejdelsen af indtægtsrammereguleringen for såvel virksomhederne som reguleringsmyndigheden.

Korrektionen indebærer at ingen virksomheder udsættes for effektivitetskrav, der bringer deres omkostningsindeks helt på niveau med bedste praksis, men kun på 80% af bedste praksis.

G. Fastsættelse af effektiviseringspotentiale
Net- og transmissionsvirksomhederne pålægges et effektivitetskrav med virkning fra 1. januar 2002. Effektiviseringskravet består af følgende:

  • et generelt effektivitetskrav på 3% i år 2002 og år 2003,
  • det individuelle effektivitetskrav, som fastsættes ud fra en benchmarking af hhv. net- og transmissionsvirksomheder (opdelt). Benchmarkingmetoden tager udgangspunkt i den såkaldte netvolumenmodel, og er beregnet på baggrund af 2000 regnskaber og ultimo 2000 kapitalopgørelsen,

Et samlet loft over effektivitetskravet på max. 20% for drift og administration og 3% på afskrivninger skal sikre, at der ikke sker en for markant årlig ændring i netpriserne. Beregningen af det samlede effektivitetskrav for år 2002 og 2003 sker på følgende måde:

Effektivitetskravet på driften i hele perioden 2002-2003 er givet ved

formel

Effektivitetskravet på afskrivninger er givet ved

formel

Det samlede effektivitetskrav er den eneste bindende restriktion for virksomhederne. Den består af det individuelle krav og det generelle krav på 3% p.a..

Det samlede individuelle effektivitetskrav er givet ved

formel

For virksomheder med både lav- og højspændingsanlæg beregnes det samlede effektivitetskrav ud fra en sammenvejning af Ki* for lavspændingsdelen og højspændingsdelen på følgende måde:

formel

Efter det samlede effektivitetskrav er beregnet, afrundes dette og fordeles på de to reguleringsår. Der sættes et loft på 4,5% på det individuelle krav for år 2002 og et loft på 9,5% for år 2003 og det samlede individuelle effektivitetskrav fordeles efter forholdet på loftet, dvs. 4,5/14 i år 2002 og 9,5/14 i år 2003. Det individuelle krav for hhv. 2002 og 2003 afrundes igen til halve procentpoint. Derefter fås virksomhedernes krav, som ses af bilag 1.2.

Det maksimale sparekrav er i første omgang bestemt for første reguleringsperiode, men det forudsættes, at der foretages en ny benchmarking af net- og transmissionsvirksomhederne ultimo 2003, hvorefter virksomhederne pålægges nye effektivitetskrav.

I bilag II er gennemgået et eksempel på hvorledes effektivitetstallet beregnes for hhv. en transmissionsvirksomhed og en netvirksomhed.

Vedlagte bilag

Bilag I. Virksomhedernes effektivitetskrav
Bilag II. Beregning af effektivitetstallet for en specifik virksomhed

Bilag I1. Individuelle effektivitetskrav for 2002 og 2003

1.1. Transmissionsvirksomheder

 

2002

2003

60 kV Sydøstjylland A.m.b.a.

2,0%

4,5%

Fynsnet A.m.b.a.

0,0%

0,0%

Vestjyske Net A/S

1,0%

2,5%

KE Transmission

2,0%

4,5%

Midtjysk Net

0,0%

0,0%

NESA Transmission

3,5%

8,0%

NV Net

0,0%

0,5%

NVE Transmission

3,0%

6,5%

SEAS Transmission

0,0%

0,0%

Syd Net A/S

0,0%

0,0%

Sydøstjyske Net A/S

2,0%

4,5%

Østkraft Transmission

0,0%

0,0%

1.2 Effektivitetskrav, distributionsvirksomheder

 

2002

2003

AKE Net A/S

1,5%

4,0%

Bjerringbro Elværk

3,5%

8,0%

BOE

0,0%

0,0%

Brabrand Net A/S

1,5%

4,0%

ELRO Net A/S

0,0%

0,0%

Encon A.m.b.a.

0,5%

2,0%

Energi Fyn Net A/S

0,0%

0,0%

Energi Hobro Net

4,5%

9,5%

Energi Horsens A.m.b.a.

