EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Energi-, Forsynings- og Klimaudvalget 2016-17
EFK Alm.del Bilag 202
Offentligt

2017

Benchmarkingrapport

Februar 2017

Afsluttende rapport

Benchmarking-

ekspertgruppen

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Forord

Denne rapport udgør Benchmarkingekspertgruppens afsluttende benchmarkingrapport. Herudover

omfatter ekspertgruppens samlede afrapportering:



Bilagskompendium indeholdende blandt andet:

Overordnede principper for den fremtidige benchmarkingmodel

Konterings- og indberetningsvejledning

Udover nærværende rapport er der udarbejdet en sammenfatning af Benchmarkingekspertgrup-

pens arbejde og anbefalinger. Rapporten og tilhørende bilag samt sammenfatning er offentliggjort

på Energitilsynets hjemmeside (www.energitilsynet.dk).

Baggrund

I El-reguleringsudvalgets rapport fra december 2014 kom udvalget med en række anbefalinger til

en ny økonomisk regulering af netvirksomhederne på elområdet. Af anbefalingerne fremgik, at der

skal anvendes individuelle effektiviseringskrav, som fastsættes på baggrund af en ny benchmar-

kingmodel. Herudover skal der anvendes generelle effektiviseringskrav, som fastsættes med ud-

gangspunkt i mål for den produktivitetsudvikling, som netvirksomhederne kan forventes at levere.

Kravene skal være baseret på et sagligt grundlag. De individuelle effektiviseringskrav skal fastsæt-

tes på baggrund af en robust og valid benchmarkingmodel, der bygger på fagligt anerkendte meto-

der og samtidig understøtter den fremadrettede regulering.

Modellen skal understøtte omkostningseffektivitet. Modellen skal samtidig give netvirksomhederne

incitament til at vælge de løsninger, der mest omkostningseffektivt leverer de nødvendige ydelser.

Modellens investeringsincitamenter skal derfor være neutrale således, at den eksempelvis ligestil-

ler investeringer i fysisk net og investeringer i mere driftstunge løsninger, herunder eksempelvis

smart grid. Det betyder blandt andet, at modellen bør basere sig på netvirksomhedernes leverede

ydelser og totalomkostninger.

Benchmarkingekspertgruppen blev i forlængelse af El-reguleringsudvalgets rapport nedsat den 31.

august 2015 med henblik på at komme med anbefalinger til en ny benchmarkingmodels udform-

ning.

Ekspertgruppens sammensætning

Ekspertgruppen har været sammensat af sagkyndige medlemmer. Interessentrepræsentanter er

blevet inddraget gennem deltagelse i en følgegruppe, og de har derigennem haft mulighed for at

kommentere på materiale sideløbende med, at ekspertgruppen har fået tilsendt materialet. I tillæg

hertil er der blevet afholdt fem workshops med følgegruppen.

Herudover har det været nedsat tre tekniske arbejdsgrupper med ansvar for specifikke delanalyser

og opgaver, der er blevet videregivet til ekspertgruppen. Arbejdsgrupperne har været med delta-

gelse af Dansk Energi, repræsentanter fra 2-4 netvirksomheder, samt en ekspert og en konsulent

på området. Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppen og formandskabet har desuden stået

til rådighed for bilaterale møder med Dansk Energi undervejs i arbejdet. Interessentrepræsentan-

terne har således løbende haft mulighed for at komme med inputs, der har indgået i drøftelserne i

ekspertgruppen.

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Anbefalinger til ny benchmarkingmodel

Ekspertgruppens afrapportering indeholder et konkret forslag til benchmarkingmodel baseret på

tilgængelige data for 2014. Ekspertgruppens afrapportering indeholder herudover anvisninger til

procedurer for den fremadrettede genberegning af benchmarkingmodellen, der forventes at finde

anvendelse første gang i 2018 baseret på indberettede data for 2017. Ekspertgruppen har desu-

den identificeret en række særlige fokusområder og analyser, som kan styrke datagrundlaget

fremadrettet. Anvendelse af et opdateret og styrket datagrundlag ved genberegning af benchmar-

kingmodellen forventes at reducere modellens usikkerheder betragteligt. Desuden anbefales det,

at benchmarking gentages årligt i første reguleringsperiode, hvor modellen stadig er under udvik-

ling. Dette med henblik på, at modelspecifikationerne og resultaterne bliver så retvisende som mu-

ligt.

Ekspertgruppen har desuden udarbejdet en række guidelines for udmøntning af effektiviserings-

krav for at sikre, at benchmarking af danske netvirksomheder fører til rimelige effektiviseringskrav.

Eksempelvis anbefaler ekspertgruppen, at der i første reguleringsperiode fastsættes et konkret loft

for hvor stort et effektiviseringspotentiale (i procent) der kan fastsættes for individuelle netvirksom-

heder. I den efterfølgende periode, hvor datakvaliteten og benchmarkingmodellen er videreudvik-

let, bør loftet lempes.

Det er ekspertgruppens vurdering, at den anbefalede benchmarkingmodel tilskynder, at netvirk-

somhederne bliver mere effektive, og at forbrugerne ikke betaler mere for netvirksomhedernes

nødvendige ydelser, end de ville have gjort, hvis netvirksomhederne var udsat for konkurrence,

hvilket er sigtet med den nye benchmarkingmodel. Modellen bygger på fagligt og praktisk aner-

kendte metoder. Herudover har modellens resultater og beregnede effektiviseringspotentialer gen-

nemgået et særligt omfattende og dybdegående validerings- og robusthedstjek.

Ekspertgruppen har udarbejdet sine anbefalinger til en ny benchmarkingmodel med ekspertbistand

fra professor Peter Bogetoft, der har udarbejdet tilsvarende modeller i andre lande. Det er ekspert-

gruppens vurdering, at anbefalingerne bygger på fagligt anerkendte og internationale anvendte

metoder og udgør best practice i forhold til sammenlignelige lande.

Afslutningsvis vil formandskabet takke ekspertgruppens medlemmer for deres indsats og engage-

ment samt følgegruppen for dens konstruktive inputs til arbejdet. Til sidst en tak til Sekretariatet for

Benchmarkingekspertgruppen for en meget kompetent og engageret assistance gennem hele for-

løbet.

1. februar 2017

Torkil Bentzen

Formand

Holger Blok

Næstformand

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Indhold

Indledning ................................................................................................................................ 6

1.1.

1.2.

1.3.

Baggrund .......................................................................................................................... 6

Benchmarkingekspertgruppens anbefalinger til ny benchmarkingmodel ........................... 7

Organisering af ekspertgruppens arbejde ....................................................................... 10

Perspektivering af Benchmarkingekspertgruppens arbejde .................................................... 16

2.1.

2.2.

Benchmarkingmodellens opfyldelse af kommissoriet ...................................................... 16

Benchmarkingekspertgruppens succeskriterier ............................................................... 19

Omkostningsgrundlag ............................................................................................................ 23

3.1.

3.2.

3.3.

3.4.

Beskrivelse af omkostningsgrundlag ............................................................................... 23

Særlige omkostningsposter............................................................................................. 24

Standardisering af kapitalomkostninger .......................................................................... 30

Konterings- og indberetningsvejledning .......................................................................... 40

Netvirksomhedernes ydelser og rammevilkår ......................................................................... 42

4.1.

4.2.

4.3.

4.4.

4.5.

Beskrivelse af netvirksomhederne .................................................................................. 42

Sondring mellem ydelser og rammevilkår ....................................................................... 46

Anvendelse af endogene og eksogene forhold ............................................................... 46

Beskrivelse af mulige ydelser .......................................................................................... 47

Beskrivelse af mulige rammevilkår .................................................................................. 51

Etablering af datagrundlag ..................................................................................................... 56

5.1.

5.2.

5.3.

Dataindsamling i 2016 .................................................................................................... 56

Datagrundlag og datakilder for ydelser ........................................................................... 59

Datagrundlag og datakilder for rammevilkår .................................................................... 62

Cost driver-analyse ................................................................................................................ 66

6.1.

6.2.

6.3.

Analysegrundlag ............................................................................................................. 66

Identifikation af cost drivere ............................................................................................ 80

Identifikation af rammevilkår ........................................................................................... 91

Specifikation af benchmarkingmodellen ................................................................................. 97

7.1.

7.2.

7.3.

7.4.

7.5.

7.6.

Valg af overordnet benchmarkingmodel .......................................................................... 98

Data Envelopment Analysis (DEA).................................................................................. 99

Stochastic Frontier Analysis (SFA).................................................................................. 99

Anvendelse af en eller flere modeller ............................................................................ 100

Skalaafkast og modelform............................................................................................. 106

Håndtering af outliers og peers ..................................................................................... 112

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

7.7.

Rammevilkår ................................................................................................................. 117

Robusthed af ekspertgruppens anbefalede benchmarkingmodel ......................................... 122

Nationale og internationale erfaringer................................................................................... 128

10. Principper for udmøntning .................................................................................................... 130

10.1.

10.2.

10.3.

10.4.

10.5.

10.6.

Teknologineutralitet ................................................................................................... 130

Sammenhæng mellem individuelle og generelle krav ................................................ 130

Forsigtighedshensyn ................................................................................................. 131

Udmøntningsgrundlaget til fastsættelse af effektiviseringskrav .................................. 132

Nationale og internationale erfaringer ........................................................................ 137

Benchmarkingekspertgruppens anbefalinger til udmøntning ..................................... 142

11. Benchmarkingekspertgruppens anbefalinger ....................................................................... 143

11.1.

11.2.

Beskrivelse af den nye benchmarkingmodel baseret på 2014-data ........................... 143

Governance for fremtidig fastsættelse af benchmarkingmodel .................................. 145

12. Bilagsoversigt....................................................................................................................... 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

1. Indledning

Nedenstående Figur 1 giver en oversigt over rapportens opbygning.

Figur 1 |

Oversigt over rapportens opbygning

Kilde: Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppen.

1.1.

Baggrund

Som en del af energiaftalen af 22. marts 2012 nedsatte den daværende regering i september 2012

El-reguleringsudvalget. Udvalget skulle foretage et dybdegående eftersyn af elforsyningssektoren

og reguleringen af denne for at sikre, at reguleringen fremadrettet understøtter energiaftalens mål-

sætninger og samtidig sikrer realisering af effektiviseringsgevinster i elsektoren.

I El-reguleringsudvalgets rapport fra december 2014 kom udvalget med en række anbefalinger til

en ny økonomisk regulering af netvirksomhederne. Af udvalgets anbefalinger fremgår blandt andet,

at der skal anvendes individuelle effektiviseringskrav, som fastsættes på baggrund af en ny

benchmarkingmodel. Herudover skal der anvendes generelle effektiviseringskrav, som fastsættes

med udgangspunkt i mål for den produktivitetsudvikling, som netvirksomhederne kan forventes at

levere. Kravene skal være baseret på et sagligt grundlag.

Side 6 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Det fremgår endvidere af rapporten, at individuelle effektiviseringskrav skal fastsættes på bag-

grund af en robust og valid benchmarkingmodel, der bygger på fagligt anerkendte metoder og

samtidig understøtter den fremadrettede regulering.

Som led i opfølgningen på El-reguleringsudvalgets arbejde er ekspertgruppen derfor nedsat af

regeringen den 31. august 2015 med henblik på at komme med forslag til en ny benchmarkingmo-

dels udformning. Kort opsummeret består Benchmarkingekspertgruppens opgave i:



At udarbejde en konkret benchmarkingmodel, der kan danne grundlag for Energitilsynets

tilsyn med netvirksomhedernes effektivitet og udmøntningen af individuelle effektiviserings-

krav.



At identificere et datagrundlag, som kan skabe grundlaget for en valid og retvisende

benchmarking af netvirksomhederne. Et særligt fokus er at identificere parametre, der er

bestemmende for netvirksomhedernes omkostninger.

Ekspertgruppen vil i arbejdet blandt andet skulle tage stilling til:



En definition af netvirksomhedernes ydelser, og hvordan leveringen af disse kan måles



Eventuelle forskellige rammevilkår.



En definition af det konkrete omkostningsgrundlag, herunder om der er omkostninger, der

ikke bør indgå i omkostningsgrundlaget.



Udvikle et grundlag for at sikre tilgængelighed af relevante data: Der skal udarbejdes stan-

dardiserede kontoplaner og regnskabsstandarder, således at en ensartet rapportering, der

understøtter den nye benchmarkingmodel, sikres.



Modelvalg: Ekspertgruppen skal udvælge konkret(e) model(ler), der skal anvendes til at

estimere effektiviseringspotentialet.

Det forudsættes, at internationale erfaringer inddrages i analysearbejdet.

Kommissoriet for ekspertgruppen er vedlagt som bilag 1.

Ekspertgruppen har i december 2015 fremlagt sine anbefalinger til de overordnede principper for

den fremtidige benchmarkingmodel. Med nærværende rapport fremlægger ekspertgruppen sine

anbefalinger til en specifik benchmarkingmodel, der kan danne grundlag for Energitilsynets tilsyn

med netvirksomhedernes effektivitet og udmøntning af effektiviseringskrav.

Den nye benchmarkingmodel forventes anvendt til beregning af netvirksomhedernes økonomiske

effektiviseringspotentialer og udmøntning af krav første gang i 2018.

1.2.

Benchmarkingekspertgruppens anbefalinger til ny benchmarkingmodel

Benchmarkingekspertgruppens samlede afrapportering indeholder fire dele:

1) Specifikke anbefalinger til en ny benchmarkingmodel, jf. nærværende rapport.

2) Anbefalinger til de overordnede principper for den fremtidige benchmarkingmodel - 1. delaf-

levering af december 2015, jf. bilag 2.

3) Forslag til en ny konterings- og indberetningsvejledning overleveret fra Benchmarkingek-

spertgruppen til Energitilsynet den 4. oktober 2016, jf. bilag 3.

Side 7 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Et beregningsværktøj til genberegning af benchmarkingmodellen i 2018 ( script ): Ekspert-

gruppen har i samarbejde med professor Peter Bogetoft udviklet et script, som anvendes til

at foretage de beregningsmæssige analyseresultater af DEA- og SFA-modellerne. Dette

script er overleveret til Energitilsynet i forbindelse med, at ekspertgruppen har afleveret sin

afsluttende rapport.

På baggrund af anbefalingerne, som er beskrevet i nærværende rapport, er der i Tabel 1 i over-

sigtsform angivet den benchmarkingmodel, som Benchmarkingekspertgruppen anbefaler, at Ener-

gitilsynet anvender til at danne grundlag for tilsyn med netvirksomhedernes effektivitet og udmønt-

ning af individuelle effektiviseringskrav.

Side 8 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Tabel 1 |

Den nye benchmarkingmodel for danske netvirksomheder baseret på 2014-data

Metode

Bedste af to forskellige beregningsmodeller til at estimere sammenhænge mellem input

og output:

1. DEA (Data Envelopment Analysis) med konstant skalaafkast.

2. SFA (Stochastic Frontier Analysis) med en normeret lineær modelform.

Data

Analyseresultaterne og den nye benchmarkingmodel på kort sigt er baseret på 2014-

data. Det samlede datasæt omfatter oplysninger fra netvirksomhedernes indberetnin-

ger, dataudtræk fra Energinet.dk, offentlige tilgængelige data fra Danmarks Statistik,

lønstatistik fra DI og Dansk Arbejdsgiverforening samt oplysninger fra Dansk Energi.

Der skal indsamles et opdateret datasæt til benchmarking i 2018, som baserer sig på

nye indberetninger for 2017-regnskabsåret.

De totale omkostninger (TOTEX) består af driftsomkostninger (OPEX) og kapitalom-

kostninger (CAPEX):

OPEX:

Driftsomkostningerne er opgjort i bogførte værdier. Nettabsomkostnin-

ger indgår i posten og trækkes ud med de faktiske omkostninger. Ekspertgrup-

pen anbefaler dog, at der beregnes et interval omkring den gennemsnitlige en-

hedsomkostning på f.eks. +/- 15 pct. Dvs. hvis netvirksomhedernes enheds-

omkostninger ligger uden for dette interval, vil deres omkostninger blive korri-

geret så de ligger indenfor intervallet, før de fratrækkes driftsomkostningerne.

CAPEX:

Kapitalomkostninger er opgjort som bogførte værdier og omfatter af-

skrivninger på kapitalapparatet samt en WACC-forrentning af aktivbasen.

Input

Output

Der anvendes i alt tre ydelser (output) i beregningerne:

Norm-grid:

Aggregat af netkomponenter.

Nettospidsbelastning:

Timeværdier fra udvekslingsmålere i nettet.

Alternativt

leveret mængde:

Det samlede mængde af el som leveres til kun-

derne, målt i kWh.

Aftagenumre:

Samlet antal af kunder der er tilkoblet til nettet.

Rammevilkår

På inputsiden korrigeres 50 pct. af de totale omkostninger for regionale lønforskelle,

imens der på outputsiden korrigeres for bymæssighed ved brug af en tæthedskorrekti-

on baseret på aftagenumre. Desuden foretages der en efteranalyse (second stage) af

effektiviteten på de mulige rammevilkår, der er identificeret, og som ikke er korrigeret

for i selve modellen.

Der foretages en randundersøgelse og en outlier-test i både DEA og SFA, for at sikre,

at netvirksomhedernes effektivitetspotentiale bliver fastsat i forhold til sammenlignelige

netvirksomheder. Netvirksomheder, som i beregningerne skiller sig ekstremt ud fra de

øvrige netvirksomheder, og som har en særlig stor indflydelse på de endelige effektivi-

seringspotentialer, fjernes.

Ekstremværdi

Kilde: Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppens egen fremstilling.

Side 9 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Ekspertgruppens konkrete forslag til en ny benchmarkingmodel er baseret på tilgængelige data for

2014. Ekspertgruppens anbefalinger indeholder også anbefalinger til procedurer for den fremadret-

tede genberegning af benchmarkingmodellen samt en række særlige fokusområder i forbindelse

opdatering af datagrundlaget. Herudover indeholder ekspertgruppens rapport en række anbefalin-

ger til det fremtidige analysearbejde, der forventes udført i forbindelse med genberegning af mo-

dellen i 2018. Procedurer for genberegning af benchmarkingmodellen samt anbefalinger til det

fremtidige analysearbejde er beskrevet i afsnit 11.2.1 om governance for fremtidig fastsættelse af

benchmarkingmodel.

Modellen forventes første gang at finde anvendelse til beregning af netvirksomhedernes økonomi-

ske effektiviseringspotentialer og udmøntning af krav i 2018 baseret på data for 2017.

1.3.

Organisering af ekspertgruppens arbejde

Ekspertgruppen har været bredt sammensat af sagkyndige medlemmer. Interessentrepræsentan-

ter er blevet inddraget gennem deltagelse i en følgegruppe og har haft mulighed for at kommentere

på materiale sideløbende med, at ekspertgruppen har fået tilsendt materialet. Følgegruppens

kommentarer til materialet har således løbende indgået i drøftelserne ved ekspertgruppens møder.

Der har desuden været nedsat en række arbejdsgrupper, hvor ekspertgruppen har inviteret Dansk

Energi til at deltage med det formål at imødekomme branchen og inddrage deres perspektiver og

viden i arbejdet med at bygge en ny benchmarkingmodel. Samtidig har ekspertgruppen, efter ind-

stilling fra Dansk Energi, inkluderet en række netvirksomheder ved direkte repræsentation i ar-

bejdsgrupperne om hhv. ydelser, kontering og modeludvikling. Det vedrører netvirksomhederne

Radius, Eniig, EWII, SEAS-NVE og Syd Energi Net.

1.3.1. Benchmarkingekspertgruppens sammensætning

Ekspertgruppen er udpeget af energi-, forsynings- og klimaministeren og er sammensat af en for-

mand, en næstformand og tre eksperter med faglig indsigt. Ekspertgruppen har således været

bredt sammensat af sagkyndige medlemmer. Benchmarkingekspertgruppen består af følgende

medlemmer:

Formand

Næstformand

Ekspert

Torkil Bentzen, bestyrelsesformand

Holger Blok, medlem af Energitilsynet

Carsten Smidt, tidligere vicedirektør hos Konkurrence- og Forbruger-

styrelsen (fratrådt 31. august 2016)

Jacob Schaumburg-Müller, vicedirektør hos Konkurrence- og Forbru-

gerstyrelsen (tiltrådt 27. oktober 2016)

Mette Asmild, professor ved Københavns Universitet

Søren Peter Nielsen, partner hos EY

Der er i alt afholdt 12 møder i Benchmarkingekspertgruppen.

Side 10 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

1.3.2. Følgegruppens sammensætning

I tilknytning til ekspertgruppen er der nedsat en følgegruppe bestående af følgende repræsentan-

ter:

Dansk Energi

Forbrugerrådet TÆNK

Landbrug og Fødevarer

Det Økologiske Råd

Filip Sundram, afdelingschef for økonomisk regulering af netselskaber

Louise Bank, chefkonsulent

Martin Salamon, cheføkonom

Jens Astrup Madsen, afdelingsleder for klima/energi/planter

Søren Dyck-Madsen, ansvarsområder såsom energisystemer, fjern-

varme, vedvarende energi

Der er i alt afholdt 5 møder med følgegruppen til Benchmarkingekspertgruppen.

1.3.3. Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppen

Ekspertgruppen betjenes af et tværministerielt sekretariat forankret i Sekretariatet for Energitilsy-

net. Energistyrelsen, Finansministeriet, Konkurrence- og Forbrugerstyrelsen samt Erhvervs- og

Vækstministeriet har deltaget i sekretariatsbetjeningen:

Sekretariatet for Energitilsynet

Finansministeriet

Energistyrelsen

Konkurrence- og Forbrugerstyrelsen

Erhvervs- og Vækstministeriet

Thorbjørn Nejsum

Ida Riber Thomsen

Karoline Hellem

Kathrine Høg Riis (fratrådt 30. december 2016)

Kim Pham

Linda Aaberg

Kathrine Thrane Bløcher

Casper Hvilsted Nørgaard

Lauge Rasmussen (fratrådt 31. marts 2016)

Jakob Mau Pedersen

Formandskabet for ekspertgruppen tilrettelægger ekspertgruppens arbejde og sekretariatsbetje-

ningen af ekspertgruppen.

Side 11 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

1.3.4. Tilrettelæggelse af Benchmarkingekspertgruppens arbejde

I forbindelse med ekspertgruppens arbejde har der været udarbejdet en mødeplan for både møder

i ekspertgruppen og workshops med følgegruppen.

Ekspertgruppemøder

1. møde

24. september 2015

2. møde

3. møde

4. møde

5. møde

6. møde

21. oktober 2015

4. november 2015

16. december 2015

19. januar 2016

2. marts 2016

7. møde

8. møde

9. møde

10. møde

11. møde

12. møde

18. maj 2016

24. juni 2016

23. september 2016

15. november 2016

19. december 2016

24. januar 2017

Workshops med følgegruppen

1. workshop

2. workshop

3. workshop

1. oktober 2015

3. november 2015

20. januar 2016

4. workshop

5. workshop

20. maj 2016

26. september 2016

Følgegruppen har kendt dagsordenen for alle ekspertgruppemøderne og modtaget de papirer, der

er blevet forelagt for ekspertgruppen samtidig med, at papirerne er blevet sendt til ekspertgruppen.

Følgegruppen har desuden forud for møderne i ekspertgruppen haft mulighed for at fremsende

eventuelle kommentarer til det tilsendte materialet.

Følgegruppen har desuden haft mulighed for at indgive skriftlige kommentarer til ekspertgruppens

udkast til afrapportering, før den offentliggøres.

Følgegruppen har således gennem hele forløbet haft lejlighed til at kommentere på det materiale,

som ekspertgruppen har modtaget, og ekspertgruppen har indgående drøftet de bemærkninger,

som følgegruppens medlemmer har haft til materialet.

I tillæg til inddragelse af følgegruppen har formanden for ekspertgruppen i henhold til kommissoriet

desuden haft mulighed for at beslutte at nedsætte tekniske undergrupper med ansvar for specifik-

ke delanalyser og opgaver. Formanden har i samarbejde med ekspertgruppen besluttet at nedsat-

te tre arbejdsgrupper. Arbejdsgrupperne og dens medlemmer er beskrevet i det følgende.

Side 12 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Der er i alt afholdt følgende møder i regi af Benchmarkingekspertgruppens arbejde:

Mødetype

Ekspertgruppemøder

Workshop med følgegruppen

Møder i underarbejdsgrupper

Dialogmøder med branche afholdt af formandsskabet

Dialogmøder med branche afholdt af sekretariatet

Afholdte møder i alt

Antal

Derudover har sekretariatet haft en række bilaterale møder med Dansk Energi undervejs i proces-

sen.

1.3.4.1.

Arbejdsgruppen for netvirksomhedernes leverede ydelser

Formanden har i samarbejde med ekspertgruppen nedsat en arbejdsgruppe vedrørende netvirk-

somhedernes leverede ydelser.

Arbejdsgruppen har bestået af følgende medlemmer:

Sekretariatet for Energitilsynet

Konsulent

Dansk Energi

EnergiMidt Net (Eniig)

Radius

Kathrine Høg Riis

Ida Riber Thomsen

Hans Henrik Linboe (Ea Energianalyse)

Johanne Jørgensen (CE)

Nicolaj Mølgaard Jakobsen

Allan Norsk Jensen

Jens Tang

Mads Paabøl Jensen

Der er i alt afholdt 6 møder i arbejdsgruppen.

Arbejdsgruppen har med udgangspunkt i elforsyningslovens bestemmelser om netvirksomheder-

nes opgaver haft til opgave at udarbejde en beskrivelse af netvirksomhedernes leverede ydelser.

Beskrivelsen skulle danne grundlag for definitionen af de mest relevante/væsentligste ydelser til

netvirksomhedernes kunder og andre parter, som skal indgå i den fremtidige benchmarkingmodel.

Arbejdet har bestået af 1) at udarbejde et forslag til, hvordan de definerede ydelser kan måles, 2)

at finde frem til relevante proxy variable, som kan anvendes, såfremt ydelserne ikke er direkte

målbare samt 3) at levere et konkret forslag til, hvilke leverede ydelser, der skal indgå i det videre

arbejde med at udarbejde en konkret benchmarkingmodel. Opgaven har både været med fokus på

valg af mulige ydelser/rammevilkår til brug for dataindsamling februar/marts 2016 samt valg af mu-

lige ydelser/rammevilkår til brug for dataindsamling i 2018.

Side 13 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

1.3.4.2.

Arbejdsgruppe vedrørende regnskabspraksis og kontering

Formanden har i samarbejde med ekspertgruppen nedsat en arbejdsgruppe vedrørende regn-

skabspraksis og kontering.

Arbejdsgruppen har bestået af følgende medlemmer:

Sekretariatet for Energitilsynet

Ekspert

Konsulent

Energistyrelsen

Dansk Energi

EWII

Radius

Kathrine Høg Riis

Ida Riber Thomsen

Line Carlsen (indtil udgangen af januar 2016)

Søren Peter Nielsen

Thomas Riis (EY)

Casper Hvilsted Nørgaard

Nicolaj Mølgaard Jakobsen

Jørgen Guldborg

Mads Paabøl Jensen

Der er i alt afholdt 6 møder i arbejdsgruppen.

Arbejdsgruppen har haft til opgave at udarbejde forslag til omkostningsdefinitioner og konterings-

vejledning(er), herunder at understøtte omkostningskontering af konkrete leverede ydelser i net-

virksomhederne. Arbejdsgruppen har gennem sit arbejde skulle sikre, at 1) driftsomkostningerne

og ydelser bliver opgjort på en ensartet måde og 2) ensrette praksis for aktivering af omkostninger.

Arbejdsgruppen har drøftet hvilke net- og regnskabsdata, der overordnet er behov for til brug for en

benchmarking og hvilke udfordringer, der kan være i forbindelse med ensretning af data blandt

netvirksomhederne.

Derudover har arbejdsgruppen drøftet opgørelsen af omkostningsgrundlaget og herunder opgørel-

sen af netvirksomhedernes kapitalomkostninger til brug for benchmarkingen, samt i hvilket omfang

netvirksomhedernes kapitalomkostninger bør standardiseres i benchmarkingmodellen. Der henvi-

ses til afsnit 3 for en beskrivelse af omkostningsgrundlaget.

Arbejdsgruppens arbejde har således dannet grundlag for Ekspertgruppens anbefalinger til en kon-

terings- og indberetningsvejledning, jf. afsnit 3.4.

1.3.4.3.

Arbejdsgruppe vedrørende udvikling af ny benchmarkingmodel

Formanden har i samarbejde med ekspertgruppen nedsat en arbejdsgruppe vedrørende udvikling

af en ny benchmarkingmodel.

Side 14 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Arbejdsgruppen har bestået af følgende medlemmer:

Sekretariatet for Energitilsynet

Ekspert

Konsulent

Dansk Energi

EWII

Radius

SYD ENERGI Net

SEAS-NVE

Karoline Hellem

Kim Pham

Kathrine Høg Riis

Ida Riber Thomsen

Mette Asmild

Peter Bogetoft

Nicolaj Mølgaard Jakobsen

Julius Kofoed (indtil 11. oktober 2016)

Kalle Hansen (fra 12. oktober 2016)

Per Sørensen

Mads Paabøl Jensen

Daniel Skovsbo Erichsen

Morten Mieritz

Peter Bogetoft har været ansat til at udvikle modellen og foretage de tekniske statisti-

ske/økonometriske analyser. Resultaterne af modelarbejdet samt de statistiske/økonometriske

analyser er blevet diskuteret i arbejdsgruppen.

Der er i alt afholdt 5 møder i arbejdsgruppen.

Arbejdsgruppen har haft til formål at drøfte hvilke(n) model(ler), der skal anvendes til at beregne

netvirksomhedernes individuelle effektiviseringspotentiale. Drøftelserne af modellen/modellerne

har været med udgangspunkt i de analyser, der har været udarbejdet af Peter Bogetoft på bag-

grund af det etablerede datagrundlag fra regnskabsåret 2014, jf. afsnit 5 om etablering af data-

grundlag. Branchedeltagerne har i den sammenhæng også haft mulighed for at præsentere egne

beregninger og analyser.

Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppen har med inddragelse af modelarbejdsgruppens

drøftelser udarbejdet et endelig forslag til hvilke modeller, der bør anvendes til at beregne netvirk-

somhedernes individuelle effektiviseringspotentialer, som er blevet indstillet til Benchmarkingek-

spertgruppen.

Side 15 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

2. Perspektivering af Benchmarkingekspertgruppens arbejde

Sigtet med benchmarkingen er at tilskynde netvirksomhederne til at blive mere effektive. Landets

elnetvirksomheder er naturlige monopoler. Da distribution af elektricitet er en monopolaktivitet, er

der en risiko for, at netvirksomhederne i udgangspunktet ikke har de samme incitamenter til øko-

nomisk effektivitet som virksomheder på et konkurrencemarked.

Ekspertgruppen finder derfor at benchmarkingmodellen

–

i fravær af markedskræfter

–

skal erstat-

te det konkurrencepres, der er på et marked med effektiv konkurrence. Det understøtter, at net-

virksomhederne minimerer de totale omkostninger til levering af de nødvendige ydelser, jf. afsnit

4.1.1 om netvirksomhedernes opgaver. Benchmarkingen skal være med til at sikre, at forbrugerne

ikke betaler mere for netvirksomhedens nødvendige ydelser, end de ville have gjort, hvis netvirk-

somhederne var udsat for konkurrence.

2.1.

Benchmarkingmodellens opfyldelse af kommissoriet

I dette afsnit gives en gennemgang Benchmarkingekspertgruppens vurdering af, i hvilken grad den

afsluttende rapport har opfyldt de i kommissoriet opstillede opgaver. Desuden har ekspertgruppen

udarbejdet en række succeskriterier for udviklingen af den nye benchmarkingmodel, som ekspert-

gruppen ligeledes vurderer sin opfyldelsesgrad af i afsnittet.

2.1.1. Robust og bygger på fagligt anerkendte og internationale anvendte metoder

I estimeringen af netvirksomhedernes økonomiske effektivitet og effektiviseringspotentialer er det

essentielt, at beregningerne sker på et valideret datasæt, men også at beregningsmetoderne er

robuste og metoderne er fagligt anerkendte. Dette sikrer, at resultaterne bliver retvisende, og at

der er en stor forståelse samt gennemsigtighed i benchmarkingmodellen og beregningsmetoderne

for effektiviseringspotentialerne.

Benchmarkingekspertgruppen vurderer, at den i rapporten anbefalede model bygger på fagligt og

praktisk anerkendte metoder, der er anvendelige i praksis. Eksempelvis anvendes tilsvarende me-

toder af nationale såvel som internationale regulatorer af forsyningsvirksomheder. Modellens resul-

tater og beregnede effektiviseringspotentialer er desuden blevet valideret og robusthedstjekket ved

at undersøge for blandt andet outliere samt hvilke netvirksomheder, der er repræsenteret på den

effektive rand. Sidstnævnte for at sikre, at randen udgør et robust sammenligningsgrundlag for alle

netvirksomheder i modellen.

Det er nærmere illustreret i Tabel 2, hvordan ekspertgruppens anbefalinger til en ny benchmar-

kingmodel flugter med internationalt anvendte metoder. Dette er reflekteret ved blandt andet at (i)

anvende DEA- og SFA-benchmarkingteknikker, (ii) anvende en bedst-af-flere tilgang, (iii) inkludere

et forrentningselement i omkostningsgrundlaget for CAPEX samt (iv) anvende cost drivere der og-

så er anvendt i udvalgte europæiske energiregulatorers benchmarkingmodeller. Det er samlet set

ekspertgruppens vurdering, at anbefalingerne i nærværende rapport leder til en benchmarkingmo-

del, der er betydeligt forbedret, set i forhold til den netvolumenmodel, som Energitilsynet anvender

i dag.

Side 16 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Tabel 2 |

Benchmarkingmodeller i udvalgte lande

Danmark

Ekspertgruppens

anbefaling

Antal netvirksomheder

Reguleringsperiode

Overordnet reguleringsmodel

Omkostningsgrundlag

2018-2022

Danmark

Eksisterende

1-årige perioder

160

2016-2019

136

2013-2017

2016-2019 og

2020-2023

OPEX

~200

2014- 2018

TOTEX

2014-2018

TOTEX

Sverige

Norge

Finland

Tyskland

Østrig

TOTEX OPEX tillagt bogfør-

TOTEX

te afskrivninger (bogført CAPEX)

(bedst-af-to

(Bogført CAPEX

tilgang af bogført

tillagt en WACC-

og standardise-

forrentning af aktiv-

ret CAPEX)

basen)

1. Norm-grid: Aggre- 1. Netkomponenter 1. Transformer-

kapacitet

gat af netkomponen-

ter.

2. Antal tilslutnin-

ger

2. Nettospidsbelast-

ning: Timeværdier fra

3. Længde af

udvekslingsmålere i

luftledninger

nettet. Alternativt

leveret mængde: Det

samlede mængde af

el som leveres til

kunderne, målt i kWh.

3. Aftagenumre:

Samlet antal af kun-

der der er tilkoblet til

nettet.

(bedst-af-flere til- (bedst-af-flere tilgang

gang af bogført og

af bogført og stan-

standardiseret dardiseret CAPEX)

CAPEX)

1. Peak Load type 1

2. Peak Load type 2

Cost drivere

1. Længde af

1. Antal tilslut- 1. Areal for netom-

højspændingsnet ninger

råde

2. Antal stationer 2. Længde af

elnettet

3. Antal tilslut-

ninger

2. Antal tilslutninger 3. Netværkets væg-

3. Peak load

tede længde

3. Transporte- 4. Længde af elnet-

eller

ret mængde

tet

3. Længde af høj-

energi

spændingsnet

4. Værdi af

4. Længde af mel-

ikke leveret

lemspændingsnet

energi

5. Længde af lav-

spændingsnet

Benchmarkingmetode

DEA og SFA

Bedst-af-to tilgang

Netvolumen

DEA

(SFA back-office)

DEA

StoNED

DEA og SFA

Bedst-af-flere tilgang

DEA (to modeller) +

MOLS

Vægtet gennemsnit

Konstant

Skalaafkast (ved DEA)

Modelform (ved SFA)

Konstant

Normeret lineær

Konstant

Loglineær

Konstant

Voksende

Normeret lineær

Kilde: Sekretariatets dialog med udenlandske regulatorer, oplysninger fra el-regulatorers hjemmesider,

Trends in electricity distribution network in North West Europe

Frontier Economics 2012, Metodik for bestamning av effektiviseringskrav i intaktsramsregleringen for elnatsforetag, REMISS

(2015), Energimarknadsinspektionen samt

rapporten Deloitte, Netselskabernes opgaver og regulering på elmarkedet i udvalgte europæiske lande, 2013 .

Note: IR = Indtægtsrammeregulering, AB = afkastbaseret regulering, OPEX = Driftsomkostninger, CAPEX = Afskrivninger, TOTEX = Totalomkostninger.

Side 17 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

2.1.2. Ydelser der beskriver netvirksomhedernes omkostninger

For at konstruere en saglig og valid benchmarkingmodel er det centralt at identificere, hvilke ydel-

ser, der er omkostningsdrivende for netvirksomhederne, samt hvilke ydelser der bedst forklarer

omkostningsvariationerne mellem netvirksomhederne. Benchmarkingekspertgruppen har bestræbt

sig på at etablere en ny benchmarkingmodel baseret på målbare ydelser, der skaber direkte værdi

for kunderne. Direkte ydelser til kunder er f.eks. størrelsen af energileverancen, håndtering af in-

stallationsblanketter samt leveringssikkerhed. Det har imidlertid vist sig, at en benchmarkingmodel,

som er baseret på de totale omkostninger, ikke opnår den samme høje forklaringsgrad, når der

udelukkende anvendes direkte målbare ydelser i benchmarkingmodellen. Der kan i stedet for di-

rekte ydelser anvendes såkaldte proxyvariable. En proxyvariabel er reelt målt i forhold til en anden

karakteristik, men den statistiske korrelation og begrebsmæssige mening kan skabe grundlag for

at anvende en proxyvariabel til at estimere den konkrete ydelse.

I ekspertgruppens arbejde med at udvikle en ny benchmarkingmodel er der anvendt en række pro-

xyvariable, da de statistisk og begrebsmæssigt viser sig at være forklarende for netvirksomheder-

nes omkostninger, jf. afsnit 4.4 om beskrivelse af mulige ydelser.

På trods af en ambition om udelukkende at inkludere direkte ydelser til kunder i modellen har ek-

spertgruppen valgt også at inddrage proxyvariable for virksomhedernes ydelser, herunder ud-

strækningen og opbygningen af de enkelte elnet målt ved et begrebet norm-grid. Norm-gridmålet

består af en række netkomponenter såsom elkabler og transformerstationer, som i høj grad driver

netvirksomhederne omkostninger, og derfor er forklarende for omkostningsvariationerne mellem

netvirksomhederne.

Der har i forbindelse med Benchmarkingekspertgruppens arbejde med udvikling af en ny bench-

markingmode været nedsat en række arbejdsgrupper, hvor Benchmarkingekspertgruppen har invi-

teret Dansk Energi til at deltage. Ekspertgruppen har efter indstilling fra Dansk Energi valgt at in-

kluderer en række netvirksomheder ved direkte repræsentation i arbejdergrupper om hhv. ydelser,

kontering og model. Det vedrører hhv. Radius, EnergiMidt (Eniig), EWII, SEAS-NVE og Syd Energi

Net. Det skal hertil bemærkes, at branchen og de enkelte netvirksomheder, som har deltaget i ar-

bejdsgrupperne, har været enige i ekspertgruppens synspunkt om, at det ikke er muligt udelukken-

de at basere en ny benchmarkingmodel på direkte målbare ydelser til kunderne, men at det i lighed

med praksis i andre europæiske lande også er nødvendigt at inddrage proxyvariable for virksom-

hedernes ydelser, herunder udstrækningen og opbygningen af de enkelte elnet målt ved norm-

grid. Benchmarkingekspertgruppen vurderer, at de valgte proxyvariable er rimelig stedfortræder for

de ydelser, som netvirksomhederne leverer.

2.1.3. Neutralitet mellem driftsomkostninger og investeringer

I tilknytning til formålet med benchmarkingen finder ekspertgruppen, at benchmarkingens investe-

ringsincitamenter skal være neutrale, således at den eksempelvis ligestiller investeringer i fysisk

net og i mere driftstunge løsninger. Derudover skal benchmarkingen være neutral overfor om net-

virksomheden selv udfører en aktivitet eller køber ydelsen efter gældende samhandelsregler.

Det er ekspertgruppens vurdering, at benchmarking af de totale omkostninger samt en udmøntning

på både påvirkelige driftsomkostninger og påvirkelige afskrivninger sikrer neutralitet mellem drifts-

Side 18 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

tunge og investeringstunge opgaveløsninger. Desuden er der i opgørelsen af de totale omkostnin-

ger inkluderet et forrentningselement på kapitalomkostningerne. Dette reducerer skævvredne inci-

tamenter, og sikrer en korrekt balance mellem omkostningerne ved at vælge en driftstung eller

investeringstung opgaveløsning.

2.2.

Benchmarkingekspertgruppens succeskriterier

Det overordnede succeskriterie for benchmarkingmodellen er,

at modellen skal erstatte det konkur-

rencepres, der er på et marked med effektiv konkurrence og resultere i effektfulde og rimelige krav,

jf. Benchmarkingekspertgruppens 1. delaflevering.

Nedenstående succeskriterier er opstillet med henblik på en evaluering af, om benchmarkingmo-

dellen efterlever de oplistede mål. Valget af den endelige model indebærer en afvejning af de for-

skellige succeskriterier. Succeskriterierne er i videst mulig omfang opstillet målbare og objektive:

10.

Administrerbar indenfor rimelige rammer

Retvisende og saglig model

Enkel, operationel og robust model

Modellen bygger på empiriske data

Usikkerheder håndteres i data, model og udmøntning

Udmøntningen stiller fair krav til mulig forandringshastighed

Er ikke til hinder for strukturel udvikling af branchen

Neutral overfor forskellige typer af opgaveløsning

Relevante udenlandske erfaringer er indbygget

Branchen har været aktivt inddraget i processen

Succeskriterierne har været anvendt i processerne omkring ekspertgruppens arbejde. Således har

det blandt andet været standarden for ydelses-, konterings- og modelarbejdsgruppen at have suc-

ceskriterierne for øje og sikre, at processen i hver arbejdsgruppe har fulgt de listede succeskriteri-

er, som har været relevante for arbejdsgrupperne.

2.2.1. Benchmarkingmodellens opfyldelse af succeskriterierne

Med udgangspunkt i de samlede anbefalinger fra Benchmarkingekspertgruppen til en ny bench-

markingmodel har ekspertgruppen foretaget en vurdering af opfyldelsen af succeskriterierne. Op-

fyldelsen af succeskriterierne er angivet i Tabel 3.

Opfyldelsen af Benchmarkingekspertgruppens succeskriterier, i forhold til den samlede anbefaling

til ny benchmarkingmodel, er illustreret i form af et trafiklys, hvor grønt lys = opfyldelse, gult lys =

delvis opfyldelse, rødt lys = manglende opfyldelse. Det bemærkes, at grønt lys ikke nødvendigvis

er udtryk for en 100 pct. opfyldelse, men også kan afspejle, at det pågældende succeskriterium har

en høj opfyldelsesgrad, men altså ikke nødvendigvis 100 pct. Opfyldelsen er baseret på Bench-

markingekspertgruppens egen vurdering, og ekspertgruppen er opmærksom på, at andre kan have

en anden vurdering.

Side 19 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Tabel 3 |

Opfyldelse af succeskriterierne for Benchmarkingekspertgruppens anbefalinger

Succeskriterier

Overordnet succeskriterie:

Benchmarkingmodellen skal erstatte det konkurrencepres der er på et marked

med effektiv konkurrence og resultere i effektfulde og rimelige krav

1. Administrerbar indenfor rimelige rammer

2. Retvisende og saglig model

3. Enkel, operationel og robust model

4. Modellen bygger på empiriske data

5. Usikkerheder håndteres i data, model og udmøntning (vedrørende udmøntning jf.

succeskriterie 6)

6. Udmøntningen stiller fair krav til mulig forandringshastighed

7. Er ikke til hinder for strukturel udvikling af branchen

8. Neutral overfor forskellige typer af opgaveløsning

9. Relevante udenlandske erfaringer er indbygget

10. Branchen har aktivt været inddraget i processen

Kilde: Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppen.

Opfyldelsesgrad

Ad 1. Administrerbar indenfor rimelige rammer

Ekspertgruppen vurderer, at den anbefalede benchmarkingmodel er administrerbar indenfor rime-

lige rammer. Det bemærkes, at den anbefalede benchmarkingmodel er en væsentlig forbedring set

i forhold til den nuværende netvolumenmodel, blandt andet fordi den nye benchmarkingmodel vil

blive baseret på to metoder, som er fagligt og praktisk anerkendte. Begge metoder medfører, at

beregningsfasen vil kræve et øget ressourceforbrug, men hver af disse metoders evne til at hånd-

tere kompleksiteten mellem netvirksomhedernes omkostninger og leverede ydelser gør, at ek-

spertgruppen anbefaler en benchmarkingmodel, hvor der anvendes to beregningsmetoder.

Benchmarkingekspertgruppen vurderer endvidere, at det arbejde, som Peter Bogetoft overleverer

til Energitilsynet i form af et script (programmeringskoder), vil reducere Energitilsynets administrati-

ve arbejde, når der skal foretage en ny benchmarking af netvirksomhedernes økonomiske effektivi-

tet i 2018.

Ad 2. Retvisende og saglig model

Den i rapporten anbefalede benchmarkingmodel er baseret på 2014-data, og afspejler derfor ikke

nødvendigvis forholdene mellem de totale omkostninger og de mulige ydelser i modellen på læn-

gere sigt. Ekspertgruppen vurderer imidlertid, at der på baggrund af det eksisterende datagrundlag

er udarbejdet en retvisende og saglig benchmarkingmodel. Ligeledes vurderer ekspertgruppen, at

Side 20 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

de indstillede anbefalinger i rapporten også skaber grundlag for en retvisende og saglig benchmar-

kingmodellen på længere sigt.

Ad 3. Enkel, operationel og robust model

Benchmarkingmodellen består af en sammenvejning af de ydelser, som ekspertgruppen vurderer,

er forklarende for omkostningsvariationerne mellem netvirksomhederne, samt giver begrebsmæs-

sig mening. Ydelserne i modellen vurderes at være både operationelle og relativt enkle at forklare.

Herudover er der fortaget et robusthedstjek af modellen, for at afdække hvorvidt modellens resulta-

ter er robuste. Eksempelvis er det afdækket, hvorvidt netvirksomhedernes effektivitet er afhængig

af gode resultater for enkelte år sammenlignet med at anvende et gennemsnit baseret på flere års

data. Desuden er der i modeludviklingen taget højde for den eksisterende branchestruktur, og der-

for er en række af modelspecifikationerne foretaget med henblik på at undgå, at bestemte typer af

netvirksomheder tilgodeses i modelberegningerne. Modelspecifikationerne er således neutrale i

forhold til f.eks. størrelsen af netvirksomhederne. Ekspertgruppen vurderer derfor, at den anbefa-

lede benchmarkingmodel både er enkel, operationel og robust.

Ad 4. Modellen bygger på empiriske data

Det eksisterende datagrundlag for udarbejdelsen af den nye benchmarkingmodel er baseret på en

række forskellige datakilder hhv. Energitilsynets foreliggende data, nye data indsamlet i marts

2016 samt data fra eksterne kilder, herunder Energinet.dk og NetStat. Alle data vedrører regn-

skabsåret 2014. Formålet med den nye dataindsamling i marts 2016 har været at supplere allerede

foreliggende data og etablere et fyldestgørende datagrundlag. Det er derfor ekspertgruppens vur-

dering, at modellen bygger på et empirisk dataset.