1,0%

2,5%

Energi Randers

2,5%

6,0%

Energi Viborg

3,5%

7,0%

Energigruppen Jylland

0,0%

0,0%

ENV

0,0%

0,5%

ESS

0,5%

1,0%

ESV

0,0%

0,0%

Frederiksberg Elforsyning A/S

0,0%

0,0%

Frederikshavn Elnet A/S

3,0%

6,5%

Faaborg Elforsyning

0,0%

0,5%

Galten Elværk Net

0,0%

0,0%

Grindsted El- og Varmeværk

1,5%

4,0%

Hammel Elforsyning

1,5%

4,0%

HEF Net A/S

0,0%

0,0%

Helsingør Elforsyning Net

3,5%

7,0%

HHE Net

0,0%

0,0%

Hillerød Elforsyning

1,5%

4,0%

Hurup Elværk Net

4,5%

9,5%

I/S Nørresundby Højspændingsselskab

0,5%

2,0%

Ikast Værkerne Net A/S

2,5%

5,0%

KE Energi

0,0%

0,0%

Kjellerup Elforsyning

4,5%

9,5%

KOE-EL

1,0%

2,5%

Korsør Kommunale Elnetselskab A/S

4,0%

8,5%

Køge Kommunale Elforsyning

2,5%

5,0%

LEF Net A/S

0,5%

1,0%

Maribo Kommunes Elforsyning

4,0%

8,5%

MEF Net A/S

1,5%

3,0%

MES Net A/S

1,0%

2,5%

Morsø Elforsyning Net A/S

2,5%

5,0%

Nakskov Kommunale Elværk

1,5%

3,0%

NESA A/S

3,5%

8,0%

Nordthy Net A/S

2,0%

4,5%

Nordvestjysk Elforsyning

0,0%

0,0%

NRGI Net A/S

0,0%

0,0%

NVE Net A/S

3,5%

8,0%

Nyborg Elnet A/S

3,5%

7,0%

Nykøbing Falster Elforsyning

4,0%

8,5%

Nykøbing Sjællands Elforsyning

0,5%

2,0%

Næstved Kommunale Elforsyning

0,0%

0,5%

Odense Energi

0,5%

1,0%

RAH Net A/S

1,0%

2,5%

Ravdex A/S

4,5%

9,5%

Ringe Andels-Elektricitetsselskab

3,5%

8,0%

Ringkøbing Kommunale Værker Elnet

3,5%

8,0%

Roskilde Elnet

0,0%

0,0%

Rødby Kommunale Elværk

1,0%

2,5%

Sakskøbing Kommunale Elforsyning

3,5%

8,0%

SE Energi A.m.b.a.

0,5%

1,0%

SEAS Distribution A.m.b.a.

0,0%

0,5%

SEF Net A/S

0,0%

0,5%

SKE Net

4,5%

9,5%

Skjern Kommunale Elværk

2,5%

5,0%

Struer Elforsyning Netselskab A/S

3,0%

6,5%

Sydvest Energi Net

2,0%

4,5%

Sæby Kommunale Elforsyning

2,5%

5,0%

Tarm Elværk Net A/S

4,5%

9,5%

Thy Højspændingsværk Net A/S

1,5%

4,0%

TRE-FOR Elnet A/S

1,0%

2,5%

Vestforsyning NET A/S

0,0%

0,5%

Viby Net A/S

3,5%

8,0%

Videbæk Elnet ApS

0,5%

1,0%

Vinderup Elforsyning Net

1,5%

4,0%

Vordingborg Elforsyning

3,5%

7,0%

VOS

0,5%

1,0%

Ærø Elforsyning Net A/S

1,5%

3,0%

Østjysk Energi Net A/S

0,0%

0,0%

Østkraft Net

3,5%

7,0%

Aars Elforsyning

0,0%

0,0%

1.3. Transformerforeninger

 

2002

2003

Aggersund Transformatorforening

2,5%

6,0%

Andrup Transformatorforening

0,0%

0,0%

Bejstrup Transformatorforening

0,0%

0,0%

Bonderup Transformatorforening

2,0%

4,0%

Borris Elforsyning

3,5%

8,0%

Bratbjerg Transformatorforening

2,0%

5,0%

Brenderup Elforsyning

1,0%

3,0%

Bårdesø og Omegns Elforsyning

1,5%

3,5%

Dania Elforsyning

3,5%

8,0%

Ejby Elnet A.m.b.a.