Ad 5. Usikkerheder håndteres i data, model og udmøntning

Ekspertgruppen anbefaler en benchmarkingmodel, hvori der fremadrettet er anbefalinger til hånd-

teringen af usikkerheder i forhold til datakvaliteten og modelspecifikationen. Således er det anbefa-

lingen, at data opdateres inden benchmarkingmodellen på længere sigt genberegnes. Desuden

anbefaler ekspertgruppen, at der ved potentialeberegningerne anvendes to modelberegningsme-

toder (DEA og SFA). Ekspertgruppen vurderer samlet set, at succeskriteriet er opfyldt, det skal dog

bemærkes, at der alene gives guidelines til udmøntning af effektiviseringskrav, hvorfor det er van-

skeligt for ekspertgruppen at vurdere, om usikkerheder håndteres i udmøntningen fremadrettet.

Vedrørende udmøntning se kommentar til Ad 6.

Ad 6. Udmøntningen stiller fair krav til mulig forandringshastighed

Ekspertgruppen har ikke anbefalet en endelig metode til udmøntning, da ekspertgruppen i henhold

til kommissoriet ikke har fået tildelt denne opgave. Ekspertgruppen har dog på opfordring fra Ener-

gistyrelsen udarbejdet en række guidelines for udmøntningen. Ekspertgruppen anbefaler, at Ener-

gitilsynet træffer en beslutning om en endelig udmøntningsmekanisme. Da der således endnu ikke

er taget stilling til den endelige metode for udmøntning, vurderer ekspertgruppen ikke, at punktet er

fuldt opfyldt.

Ad 7. Er ikke til hinder for strukturel udvikling af branchen

Af El-reguleringsudvalgets anbefaling fremgik, at den nye økonomiske regulering af netvirksomhe-

der bør sikre, at reguleringen ikke udgør en barriere for konsolidering af netvirksomhederne.

Side 21 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

En antagelse om konstant skalaafkast i DEA-modellen kan være med til at bidrage til, at bench-

markingmodellen ikke er til hinder for strukturudviklingen i branchen. Antagelsen vurderes desuden

at være rimelig, da der antages, at det hverken er en ulempe at være en stor eller en lille virksom-

hed. Netvirksomheder over og under en bestemt størrelse vil ikke blive tilgodeset ved konstant

skalaafkast, da ingen netvirksomheder vil blive behandlet anderledes alene afhængigt af netvirk-

somhedens størrelse.

Modsat kan et stigende, aftagende og varierende skalaafkast potentielt være til hinder for struktur-

udviklingen, da disse skalaafkast kan risikere at give skævvredne incitamenter, når netvirksomhe-

der fusionerer eller en netvirksomhed vælger at opdele sig i to eller flere mindre netvirksomheder.

Ekspertgruppen vurderer derfor, at den anbefalede benchmarkingmodel ikke er til hinder for struk-

turudviklingen i branchen.

Ad 8. Neutral overfor forskellige typer af opgaveløsning

Opfyldelsen af succeskriteriet er blevet gennemgået i afsnit 2.1.3.

Ad 9. Relevante udenlandske erfaringer er indbygget

Ved udarbejdelse af den nye benchmarkingmodel er der i høj grad skelet til relevante udenlandske

erfaringer. Som nævnt under afsnit 2.1.1 flugter ekspertgruppens anbefalinger til en ny benchmar-

kingmodel med anvendte metoder internationalt. Ekspertgruppen vurderer derfor, at der er taget

højde for udenlandske erfaringer i modellen.

Ad 10. Branchen har aktivt været inddraget i processen

Branchen har været repræsenteret i følgegruppen. Følgegruppen har i gennem hele forløbet haft

lejlighed til at kommentere på det materiale, som ekspertgruppen har modtaget, og ekspertgruppen

har indgående drøftet de bemærkninger, som følgegruppens medlemmer har haft til materialet.

Herudover har der været nedsat en række arbejdsgrupper, hvor Benchmarkingekspertgruppen har

inviteret Dansk Energi til at deltage med det formål at imødekomme branchen og inddrage deres

perspektiver og viden i arbejdet med at bygge en ny benchmarkingmodel. I arbejdsgrupperne har

en række netvirksomheder desuden været repræsenteret. Ekspertgruppen vurderer derfor, at

branchen har været aktivt inddraget i hele processen.

Benchmarkingekspertgruppen vurderer, at de opsatte succeskriterier for udviklingen af en ny

benchmarking er opfyldt på rimelig vis. Desuden er det vurderingen, at det resterende succeskrite-

rium, som ikke er fuldt ud opfyldt, på længere sigt kan blive opfyldt ved at følge de anførte anbefa-

linger i rapporten.

Side 22 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

3. Omkostningsgrundlag

Det fremgår af kommissoriet for udarbejdelse af en ny model til benchmarking af netvirksomheder-

nes økonomiske effektivitet, at Benchmarkingekspertgruppens arbejde blandt andet forventes at

omfatte en identifikation af det konkrete omkostningsgrundlag, som skal anvendes i modellen.

Herunder skal der tages stilling til, om der er omkostninger, som bør holdes ude af omkostnings-

grundlaget.

Det fremgår endvidere af ekspertgruppens kommissorium, at modellen bør basere sig på netvirk-

somhedernes leverede ydelser og totalomkostninger, dvs. at netvirksomhederne skal effektivisere

på deres totale omkostninger (TOTEX).

3.1.

Beskrivelse af omkostningsgrundlag

Grundlaget for benchmarkingmodellen er totalomkostningerne (TOTEX), der består af summen af

driftsomkostninger (OPEX) og kapitalomkostninger (CAPEX) inklusiv et forrentningselement. En

TOTEX-benchmarkingmodel modvirker som udgangspunkt en skævvridning i afvejningen mellem

driftsomkostninger og omkostninger til investeringer i kapital og er udgangspunktet for ekspert-

gruppens anbefalinger til en ny benchmarkingmodel.

Nedenfor gives en kort introduktion til de to omkostningsbegreber, OPEX og CAPEX.

3.1.1. Driftsomkostninger (OPEX)

Driftsomkostninger (OPEX

–

OPerating EXpenses) er de kortsigtede løbende operationelle om-

kostninger, der er forbundet med at drive en virksomhed. Driftsomkostninger regnskabsføres i det

samme år, som omkostningerne opstår. Som udgangspunkt skal netvirksomhederne indberette

samtlige driftsomkostninger.

Driftsomkostningerne defineres i henhold til indtægtsrammebekendtgørelsen § 2, stk. 1 nr. 5

”Virksomhedens

omkostninger til indkøb af energi, lønninger, tjenesteydelser, administration, vedligehol-

delse, demontering af eksisterende anlæg, som ikke indgår i beregningen af nødvendige nyinvesterin-

ger, jf. § 15, stk. 5, driftsomkostninger pålagt af offentlige myndigheder eller Energinet.dk, nettab samt

afvikling af de i § 69, stk. 1, i lov om elforsyning nævnte gældsforpligtelser og udgifter til sikkerhedsstil-

lelse. Omkostningerne anses i reguleringsmæssig henseende for ligeligt fordelt over året. Omkostninger

knyttet til virksomhedens energispareindsats omfattet af kapitel 3 i bekendtgørelse nr. 1394 af 2. decem-

ber 2015 om energispareydelser i net- og distributionsvirksomheder indgår ikke i opgørelsen af driftsom-

kostningerne.”

3.1.2. Kapitalomkostninger (CAPEX)

Kapitalomkostninger (CAPEX

–

CAPital EXpenditures) er anlægsomkostninger, der anvendes af

en virksomhed til at erhverve eller opgradere fysiske anlægsaktiver som ejendomme, industrielle

bygninger eller udstyr. Den mest udbredte form for anlægsaktiver er de materielle aktiver. Materiel-

Bekendtgørelse om indtægtsrammer for netvirksomheder og regionale transmissionsvirksomheder omfattet

af lov om elforsyning, BEK nr. 195 af 04/03/2016.

Side 23 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

le anlægsaktiver kan omfatte køretøjer, kabler, kontorartikler, elmålere, computere eller ejendom-

me.

Kapitalomkostningerne består primært af to elementer. Det ene element forbundet med kapitalom-

kostninger er det værditab og det slid, der sker på kapitalapparatet over tid. Regnskabsmæssigt er

dette udtryk normalt benævnt

–

afskrivninger.

Det andet element består at de omkostninger, som er forbundet med at have kapital bundet i akti-

ver, hvad enten disse finansieres via egenkapital eller via gæld

–

dette udtryk er ofte benævnt

ka-

pitalbindingsomkostninger.

Egenkapital kunne i princippet have indtjent en alternativ forrentning,

hvis den var blevet investeret i andre aktiver. Kapitalbindingen koster penge, som det også ses når

kapitalen lånefinansieres, og der skal betales rente til kreditorerne. Hvis sådanne renteomkostnin-

ger ikke inddrages i kapitalomkostningerne, og altså i benchmarkingen, kan virksomhedernes inci-

tamenter

–

alt andet lige

–

blive skævreddet, således at der opstår en tendens til at foretrække

kapitaltunge løsninger på virksomhedernes opgaver (overkapitalisering).

Kapitalomkostningerne er således givet ved følgende udtryk:

Kapitalbinding

��

∙

Der findes mange måder at opgøre CAPEX på i praksis. Afskrivninger, renteomkostninger og ak-

tivbasen kan enten baseres på bogførte værdier eller der kan foretages forskellige grader af stan-

dardisering, afhængig af i hvilken grad kapitalomkostningerne ønskes standardiseret.

Afsnit 3.3 giver en nærmere beskrivelse af problemstillingen omkring standardisering af kapitalom-

kostningerne samt opgørelsen af afskrivninger og kapitalbindingsomkostningerne.

3.1.3. Benchmarkingekspertgruppens anbefalinger

Ekspertgruppen anbefaler:



At omkostningsgrundlaget opgøres som netvirksomhedernes totale omkostninger (TO-

TEX) givet ved følgende udtryk:

∙

OPEX

CAPEX

3.2.

Særlige omkostningsposter

Benchmarkingekspertgruppen anbefaler, at udgangspunktet for omkostningsgrundlaget i den nye

benchmarkingmodel er netvirksomhedernes totale omkostninger, jf. afsnit 3.1.3. I den forbindelse

er det imidlertid relevant at overveje, om der er konkrete typer af omkostninger, som bør udelades

Side 24 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

af omkostningsgrundlaget for at sikre det bedst mulige grundlag til at sammenligne netvirksomhe-

dernes omkostninger.

Formålet med benchmarkingen er at sammenligne netvirksomhedernes omkostninger, for på den

måde at vurdere deres økonomiske effektivitet. Denne sammenligning skal ske på baggrund af et

ensrettet og sammenligneligt omkostningsgrundlag. Det kan i den forbindelse være nødvendigt at

behandle bestemte typer af omkostninger anderledes end andre, da det ikke er alle omkostnings-

poster, som er sammenlignelige på tværs af netvirksomhederne, eller som netvirksomhederne har

kontrol over.

Ekspertgruppen har i forbindelse med 1. delaflevering, som blev fremsendt til ministeren i decem-

ber 2015 (jf. bilag 2), vurderet, at (i) Energitilsynet har de nødvendige kompetencer til at vurdere

om konkrete omkostningsposter bør udgå af benchmarkinggrundlaget, og (ii) alene væsentlige

omkostningsposter bør kunne udgå af omkostningsgrundlaget.

Ekspertgruppen lægger fortsat vægt på, at det alene er væsentlige omkostningsposter, der bør

udgå af omkostningsgrundlaget. Væsentlighedskriteriet kan opgøres på forskellig vis, f.eks. som

en andel af omkostningsgrundlaget.

Ekspertgruppen anbefaler, at det er Energitilsynet, som fortsat træffer endelig afgørelse om, hvilke

konkrete omkostningsposter der kan holdes ude af omkostningsgrundlaget. Ekspertgruppen har

derfor ikke udformet en endelig liste over omkostninger, der bør betragtes som særlige omkostnin-

ger i den nye benchmarkingmodel. Ekspertgruppen har i stedet opstillet en række kriterier, som

kan anvendes til en konkret vurdering af, om omkostningsposter bør betragtes som særlige om-

kostninger i den nye benchmarkingmodel.

Ekspertgruppen har givet konkrete anbefalinger vedrørende tre omkostningsposter– tab på debito-

rer, nettabsomkostninger samt omkostninger til smart grid investeringer. Ekspertgruppen anbefa-

ler, at tab på debitorer samt nettabsomkostninger udelades af omkostningsgrundlaget, pga. deres

særlige karakteristika som rammer hele branchen

–

om end på forskellig måde. Modsat anbefaler

ekspertgruppen, at omkostninger til smart grid investeringer ikke udelades af omkostningsgrundla-

get. De tre omkostningsposter er nærmere beskrevet i afsnit 3.2.1 nedenfor.

Det skal bemærkes, at kriterierne alene omhandler håndtering af særlige omkostningsposter i

om-

kostningsgrundlaget

i den nye benchmarking model, og ikke hvordan omkostningsposterne skal

håndteres i forbindelse med

udmøntning.

Det er således ikke trivielt at konkludere, at fordi en om-

kostningspost bør holdes ude af omkostningsgrundlaget, så skal der heller ikke udmøntes krav på

den. Der henvises til afsnit 10 for en beskrivelse af ekspertgruppens anbefalinger om udmøntnin-

gen af effektiviseringspotentialerne.

Overordnet sondres der mellem to forskellige typer af omkostningsposter, som kan være særlige

omkostningsposter for netvirksomhederne hhv. omkostningsposter, som er sammenlignelige og

ikke sammenlignelige på tværs af netvirksomhederne.

Sammenlignelige omkostningsposter:

Er omkostninger, som alle netvirksomheder har, og som kan

sammenlignes på tværs af netvirksomhederne.

Side 25 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

ikke sammenlignelige omkostningsposter:

Er særlige omkostninger, som kun nogle netvirksomhe-

der har, eller omkostninger som alle netvirksomheder har, men som i særlig høj grad afhænger af

eksogene forhold, som netvirksomhederne ikke har kontrol over, og som således rammer netvirk-

somhederne forskelligt.

Ekspertgruppen anbefaler:



At særlige omkostningsposter efter en konkret ansøgning fra netvirksomheden vurderes af

Energitilsynet på baggrund af kriterierne beskrevet ovenfor



At der bør være hjemmel i lovgivningen til, at Energitilsynet kan fastsætte et væsentlig-

hedskriterie, som de særlige omkostningsposter skal opfylde for, at de kan undtages fra

omkostningsgrundlaget

3.2.1. Konkrete omkostningsposter

Ekspertgruppen har konkret vurderet, hvorvidt de to omkostningsposter ’tab på debitorer’ og ’om-

kostninger til nettab’ bør betragtes som særlige poster i den nye benchmarkingmodel og således

holdes ude af omkostningsgrundlaget.

Derudover har ekspertgruppen diskuteret hvorledes omkostninger forbundet med smart grid inve-

steringer bør håndteres i den nye benchmarkingmodel.

3.2.1.1.

Tab på debitorer

Overgangen til engrosmodellen har medført væsentlige ændringer for netvirksomhedernes håndte-

ring af og risiko i forhold til tab på debitorer.

Frem til 1. april 2016 har netvirksomhederne haft en stor kundegruppe bestående af de enkelte

elkunder. Der har i perioden været en fast indarbejdet og myndighedsgodkendt restanceproces i

forhold til håndtering af kundernes manglende betaling. Det har betydet, at en restance har skullet

indkræves efter almindelig inkassolovgivning og har medført, at netvirksomhederne har haft bety-

delige tab på debitorer. Netvirksomhederne har således oplevet mange mindre tab, da det enkelte

kundeforhold i mange tilfælde har udgjort et mindre beløb for netvirksomhederne.

Med engrosmodellens indførsel ændres ovenstående billede. Netvirksomheder bliver med en-

grosmodellen underleverandører til elhandelsselskaberne og har ikke længere et direkte kundefor-

hold til de enkelte elkunder. Det forventes derfor, at antallet af situationer med tab på debitorer

bliver væsentligt færre, men at tabene beløbsmæssigt bliver væsentligt større, når et tab på debito-

rer forekommer. Tab på debitorer vil opstå, når et elhandelsselskab går konkurs og ikke kan betale

netvirksomheden. Netvirksomhederne vil stå for opkrævning af egne tariffer og elafgifter fra elhan-

delsselskaberne, og fakturaen til et elhandelsselskab vil være af en betydelig størrelse. Der vil så-

ledes være tale om betydelige tab, i tilfælde af at et elhandelsselskab går konkurs.

Netvirksomhederne har med indførelsen af Engrosmodellen begrænsede muligheder for at sikre

sig mod tab vedrørende elhandelsselskaber. Det har været en forudsætning for indførslen af en-

grosmodellen, at netvirksomhederne ikke udgør en barriere for elhandelsselskabernes adgang til

elmarkedet.

Side 26 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Netvirksomhederne kan som monopolvirksomhed ikke vælge, hvilke elhandelsselskaber de vil ind-

gå aftale med, da alle elhandelsselskaber skal have adgang til det kollektive distributionsnet. End-

videre har netvirksomhederne ikke ret til at opkræve en stående sikkerhedsstilling, som alle elhan-

delsselskaber skal betale. Netvirksomhederne skal i stedet fastsætte betingelser for anvendelse af

distributionsnettet, hvor de nærmere bestemmelser vedrørende misligholdelse fastsættes.

Netvirksomhederne har i fællesskab udarbejdet en standardaftale om brug af distributionsnettet,

benævnt

”Standardaftalen mellem netselskab og elleverandør”,

som alle netvirksomheder anven-

der fra den 1. april 2016. Netvirksomhederne forpligter sig efter standardaftalen til at stille krav om

sikkerhedsstillelse, når visse betingelser er opfyldt. Netvirksomhederne kan alene vurdere elhan-

delsselskaberne ud fra faste objektive kriterier, som har med betalingsmønster, regnskaber og

anerkendte uafhængige kreditvurderinger at gøre. Det betyder, at netvirksomhederne er forpligtet

til at stille krav om sikkerhedsstillelse, når særlige betingelser er opfyldt, men de har samtidig kun

ret til at stille krav om sikkerhed i de specificerede situationer.

Netvirksomhederne har ikke adgang til at sikre sig yderligere mod tab på elhandelsselskaber. I

tilfælde af at et elhandelsselskab ikke kan betale og ender med at gå konkurs, er forventningen at

alle netvirksomheder rammes men i forskellig grad, og at alle netvirksomheder har haft samme

begrænsede mulighed for at sikre sig mod tab.

Benchmarkingekspertgruppen vurderer som følge heraf, at omkostninger vedrørende tab på debi-

torer i vid udstrækning er usammenlignelige på tværs af netvirksomhederne, og at omkostningerne

således bør holdes ude af omkostningsgrundlaget i den nye benchmarkingmodel.

Ekspertgruppen anbefaler:



At omkostninger til tab på debitorer vedrørende handelsselskaber holdes ude af omkost-

ningsgrundlaget i den nye benchmarkingmodel, hvis betingelserne for sikkerhedsstillelse

er opfyldt.

3.2.1.2.

Nettab

I netvirksomhedernes indtægtsrammeregulering indgår omkostninger til nettab som en selvstændig

post, og er defineret som værende en del af driftsomkostningerne, jf. indtægtsrammebekendtgø-

relsen § 2, stk.1 nr. 5. Nettabsomkostningerne indeholder de omkostninger som netvirksomheder-

ne kan henføre til dækning af nettab.

Ved modelkørsler, hvor det fysiske nettab korrigeres ved at trække nettabsomkostningerne ud af

driftsomkostningerne krone for krone, indikerer analyseresultaterne, at nettabet skaber støj i data.

Mængden af støj betyder, at modellerne ikke er i stand til at identificere effektiviteten, da modellen

ikke statistisk er i stand til at adskille støj og ineffektivitet.

I Figur 2 er illustreret de enkelte netvirksomheders enhedspris

på kWh indkøbt el til nettab.

Spændet mellem de enhedspriser, som netvirksomhederne indkøber el til at dække nettab med, er

mere end 90 øre per kWh.

Enhedspriserne er de samlede nettabsomkostninger divideret med det fysiske nettab, kroner pr. kWh.

Side 27 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Den standardiserede enhedspris er ved anvendelse af data for 2014 beregnet til 58,11 øre pr.

kWh, og er et vægtet gennemsnit af de anførte enhedspriser i Figur 2, hvor det fysiske nettab an-

vendes som vægte. På længere sigt bør den økonomiske del af nettabsomkostningerne undersø-

ges nærmere, for at afklare hvilke faktorer, som er afgørende for enhedsprisen på nettabet.

Figur 2 |

Kroner pr. kWh betalt til at dække det fysiske nettab

Kilde: Peter Bogetofts præsentation til 9. ekspertgruppemøde d. 23. september 2016.

Note: Det bemærkes, at to af de tre observationer, som har enhedspris over 1 krone per kWh, er transformerforeninger,

og indgår således ikke i analysegrundlaget til benchmarkingmodellen.

Når netvirksomhedernes fysiske nettab trækkes ud til en standardiseret værdi, vil der være en risi-

ko for, at enkelte netvirksomheder indgår i benchmarkingen med et lavere omkostningsgrundlag

end deres reelle niveau. Samme udfordring er dog til stede ved at anvende krone for krone, da de

netvirksomheder, som har en høj indkøbt enhedspris, kan have allokeret for mange omkostninger

til nettabet og derfor får nedsat deres omkostningsgrundlag med for høje nettabsomkostninger.

Ved en standardpris vil de netvirksomheder, som har haft en indkøbt enhedspris, der er lavere end

standardprisen, få nedjusteret omkostningsgrundlaget og dermed fremstå mere effektive. Modsat

vil de netvirksomheder, som har høje enhedspriser for den indkøbte el, få opjusteret omkostnings-

grundlaget og altså fremstå mindre effektive i potentialeberegningerne.

Ekspertgruppen har anbefalet, at netvirksomhederne fremadrettet indberetter flere oplysninger

vedrørende deres fysiske nettab samt flere detaljer vedrørende opgørelsen af nettabsomkostnin-

gerne, jf. ekspertgruppens forslag til konterings- og indberetningsvejledning i bilag 3.

Ekspertgruppen anbefaler, at nettabsomkostningerne i den første reguleringsperiode trækkes ud af

omkostningsgrundlaget med de faktiske omkostninger, på baggrund af en forventning om, at data-

grundlaget for opgørelsen af nettabsomkostningerne bliver forbedret fremadrettet. Ekspertgruppen

anbefaler dog, at der beregnes et interval omkring den gennemsnitlige enhedsomkostning på f.eks.

+/- 15 pct. Dvs. hvis netvirksomhedernes enhedsomkostninger ligger uden for dette interval, vil

Side 28 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

deres omkostninger blive korrigeret så de ligger indenfor intervallet, før de fratrækkes omkost-

ningsgrundlaget.

På længere sigt anbefaler ekspertgruppen, at både det fysiske nettab samt nettabsomkostningerne

inkluderes i benchmarkingmodellen. Det forventes, at netvirksomhederne får mulighed for at opgø-

re deres fysiske nettab mere ensartet og detaljeret efter den fulde udrulning af fjernaflæste målere i

2020.

Ekspertgruppen anbefaler:



At det fysiske nettab trækkes ud af omkostningsgrundlaget, indtil der på længere sigt fore-

ligger en mere præcis opgørelse af det fysiske nettab, som følge af blandt andet krav om

fjerneaflæste målere i 2020.



At det fysiske nettab i benchmarkingen i 2018 trækkes ud med de faktiske omkostninger,

dog med en grænse for hvor meget enhedsprisen kan variere fra den gennemsnitlige en-

hedsomkostning.



At der på længere sigt arbejdes med at inkludere hele nettabet i benchmarkingmodellen,

dvs. at både det fysiske nettab og nettabsomkostningerne indgår i benchmarking af net-

virksomhedernes effektivitet.

3.2.1.3.

Omkostninger til smart grid investeringer

Af El-reguleringsudvalgets anbefalinger fremgik, at den nye regulering skal skabe rammer for, at

smart grid-investeringer herunder investeringer i overvågning, kommunikationssystemer m.v., kan

foretages. El-reguleringsudvalgets vurdering er, at disse regulatoriske rammer ikke skabes under

den nuværende regulering af netvirksomhederne.

Den nuværende benchmarking af netvirksomhederne vurderes at skævvride investeringsincita-

menterne da netvirksomhederne sammenlignes på baggrund af netvirksomhedernes faktiske om-

kostninger i forhold til deres netvolumen. Dette beregnes på baggrund af netvirksomhedernes fysi-

ske netkomponenter og standardværdier for omkostningerne ved hver gruppe af netkomponenter.

Der findes ingen særlige komponentgrupper for smart grid anlæg i den nuværende benchmarking

med undtagelse af fjernaflæste målere. Dette medfører, at visse typer af investeringer giver en

dårligere placering i benchmarkingen. Eksempelvis vil investeringer i IT ikke give anledning til æn-

dringer i en netvirksomheds netvolumen, da der ikke er et netaktiv for IT i den nuværende model.

Omkostningerne vil dog indgå, hvorved virksomheden opnår en lavere omkostningseffektivitet.

Overordnet set favoriserer den nuværende model således investeringer i fysiske anlæg frem for

optimering af det eksisterende net.

Herudover vil der i forbindelse med udbygningen af vedvarende energi de kommende år kunne

opstå et behov for at kunne håndtere en øget effekt og maksimal belastning i nettet, da vedvaren-

de energi ofte giver mere fluktuerende elproduktion f.eks. i forbindelse med gode vindforhold. Sam-

tidig vil en nedgang i den leverede mængde el som følge af energieffektivisering og egenprodukti-

on ikke afstedkomme, at elforsyningsnet tages ud af drift. Det betyder, at den leverede mængde el

kan falde samtidig med, at behovet for kapacitet i nettet stiger.

Side 29 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Det vurderes derfor, at der er behov for en regulering, der ikke diskriminerer i forhold til investering

og drift af smart grid samt sikrer, at netvirksomhedernes tilladte indtægter er tæt knyttet til deres

faktiske omkostninger. På baggrund heraf er der i kommissoriet præciseret, at den nye benchmar-

kingmodel skal give netvirksomhederne incitament til at vælge de løsninger, der mest omkost-

ningseffektivt leverer de nødvendige ydelser. Modellens investeringsincitamenter skal derfor være

neutrale, således, at den eksempelvis ligestiller investeringer i fysisk net og investeringer i mere

driftstunge løsninger, herunder eksempelvis smart grid.

Det er ekspertgruppens vurdering, at investeringer i fysisk net og investeringer i mere driftstunge

løsninger bedst muligt ligestilles i benchmarkingmodellen ved, at smart grid indgår i omkostnings-

grundlaget. Ekspertgruppen er opmærksom på, at der i den anbefalede benchmarkingmodel base-

ret på 2014-data ikke indgår et direkte outputmål for smart grid-løsninger, da der på nuværende

tidspunkt ikke foreligger tilstrækkelige data for smart grid-løsninger baseret på det eksisterende

datagrundlag.

Ekspertgruppen anbefaler, at der på længere sigt arbejdes med at etablere og indhente repræsen-

tative data for smart grid-løsninger. På længere sigt forventes det således at være muligt, at udvide

antallet af komponenter i norm-gridmålet til også at omfatte smart grid-komponenter. Norm-grid er

nærmere beskrevet i afsnit 6.1.2 om anvendelse af norm-grid.

Ekspertgruppen anbefaler:



At omkostninger til smart grid investeringer ikke udelades af omkostningsgrundlaget i den

nye benchmarkingmodel.



At der på længere sigt arbejdes med at etablere og indhente repræsentative data for smart

grid-løsninger.

3.3.

Standardisering af kapitalomkostninger

Formålet med at standardisere netvirksomhedernes kapitalomkostninger til brug for benchmar-

kingmodellen består grundlæggende i at gøre netvirksomhedernes omkostninger mere sammen-

lignelige og således forsøge at korrigere for forskelle i regnskabspraksis (f.eks. levetid) og forskelle

i anskaffelsestidspunktet af aktiverne.

Ekspertgruppen har diskuteret problemstillingen vedrørende anvendelsen af standardiserede kapi-

talomkostninger i benchmarkingmodellen indgående. Diskussionen har blandt andet omhandlet,

hvilke problemstillinger der kan være forbundet med at anvende hhv. standardiserede kapitalom-

kostninger og ikke-standardiserede kapitalomkostninger i opgørelsen af totalomkostningerne i den

nye benchmarkingmodel.

For at undersøge hvilken af de to typer af kapitalomkostninger, som bør anvendes i benchmar-

kingmodellen, skal de standardiserede omkostninger i første omgang opgøres for netvirksomhe-

derne. Dette er ikke en triviel opgave, da det typisk vil kræve, at netvirksomhederne skal flere år

tilbage i regnskabsbøgerne for at fremskaffe det nødvendige datamateriale. Det har ikke været

muligt at foretage en sådan analyse på baggrund af det eksisterende datagrundlag og indenfor

tidsrammen af Benchmarkingekspertgruppens arbejde. Ekspertgruppen anbefaler derfor, at Ener-

gitilsynet igangsætter en dataindsamling i 2017, som kan anvendes til at gennemføre en behovs-

Side 30 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

analyse af, om der er grundlag for at anvende standardiserede kapitalomkostninger i den nye

benchmarkingmodel. Dansk Energi har i den forbindelse tilkendegivet, at foreningen gerne vil

samarbejde og bidrage til løsningen af denne opgave.

Ekspertgruppens anbefalinger til en ny benchmarkingmodel på baggrund af det nuværende data-

grundlag indeholder derfor ikke standardiserede kapitalomkostninger, jf. afsnit 6.1.1.

I det følgende afsnit vil den teoretiske problemstilling vedrørende standardisering af kapitalomkost-

ninger blive beskrevet. Problemstillingen vedrørende hvilken betydning metoderne vil have i prak-

sis i benchmarkingmodellen vil imidlertid ikke blive beskrevet.

På baggrund heraf har ekspertgruppen opstillet en række standardiseringshensyn, som en stan-

dardiseringsmetode fremadrettet bør opfylde, for at kunne anvendes i den nye benchmarkingmo-

del. Standardiseringshensynene vil også blive præsenteret i det følgende.

Kapitalomkostningerne er givet ved følgende udtryk, jf. afsnit 3.1.2:

Kapitalbinding

��

=��

∙��

3.3.1. Afskrivninger

Afskrivninger skal i princippet afspejle hvorledes kapitalapparatet løbende forbruges af produkti-

onsprocessen. Det forholder sig ofte sådan, at et givet aktiv leverer nogenlunde de samme ydelser

hvert år i dets levetid, T. Dette medfører en lineær afskrivning, hvor den oprindelige anskaffelses-

værdi fratrukket scrapværdi fordeles ligeligt på T antal år.

Lineære afskrivninger er dog ikke nødvendigvis tilstrækkelig retvisende. Der er blandt andet to

udfordringer forbundet med lineære afskrivninger:



Lineære afskrivninger korrigerer ikke for inflationen. Det betyder, at hvis der indgår afskriv-

ninger på inputsiden, så vil nyere aktiver typisk opgøres til at være dyrere end gamle akti-

ver. Det omvendte kan også være tilfældet, hvis udviklingen f.eks. har medført, at der i ste-

det for f.eks. kobber kan anvendes andet og billigere materiale.



Det er almindeligt at netvirksomhederne anvender lineære afskrivninger, men det betyder

ikke, at de er sammenlignelige

–

forskellige netvirksomheder kan have forskellige levetider

for investeringerne af strategiske grunde, skattemæssige grunde eller andre grunde, som

derved påvirker afskrivningernes størrelse. Endvidere vil afskrivningerne indeholde aperio-

diske afskrivninger f.eks. straksafskrivninger i forbindelse med skrotning af anlæg inden

endt levetid.

3.3.1.1.

Afskrivningsmønstre

For at gøre kapitalomkostningerne mere sammenlignelige med driftsomkostningerne og mellem

netvirksomhederne kan afskrivningsforløbene standardiseres.

Side 31 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Det mest almindelige afskrivningsforløb er baseret på lineære afskrivninger. Et aktiv afskrives hvert

år med 1/T af dens oprindelige værdi. Denne afskrivningsprofil bygger på en hypotese om, at et

aktivs ydelser reelt er den samme år for år, og at der derfor skal allokeres den samme omkostning

til hvert år i aktivets levetid.

For at kunne konstruere et hensigtsmæssigt udtryk for de samlede kapitalomkostninger (CAPEX)

tilføjes en forrentningsomkostning ved år for år at multiplicere den tilbageværende investering med

en WACC, dvs. CAPEX er givet ved:

��

Hvor

Inv

er anskaffelsesværdien af investeringen enten opgjort på baggrund af bogførte værdier,

genanskaffelsesværdier eller tekniske nyværdier (jf. afsnit 3.3.3.3) og T er aktivets levetid.

Det forventes, at de modtagne ydelser/services fra en netvirksomheds aktiver er nogenlunde kon-

stante, og det vil derfor umiddelbart være mere naturligt at anvende en konstant annuitet som af-

skrivningsmetode. Denne tilgang vil eliminere den forskel der ellers opstår på kapitalbindingen,

hvis en netvirksomhed har hhv. et gammelt aktiv, der er stort set fuldt afskrevet, og en andet net-

virksomhed har et nyt aktiv, der stort set ikke er afskrevet på.

En anden begrundelse for ikke at anvende lineære afskrivninger til brug for en benchmarkingana-

lyse kunne være den formodede risiko for, at netvirksomheder med et gammelt og næsten fuldt

afskrevet net definerer bedste-praksis, og at der dermed skabes en bedste-praksis standard, som

ikke reelt er levedygtig , da alle

distributionsnet naturligvis ikke kan være gamle hele tiden.

Denne situation angiver et ekstremtilfælde. I en etableret netvirksomhed er det ikke alle aktiver,

som udskiftes på én gang. Reinvesteringerne er spredt ud over tiden om end ikke nødvendigvis

helt jævnt. Det betyder sandsynligvis, at forskellen mellem en lineær afskrivning og en annuitets-

baseret afskrivning i realiteten er mindre, end i det ekstreme tilfælde.

I annuitetsmetoden er hensigten, at den totale omkostning er den samme i hele aktivets levetid.

Kapitalomkostningen kan i dette tilfælde opgøres ved en annuitetsmetode som følger:

��

∙(

−

��

+ ��

−

��

∙

−

��

En opgørelse af kapitalomkostningen fra et aktiv på baggrund af annuitetsmetoden betyder, at sel-

ve sliddet på aktivet er mindre i begyndelsen, hvor renteomkostningen til gengæld er større, og at

sliddet senere er større, mens renteomkostningen er lavere. Proceduren svarer til den måde, som

realkreditlån typisk er struktureret på, hvor ydelsen er konstant for hver termin, og hvor ydelsen

består af afdrag på lånet og rentebetaling. I begyndelsen betales der høje renter og små afdrag

(afskrivninger) og senere betales der store afdrag, mens renten er mindre, fordi den tilbageværen-

de hovedstol er mindre.

En ulempe ved at anvende annuitetsmetoden er dog, at den som oftest ikke matcher med den me-

tode, der bruges i netvirksomhedernes årsregnskab. Mange netvirksomheder anvender et serie-

lånsprincip, som almindeligvis er foreskrevet i Årsregnskabsloven, hvor afdraget er konstant, imens

renteomkostningen er størst i starten og mindst til sidst i levetiden for aktivet. Summen af afdrag og

)

Side 32 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

renteomkostninger giver dermed en aftagende profil, hvorimod annuitetsmetoden som nævnt re-

sulterer i en konstant profil.

3.3.1.2.

Inflation

Udover en standardisering af afskrivningsforløbene kan det være nødvendigt at justere for inflatio-

nen. I tilfælde af at et aktiv bliver dyrere år for år kan de afskrivninger, som baserer sig på histori-

ske indkøbspriser, ikke dække omkostningerne, som skal afholdes i en virksomhed, der anskaffer

aktivet senere. Det kan derfor være hensigtsmæssigt at inflationsjustere de historiske omkostnin-

ger.

Hvis

Inv(s)

udtrykker de investeringer, som er gennemført i år

i år

priser, kan disse inflationsju-

steres til år

med et prisindex

I(s,t)

og beregne år

kapitalomkostningerne fra en investering

Inv(s)

i år

ved:

��

+ ∙

( −

− −

)

eller

alt afhængig af, om afskrivningsforløbet baseres på en lineær metode eller en annuitetsmetode.

Det er klart, at behovet for en inflationsjustering skal ses i forhold til de priser, som er brugt til op-

gørelse af kapitalomkostningerne. Hvis de historiske anskaffelser således er givet en nyvurdering

på et senere tidspunkt f.eks. i forbindelse med en åbningsbalance, er det kun inflationen fra dette

tidspunkt og til analysetidspunktet, som skal inddrages.

I det omfang afskrivningerne bliver inflationsjusteret, vil netvirksomhedernes ansvar for at optimere

anskaffelsen af aktiverne i forhold til inflationen blive reduceret. En virksomhed, som forudsiger

store prisstigninger, kan driftsøkonomisk ønske at fremskynde (re)investeringerne. Virksomheden

vil imidlertid ikke blive belønnet for dette, når der inflationsjusteres. Inflationsjusteringen kan være

medvirkende til at reducere den prismæssige risiko, som netvirksomhederne lever under og der-

med også muligheden for at være særlig dygtig til at forudsige priserne på investeringsgoder og

indrette sig herefter.

3.3.2. Renteomkostningen

Finansieringsomkostningen (renteomkostningen) omfatter både finansieringsomkostningerne for-

bundet med gæld og de renteomkostninger, som netvirksomheden går glip af på egenkapitalen,

når denne er placeret i fysiske netaktiver. Finansieringsomkostningen kan på denne måde naturligt

beregnes ud fra investeringssiden (passiv siden) af regnskabsbalancen. Den beregnes dog oftest

ud fra aktiv siden ved at multiplicere en WACC-forrentning på aktivbasen (kapitalmængden).

��

∙(

−

)

Side 33 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Ekspertgruppen anbefaler:



At renten bliver defineret som den WACC-forrentningssats, der i øvrigt anvendes i den

økonomiske regulering af netvirksomhederne.

3.3.3. Aktivbasen

Netvirksomhedernes investerede kapital (aktivbasen) kan opgøres på forskellige måder enten ved

brug af hhv. bogførte værdier, nyværdier (genanskaffelsesværdi) eller tekniske værdier (aldersju-

sterede nyværdier). Nedenfor er det givet en kort beskrivelse af de forskellige metoder.

3.3.3.1.

Bogført værdi

En enkelt og direkte tilgang til opgørelse af aktivbasen er at bruge de bogførte værdier. Disse af-

spejler de historiske investeringer, som er gennemført, og tager hensyn til de afskrivninger, der

efterfølgende er sket. I princippet afskrives aktiver over deres forventede levetid. Nye investeringer

øger den totale bogførte værdi af aktiverne.

Den måde, som aktiverne værdiansættes i regnskabet, afhænger af lovgivningen og de anvendte

regnskabsprincipper. I praksis er der normalt nogen fleksibilitet i, hvor hurtigt aktiver afskrives, og

hvilke udgifter der reelt aktiveres, dvs. hvilke poster der betragtes som investeringer i stedet for

simple driftsomkostninger.

Forskelle i aktiveringsgrænser kan lede til forskelle i, hvorledes aktiver som netvirksomheden selv

planlægger og installerer opgøres sammenlignet med aktiver, som udefrakommende entreprenører

installerer. Planlægning og installation aktiveres typisk, når installationen outsources, mens dele af

disse omkostninger i nogen tilfælde behandles som en driftsomkostning, når installationen in-

sources.

En yderligere komplikation knytter sig til service og vedligeholdelse. Disse aktiviteter kan forlænge

et aktivs levetid, men dette justeres der ikke altid for i den bogførte værdi.

Fra et reguleringsperspektiv kan disse forskelle i afskrivningsprofiler og aktiveringspolitikker skabe

problemer, når der tages udgangspunkt i bogførte værdier. Tallene fra forskellige netvirksomheder

er således ikke nødvendigvis sammenlignelige.

3.3.3.2.

Nyværdi med standardiserede priser (genanskaffelsesværdi)

En anden metode til at opgøre kapitalomkostningerne på er at tage udgangspunkt i den beholdning

af aktiver, som netvirksomhederne har dags dato, og værdiansætte disse til genanskaffelsespriser.

Genanskaffelsesværdierne kan opgøres på to forskellige metoder:



Anvendelse af netvirksomhedernes historiske anskaffelsesværdi



Anvendelse af enhedspriser for aktivernes anskaffelsesværdi

Genanskaffelsesværdien opgøres ved først at identificere de komponenter, som indgår i nettet, og

dernæst bestemme enhedspriser for disse

–

enten på baggrund af netvirksomhedernes historiske

anskaffelsespriser og afskrivningsmønstre fremskrevet til dags dato eller på baggrund af standar-

diserede værdier.

Side 34 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

En opgørelse af robuste genanskaffelsesværdier vil omfatte priserne på de konkrete aktiver såvel

som omkostningerne knyttet til at planlægge og installere disse aktiver. Opgørelsen kan selvsagt

gennemføres mere eller mindre detaljeret, f.eks. ved brug af priser, som afspejler de rammebetin-

gelser (geografiske forhold, geologiske forhold, topologi etc.), der må forventes at have en stor

indflydelse på især etableringsomkostningerne.

Hvis den brugsmæssige værdi af en komponent falder kraftigt med alderen, er det klart, at en ny-

værdiopgørelse ikke er ideel, idet den vil overvurdere værdien af kapitalapparatet.

3.3.3.3.

Teknisk værdi med standardiserede priser

Tekniske nyværdier tager normalt udgangspunkt i genanskaffelsesværdierne og dermed i en opgø-

relse af de foreliggende komponenter og deres enhedspriser. Tekniske værdier tager dog også

hensyn til aktivernes alder og kan således siges at sigte på reelle genanskaffelsesværdier. Dvs.

hvis det bliver vurderet, at et aktiv er 20 år gammelt og har en forventet restlevetid på 10 år, vil

genanskaffelsesværdien være lavere for dette aktiv end et tilsvarende aktiv, som er 5 år gammelt

med en forventet restlevetid på 25 år.

Tekniske værdier er tænkt som en slags fair value opgørelse, dvs. en markedsmæssig opgørelse

af aktivernes værdi. Tekniske værdier kan også opfattes som justerede bogførte værdier, idet der

tages hensyn til de standardiserede afskrivninger.

For at definere tekniske værdier er det nødvendigt med mere information sammenlignet med ny-

værdiopgørelser. Som i nyværdiopgørelsen er det nødvendigt at kende antallet og karakteren af

netkomponenterne, ligesom det er nødvendigt at kende netkomponenternes priser i dag. Derud-

over er det nødvendigt at kende aktivernes alder og forventede restlevetider for at opgøre de tek-

niske nyværdier.

Hvis et aktiv holder længere end standardlevetiden, kan de totale afskrivninger baseret på nyværdi

overstige nyværdien. Når der anvendes tekniske værdier, vil dette stadigt være tilfældet, men ef-

fekten vil være mindre.

Kapitalomkostninger baseret på disse opgørelser afviger derfor fra de regnskabsmæssigt basere-

de opgørelser idet, et fuldt afskrevet aktiv i regnskabsmæssig sammenhæng giver en kapitalom-

kostning på nul, selvom aktivet fortsat er fuldt funktionelt. Modsat vil aktiver, som pensioneres før

deres afskrivninger er fuldt gennemførte stadigt kunne optræde som en kapitalomkostning, når der

anvendes regnskabsmæssige principper. I sådanne tilfælde vil disse aktiver eventuelt blive straks-

afskrevet.

3.3.4. Internationale erfaringer

Forskellige lande har forsøgt at løse standardiseringsproblemet på forskellig vis. Nogle bruger bog-

førte værdier og korrigerer ikke for det potentielle udfordringer, der kan være i forbindelse med

alene at anvende bogførte værdier, mens nogle bruger standardiserede omkostninger, og nogle

bruger begge værdier.

I den norske regulering blev der tidligere gennemført analyser baseret på såvel regnskabsmæssi-

ge som standardiserede kapitalomkostninger, og netvirksomhederne fik mulighed for at vælge sva-

rende til en bedste-af-to model. I forbindelse med fornyelsen af den norske regulering i 2007, hvor

Side 35 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

regulering overgik fra en ex ante regulering til en ex post yardstick regulering, var dette igen et

tema, og der blev gennemført analyser baseret på begge omkostningsbegreber. Analyserne viste,

at de standardiserede omkostninger gav et bedre model-fit. Forskellene var dog så små, at den

norske regulator efterfølgende valgte at anvende bogførte værdier fremadrettet, blandt andet for at

sikre konsistens mellem netvirksomhedernes regnskaber og de indberetninger netvirksomhederne

gennemfører i regulerings øjemed.

I den svenske regulering er kapitalomkostningerne til brug for benchmarkingen beregnet med ud-

gangspunkt i aldersjusterede genanskaffelsesværdier, samt fastsatte standardlevetider for aktiver-

ne samt en WAAC.

I den tyske regulering anvendes bedst-af-flere princippet. I de modeller der er estimeret for BNetzA

i 2008-reguleringen og i 2013-reguleringen, er der således lavet modeller (både DEA og SFA) ba-

seret på begge kapitalomkostningsopgørelser. Den generelle erfaring fra disse analyser er, at de

standardiserede omkostninger giver noget bedre model-fit

3.3.5. Fordele/ulemper ved opgørelsesmetoderne

Et centralt spørgsmål er, hvilken af de ovenstående metoder der er bedst til at opgøre værdien af

netvirksomhedernes kapitalomkostninger til brug for en benchmarking.

De primære ulemper ved brug af faktiske investeringer er dels forskelle i de anvendte regnskabs-

principper mellem netvirksomhederne samt informationskravet til netvirksomheder. Virksomheder-

ne skal ideelt set kende investeringerne med hensyn til anskaffelsestidspunkt og -pris tilbage i ti-

den, hvilket mange netvirksomheder kan have svært ved at oplyse.

Brugen af standardiserede nypriser letter informationsproblemet. Det betyder, at netvirksomheder,

som har været i stand til at købe aktiver særlig billigt, kommer til at optræde med relativt højere

kapitalomkostninger i benchmarkingmodellen.

En kombineret metode kan bestå i at bruge standardiserede priser ved indgangen til den nye regu-

lering, f.eks. ved etableringen af en ny åbningsbalance og faktiske priser derefter. Denne strategi

er også attraktiv, fordi den mindsker informationsproblemerne samtidigt med, at den fremadrettet

giver øgede incitamenter til at effektivisere investeringerne.

Benchmarkingekspertgruppen har opstillet en række hensyn til at vurdere, hvilken standardise-

ringsmetode der bør anvendes i den nye benchmarkingmodel.

3.3.6. Standardiseringshensyn

Ekspertgruppen har oplistet en række hensyn, som en given standardisering af kapitalomkostnin-

gerne skal opfylde.

Sekretariatets dialog med den norske regulator samt oplysninger fra NVE.no.

Metodik for bestamning av effektiviseringskrav i intaktsramsregleringen for elnatsforetag, REMISS (2015), Energi-

marknadsinspektionen.

Trends in electricity distribution network regulation in North West Europe, Frontier Economics 2012

Side 36 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Hensynene er samtidig med til at sikre, at der ikke opstår uhensigtsmæssigheder andre steder i

benchmarkingen/reguleringen i forbindelse med en standardisering af kapitalomkostningerne.

Rimelig sammenligning af netvirksomhederne



Udgangspunktet for at foretage en standardisering af kapitalomkostningerne er at

opnå en rimelig sammenligning af netvirksomhederne. Hypotesen er, at der i et eller

andet omfang er behov for at standardisere for at opnå sammenlignelighed.

II.

Incitament til effektive investeringer



Kapitalomkostningerne må ikke standardiseres i et omfang, så alle virksomheder

bliver ens uanset deres evne til at drive en effektiv virksomhed. En fuld standardise-

ring vil udligne alle forskelle på kapitalsiden mellem netvirksomhederne inklusiv dår-

lige beslutninger og ineffektivitet. En fuld standardisering vil således ikke opfylde

hensyn II.