2,5%

6,0%

Fjerritslev Elforsyning An/S

4,5%

9,5%

Fristrup Transformerforening

0,0%

0,0%

Faaborgvejens Elselskab

2,5%

6,0%

Gjøl Nord Transformerforening

3,5%

7,5%

Gjøl Syd Transformerforening

3,5%

8,0%

Gundesbøl Transformatorforening

2,0%

5,0%

Gøttrup Transformatorforening

3,5%

8,0%

Hasmark Egense Energinet A.m.b.a.

0,0%

0,0%

Haverslev Transformatorforening

1,5%

3,5%

Hirtshals Elforsyningsselskab A/S

4,5%

9,5%

Hjerting Transformatorforening

3,5%

7,5%

Hjortdal Transformatorforening

0,5%

1,5%

Holmsø-Lørsted Transformatorforening

0,0%

0,0%

Hornum Elforsyning Netvirksomhed A/S

4,5%

9,5%

Husby-Trustrup Transformatorforening

0,0%

0,0%

Kettrup Tranformatorforening

1,0%

3,0%

Kibæk Elværk

4,5%

9,5%

Klim Transformatorforening

3,0%

6,5%

Knøsgård Transformatorforening

4,5%

9,5%

Kongerslev Elforsyning

4,5%

9,5%

Kaas og Omegn Elforsyning

3,5%

7,5%

Langeskov Transformerforening og Netselskab A.m.b.a.

2,0%

5,0%

Manstrup Transformatorforening

0,0%

0,0%

Nibe Elforsyning Net A/S

4,5%

9,5%

Nr. Lyndelse og Omegns Elnetselskab

4,0%

9,0%

Nr.Broby-Vøjstrup Netselskab

4,5%

9,5%

Pandrup Elforsyning

3,0%

6,0%

Pederstrup Netselskab A.m.b.a.

4,5%

9,5%

Paarup Elforsyning

2,5%

5,0%

Refsvinding Transformerforening

1,0%

2,5%

Rolfsted Transformerforening

1,5%

3,5%

Sdr. Felding Elforsyning

4,5%

9,5%

Skovsgård Elforsyning

3,0%

6,5%

Skræm Tranformatorforening

0,0%

0,0%

Studsgaard Elektricitets- og Vandforsyning

4,5%

9,5%

Sunds Elforsyning

4,5%

9,5%

Tranum Transformatorforening

3,5%

8,0%

Taars Elforsyning

4,5%

9,5%

Ullerslev Elforsyning

4,0%

9,0%

Verninge Transformerforening

3,5%

7,5%

Vildbjerg Elværk

4,5%

9,5%

Øland Transformatorforening

1,5%

4,0%

Øslev-Drøstrup Transformatorforening

2,0%

5,0%

Åbybro Elforsyning

4,5%

9,5%

Aal Elnet

2,5%

5,5%

Ålegårds Mark Transformatorforening

0,0%

0,0%

Bilag II. Regneeksempel

Vedr. beregning af individuelle krav og effektivitet

Beregningerne tager udgangspunkt i følgende omkostninger, som selskabet har indberettet til Energitilsynet:

 

 

Bedste praksis

Selskabets egne tal

 

Transmission

Distribution

Transformerforening

>20kV

    

Driftsomkostninger

32.849.549

2.312.680

0

5.235.028

Afskrivninger

36.135.227

1.744.210

0

3.595.030

Driftsnetvolumen

7.013

474

0

682

Afskrivningsnetvolumen

6.463

279

0

649

<20kV

    

Driftsomkostninger

6.545.369

15.746.578

15.477

33.846.500

Afskrivninger

5.913.506

13.700.026

32.237

8.541.357

Driftsnetvolumen

1.397

3.231

4

4.412

Afskrivningsnetvolumen

879

2.808

8

1.655

Faktiske 2000 omk.

39.394.918

18.059.258

15.477

39.316.920

Særlige omkostninger

0

0

0

235.392

Afskr. Primo 2000

40.187.102

14.524.531

32.237

10.107.708

Nettotilgang afskrivning

1.094.880

0

0

258.918

Afskr. a.a. primo 2000

154.817

919.705

0

1.531.040

Nettotilgang afskr. a.a.