III.

Ikke incitament til at udskifte net i utide



Det er vigtigt, at netvirksomhederne har et incitament til at drive deres kapitalappa-

rat i overensstemmelse med aktivernes reelle levealder, dvs. standardiseringen må

ikke gennemføres således, at der tilskyndes til at udskifte nettet før det reelt er nød-

vendigt. Dette kan være tilfældet, hvis netvirksomheden bliver belastet af en stan-

dardværdi (annuitet) i sine kapitalomkostninger fremfor den bogførte værdi.

IV.

Administrerbart



I relation til om standardiseringsmetoden er administrerbar, er det specielt vigtigt om

adgangen til historiske data er muligt, og dels hvad det kræver af netvirksomheder-

ne at skulle indberette til benchmarkingen fremadrettet.

Fitter til data



Den standardiseringsmetode, som bliver beskrevet bedst af data, og som giver

bedst modelmæssig sammenhæng, bør vælges. Det kan også vise sig, som det var

tilfældet i Sverige, at det ikke bidrog med særlig meget ekstra forklaring at bruge

standardiserede kapitalomkostninger, hvorfor det blev undladt i den svenske model.

VI.

Sammenhæng mellem regnskabsprincipper i BM og økonomisk regulering



Der kan være fordele forbundet med at anvende de samme principper i f.eks. regu-

leringsregnskabet og indberetningen til benchmarkingen. Den administrative byrde

reduceres for netvirksomhederne, og det vil være muligt at validere tallene i forhold

til hinanden.

VII.

Neutral overfor forskellige typer af opgaveløsning (OPEX/CAPEX)



En eventuel standardisering må ikke ske på bekostning af, at der skal være en neu-

tralitet mellem om en netvirksomhed vælger at investere i ny kapacitet (investering)

eller vælger at øge driftsomkostningerne (f.eks. smart grid)

Side 37 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

3.3.7. Data til brug for standardisering af kapitalomkostninger

I forbindelse med beskrivelsen af forskellige standardiseringsmetoder er det imidlertid også rele-

vant at se på, om der bør være forskel på standardiseringsmetoderne alt efter, hvilken historisk

periode i netvirksomhederne, der betragtes. Der vil umiddelbart foreligge nogle begrænsninger jo

længere tilbage i tiden, der skal indhentes data fra, hvilket eventuelt kan medføre, at det er nød-

vendigt at anvende forskellige standardiseringsmetoder til opgørelsen af kapitalomkostningerne.

Fremadrettet er der langt færre begrænsninger på muligheden for at standardisere kapitalomkost-

ninger. Ved at pålægge netvirksomhederne at registrere datoen og anskaffelsessummen for til-

gang af nye aktiver, kan der etableres et grundlag for standardisering af kapitalomkostninger.

Umiddelbart er det Benchmarkingekspertgruppens vurdering, at der kan anskues 3 tidsperioder,

der er relevante for opgørelsen af netvirksomhedernes kapitalomkostninger.

Periode 1: Før 1. januar 2000:



Netvirksomhederne fik opgjort deres anlægsaktiver per 1. januar 2000 på baggrund af

standardværdier og opgjorte restlevetider til brug for opgørelsen af netvirksomhedernes

åbningsbalancer. Det vil derfor være meget vanskeligt at opgøre faktiske anskaffelsespriser

i netvirksomhederne før 1. januar 2000.

Periode 2: Efter 1. januar 2000 til 1. januar 2017



Efter 1. januar 2000 har netvirksomhederne indberettet deres faktiske investeringer til brug

for indtægtsrammereguleringen dog kun som aggregerede størrelser, dvs. reguleringsregn-

skabet indeholder ikke præcise oplysninger om, hvad der er investeret i de pågældende år

og til hvilken pris. Det er på nuværende tidspunkt uvist, hvor langt tilbage i tid netvirksom-

hederne er i stand til at fremskaffe disse oplysninger fra deres anlægskartoteker.

Periode 3: Efter 1. januar 2017:



Efter 1. januar 2017 er det muligt for alle netvirksomheder at indberette faktisk tilgang og

afgang til deres anlægskartoteker samt anskaffelsespriserne.

Hvis det eksempelvis viser sig, at det er muligt for netvirksomheder at fremskaffe oplysninger om

anskaffelsespriser og tilgang og afgang til deres anlægskartoteker 5 år tilbage i tid, vil der opstå en

skæringsdato pr. 1. januar 2012. Der vil således være flere muligheder for at standardisere kapi-

talomkostninger i perioden efter 1. januar 2012 set i forhold til perioden før 1. januar 2012.

3.3.8. Standardiseringsmetoder i forhold til standardiseringshensyn

Ekspertgruppen har vurderet, at de forskellige standardiseringsmetoder kan opsummeres til 2

overordnede metoder til brug for en eventuel standardisering af netvirksomhedernes kapitalom-

kostninger.

Metode A - Genanskaffelsesværdi

Netvirksomhedernes kapitalomkostninger kan beregnes på baggrund af en opgørelse af anlægs-

aktiverne til genanskaffelsesværdier f.eks. per 1/1 2017, baseret på netvirksomhedernes historiske

anskaffelsesværdier tilbage til erhvervelsestidspunktet korrigeret for inflation og standardlevetid.

Side 38 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Metode B

–

Standardværdier

Netvirksomhedernes kapitalomkostninger beregnes på baggrund af en opgørelse af anlægsakti-

verne f.eks., pr. 1. januar 2017 til standardpriser og standardlevetider.

I metode A beregnes genanskaffelsesværdier af de enkelte aktiver via en inflationskorrektion af de

faktiske anskaffelsespriser. Genanskaffelsesværdien afskrives derefter i forhold til en standardle-

vetid for det pågældende aktiv, der er ens på tværs af netvirksomhederne. I metode B opgøres

genanskaffelsespriser via anvendelse af standardpriser, der er ens på tværs af netvirksomheder

uanset den faktiske købspris. Genanskaffelsesværdien afskrives i forhold til en standardlevetid for

det pågældende aktiv, der er ens på tværs af netvirksomhederne.

Som udgangspunkt forudsætter begge metoder en faldende omkostningsprofil, hvor omkostnin-

gerne set over tid falder i forhold til niveauet ved anskaffelsestidspunktet. Begge metoder kan imid-

lertid udbygges til at anvende en annuitets-tilgang, hvor omkostningsprofilen omregnes til at udgø-

re en ret linje, således at omkostningen forbundet med det enkelte aktiv udgør det samme beløb

hvert år.

En anden mulighed for at variere de ovenstående metoder for standardisering af kapitalomkostnin-

ger består i at opgøre genanskaffelsesværdien uden hensyntagen til anlægsaktivernes faktiske

alder. I denne variant udgør kapitalomkostningen den samme værdi hvert år uanset aktivets fakti-

ske alder. Konsekvensen af at anvende denne metode har visse paralleller til at anvende en annui-

tets-tilgang, hvor omkostningen forbundet med det enkelte aktiv udgør det samme beløb hvert år.

Begge metoder kan således varieres alt efter, om der vælges et afskrivningsmønster baseret på

serielån eller annuiteter, samt om der ved opgørelsen af anlægsaktiverne tages hensyn til aktive-

rens faktiske alder. Tabel 4 nedenfor illustrerer, hvordan de to metoder til standardisering af kapi-

talomkostninger opfylder de ovenfor opstillede hensyn.

Tabel 4 |

Standardiseringsmetodernes opfyldelse af de opstillede hensyn

Hensyn

A: Genanskaffelsesværdi

B: Standardværdier

I. Rimelig sammenligning af

netvirksomhederne

II. Incitament til effektive

Dårlige investeringer bliver

tilgivet bagudrettet

investeringer

III. Ikke incitament til at ud-

Ja hvis der tages hensyn til aktiver-

Ja hvis der tages hensyn til

nes faktiske alder

aktivernes faktiske alder

skifte net i utide

IV. Administrerbart

Fitter til data

VI. Sammenhæng mellem

regnskabsprincipper i BM

og øvrig regulering

VII. Neutral overfor forskel-

lig typer af opgaveløsning

Kan være vanskeligt, at fremskaffe

historiske anskaffelsesværdier

Ja hvis der tages hensyn til

aktivernes faktiske alder

Der skal beregnes nye stan-

dardværdier

Kilde: Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppen.

Det er vigtigt at bemærke, at metode A om genanskaffelsesværdier forudsætter flere virksomheds-

specifikke oplysninger set i forhold til metode B om standardværdier og kræver oplysninger om

Side 39 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

anskaffelsespriser og registrering af tilgang og afgang i anlægskartotekerne. Det er på denne bag-

grund et sandsynligt udfald, at metode A alene kan anvendes fra og med den skæringsdato, der

udgøres af hvor langt tilbage i tid netvirksomhederne er i stand til at fremskaffe oplysninger fra de-

res anlægskartoteker. I perioden før denne skæringsdato vil det enten være muligt at anvende

metode B eller alternativt helt at undlade at standardisere kapitalomkostningerne.

Ekspertgruppen anbefaler:



At der skal indsamles et datagrundlag i 2017, som muliggør en analyse af model A og B,

så Energitilsynet forud for den nye benchmarkingmodel i 2018 kan gennemføre en analyse

af, om der er grundlag for at anvende standardisere kapitalomkostningerne i den nye

benchmarkingmodel i 2018.



At Energitilsynet iværksætter en undersøgelse af, hvor langt tilbage i tid netvirksomheder-

ne er i stand til at fremskaffe oplysninger fra deres anlægskartoteker ift. anskaffelsessum

og tilgang og afgang af aktiver (skæringsdato). Skæringsdatoen vil indgå som et element i

dataindsamlingen.



At netvirksomhedernes anlægsaktiver, der erhverves efter skæringsdatoen, som udgangs-

punkt opgøres til kostpriser korrigeret for inflation og standardlevetider, hvis behovsanaly-

sen understøtter det.



At netvirksomhedernes anlægsaktiver, i det tilfælde de opgøres ved brug af standardvær-

dier, opgøres under hensyntagen til type og alder, således at fuldt afskrevne komponenter

ikke belaster kapitalomkostningerne.

3.4.

Konterings- og indberetningsvejledning

Det fremgår af kommissoriet for Benchmarkingekspertgruppens arbejde, at der skal udarbejdes

standardiserede kontoplaner og regnskabsstandarder, således at en ensartet rapportering der un-

derstøtter den nye benchmarkingmodel sikres. Ekspertgruppen har derfor udarbejdet en konte-

rings- og indberetningsvejledning til brug for netvirksomhedernes indberetning til den nye bench-

markingmodel.

Konterings- og indberetningsvejledningen skal anvendes første gang, når netvirksomhederne skal

indberette oplysninger til benchmarkingen i 2018 på baggrund af de opgjorte omkostninger mv. i

netvirksomhederne for regnskabsåret 2017.

Vejledningen beskriver relevante poster i netvirksomhedernes regnskab, samt hvordan behandlin-

gen af dem bør foretages i relation til benchmarkingen i 2018. Derudover indeholder vejledningen

en beskrivelse af de oplysninger og regnskabsposter for regnskabsåret 2017, som det forventes at

netvirksomhederne skal indberette til brug for Energitilsynets benchmarking af netvirksomhederne i

2018.

Vejledningen er lavet med væsentlige input fra Dansk Energi og repræsentanter fra to netvirksom-

heder udvalgt af Dansk Energi (EWII og Radius). Derudover har EY været tilknyttet arbejdet med

vejledningen som ekspertgruppens konsulent. Vejledningen har været i høring hos følgegruppen

for Benchmarkingekspertgruppen bestående af repræsentanter fra Dansk Energi, DI, Landbrug &

Fødevarer, Det Økologiske Råd samt Forbrugerrådet TÆNK.

Side 40 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Dansk Energi afgav som de eneste høringssvar. Dansk Energi skriver i deres høringssvar, at de

overordnet finder, at der er tale om et godt produkt. Derudover påpeger foreningen, at det er afgø-

rende for branchen, at der løbende arbejdes med at hæve kvaliteten af det indberettede data.

Dansk Energi opfordrer således til at overveje muligheden for revisionskrav til benchmarkingens

datamateriale.

Benchmarkingekspertgruppen godkendte indberetnings- og konteringsvejledningen på gruppens 9.

møde den 23. september 2016 og har herefter overleveret vejledningen til Energitilsynet. Vejled-

ningen er vedlagt som bilag 3 til nærværende rapport.

Side 41 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

4. Netvirksomhedernes ydelser og rammevilkår

I dette afsnit gives en beskrivelse af netvirksomhedernes leverede ydelser og rammevilkår samt en

beskrivelse af sondringen mellem disse. Endvidere gives en beskrivelse af etablering af datagrund-

laget, der anvendes i forbindelse med udarbejdelsen af den nye benchmarkingmodel i 2016.

Benchmarkingekspertgruppen har i forbindelse med sine anbefalinger til de overordnede principper

for den fremtidige benchmarkingmodel opstillet en række kriterier, som et givet forhold skal opfylde

for at kunne betragtes som en ydelse eller et rammevilkår, jf. ekspertgruppens 1. delaflevering af

bilag 2. Ekspertgruppens overordnede kriterier fremgår af Tabel 5.

Tabel 5 |

Overordnede kriterier for leverede ydelser og rammevilkår

Ekspertgruppen anbefaler, at principperne for Ekspertgruppen anbefaler, at kriterierne for, at

udvælgelsen af de leverede ydelser skal være, der skal tages højde for bestemte forskelle i

at:

rammevilkår er, at:



Benchmarkingmodellen baseres på et fåtal

af veldefinerede leverede ydelser eller ap-

proksimationer heraf



Ydelserne afspejler netvirksomhedernes

væsentligste bevillingspligtige aktiviteter



Ydelserne skal være målbare og omkost-

ningsdrivende (dokumenteret ved statistiske

test) for netvirksomhederne



Der kan findes et teoretisk rationale for

sammenhængen mellem rammevilkåret og

netvirksomhedens omkostninger



Sammenhængen kan verificeres statistisk

på et empirisk datagrundlag



Rammevilkåret har en væsentlig betydning

for netvirksomhedens omkostninger

Kilde: Benchmarkingekspertgruppens 1. delaflevering, december 2015.

Kriterierne vil indgå som en væsentlig del af vurderingen af, hvilke

mulige

ydelser og rammevilkår

der er relevante at analysere i forbindelse med udarbejdelsen af den nye benchmarkingmodel,

samt hvilke ydelser og rammevilkår der i sidste ende inddrages i den endelige benchmarkingmo-

del.

4.1.

Beskrivelse af netvirksomhederne

Der er i 2015 registreret 60 netvirksomheder i Danmark. De 60 netvirksomheder dækker over hhv.

to netvirksomheder som alene driver net på 50 kV niveau, 41 distributionsvirksomheder der driver

net på samtlige spændingsniveauer (50-0,4 kV niveau), og 17 transformerforeninger som alene

driver lavspændingsnet på 0,4 kV niveau. Geografisk er flertallet af netvirksomhederne beliggende

i Vestdanmark

–

Jylland og Fyn

–

mens der er relativt få netvirksomheder i Østdanmark.

Danmarks ni største netvirksomheder, som hver især leverer el til mere end 100.000 kunder, dæk-

ker ca. 80 pct. af alle elforbrugere i Danmark.

Netvirksomhederne er alle underlagt forskellige driftsmæssige vilkår, idet ingen distributionsområ-

der er ens, og alle distributionsnet er opbygget forskelligt, og således er sammensat af forskellige

typer og antal af netkomponenter. Endvidere kan netvirksomhederne være underlagt forskellige

Side 42 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

fordyrende rammevilkår, som kan forårsage, at driften af elnet i et givet område er mere (eller min-

dre) omkostningsfyldt end andre elnetområder.

4.1.1. Netvirksomhedernes arbejdsopgaver

I dette afsnit gives en redegørelse for, hvilke forhold der har ligget til grund for overvejelserne i

forbindelse med valg af mulige ydelser og rammevilkår. Overvejelserne har blandt andet taget ud-

gangspunkt i hhv. El-reguleringsudvalgets anbefalinger vedrørende netvirksomhedernes arbejds-

opgaver og leverede ydelser samt elforsyningsloven.

I forbindelse med ekspertgruppens stillingtagen til, hvilke leverede ydelser, der skal indgå i udar-

bejdelsen af den nye benchmarkingmodel, skulle der i første omgang tages stilling til, hvilke ydel-

ser netvirksomhederne leverer, og i hvor høj grad disse ydelser er omkostningsdrivende. Netvirk-

somhedens leverede ydelser kan blandt andet defineres med udgangspunkt i netvirksomhedernes

arbejdsopgaver.

Af El-reguleringsudvalgets rapport fremgår en liste over netvirksomhedernes hovedopgaver, jf.

Figur 3.

Figur 3 |

Netvirksomhedernes hovedopgaver

Kilde: Figur 25 i El-reguleringsudvalgets anbefalinger.

Benchmarkingekspertgruppen har i forbindelse med udarbejdelsen af 1. delaflevering vedrørende

de overordnede principper for den fremtidige benchmarkingmodel, jf. bilag 2, haft nogle indledende

overvejelser angående, hvad netvirksomhedernes leverede ydelser dækker over. Ekspertgruppen

har således overvejet, at et udgangspunkt for en opgørelse af netvirksomhedernes leverede ydel-

ser kan være Elforsyningslovens § 20, stk. 1 og § 22, stk. 1, hvoraf det fremgår, at en netvirksom-

hed skal sikre tilstrækkelig og effektiv transport af elektricitet med tilhørende ydelser (bevillingsplig-

tig aktivitet):

Side 43 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren



Vedligeholde, om- og udbygge nettet i fornødent omfang



Tilslutte leverandører og købere af elektricitet til det kollektive forsyningsnet



Stille fornøden transportkapacitet til rådighed og give adgang til transport af elektricitet

(uden diskriminering)



Måle levering og aftag i nettet

Det er med udgangspunkt i Elforsyningsloven blevet drøftet, hvilke arbejdsopgaver netvirksomhe-

derne har i forbindelse med at opfylde de bevillingspligtige aktiviteter. Benchmarkingekspertgrup-

pen vurderer således, at netvirksomhederne varetager følgende arbejdsopgaver:



Sikrer tilstrækkelig kapacitet i elnettet:

Netvirksomhederne skal sikre en tilstrækkelige ka-

pacitet i elnettet, hvilket betyder, at elnettet skal opbygges således, at nettet kan håndtere

den maksimale belastning, som efterspørges af kunderne. Den enkelte kunde er tilsluttet

nettet med rettighed til at trække og/eller levere en given effekt i nettet. Elkunderne kan ud-

nytte nettet i højere eller mindre grad. Det er imidlertid ikke alle kunder, som udnytter deres

fulde leveringsomfang og slet ikke samtidig med de andre tilsluttede kunder, hvorfor den

maksimale samtidige belastning i elnettet almindeligvis er mindre end summen af de enkel-

te kunders mulige leveringsomfang. Det er således den faktiske maksimalbelastning, som

er afgørende for netvirksomhedernes samlede investeringsbehov og dermed også for net-

virksomhedernes omkostninger.

For at opnå en sammenhængende, koordineret og omkostningseffektiv udvikling af elnettet,

udarbejder netvirksomheden systematisk udbygningsplaner på kort og mellemlang sigt.

Udbygningsplanerne baseres på prognoser for den generelle udvikling i elforbrug og lokal

elproduktion samt planer for nytilslutning af forbrug og produktion til elnettet. Planerne ud-

arbejdes ud fra de givne rammer og under hensynstagen til, at alle kunder har ret til at blive

tilsluttet nettet uanset tilslutningsstedets placering, eksempelvis øer eller vandingsanlæg

som ligger langt fra det øvrige net. Netvirksomhederne agerer endvidere i forhold til de pla-

ner, som Energinet.dk lægger for udbygningen af det overordnede transmissionsnet.



Drift og vedligeholdelse af elnettet:

Netvirksomhederne skal opretholde den tekniske kvali-

tet i nettet og vedligeholder løbende distributionsnettets komponenter således, at krav til

personsikkerhed, anlægssikkerhed, sikkerhed for miljø og kvalitet i leveringen kan opfyldes.

Netvirksomheden overvåger distributionsnettets belastnings-, spændings- og koblings-

mæssige tilstand via en døgnovervåget driftscentral. Målet er i prioriteret rækkefølge, at sik-

re personsikkerhed, anlægssikkerhed og leveringskvalitet, samtidigt med at driftstilstanden

optimeres blandt andet med henblik på hhv. minimering af tab og gennemførelse af plan-

lagte arbejder på nettet.

Netvirksomheden er efter den gældende lovgivning forpligtet til at registrere afbrudsvarig-

hed, omfang og årsag og indmelde disse til Energitilsynet til anvendelse i benchmarkingen

af kvalitet i leveringen.

Netvirksomheden foretager udbygning eller ombygning af distributionsnettet, når dette er

påkrævet i forbindelse med nytilslutning af forbrug og produktion, overskridelse af belast-

nings- eller spændingskriterier, fornyelse af elforsyningsanlæg, modernisering, forceret ka-

Side 44 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

bellægning (kan være drevet af lovgiver), eller flytning af elforsyningsanlæg i forbindelse

med anlægsarbejder udført af eksempelvis banestyrelsen.



Håndtere tilslutning af forbrugere og producenter:

Tilslutningssager omfatter både tilslutning

af nye kunder, midlertidige tilslutninger samt udvidelse af leveringsomfanget for eksisteren-

de kunder. Omfanget af arbejdet er afhængigt af leveringsomfangets størrelse og mulighe-

den for at levere det rekvirerede leveringsomfang med de lokale netforhold. Netvirksomhe-

den har ved oprettelse af nyt leveringsomfang eller udvidelse af eksisterende leveringsom-

fang ansvaret for at anvise et tilslutningspunkt i nettet, jævnfør elforsyningslovens bestem-

melser om rimelige og ikke diskriminerende vilkår (§ 6, stk. 4). Tilslutningsforbindelsen

(stikledning) etableres af kunden og vil typisk være kundens ejendom.

Nettilslutning af produktionsanlæg er reguleret af tekniske forskrifter og en række love og

bekendtgørelser. Netvirksomheden har til opgave at administrere de tekniske forskrifter,

dvs. rådgive om disse og sikre at de er overholdt, inden produktionsanlægget sættes i drift.



Kundeforhold:

Efter indførelse af engrosmodellen er opgaven med at informere kunder i

forbindelse med planlagt afbrud i elforsyningen i forbindelse med eftersyn og reparationer

fortsat hos netvirksomhederne, uagtet at den primære kundekontakt ligger hos elleverand-

øren.

Kunderettede aktiviteter vil udgøre en mindre andel af netvirksomhedernes opgaveporteføl-

je efter engrosmodellens ikrafttrædelse, hvorfor omkostninger forbundet med kundehåndte-

ring også forventes reduceret sammenlignet med i dag.



Måling og datahåndtering for levering af aftag af elektricitet:

Netvirksomhederne er ansvar-

lige for måling af levering og aftag af elektricitet i nettet. Dette indebærer, at netvirksomhe-

derne indsamler måledata, som løbende indsendes til DataHub, således at handelsselska-

berne kan anvende dem til afregningsformål.

Frem til engrosmodellens ikrafttrædelse i april 2016 har netvirksomhederne endvidere væ-

ret ansvarlige for at forsyne distributionsnettets brugere med nødvendige oplysninger om

måling af elektriciteten, herunder om den enkelte forbrugers forbrugsdata. Netvirksomhe-

derne har ligeledes været ansvarlig for fakturering af slutkundernes anvendelse af distribu-

tionsnettet.



Energispareforpligtigelser:

Netvirksomhederne er ansvarlige for at sikre realisering af do-

kumenterbare energibesparelser også efter indførelse af Engrosmodellen. Netvirksomhe-

derne har i 2009 indgået aftale med det daværende Klima-, Energi-, og Bygningsministeri-

um om varetagelse af energispareindsatsen. Omkostningerne til indfrielse af energispare-

forpligtigelsen skal være regnskabsmæssig adskilt fra den regulerede økonomi. Energispa-

reforpligtelsen reguleres særskilt og skal jævnfør lovgivningen ikke indgå i en benchmar-

king af netvirksomhedernes økonomiske effektivitet.



Forskning, udvikling og demonstration:

Netvirksomhederne understøtter og drive forskning,

udvikling og demonstration af nye løsninger i energisystemet. Netvirksomhedernes fokus

har været på teknologiudvikling inden for netteknik og produktion f.eks. mere effektive

Side 45 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

transformere, decentral produktion (f.eks. vindmøller og kraftvarme), mere fejlsikkert kob-

lingsudstyr etc. Parallelt med teknologiudviklingen, har netvirksomhederne udviklet metoder

til indpasning af decentral produktionskapacitet i det eksisterende net.

Drøftelser vedrørende netvirksomhedernes arbejdsopgaver stemmer i høj grad overens med El-

reguleringsudvalgets liste med netvirksomhedernes hovedopgaver, som fremgår af Figur 3.

4.2.

Sondring mellem ydelser og rammevilkår

Det kan være vanskeligt at opstille klare retningslinjer for en sondring mellem ydelser og rammevil-

kår, da der er et naturligt overlap mellem de to forhold. Årsagen til dette er, at både ydelser og

rammevilkår har betydning for netvirksomhedernes omkostninger, og er således omkostningsdri-

vende. Benchmarkingmodellen skal udarbejdes med afsæt i netvirksomhedernes leverede ydelser,

som kan forklare forskelle i netvirksomhedernes omkostninger. Der kan imidlertid være forhold,

som medfører højere omkostninger i netvirksomhederne, og som ikke kan forklares af de leverede

ydelser

–

det er disse forhold, som betragter som rammevilkår.

Et eksempel på et rammevilkår er bymæssighed. Bymæssighed er et forhold, der påvirker netvirk-

somhedernes omkostninger i forskellig grad, alt efter hvor distributionsnettet ligger, jf. afsnit 4.5.1.

Det kan således være mere eller mindre omkostningsfyldt at udføre netvirksomhedernes arbejds-

opgaver

–

dvs. at levere ydelser afhængig af nettets beliggenhed.

I forbindelse med udvælgelse af netvirksomhedernes leverede ydelser har ekspertgruppen an-

vendt følgende kriterier:



En ydelse skal være efterspurgt af kunder eller myndigheder og afspejle de bevillingspligti-

ge aktiviteter



En ydelse skal være omkostningsdrivende for netvirksomhederne



En ydelse skal kunne defineres entydigt og skal i princippet kunne måles

Benchmarkingekspertgruppen vurderer ikke, at de generelle krav som ligger til grund for et velfun-

gerende net, eksempelvis at der leves op til miljøkrav, spændingskrav og andre regler, kan anses

for at være ydelser.

Til brug for udvælgelsen af netvirksomhedernes rammevilkår har ekspertgruppen anvendt følgende

kriterier:



Et rammevilkår er et forhold, som rammer netvirksomhederne forskelligt



Et rammevilkår har betydning for netvirksomhedernes omkostninger



Et rammevilkår ligger uden for netvirksomhedens kontrol

4.3.

Anvendelse af endogene og eksogene forhold

Det er i benchmarkingsammenhæng vigtigt at sondre mellem endogene og eksogene forhold. Ba-

seres en benchmarkingmodel på endogene forhold, som er et forhold netvirksomhederne selv kan

påvirke, er det vigtigt at være opmærksom på, at benchmarkingen ikke skaber en suboptimerende

adfærd blandt netvirksomhederne. Et eksempel på endogene forhold kan være netkomponenterne.

Det skal imidlertid bemærkes, at en forudsætning for suboptimering er, at det kan betale sig for

Side 46 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

netvirksomheden at anskaffe sig nye komponenter

–

altså at belønningen i benchmarkingen som

minimum opvejer anskaffelsesomkostningerne. Det er imidlertid fortsat af stor betydning, at de

valgte ydelser til den nye benchmarkingmodel er overvejende eksogene og hermed forhold, som

netvirksomhederne ikke kan påvirke. Eksogene forhold kan eksempelvis være antal tilslutninger,

transporteret mængde elektricitet eller tilsluttet decentral produktion.

4.4.

Beskrivelse af mulige ydelser

I det følgende gives en beskrives af de ydelser, som ekspertgruppen vurderer, kan være relevante

for netvirksomhederne i en benchmarkingsammenhæng samt en redegørelse af, hvorfor ydelserne

vurderes at være relevante.

Listen over netvirksomhedernes leverede ydelser fremgår af Tabel 6. Det er vigtig at være op-

mærksom på, at listen omfatter

mulige

ydelser og således ikke er et udtryk for, hvilke ydelser der

skal indgå i den endelige benchmarkingmodel.

Hvilke af de nedenstående ydelser, der kommer til at indgå i den endelige benchmarkingmodel

afhænger af, hvordan ydelsen fungerer i modellen i samspil med andre ydelser, samt hvordan

ydelserne komplimenterer hinanden. Det er således ikke den enkelte ydelse, men en sammenvej-

ning af ydelserne som er medvirkende til at udgøre den samlede benchmarkingmodel, og hermed

skaber grundlag for at netvirksomhederne kan sammenlignes på et retvisende grundlag samt giver

de rigtige incitamenter.

Tabel 6 |

Netvirksomhedernes leverede ydelser

Kapacitet



Netkomponenter

Installeret transformerkapacitet

Antal kunder

Decentral produktion

Transporteret mængde

Nettospidsbelastning

Leveringskvalitet

Installationssager

Kilde: Arbejdsgruppen vedrørende netvirksomhedernes leverede ydelser

”Afsluttende rapport”.

4.4.1. Kapacitet

Elnetvirksomhedernes hovedopgave er at sørge for, at der kan leveres elektricitet til elkunderne.

Dette indebærer blandt andet, at netvirksomhederne løbende vedligeholder eldistributionsnettet,

således at den tekniske kvalitet i nettet opretholdes. Det er endvidere netvirksomhedernes opgave

at om- og udbygge elnettet, så det er i stand til at håndtere den maksimale belastning, der efter-

spørges af kunderne. Distributionsnettene skal således være i stand til dels at håndtere elektricitet

leveret fra transmissionsnettet og dels at håndtere elektricitet leveret til distributionsnettet fra de-

central produktion. Fremadrettet vil der endvidere blive behov for, at distributionsnettene kan hånd-

Side 47 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

tere en øget efterspørgsel efter eksempelvis tilslutning af batterier til lagring af strøm, tilslutning af

ladestationer til elbiler og lignende.

Kapacitet kan således ses som en proxyvariabel for alle de forhold, som knytter sig til det at etable-

re, drive og vedligeholde elnettet. Kapacitet kan ligeledes anses at være et udtryk for den kom-

pleksitet, der er forbundet med at levere elektricitet i et givet område, såvel som for størrelsen af

den opgave netvirksomheden løser. Benchmarkingekspertgruppen vurderer på den baggrund, at

forholdet vedrørende kapacitet er omkostningsdrivende for netvirksomhederne.

Der er adskillige måder, hvormed der kan fastsættes en proxyvariabel for netvirksomhedernes ka-

pacitet.

Netkomponenter: Netvirksomhedernes kapacitet kan f.eks. fastsættes på baggrund af de netkom-

ponentdata, som anvendes i den nuværende benchmarking af netvirksomhedernes økonomiske

effektivitet

–

den såkaldte netvolumenmodel, jf. Tabel 7. Ekspertgruppen vurderer med udgangs-

punk i ydelsesgruppens anbefalinger, at de eksisterende data for netvirksomhedernes netkompo-

nenter skal suppleres med antal kabelskabe.

Det kan være udfordrende at fastsætte en retvisende proxyvariabel for netvirksomhedens kapacitet

med udgangspunkt i f.eks. én enkelt af netkomponenterne, da eldistributionsnettenes opbygning er

vidt forskellige. Det kan således være nødvendigt at aggregere netkomponenterne, for således at

opnår et anvendeligt mål for kapacitet med udgangspunkt i disse.

Da der på nuværende tidspunkt ikke eksisterer en omkostningsvægt for kabelskabene, som det er

tilfældet med de allerede eksisterende netkomponentdata, kan kabelskabene ikke på nuværende

tidspunkt indgå på samme niveau som de eksisterende komponenter, eksempelvis i forbindelse

beregningen af et samlet norm-grid, jf. afsnit 6.1.2. Analysen af variablen kabelskabe vil således

alene være baseret antal af kabelskabe som en selvstændig omkostningsdriver.

Tabel 7 |

Oversigt over netkomponenter

50 kV kabel

50 kV kabel, sø

50 kV luftledning

50 kV felt, åben

50 kV felt, gasisoleret

50/10 kV transformer

10 kV felt

10 kV kabel

Kilde: Sekretariatet for Energitilsynet.

10 kV kabel, sø

10 kV luftledning

10/0,4 kV station

0,4 kV kabel

0,4 kV luftledning

målere - fjernaflæsning

målere - ikke fjernaflæsning

Kabelskabe

En ulempe ved at anvende netvirksomhedernes kapacitet i den nye benchmarkingmodel kan være,

at variablene er delvis endogene. Fastsættes proxyvariablen med udgangspunkt i en eller flere

netkomponenter, kan netvirksomhederne i princippet påvirke antallet heraf. Dette kan være med-

Side 48 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

virkende til at skabe skævvridende incitamenter i modellen, da netvirksomhederne afhængig af

modellens udformning kan risikere at blive tilgodeset, hvis de investerer i netop disse komponen-

ter. Netvirksomhederne kan således være tilbøjelige til at vælge en investeringsløsning frem for en

mere driftstung løsning, i et tilfælde hvor valget står mellem udbygning af nettet eller tilslutning af

f.eks. en smart grid løsning. I værste fald vil netvirksomhederne belønnes for at have et overdi-

mensioneret net frem for et smart net. Det skal derfor overvejes, om der er eksempler på, at dette

er et reelt problem, eller om der er andre elementer i den samlede regulering f.eks. i indtægtsram-

men, som modvirker incitamentet til at optimere nettet i forhold til benchmarkingen.

Installeret transformerkapacitet: Et andet mål for kapacitet kan være netvirksomhedernes installe-

rede transformerkapacitet. Den installerede transformerkapacitet defineres som summen af instal-

leret transformerkapacitet i samtlige af netvirksomhedernes spændingssatte transformere. I ydel-

sesgruppen blev der fremført, at netvirksomhedernes installerede transformerkapacitet opgøres

mest retvisende som den installerede effekt (MVA) på to niveauer hhv. net tilsluttet 10-20 kV ni-

veau samt net tilsluttet 30-60 kV niveau.

Netvirksomhedernes installerede transformerkapacitet er et delvist endogent forhold, da netvirk-

somhederne i princippet kan påvirke, hvor mange transformere de ejer samt størrelsen af den in-

stallerede kapacitet. Det er imidlertid mere omkostningsfyldt at opsætte en transformer end ek-

sempelvis at installere en kilometer 0,4 kV kabel, hvilket er medvirkende til, at netvirksomhedernes

installerede transformerkapacitet vurderes ikke at have et problem med endogenitet, set i forhold til

andre typer af netkomponenter som eksempelvis 0,4 kV kabellængde.

Antal kunder: Kan ligeledes være et udtryk for netvirksomhedernes kapacitet. Begrundelsen for det

er, at antallet af kunder er en væsentlig proxy variabel for nettes opbygning samt netvirksomhe-

dernes kundehåndtering. Da der er en forventning om, at antallet af kunder/tilslutninger i væsentligt

omfang driver netvirksomhedernes omkostninger, vurderer ekspertgruppen, at dette forhold bør

analyseres nærmere i forbindelse med udviklingen af den nye benchmarkingmodel.

Antal kunder har hidtil været opgjort som netvirksomhedens samlede antal målere. Ekspertgrup-

pen vurderer imidlertid, at en opgørelse af netvirksomhedernes aftagenumre vil være en bedre og

mere retvisende måde at opgøre dette forhold på. Ekspertgruppens vurdering er baseret på, at

antal aftagenumre er et bedre defineret og mindre kompliceret mål at opgøre for netvirksomheder-

ne end antal målere. Dette medvirker til, at det i praksis er nemmere at opnå et ensartet data-

grundlag på tværs af netvirksomhederne.

Fordelen ved at anvende antal kunder som proxy variabel for netvirksomhedernes kapacitet er, at

antal kunder er en eksogen variabel, og således et forhold som netvirksomhederne ikke selv kan

påvirke.

Decentral produktion: Det er netvirksomhedernes opgave at sørge for, at det er muligt at etablere

og tilslutte decentral produktion til distributionsnettet. Decentral produktion defineres i denne sam-

menhæng som produktionsenheder tilsluttet direkte i distributionsnettet (vindmølleparker, solcelle-

parker, batterier og decentral kraftvarme) samt installationstilsluttede produktionsanlæg (private

solcelleanlæg og industriel egenproduktion). Efterfølgende er det netvirksomhedernes opgave at

transportere den indførte energi.

Side 49 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Energi tilført nettet via decentral produktion er desuden kendetegnet ved at være mindre forudsige-

ligt end energi der leveres fra det kollektive net, da især vindenergi specifikke steder i nettet kan

være medvirkende til at skabe kraftige fluktuationer i den transporterede mængde. Store skift i be-

lastningen af komponenter et givet sted i distributionsnettet kan være medvirkende til et øget be-

hov for drift og vedligeholdelse af de belastede komponenter.

Decentral produktion (effekt) er et eksogent forhold, som netvirksomhederne ikke har nogen indfly-

delse på. Der kan imidlertid opstå en problemstilling i forhold til udligningsordningen, hvor netvirk-

somheder helt eller delvist kan få dækket omkostninger til eksempelvis anlægsinvesteringer i for-

bindelse med tilslutning af decentral produktion eller nettab i den del af distributionsnettet, som er

belastet af de tilsluttede anlæg. Hvis decentral produktion skal anvendes som en variabel i den

endelige model, skal dette et forhold håndteres, således at netvirksomheder med decentral pro-

duktion ikke bliver overkompenseret i modellen som følge af udligningsordningen.

Transporteret mængde: Netvirksomhedernes transporterede mængde elektricitet kan defineres

som den mængde strøm, der leveres til forbrugspunkter i nettet samt decentral produktion. Decen-

tral produktion omhandler på nuværende tidspunkt primært produktion af energi fra hhv. vindmøl-

ler, solceller og decentral kraftvarme. Ekspertgruppen vurderer, at transporteret mængde energi er

en væsentlig cost driver for netvirksomhederne. Årsagen til dette er, at den transporterede mæng-

de elektricitet er en eksogen proxy for distributionsnettenes størrelse, som er dimensioneret såle-

des, at de kan levere den efterspurgte mængde elektricitet.

Netvirksomhedernes transporterede mængde er et eksogent forhold, som bestemmes af efter-

spørgslen efter energi samt produktion fra tilsluttede produktionsanlæg. Den transporterede

mængde kan tænkes at være korreleret med kapacitetsvariablens underliggende faktorer (net-

komponenterne), jf. Tabel 6, hvilket der skal rettes opmærksomhed på i forbindelse med modelud-

viklingen.

4.4.2. Nettospidsbelastning

Nettospidsbelastning kan betragtes som en proxy variabel for størrelsen af den kapacitet, som

netvirksomheden faktisk har behov for til at transportere energi i nettet i de mest belastede perio-

der

–

altså den realiserede kapacitet og ikke den teoretiske. Nettospidsbelastning er et udtryk for

de 10 timer i året med den største transport af elektricitet opgjort ved en række udvekslingspunkter

mellem det pågældende og omkringliggende netområde. I den enkelte time i det enkelte udveks-

lingspunkt udgør nettospidsbelastning mængden af elektricitet tilgået netområdet fratrukket

mængden af elektricitet fragået netområdet. Eldistributionsnettene skal således dimensioneres til

at kunne håndtere nettospidsbelastningen. Det er dog vigtigt at bemærke, at det ikke alene er net-

tospidsbelastning, der bestemmer dimensioneringen af nettet, men også andre forhold, så som

tilsluttede produktionsanlæg samt kablernes og ledningernes længde.

Benchmarkingekspertgruppen vurderer, at nettospidsbelastning er en cost driver, som kan være

medvirkende til at forklare netvirksomhedernes omkostninger. Desuden indgår lignende ydelser i

benchmarkingen i andre lande

–

den såkaldte peak load.

Østrig, Tyskland og Holland.

Side 50 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Fordelen ved at anvende nettospidsbelastning som outputvariabel i den nye benchmarkingmodel

er, at nettospidsbelastning på nuværende tidspunkt er et eksogent forhold. Begrundelsen herfor er,

at nettospidsbelastningen skabes på baggrund af kundernes efterspørgsel efter energi på et givet

tidspunkt, hvorfor netvirksomhederne ikke har nogen påvirkning af dette forhold. Fremadrettet vil

nettospidsbelastningen kunne påvirkes af en differentieret tarifstruktur, som indebærer, at kunder-

ne bliver afregnet med den pris, som afspejler markedssituationen på et givet tidspunkt i døgnet.

Dette forventes, at have en udjævnende effekt på efterspørgslen og hermed nettospidsbelastnin-

gen, da kunderne således, i det omfang det er muligt, vil vælge at forbruge, når prisen er lav.

4.4.3. Leveringskvalitet

Ekspertgruppen vurderer, at leveringskvalitet er en væsentlig ydelse for netvirksomhederne. Dels

fordi det er et forhold, som er omkostningsdrivende for netvirksomhederne idet, opretholdelse af en

tilstrækkelig leveringskvalitet kræver drift og vedligeholdelse af nettet, og dels fordi det er vigtigt, at

netvirksomhederne ikke reducerer deres omkostninger på bekostning af leveringskvaliteten.

4.4.4. Installationssager

Det er netvirksomhedernes opgave at håndtere forskellige former for installationssager f.eks. nye

installationer, belastningsændringer, ledningsændringer etc. Benchmarkingekspertgruppen vurde-

rer, at installationssager er en leveret ydelse, som kan være omkostningsdrivende for netvirksom-

hederne.

4.5.

Beskrivelse af mulige rammevilkår

I det følgende afsnit gives en beskrivelse af de rammevilkår, som Benchmarkingekspertgruppen

vurderer, kan være relevante i en benchmarkingsammenhæng samt en redegørelse af, hvorfor

rammevilkårene vurderes at være relevante.

En oversigt over mulige rammevilkår fremgår af Tabel 8. Det er som i tilfældet med ydelserne vigtig

at være opmærksom på, at listen omfatter

mulige

rammevilkår. Det er således først, når den ende-

lige benchmarkingmodel foreligger, at der kan træffes endelige afgørelse om, hvilke rammevilkår

der skal korrigeres for i modellen. Begrundelsen for dette er, at det kun er væsentlig at korrigere for

de vilkår, som ikke beskrives med udgangspunkt i de valgte ydelser. Endvidere er det vigtigt, at der

ikke forekommer dobbeltkorrektion, således at der korrigeres for det samme rammevilkår to gange.

Et eksempel på et sådan sammenfald er bymæssighed og regionale lønforskelle, hvor det kan

tænkes, at regionale lønforskelle er omfattet af de fordyrende forhold, som indgår i bymæssighed.

Der kan desuden forekomme andre fordyrende forhold, som ikke er omfattet af listen som fremgår

af Tabel 8.

Side 51 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Tabel 8 |

Rammevilkår

Bymæssighed

Regionale lønforskelle

Geografi

Distributionsnettets alder

Decentral produktion

Kilde: Arbejdsgruppen vedrørende netvirksomhedernes leverede ydelser

”Afsluttende rapport”.

4.5.1. Bymæssighed

Eldistributionsnettets placering har stor betydning for omkostninger forbundet med drift og vedlige-

holdelse samt om- og udbygning af nettet. Det er eksempelvis mindre omkostningsfyldt at lægge

kabel på landet, hvor kablerne lægges i åbent og lettilgængeligt terræn end i tæt bebyggede områ-

der med en høj bymæssighed.

Isoleret set kan kundetæthed tænkes at være en omkostningsreducerende faktor. En høj kunde-

tæthed medfører dels en reduktion i netvirksomhedens dækningsområde og dels i behovet for di-

stributionsanlæg målt på mængde. Endvidere kan en høj kundetæthed medvirke til at reducere

driftsomkostningerne, da korte distancer mellem kunderne reducerer den arbejdstid, der skal af-

holdes, når netvirksomhederne skal udføre driftsmæssige reparationer og vedligeholdelse af net-

tet.

Det er imidlertid i de færreste tilfælde, at der forekommer en høj kundetæthed uden en tilsvarende

høj grad af bymæssighed. Bymæssighed kan tænkes at have en modsvarende effekt på netvirk-

somhedernes omkostninger, da en høj bymæssighed kan være forbundet med større anlægs- og

driftsomkostninger. Dette kan blandt andet skyldes:



Begrænset tilgængelighed til distributionsnettet



Højere lønninger samt jord- og ejendomspriser

I områder med en høj bymæssighed kan ekstraomkostninger forbundet med at drive og vedlige-

holde nettet tænkes at være større end den besparelse, der opnås ved en høj kundetæthed. Til-

svarende i landdistrikter hvor det kan tænkes, at ekstraomkostninger forbundet med en lav kunde-

tæthed kan være større end besparelsen ved en lav bymæssighed.

Hypotesen vedrørende bymæssighed er således, at effekten fra bymæssighed dominerer effekten

af kundetæthed. Det medfører, at netvirksomheder, som driver distributionsnet i områder med en

høj kundetæthed samt bymæssighed, har relativt højere omkostninger end netvirksomheder, der

driver net i et område med en lav kundetæthed samt en lav grad af bymæssighed. Dette undersø-

ges nærmere i afsnit 6.3.1.1.

Side 52 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

4.5.2. Regionale lønforskelle

Hypotesen vedrørende regionale lønforskelle er, at der kan forekomme regionale lønforskelle, som

ikke kan forklares med udgangspunkt i produktivitetsforskelle. Det betyder, at netvirksomheder, der

driver net i specielle områder af Danmark, skal betale en højere pris end andre netvirksomheder

for at få udført de samme opgaver.

Regionale lønforskelle er et eksogent forhold, som netvirksomhederne ikke kan påvirke. Det kan

dog tænkes, at rammevilkåret kan være korreleret med bymæssighed, i det tilfælde hvor de høje

lønniveauer kan tænkes at forekomme i byerne.

Det skal desuden bemærkes, at det ikke er alle omkostningerne, der skal korrigeres for dette for-

hold, men alene de omkostninger, som forholdet har betydning for.

4.5.3. Geografi

Der kan forekomme geografiske forhold, som i forskellig grad kan være fordyrende for netvirksom-

hederne. Et eksempel på et fordyrende geografisk forhold kan være størrelsen af netvirksomhe-

dens forsyningsområde

–

dvs. deres areal. Begrundelsen for dette er, at der kan være forskel på,

hvor omkostningsfyldt det er at drive og vedligeholde et stort net i den forstand, at det strækker sig

over et stort areal, eller et stort net i den forstand, at det skal levere energi til mange kunder inden

for et mindre areal.

Der kan i enkelte tilfælde være særlige geografiske forhold, der ikke er nævnt i det ovenstående,

som en netvirksomhed finder fordyrende. I et sådan tilfælde vil Benchmarkingekspertgruppen lade

det være op til den enkelte netvirksomhed at gå i dialog med Sekretariatet for Energitilsynet.

4.5.4. Distributionsnettets alder

Netvirksomhederne har gennem tiden investeret i anlæg på forskellige tidspunker og har således

forskellig investeringscyklus. Det medfører, at netvirksomheder, som har et relativt gammelt net, i

højere grad har afskrevet deres anlæg end netvirksomheder, der har relativt nye net, og derfor

fortsat afskriver på størstedelen af deres anlæg. I en benchmarkingsammenhæng vil det betyde, at

netvirksomheder, der befinder sig i starten af en investeringscyklus, kan blive sammenlignet med

netvirksomheder, som befinder sig i slutningen af cyklussen. I Figur 4 er dette tilfælde illustreret

ved, et ydertilfælde hvor netvirksomhed A sammenlignes med netvirksomhed B.