0

0

0

238.215

>20kV

    

Driftsnetvol. primo 2000

7.013

474

0

694

Tilgang driftsnetvolumen

0

0

0

-12

Afskr.netvol. primo 2000

867

279

0

676

Tilgang afskr.netvolumen

0

0

0

-26

<20kV

    

Driftsnetvol. primo 2000

1.378

3.184

4

4.403

Tilgang driftsnetvolumen

20

46

0

9

Afskr.netvol. primo 2000

6.463

2.715

8

1.638

Tilgang afskr.netvolumen

12

93

0

17

Ovenstående tal består af følgende:

>20kV:
Driftsomkostninger =

(selskabets faktiske 2000-omkostninger - særlige
omkostninger) * (driftsvolumen >20kV / 
den samlede driftsvolumen)

Afskrivninger =

afskrivninger primo 2000 + nettotilgang i 2000 + for transmissionsselskaberne: afskrivningerne på andre
anlæg, samt nettotilgang heraf.

Driftsvolumen = selskabets net på >20kV * driftsækvivalenterne
Afskrivningsvolumen =

 selskabets net på >20kV * afskrivningsækvivalenterne

>20kV:
Driftsomkostninger =

(selskabets faktiske 2000-omkostninger - særlige
omkostninger) * (driftsvolumen <20kV / 
den samlede driftsvolumen)

Afskrivninger =

afskrivninger primo 2000 + nettotilgang i 2000 + for
distributionsselskaberne og transformerforeningerne:
afskrivningerne på andre anlæg, samt nettotilgang heraf.

Driftsvolumen =selskabets net på <20kV * driftsækvivalenterne
Afskrivningsvolumen =

selskabets net på <20kV * afskrivningsækvivalenterne

Beregningen af driftseffektiviteten: (for >20kV)
Driftsomkostningsindeks = 

driftsomkostning >20kV / driftsvolumen
20kV
= 7.671

Driftseffektiviteten =

 bedste praksis omkostningsindeks / selskabets
eget omkostningsindeks * 100%
= 4.684 / 7.671 * 100% = 61%

krav på drift = 

minimum ( (80-driftseffektiviteten)/2 ; 20%)
= min(19%/2 ; 20%) = 9%

Beregningen af driftseffektiviteten: (for <20kV)
Driftsomkostningsindeks = 

driftsomkostning >20kV / driftsvolumen
20kV
= 7.671

Driftseffektiviteten =

bedste praksis omkostningsindeks / selskabets
eget omkostningsindeks * 100%
= 4.874 / 7.671 * 100% = 64%

krav på drift = 

minimum ( (80-driftseffektiviteten)/2 ; 20%)
= min(16%/2 ; 20%) = 8%

Beregning af afskrivningseffektiviteten: (for >20kV)

Afskr.omkostningsindeks = 

afskrivninger >20kV / afskr.volumen
>20kV
= 5.537

Afskr.effektiviteten =

bedste praksis omkostningsindeks / selskabets
eget omkostningsindeks * 100%
= 5.591 / 5.537 * 100% = 100%

krav på afskrivninger =

minimum ( (80-afskr.effektiviteten)/2 ; 3%)
= min(0%/2 ; 3%) = 0%

Beregning af afskrivningseffektiviteten: (for <20kV)

Afskr.omkostningsindeks = 

afskrivninger <20kV / afskr.volumen
<20kV
= 5.161

Afskr.effektiviteten =

bedste praksis omkostningsindeks / selskabets
eget omkostningsindeks * 100%
= 4.879 / 5.161 * 100% = 95%

krav på afskrivninger =

minimum ( (80-afskr.effektiviteten)/2 ; 3%)
= min(0%/2 ; 3%) = 0%

Beregning af den samlede effektivitet: (inkl. både >20kV og <20kV)

Sml. Omkostningsindeks =

(omk.indeks drift * driftsomkostninger +
omk.indeks afskr. * afskrivninger) / (afskrivninger 
+ driftsomkostninger)
= 7.103

Sml. Effektivitet =

 (driftseff. * driftsomkostninger + afskr.eff. *
Afskrivninger) / (drift + afskrivninger)
= 71%

Sml. Krav = 

(krav drift * driftsomkostninger + krav afskr. *
Afskrivninger) / (drift + afskrivninger)
= 6%

Opdeling af krav på hhv. år 2002 og 2003:

Krav år 2002 = 

afrundet (sml. Krav * 4,5/14)
= 1,5%

Krav år 2003 = 

afrundet (sml. Krav * 9,5/14)
= 4,0%

1 Dette sker vha. en lineær regression mellem kundetætheden og det ukorrigerede omkostningsindeks for samtlige distributionsvirksomheder.

Se hvem der er billigst på el, gas og varme
ENAO