Side 53 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Figur 4 |

Eksempel på investeringscyklus

Kilde: Dansk Energi.

En anden udfordring, der knytter sig til distributionsnettenes alder, er inflation. Inflationen medfører,

at netvirksomheder, som udskifter anlæg i år 40, ikke vil kunne foretage investeringen til samme

pris, som en netvirksomhed der har investeret i år 1, jf. Figur 4. Effekten heraf vil være, at hver

enkelt netvirksomheds investeringscyklus vil forskydes efter investeringstidspunktet og det dertil-

hørende prisniveau. I Figur 4 er det illustreret ved den blå og grønne kurve, som illustrerer to inve-

steringscyklusser baseret på to forskellige prisniveauer. I værste tilfælde kan inflationseffekten

samt effekten af forskellige omkostningscyklusser medføre, at netvirksomhed C bliver benchmar-

ket med netvirksomhed B.

Det er imidlertid vigtigt at bemærke, at illustrationen i Figur 4 er baseret på ekstremer, og disse

ekstreme tilfælde således kun vil opstå i det tilfælde, hvor netvirksomhederne ikke løbende reinve-

sterer i deres anlæg, men udskifter alle deres komponenter og genetablerer hele elnettet inden for

et enkelt år. Det faktum, at netkomponenterne i netvirksomhedernes distributionsnet er karakterise-

ret ved forskellige levetider samt forskellige installeringstidspunkter, vil i sig selv medvirke til, at der

løbende vil ske en reinvestering i nettet. En løbende reinvestering i nettet kan således tænkes at

medvirke til, at dele af de cykliske svingninger vil blive udlignet.

En korrektion for alder er naturligvis ikke relevant, hvis der tages højde for dette forhold i forbindel-

se med fastsættelsen af TOTEX, da der således på inputsiden allerede tages højde for den påvirk-

ning, som distributionsnettets alder kan have på netvirksomhedernes omkostninger. Standardise-

ring af kapitalomkostninger er beskrevet i afsnit 3.3.

4.5.5. Decentral produktion

Det er som beskrevet i afsnit 4.4 netvirksomhedernes opgave at sørge for, at det er muligt at etab-

lere og tilslutte decentral produktion til distributionsnettet. Efterfølgende er det netvirksomhedernes

opgave at transportere den indførte energi.

Side 54 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Hypotesen vedrørende decentral produktion er således, at netvirksomheder med et relativt stort

antal decentrale produktionsenheder tilsluttet distributionsnettet kan have højere omkostninger til

investeringer samt drift og vedligeholdelse end netvirksomheder, som ikke har tilsluttet decentral

produktion. Det skal imidlertid bemærkes, at anvendelsen af batterier eksempelvis i forbindelse

med installation af solceller, kan være medvirkende til at dæmpe en del af effekten fra decentral

produktion, da energien således lagres i perioder med høj produktion og forbruges i perioder med

lav produktion.

Side 55 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

5. Etablering af datagrundlag

Datagrundlaget for udarbejdelsen af den nye benchmarkingmodel i 2016 er baseret på en række

forskellige datakilder hhv. Energitilsynets foreliggende data for 2014, data indsamlet i marts 2016,

data fra Energinet.dk samt data fra NetStat.

Datagrundlaget for udarbejdelsen af den nye benchmarkingmodel er baseret på netvirksomheder-

nes data fra regnskabsåret 2014. Årsagen til dette er, at der blev udført en ny dataindsamling i

første kvartal af 2016, hvorfor netvirksomhedernes regnskaber for 2015 ikke har været afsluttet.

Anvendelsen af 2014-data giver imidlertid en udfordring vedrørende fusioner i regnskabssåret

2015. Ekspertgruppen har vurderet, at det er vigtigt, at modellen afspejler branchen som den er i

dag. Dette betyder, at netvirksomheder, som er fusioneret per 1. januar 2015, betragtes som én

netvirksomhed i datagrundlaget. Netvirksomheder fusioneret per 1. januar 2016 betragtes derimod

som individuelle netvirksomheder, da det antages, at netvirksomhederne på nuværende tidspunkt

ikke har gennemført den fulde fusion i forhold til at sammenkøre regnskaber, ensrette it-systemer

og lignende.

5.1.

Dataindsamling i 2016

Benchmarkingekspertgruppen udførte i marts 2016 en dataindsamling med henblik på at supplere

allerede foreliggende data fra 2014 med nye data, som der ikke på forhånd eksisterede data for og

på den baggrund etablerer et fyldestgørende datagrundlag, der omfatter data for alle de mulige

ydelser og rammevilkår, jf. afsnit 4.4 og 4.5.

Det fulde datagrundlag, som er blevet anvendt i ekspertgruppens arbejde vedrørende udvikling af

den nye benchmarkingmodel, består således af:



2014-data indberettet af netvirksomhederne i forbindelse med dataindsamlingen marts

2016.



2014-data indberettet til den økonomiske benchmarking samt benchmarkingen af kvalitet i

levering i 2015. Dataene fra benchmarkingen 2015 vedrører henholdsvis netkomponenter,

omkostninger og afbrudsstatistik. Sekretariatet for Energitilsynet har i forbindelse med

benchmarkingen i 2015 udført en dybdegående validering af de anvendte data for regn-

skabsåret 2014.



2014- data indberettet til Sekretariatet for Energitilsynet vedrørende reguleringsregnskaber.

Dataene omfatter netvirksomhedernes regulatoriske aktivbase, som er med til at bestemme

størrelsen af forrentningselementer i kapitalomkostningerne.



2014-data indhentet fra Energinet.dk. Disse data foreligger for alle netvirksomheder og vur-

deres at være af høj kvalitet, da dataene er ensrettet i forbindelse med indberetning til

Energinet.dk.



2014-data fra NetStat.

Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppen udsendte i mail af 7. marts 2016 indberetningsvej-

ledning samt indberetningsskema til brug for indberetning af nye data til udvikling af den nye

benchmarkingmodel. Netvirksomhederne skulle indberette data for følgende nye variable:

Side 56 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren



Kabelskabe



Installeret transformerkapacitet tilsluttet to forskellige spændingsniveauer



Transporteret mængde fordelt på fire forskellige typer af målinger samt fire forskellige

spændingsniveauer



Installationssager fordelt på syv forskellige kategorier



Procentvis fordeling af netkomponenterne på tre zoner (GIS-data)



Geografiske areal

Fristen for indberetning var den 4. april 2016.

Sekretariatet blev i løbet af indberetningsperioden opmærksom på, at der var sammenfald mellem

dataindsamlingen og ikrafttrædelsen af engrosmodellen, hvorfor nogle netvirksomheder havde

svært ved at overholde den fastsatte indberetningsfrist, da de var ressourcemæssigt udfordret.

Sekretariatet valgte således, at udsætte fristen for indberetningen til den 18. april 2016 for de net-

virksomheder, som gjorde opmærksom på, at de ikke havde mulighed for at indberette rettidigt.

Dansk Energi har desuden været i dialog med de af deres medlemmer, der ikke har indberettet og

har opfordret alle netvirksomheder til at deltage i dataindsamlingen.

5.1.1. Datakvalitet

Sekretariatet har i alt modtaget indberetninger fra 40 ud af 61 netvirksomheder. Dette svarer til en

svarprocent på 66 pct. De 40 indberetningerne udgør en andel på 96,7 pct. af det samlede antal

kunder. Fordelingen af indberetningerne på netvirksomhedstype ses i Tabel 9.

Tabel 9 |

Indberetninger fordelt på netvirksomhedstype

Transmission

Antal netvirksomheder i gruppen

Antal indberetninger

Deltagelse fordelt på gruppe

Kilde: Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppen.

Note: Grupperingen af netvirksomhederne følger den fordeling, som anvendes i den nuværende benchmarkingmodel for

netvirksomhedernes økonomiske effektivitet.

Distribution

76 %

Transformerforeninger

41 %

50 %

Det fremgår af ovenstående tabel, at alle tre grupper i større eller mindre grad er repræsenteret i

dataindsamlingen. Den bedst repræsenterede gruppe er distributionsgruppen, som også er den

gruppe, der udgør den største markedsandel. Den mindst repræsenterede gruppe er gruppen af

transformerforeningerne. Sekretariatet vurderer, at en af årsagerne til det lave antal indberetninger

sandsynligvis skyldes, at transformerforeningerne ikke har de samme ressourcer til rådighed, som

de resterende netvirksomheder.

5.1.2. Datavalidering

Sekretariatet har som en del af den indledende datavalidering gennemgået hvert enkelt indberet-

ningsskema, dels for at identificere eventuelle indberetningsfejl, og dels for på baggrund af netvirk-

somhedernes kommentarer, at vurdere kvaliteten af de indberettede data.

Side 57 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

I forbindelse med den indledende datavalidering er sekretariatet blevet opmærksom på følgende:

1. Generelle indberetningsfejl

2. Udfordringer vedrørende detaljeringsgraden af data for transporteret mængde

3. Udfordringer vedrørende GIS-data

Ad 1) Sekretariatet har i forbindelse med gennemgangen af de enkelte indberetningsskemaer fun-

det forskellige former for indberetningsfejl. Der er her tale om fejl, der er opstået fordi dataene er

angivet i den forkerte enhed, eksempelvis kilovolt ampere i stedet for megavolt ampere eller forde-

ling i absolutte antal i stedet for fordeling i procenter. Sekretariatet vurderer ikke, at der umiddelbart

er nogle udfordringer forbundet med at tilrette denne type fejl.

Ad 2) Flere netvirksomheder har i forbindelse med indberetningen af den transporterede mængde

gjort opmærksom på, at det ikke har været muligt for netvirksomheden at opdele den transportere-

de mængde på de ønskede spændingsniveauer samt forskellige typer af målinger. Det har med-

ført, at der alene er få netvirksomheder, som har indberettet data vedrørende transporteret mæng-

de af en sådan kvalitet, at det kan anvendes i det videre arbejde med udvikling af den nye bench-

markingmodel. Dette indebærer, at ekspertgruppen i de nærværende analyser baseret på 2014-

data har fundet det nødvendigt at anvende den leverede mængde frem for den transporterede

mængde energi.

Sekretariatet vil i forbindelse med fremsendelsen af indberetnings- og konteringsvejledningen til

brug for kontering af data i regnskabsåret 2017, gøre netvirksomhederne opmærksomme på, at

det i 2018 forventes, at netvirksomhederne kan indberette de efterspurgte data for den transporte-

rede mængde. Sekretariatet arbejder således hen mod, at data vedrørende netvirksomhedernes

transporterede mængde kan indgå i analysearbejdet når den nye benchmarkingmodel skal genbe-

regnes i 2018 med afsæt i 2017-data.

Ad 3) Der har i forbindelse med indberetning af GIS-data været to udfordringer. Den umiddelbart

største udfordring har været, at mange netvirksomheder har gjort opmærksom på, at der er fejl i

zoneinddelingsværktøjet, således at zonerne ikke afspejler de konkrete forhold, som gør sig gæl-

dende i de specifikke områder.

En anden udfordring der har været forbundet med indberetning af GIS-data er, at 13 ud af de 32

netvirksomheder, som har anvendt GIS-data til opgørelsen af den procentvise fordeling af netkom-

ponenterne, har været nødsaget til at supplere GIS-dataene med skøn for at fastsætte de efter-

spurgte værdier for de tre zoner. Nogle netvirksomheder har eksempelvis skønnet målernes place-

ring med udgangspunkt i placeringen af de tilhørende kabelskabe.

En mere detaljeret beskrivelse af udfordringerne vedrørende GIS-dataene samt håndtering heraf

fremgår af afsnit 5.3.1.

Side 58 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

5.2.

Datagrundlag og datakilder for ydelser

Tabel 10 viser en opsummerende oversigt over

mulige

ydelser, samt en kort beskrivelse af de an-

vendte datakilder. I de følgende afsnit gives en mere detaljeret beskrivelse af datagrundlaget for

hver enkelt ydelse.

Tabel 10 |

Datagrundlag for netvirksomhedernes leverede ydelser

Leverede ydelser

Datakilde

Kapacitet:



Netkomponenter



Installeret transformerkapacitet



Antal kunder



Decentral produktion

Transporteret mængde

Nettospidsbelastning

Leveringskvalitet

Installationssager

Sekretariatet for Energitilsynet

Data indsamlet fra netvirksomhederne

Data fra Energinet.dk eller Sekretariatet for Energitilsynet

Data fra Energinet.dk

Data indsamlet fra netvirksomhederne eller Sekretariatet

for Energitilsynet

Data fra Energinet.dk

Sekretariatet for Energitilsynet

Data indsamlet fra netvirksomhederne

Kilde: Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppen.

5.2.1. Kapacitet

Netvirksomhedernes kapacitet kan jf. afsnit 4.4.1. fastsættes på baggrund af flere forskellige vari-

able eksempelvis netkomponenter, installeret transformerkapacitet, antal kunder eller mængden af

decentral produktion.

Netkomponenter: De anvendte data for netkomponenter eksklusive kabelskabe, er data som fore-

ligger fra Energitilsynets årlige benchmarking af netvirksomhedernes økonomiske effektivitet for

2015 udarbejdet på baggrund af 2014-data. Netvirksomhederne har i denne forbindelse indberet-

tet, hvor mange (antal eller km) de har af hver af de 15 netkomponenter, jf. Tabel 7. Det er alene

tilladt at indberette komponenter, der ejes af netvirksomheden og som er i drift og således kan

spændingssættes inden for 1 time. Sekretariatet for Energitilsynet har i forbindelse med fastsættel-

sen af netvirksomhedernes økonomiske effektiviseringskrav foretaget en omfattende datavalide-

ring af de anvendte netkomponentdata.

Udover de 15 netkomponenter, som indberettes til den nuværende benchmarking, er der i 2016

indsamlet data for kabelskabe. Netvirksomheden har indberettet, hvor mange (antal) kabelskabe

virksomheden ejer, og som er i drift pr. 30. juni 2014 (medio året). Kabelskabe anvendes til tilslut-

ning af stikledninger og/eller forgrening af ledninger. Der sondres ikke mellem kabelskabenes stør-

relse.

Installeret transformerkapacitet: Netvirksomhederne har i forbindelse med dataindsamlingen i

marts 2016 indberettet, hvor meget transformerkapacitet (MVA) netvirksomheden har installeret i

sit net. Den installerede transformerkapacitet er opgjort som summen af installeret transformerka-

Side 59 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

pacitet i samtlige af netvirksomhedernes spændingssatte transformere. Transformere, der fungerer

som reserve, skal kunne spændingssættes inden for 1 time, for at kunne tælle med i opgørelsen.

Transformere hvorpå der er monteret tilkøbsudstyr så som forskellige former for køleelementer,

der forårsager, at transformeren kan håndtere en højere belastning, skal indgå i den kategori, som

er svarende til transformerens kapacitetsbelastning med tilkøbsudstyr. Er en transformers kapaci-

tetsbelastning eksempelvis 16 MVA, men med installation af tilkøbsudstyr 20 MVA, da skal trans-

formeren indgå i optællingen med 20 MVA.

Netvirksomhederne har indberettet summen af den leverede effekt for alle transformere med net

tilsluttet på hhv. 10-20 kV niveau samt 30-60 kV niveau.

Antal kunder: De anvendte data for antal kunder er baseret på hhv. data fra Energitilsynets forelig-

gende data for netvirksomhedens samlede antal målere

–

fjernaflæste og ikke fjernaflæste

–

samt

data fra Energinet.dk, der angiver antallet af aftagenumre for hver enkelt netvirksomhed. Dataene

vedrørende aftagenumrene fra Energinet.dk er opgjort som antal forbrugsmålepunkter pr. netvirk-

somhed.

Decentral produktion: Datagrundlaget for decentral produktion er baseret på data fra Energinet.dk.

Dataene angiver, hvor mange kW installeret effekt der er tilkoblet hvert enkelt netvirksomheds di-

stributionsnet fordelt på hhv. solceller og vindmøller.

5.2.1.1.

Transporteret mængde

Datagrundlaget for netvirksomhedernes transporterede mængde er baseret på data indberettet i

forbindelse med dataindsamlingen i marts 2016. Netvirksomhederne er blevet bedt om at indberet-

te den transporterede mængde (kWh), som er den energi, der leveres til nettet (bruttolevering til

nettet) og den energi, som leveres fra nettet (bruttolevering fra net).

Den transporterede mængde energi opgøres som summen af den energi, der kan aflæses på

samtlige af netvirksomhedernes afregningsmålere. Netvirksomhederne blev bedt om, at indberette

separate oplysninger for M2

og M3

målinger opdelt på fire spændingsniveauer hhv. 0,4 kV, 10-20

kV, 30-60 kV og 132-150 kV.

For at sikre, at alle mængder medtages er de netvirksomheder, som har produktion og eget for-

brug fra direkte tilsluttede egenproducenter, blevet bedt om ligeledes at indberette disse mængder

separat. Der er her tale om hhv. M1

- og M0-målinger

Som beskrevet i afsnit 5.1.2 har flere netvirksomheder gjort opmærksom på, at det ikke har været

muligt for netvirksomheden at indberette de efterspurgte data vedrørende den transporterede

mængde. Det indebærer, at ekspertgruppen i de nærværende analyser baseret på 2014-data har

fundet det nødvendigt at anvende den leverede mængde frem for den transporterede mængde

energi.

M2 = Målt leverance til de kollektive elforsyningsnet (Bruttolevering til nettet).

M3 = Målt leverance fra det kollektive elforsyningsnet (Bruttolevering fra net).

M1 = Målt nettoproduktion.

M0 = Målt egetforbrug under stilstand.

Side 60 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Datagrundlaget for netvirksomhedernes leverede mængde er baseret på data, som foreligger fra

Energitilsynets årelige benchmarking af netvirksomhedernes økonomiske effektivitet for 2015 ud-

arbejdet på baggrund af 2014-data. Netvirksomhederne har i denne forbindelse indberettet, hvor

mange kWh elektricitet netvirksomheden har leveret i 2014. Netvirksomhederne må ikke inkludere

VE-anlægsejernes egen produktion af el, som er samtidig med forbruget, i den mængde kWh, der

indberettes, da denne mængde ikke kan anses for leveret el fra nettet.

5.2.1.2.

Nettospidsbelastning

Datagrundlaget for netvirksomhedernes nettospidsbelastning er baseret på data fra Energinet.dk.

Nettospidsbelastningen er opgjort som de 10 mest belastede nettotimeværdier på et år målt på

samtlige af netvirksomhedernes udvekslingsmålere.

Dataene fra Energinet.dk er baseret på ca. 1.850 individuelle udvekslingsmålepunkter, som findes i

DataHub. Hvert udvekslingsmålepunkt vil typisk indgå i opgørelsen med to mængder hhv. en posi-

tiv mængde for det netområde som modtager energi, og en negativ mængde for det netområde der

afgiver energi. Dette er dog ikke tilfældet for udvekslingsmålepunkter mod udlandet, som alene

indgår én gang i opgørelsen. Summeres netto timeværdierne således på tværs af alle netområder-

ne, bør denne sum svare til summen af udvekslinger mod udlandet.

De ca. 1850 udvekslingsmålepunkter omfatter udvekslinger i alle ejergrænser mellem netvirksom-

hederne fordelt på spændingsniveauer fra transmissionsnettet til lavspænding.

Spændingsniveauet for udvekslingen afhænger således af, hvordan ejergrænserne er i det fysiske

elnet. For nogle netområder indgår der såvel udvekslingsmålinger i snittet mellem 150 kV og 60

kV, samt i snittet mellem 10 kV og 0,4 kV, mens der for andre netområder kun er udvekslinger på

et enkelt spændingsniveau

–

150/60 kV snittet eller i 10/0,4 kV snittet

–

eller på et niveau der i mel-

lem.

Eventuel decentral produktion (f.eks. solceller og vindmøller) i netområderne er ikke registret i den

nuværende opgørelse af netvirksomhedernes nettospidsbelastning. Uden korrektion for den de-

centrale produktion, kan nettospidsbelastningen risikere at give et skævt billede af nettets belast-

ning, da decentral produktion også belaster nettet, men ikke opfanges i de udvekslingsmålere der

anvendes til opgørelsen af værdierne for nettospidsbelastningen. Dvs. hvis der har været en høj

produktion af decentral produktion i et netområde en given time, vil det medføre at nettospidsbe-

lastningen

i den pågældende time

fremstår for lavt. Dette skyldes, at den decentrale produktion og

forbruget inde i netområdet ikke registreres på de udvekslingsmålere, der anvendes i den nuvæ-

rende opgørelse.

Det er vanskeligt at afgøre, hvilken betydning decentral produktion har på den nuværende opgø-

relse af nettospidsbelastningen i modellen. Det er de 10 mest belastede timer beregningen er ba-

seret på, dvs. der skal være et sammenfald mellem, at det har f.eks. blæst rigtig meget

samtidig

med,

at der er brugt meget strøm i en given time, førend det har en væsentlig betydning om decen-

tral produktion er med i opgørelsen af nettospidsbelastningen.

Ekspertgruppen anbefaler, der fremadrettet arbejdes med at datagrundlaget opdateres med hen-

syn til den decentrale produktion og nettospidsbelastningen.

Side 61 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

5.2.1.3.

Leveringskvalitet

I forbindelse med den årlige benchmarking af netvirksomhedernes kvalitet i levering indberetter

netvirksomhederne årligt data til Energitilsynet vedrørende netvirksomhedernes afbrudsstatistik.

Netvirksomhedernes afbrudsstatistik omfatter dels afbrudshyppighed samt afbrudsvarighed på

aggregeret niveau og dels afbrudshyppighed samt afbrudsvarighed på enkeltkundeniveau. Det er

disse data, der anvendes, som datagrundlag for netvirksomhedernes leveringskvalitet. Desuden

indgår der data for, hvorvidt netvirksomhederne har fået beregnet et krav i benchmarkingen af kva-

litet i levering i 2015 baseret på data fra regnskabsåret 2014.

5.2.1.4.

Installationssager

Datagrundlaget for netvirksomhedernes installationssager er baseret på data indberettet af netvirk-

somhederne i forbindelse med dataindsamlingen i marts 2016.

Netvirksomheden udfylder og indsender i forbindelse med oprettelse eller ændring af installationer

en installationsblanket (ISB). Netvirksomheden har således indberettet, hvor mange (antal) opret-

tede installationssager netvirksomheden har haft i 2014.

Installationssagerne er opdeles på sagens type hhv. ny installation, belastningsændring, flytning af

tavlemåler, installation udgår, ledningsændring, midlertidig Installation og målerbytning.

I alt 38 ud af de 40 netvirksomheder, som har indberettet data i forbindelse med dataindsamlingen

i 2016, har indberettet, hvor mange installationssager den pågældende netvirksomhed har haft i

2014. Få netvirksomheder har gjort opmærksom på, at de syv kategorier ikke passer til de katego-

rier, netvirksomheden normalt anvender i forbindelse med udfyldelse af installationssager, og såle-

des ikke har haft mulighed for at udfylde, hvor mange installationssager virksomheden har haft af

de specifikke typer, men alene det samlede antal installationssager.

5.3.

Datagrundlag og datakilder for rammevilkår

Tabel 11 viser en opsummerende oversigt over de

mulige

rammevilkår, samt en kort beskrivelse af

de anvendte datakilder. I de følgende afsnit gives en mere detaljeret beskrivelse af datagrundlaget

for hvert enkelt rammevilkår.

Tabel 11 |

Datagrundlag for rammevilkår

Rammevilkår

Bymæssighed

Regionale lønforskelle

Geografi (areal)

Distributionsnettets alder

Decentral produktion

Datakilde

Data indsamlet fra netvirksomhederne, på baggrund af et GIS-kortlag

med zoneinddeling, som er udarbejdet af Atkins for Dansk Energi

Data fra NetStat (Dansk Arbejdsgiverforening og DI)

Data indsamlet fra netvirksomhederne baseret på udtræk fra netvirk-

somhedernes GIS-systemer

Estimation af konsulent Peter Bogetoft

Data fra Eneginet.dk

Kilde: Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppen.

Side 62 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

5.3.1. Bymæssighed

Bymæssighed er opgjort som en procentvis fordeling af netvirksomhedernes netkomponenter på

tre kategorier hhv. city, by og land. Opgørelsen er fortaget på baggrund af netvirksomhedernes

GIS-systemer og et kortlag med zoneinddeling, som er udarbejdet af Atkins for Dansk Energi i

2008. Netvirksomhederne har for hver af netkomponenterne indberettet, hvor mange procent af en

given komponent, der ligger i hver af de tre zoner.

I de tilfælde hvor netvirksomhederne ikke har haft mulighed for at anvende GIS til beregning af

netkomponenternes fordeling, har netvirksomhederne foretaget et skøn på baggrund af de ret-

ningslinjer, som ligger til grund for kortlaget med zoneinddeling, jf. Tabel 12.

Tabel 12 |

Retningslinjer for zoneinddeling

City

Mindst 15 adresser pr. kvadratnetcelle eller

mere end 75 pct. etageboliger pr. kvadratnetcelle eller

mere end 75 pct. byerhverv pr. kvadratnetcelle eller

arealer med mindst 15 adresser pr. kvadratnetcelle, hvor mere end 75 pct. er ræk-

kehuse

Sammenhængende klynger med mindst en adresse pr. kvadratnetcelle, hvor mindst

én af cellerne har mindst 3 adresser

Kvadratnetceller med registreret industri

Land

Arealer der ikke er city- eller byzone

Kilde: Atkins: Geografisk opgørelse af omkostningszoner til drift og vedligeholdelse af elnetselskaber side 11-12.

Netvirksomhederne har indberettet data for 2014. Har disse data ikke været tilgængelige i netvirk-

somhedernes databaser, har netvirksomhederne anvendt en dags dato optælling, hvilket imidlertid

mængdemæssigt kan afvige fra de eksisterende data om netkomponenter fra 2014, som foreligger

fra Energitilsynets benchmarkingafgørelse fra 2015.

Der har i forbindelse med indberetning af GIS-data været to udfordringer. Den umiddelbart største

udfordring har været, at mange netvirksomheder har gjort opmærksom på, at der er fejl i kortlaget

med zoneinddeling, således at zonerne ikke afspejler de konkrete forhold, som gør sig gældende i

de specifikke områder.

En anden udfordring, der har været forbundet med indberetning af GIS-data, er, at 13 ud af de 40

netvirksomheder, som har anvendt GIS-data til opgørelsen af den procentvise fordeling af netkom-

ponenterne, har været nødsaget til at supplere GIS-dataene med skøn for at fastsætte de efter-

spurgte værdier for de tre zoner. Nogle netvirksomheder har eksempelvis skønnet målernes place-

ring med udgangspunkt i placeringen af de tilhørende kabelskabe.

Bymæssighed har allerede på et tidligt tidspunkt i modelarbejdsprocessen vist sig at være et bety-

deligt rammevilkår for netvirksomhederne. Sekretariatet har derfor valgt at arbejde videre med de

indberettede data, da det på baggrund af den indledende cost driver-analyse har vist sig at være et

godt mål for bymæssighed. Det er i sagens natur muligt at anvende et andet og mere forsimplet

Side 63 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

mål for kundetæthed, men det er sekretariatets klare overbevisning, at et kundetæthedsmål base-

ret på GIS-data fremadrettet vil være det bedste mål for bymæssighed.

Sekretariatet har i forbindelse med anvendelsen af GIS-dataene været særlig opmærksom på ind-

beretningsfejl og har i denne forbindelse valideret dataene med ekstra forsigtighed. Sekretariatet

har blandt andet undersøgt, om de indberettede fordelinger af netkomponenter i de tre zoner

summer til 100 pct., samt om de indberettede fordelinger stemmer overens med de indberettede

netkomponenter, således at der ikke mangler fordeling af netkomponenter som netvirksomheden

ejer, eller omvendt.

I de tilfælde, hvor der har vist sig at være uoverensstemmelser mellem de indberettede data, har

sekretariatet i samarbejde med Dansk Energi rettet henvendelse til netvirksomhederne for at få

dataene korrigeret. Sekretariatet har i alt korrigeret data for 17 netvirksomheder.

De distributionsvirksomheder, der ikke har indberettet GIS-data, er blevet estimeret på baggrund af

data fra de netvirksomheder, som har indberettet. I alt 9 virksomheder ud af de 37 distributions-

virksomheder, som modelarbejdet bygger på, har fået estimeret deres tæthedskorrigerede norm-

grid.

5.3.2. Regionale lønforskelle

Datagrundlaget for rammevilkåret regionale lønforskelle fra NetStat, som er en database, der ved-

ligeholdes af Dansk Arbejdsgiverforening og DI. NetStat er et værktøj, som blandt andet anvendes

af organisationernes medlemmer til at fastsætte og regulere lønninger. Databasen er baseret på

lønoplysninger fra omkring 600.000 lønmodtagere på det private arbejdsmarked.

5.3.3. Geografi (areal)

Netvirksomhederne har indberettet, hvor stort (km

) netvirksomhedens forsyningsområde er. Den

mest præcise måde at beregne arealet på, er at anvende GIS. For at opnå et ensrettet datagrund-

lag er alle netvirksomhederne blevet opfordret til at anvende GIS-systemer til opgørelse af arealet.

Har det ikke været muligt for netvirksomheden at anvende GIS til beregning af distributionsnettets

areal, har netvirksomhederne indberettet en skønsmæssig vurdering.

5.3.4. Distributionsnettets alder

Det er yderst kompliceret at opgøre distributionsnettenes alder, da en konkret beregning af de indi-

viduelle distributionsnets alder skal baseres på data vedrørende netkomponenternes forventede

restlevetider. Disse data er ikke tilgængelige for sekretariatet på nuværende tidspunkt, og det er

desuden på nuværende tidspunkt uvist, om det overhovedet er muligt for netvirksomhederne at

fremskaffe disse oplysninger, som er baseret på historiske data.

For at undersøge om distributionsnettenes alder har en væsentlig betydning for netvirksomhedens

omkostninger og således påvirker de individuelle effektivitetsscore, har sekretariatet i samarbejde

med Peter Bogetoft foretaget en estimation af alderen på de enkelte netvirksomheders distributi-

onsnet.

Side 64 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Der er konstrueret to mål

–

et simpelt og et avanceret mål. Det simple mål er alene baseret på en

gennemsnitlig levetid, der er ens for alle netvirksomheder uanset nettets konstruktion (40 år), net-

virksomhedens aktivbase opgjort i 2014 samt årets afskrivninger for 2014.

��

å −

��

I den avancerede estimation, beregnes en selskabsspecifik gennemsnitlig levetid vægtet efter

komponenttype og dertilhørende levetid samt det konkrete antal netkomponenter, som indgår i

netvirksomhedens distributionsnet, jf. ligning 1 i Tabel 13. For at estimere den gennemsnitlige in-

vestering antages det, at netvirksomhederne i gennemsnit investerer jævnt over tid, jf. ligning 2.

Afslutningsvist korrigeres den gennemsnitlige investering for inflation, jf. ligning 3.

Tabel 13 |

Avanceret beregning af distributionsnettets gennemsnitlige investeringer

(1)

∑

(

∑

∙

(

)

Netvirksomhed

’s gennemsnitlige levetid

på kapitalapparatet

Komponenttype

Samlede antal komponenttyper

Vægte baseret på poster om komponen-

ternes samlede bidrag til norm-grid

(2)

(3)

Kilde: Sekretariatets konsulent Peter Bogetoft samt Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppen.

. =

×��

��

Standard levetid målt ved antal år i perio-

den der afskrives på komponenttypen

Bogførte værdi af netvirksomhed

afskrivninger i 2014

’s

��

Inflation baseret på reguleringsprisindeks

Både det simple og det avancerede mål for alder er anvendt i de indledende analyser. De to mål er

blandt andet blevet anvendt til at undersøge, om det er muligt at alderskorrigere TOTEX. I forbin-

delse med efteranalysen for alder, hvor det undersøges, i hvilket omfang distributionsnettenes al-

der kan beskrive variationerne i effektivitetsscorerne mellem netvirksomhederne, er det simple

aldersmål anvendt.

5.3.5. Decentral produktion

Datagrundlaget for rammevilkåret decentral produktion er jf. afsnit 4.5.5 baseret på data fra Ener-

ginet.dk. Dataene angiver, hvor mange kW installeret effekt der er tilkoblet hvert enkel netvirksom-

heds distributionsnet fordelt på hhv. solceller og vindmøller.

Side 65 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

6. Cost driver-analyse

I dette afsnit gives en gennemgang af cost driver-analysen. En cost driver-analyse er en statistisk

metode, som anvendes til at undersøge, i hvor høj grad en given ydelse påvirker netvirksomheder-

nes totalomkostninger

–

altså om ydelsen er omkostningsdrivende for netvirksomhederne. En cost

driver-analyse kan derfor bidrage med at undersøge, hvilke leverede ydelser som vurderes rele-

vante at inddrage i den endelige benchmarkingmodel.

Analysen indebærer, at der udpeges en liste over de ydelser, der har væsentlig indvirkning på net-

virksomhedernes omkostninger, og som bør indgå i det videre arbejde med at udvikle benchmar-

kingmodellen. Foruden en række statistiske signifikanstest indeholder analysen også en kvalitativ

vurdering af, om sammenhængen mellem omkostninger og en given ydelse er meningsfuld set i et

teoretisk perspektiv.

Cost driver-analysen har således til formål at identificere de ydelser, som i særlig grad er medvir-

kende til at bestemme totalomkostningerne i en gennemsnitlig netvirksomhed, og hvordan de

medvirker til at forklare variationerne i omkostninger mellem netvirksomhederne. Resultaterne af

cost driver-analysen anvendes til at give en indikation af, hvilke ydelser der er omkostningsdriven-

de og relevante at inddrage i den endelige benchmarkingmodel baseret på det eksisterende data-

grundlag.

Afsnittet starter med at gennemgå datagrundlaget, som cost driver-analysen er baseret på. Under

gennemgangen af datagrundlaget gennemgås metode for opgørelse af totalomkostninger samt

anvendelse af norm-grid baseret på det eksisterende datagrundlag. Efterfølgende identificeres

hvilke cost drivere, og således hvilke leverede ydelser, som vurderes relevante at inddrage i den

endelige benchmarkingmodel. Afslutningsvis i afsnittet gennemgås håndtering af rammevilkår.

6.1.

Analysegrundlag

Cost driver-analysen tager udgangspunkt i omkostningsgrundlaget beskrevet i afsnit 3.1, herunder

beskrivelse af omkostningsgrundlaget, samt det etablerede datagrundlag for netvirksomhedernes

ydelser og rammevilkår i afsnit 3.4. Nedenstående cost driver-analyse tager således afsæt i det

eksisterende datagrundlag, der baserer sig på 2014-data.

Cost driver-analysen vil skulle genbesøges af Energitilsynet, når der foreligger et opdateret data-

grundlag baseret på 2017-data, til brug for benchmarkingen i 2018.

6.1.1. Opgørelse af totalomkostninger (TOTEX)

I henhold til afsnit 3 om omkostningsgrundlaget skal benchmarkingmodellen basere sig på netvirk-

somhedernes leverede ydelser og totalomkostninger (TOTEX). Det betyder, at netvirksomheder-

nes individuelle effektiviseringskrav skal baseres på en TOTEX-benchmarkingmodel. Det er ikke

nærmere specificeret, hvilke delelementer som skal indgå i TOTEX-begrebet. Der er derfor blevet

udarbejdet flere forskellige metoder til at opgøre TOTEX baseret på det eksisterende datagrundlag

for 2014.

Figur 5 illustrerer de overordnede principper for, hvordan TOTEX kan opgøres på baggrund af det

eksisterende datagrundlag.

Side 66 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Figur 5 |

Mulige opgørelser af totalomkostninger (TOTEX)

TOTEX

Totalomkostninger,

sum af driftsomkostninger (OPEX)

og kapitalomkostninger (CAPEX)

OPEX

Driftsomkostninger,

hvor der kan korrigeres for

særlige omkostningsposter

CAPEX

Kapitalomkostninger,

som typisk består af af-

skrivninger på aktivbasen

Med forrentning

Uden forrentning

Standardiserede

Bogførte værdier

Kilde: Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppen.

Note: 132 kV komponenter er fjernet fra totalomkostningerne, da alene et fåtal af netvirksomhederne har komponenter

på dette spændingsniveau.

Som det ses i Figur 5, kan CAPEX-opgøres både med og uden forrentning samt baseret på enten

standardiserede eller bogførte værdier. Herunder er der flere forskellige metoder til at standardise-

re CAPEX baseret på det eksisterende datagrundlag. I Tabel 14 er et overblik over mulige metoder

til at opgøre TOTEX baseret på de forskellige metoder til at opgøre CAPEX på baggrund af det

eksisterende datagrundlag.

Side 67 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Tabel 14 |

Metoder til at opgøre totalomkostninger (TOTEX)

Stan-

dardise-

rede

afskriv-

ninger

Stan-

dardise-

ret ak-

tivbase

Metode

TOTEX-betegnelse

Forrent-

ning

Beregning

TOTEX bogført med

WACC-forrentning

TOTEX bogført uden

WACC-forrentning

TOTEX alderskorrige-

ret baseret på bogfør-

te afskrivninger det

seneste regnskabsår

TOTEX alderskorrige-

ret baseret på et gen-

nemsnit af bogførte

afskrivninger over de

seneste fire regn-

skabsår

TOTEX med afskriv-

ninger beregnet ved

brug af annuiteter

TOTEX med bogførte

afskrivninger og en

standardiseret aktiv-

base

TOTEX med en stan-

dardiserede afskriv-

ninger og en standar-

diseret aktivbase

Driftsomkostninger + Bogførte af-

skrivninger + WACC x bogført ak-

tivbase

Driftsomkostninger + Bogførte af-

skrivninger

Driftsomkostninger + Bogførte af-

skrivninger + WACC x gns. aktiv-

base for DSO x inflationsfaktor

Driftsomkostninger + Gns. af bog-

førte afskrivninger 2011-2014 +

WACC x gns. aktivbase for DSO x

inflationsfaktor

Driftsomkostninger + Annuiteter

som indeholder afskrivning og en

forrentning, og som afhænger af

standardlevetider

Driftsomkostninger + Bogførte af-

skrivninger + WACC x standardise-

ret aktivbase

Driftsomkostninger + Standardise-

rede afskrivninger (aktiver x af-

skrivningsækvivalenter) + WACC x

standardiseret aktivbase

Kilde: Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppen.

Note 1: Der anvendes en forrentningssats, også kaldet WACC, på 3,31 pct. Forrentningssatsen følger af WACC-

ekspertgruppens anbefalinger, der blev offentliggjort den 15. april 2016. Aktivbasen er den bogførte værdi af netaktiver

ultimo året fra netvirksomhedernes årlige indtægtsrammer.

Note 2: Gennemsnitlig aktivbase for DSO = Levetider for aktivgrupper vægtet med størrelsen af disse for hver DSO x

Afskrivninger / 2.

Note 3: Inflationsfaktor = Levetider for aktivgrupper vægtet med størrelsen af disse for hver DSO /2 eller Levetider for

aktivgrupper vægtet med størrelsen af disse for hver DSO - Bogførte netaktiver/afskrivninger. Umiddelbart vurderes

sidstnævnte fastsættelse af inflationsfaktor, at begrebsmæssigt at give bedst mening. Det bemærkes dog, at de to til-

gange ikke resulterer i store forskelle.

For alle metoderne A-G oplistet i Tabel 14 gælder, at de er baseret på netvirksomhedernes fakti-

ske driftsomkostninger. Det er således udelukkende opgørelsen af CAPEX, der adskiller de enkel-

te metoder fra hinanden.

Side 68 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

En statistisk og begrebsmæssig evaluering af de mulige metoder til at opgøre TOTEX baseret på

det eksisterende datagrundlag gennemgås i det efterfølgende, efterfulgt af en opsamling på hvilke

af metoderne der statistisk og begrebsmæssigt giver bedst mening ved valg af TOTEX-opgørelse.

Sidstnævnte vurdering skal desuden ses i lyset af en række hensyn, som en given standardisering

(og ikke-standardisering) af CAPEX bør opfylde.

En mere uddybende drøftelse af fordele og ulemper med standardisering af CAPEX på længere

sigt blev gennemgået i afsnit 3.3. På længere sigt vil der skulle foretages en ny analyse af, om der

er grundlag for at anvende standardiserede kapitalomkostninger i den nye benchmarkingmodel i

2018.

Metode A: TOTEX bogført med WACC-forrentning

Denne metode forudsætter, at TOTEX opgøres ved driftsomkostninger tillagt bogførte afskrivninger

tillagt WACC multipliceret med bogført aktivbase.

Baseret på statistiske analyser af det eksisterende datagrundlag vurderes metode A at have den

højeste forklaringsgrad, sammenlignet med de seks andre TOTEX-opgørelser. Herudover vurde-

res metoden at være mere gennemsigtig og mere simpel at forstå for den enkelte netvirksomhed,

da den relaterer sig direkte til netvirksomhedens regnskab, modsat TOTEX-opgørelser som er ba-

seret på standardiserede værdier.

Yderligere understøtter statistiske analyser af det eksisterende datagrundlag, at der ingen alders-

afhængighed er i forhold til de totale omkostninger. De empiriske test af aldersafhængighed er

belyst i afsnit 7.7 om rammevilkår.

En tilsvarende opgørelse af TOTEX anvendes også i andre lande. Sverige anvender bogførte

værdier til opgørelse af CAPEX, da det viste sig, at det ikke bidrog med særlig meget ekstra forkla-

ring at bruge standardiserede kapitalomkostninger, hvorfor det blev undladt i den nye svenske

benchmarkingmodel af netvirksomheder.

Norge anvender også en lignende model med histori-

ske anskaffelsespriser og genanskaffelsespriser til opgørelse af CAPEX.

Herudover anvender

Østrig og Tyskland ligeledes bogførte værdier til at fastsætte hvilke omkostninger som skal indgå i

benchmarkingen. Dog anvender de en bedst-af-flere tilgang, hvor de også anvender standardise-

rede værdier i deres benchmarkingmodel.

Det bemærkes, at de standardiserede værdier, som

anvendes i Østrig og Tyskland, baserer sig på en standardisering af afskrivningsprofilen udregnet

ud fra historiske investeringer og afviger dermed fundamentalt fra de standardiseringer, som drøf-

tes nedenfor.

Metode B: TOTEX bogført uden WACC-forrentning

I metode B opgøres TOTEX ved netvirksomhedens driftsomkostninger tillagt bogførte afskrivnin-

ger. Der indgår ikke et forrentningselement i opgørelsen af virksomhedens kapitalomkostninger

ved anvendelse af denne metode.

Metodik for bestamning av effektiviseringskrav i intaktsramsregleringen for elnatsforetag, REMISS (2015), Energi-

marknadsinspektionen.

Endring av modeller for fastsettelse av kostnadsnormer fra 2013

(2012), Norges vassdrags- og energidirektorat

Development of benchmarking models for German electricity and gas distribution (2007), Per Agrell og Peter Bo-

getoft samt Quality and efficiency – A DEA based analysis of the Austrian electricity distribution sector (2015), Roland

Goerlich og Ulrich Ruehrnoessl.

Side 69 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

De statistiske analyser viser, at metode B har en lavere forklaringsgrad af modellen, sammenlignet

med metode A. Dette kan være en indikation af, at der bør inkluderes et forrentningselement i op-

gørelsen af netvirksomhedens kapitalomkostninger.

Herudover bemærkes, at det fremgik af El-reguleringsudvalgets anbefalinger, at den nuværende

benchmarkingmodel kan påvirke løsningsvalget i netvirksomhederne i en uhensigtsmæssig ret-

ning. Den nuværende benchmarkingmodel giver isoleret set netvirksomhederne et incitament til at

vælge investeringstunge løsninger, selvom disse måtte være dyrere end alternativet. Et af de for-

hold, der medfører en lempelig behandling af investeringer i den nuværende regulering, er, at om-

kostninger til forrentning af investeringer ikke medtages i benchmarkingen. Dette betyder alt andet

lige, at netvirksomhederne kan forvente et lavere vurderet effektiviseringspotentiale ved valg af

investeringstunge løsninger, da der indgår færre omkostninger i omkostningsgrundlaget. El-

reguleringsudvalgets anbefalinger lægger derfor indirekte op til, at forrentning skal indgå i opgørel-

se af TOTEX.

Metode C og D: TOTEX alderskorrigeret baseret på bogførte afskrivninger det seneste regnskabs-

år eller et gennemsnit over de seneste fire regnskabsår

Metode C og D forudsætter begge, at TOTEX opgøres ved driftsomkostninger tillagt bogførte af-

skrivninger tillagt WACC multipliceret med en aktivbase, der er korrigeret for alderen på virksom-

hedens netaktiver.

Metode C og D er alderskorrigerede TOTEX-mål med annuitetsvægte, således at CAPEX er for-

søgt delvist standardiseret. Annuitetsvægtene er beregnet baseret på genanskaffelsesværdien og

en forrentning på 3,31 pct. Annuitetsvægtene er baseret på standardpriser og standardlevetider fra

netvirksomhedernes åbningsbalancer fra 2005 tilsendt af Dansk Energi. På baggrund af disse data

er der konstrueret annuiteter for netvirksomhedernes komponenter, der anvendes som vægte til at

beregne den gennemsnitlige vægtede levetid af netvirksomhedens samlede net.

Metode C anvender virksomhedens bogførte afskrivninger i det seneste regnskabsår, mens meto-

de D tager udgangspunkt i et gennemsnit af bogførte afskrivninger over de seneste fire regn-

skabsår 2011-2014.

De statistiske analyser viser, at metode C og D har en betydelig lavere forklaringsgrad af modellen,

sammenlignet med metode A.

Begge metoder vurderes i udgangspunktet at give begrebsmæssig mening, da målene korrigeres

for alder og netvirksomhedernes cykliske investeringsprofiler. TOTEX-målene forsøger at udligne

de økonomiske fordele, der kan være forbundet med at have et gammelt net i forhold til et nyt net.

TOTEX-målene forsøger således at udjævne kapitalomkostningerne, så de mest afskrevne net

ikke nødvendigvis fremgår med de laveste kapitalomkostninger. Endvidere korrigeres der for infla-

tion i de to TOTEX-opgørelser.

Ved begge disse TOTEX-opgørelser bemærkes imidlertid, at netvirksomhedernes historiske af-

skrivningsprofiler er konstrueret ud fra informationer om de seneste års afskrivninger og bogførte

værdier sammenholdt med gennemsnitlevetid. Denne antagelse er nødvendig, da det eksisterende

datagrundlag ikke indeholder netvirksomhedernes faktiske anskaffelsespriser samt anskaffelses

år. Der kan derfor være en vis usikkerhed tilknyttet til beregningen af TOTEX-mål efter metode C

og D.

Side 70 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Metode E: TOTEX med afskrivninger beregnet ved brug af annuiteter

I metode E opgøres TOTEX ved driftsomkostninger tillagt afskrivninger beregnet ved brug af an-

nuiteter. Annuiteten er et fast beløb som dækker både afskrivning og forrentning af kapitalomkost-

ninger.

Begrebsmæssig vurderes metode E at have visse fordele, såsom at et eventuelt aldersproblem

undgås, hvor netvirksomheder med gamle net fremstår mere omkostningseffektive end netvirk-

somheder med nye net. Samtidig vurderes det at være en relativ simpel metode at forstå sammen-

lignet med metode C og D.

Det vurderes dog, at metoden har væsentlige begrebsmæssige ulemper, idet opgørelsen i praksis

betyder, at al historisk investeringsmæssig ineffektivitet tilgives.

Opgørelse af TOTEX med udgangspunkt i metode E vil reelt betyde, at modellen bliver en OPEX-

benchmarking, da halvdelen af TOTEX kommer til at være det samme på input- og outputsiden.

Dette er illustreret med nedenstående teoretiske illustration af forskellene mellem en OPEX og

TOTEX-model.

Figur 6 |

Teoretisk illustration af forskel mellem OPEX og TOTEX-model

Simpel (traditionel) OPEX-model

Input

OPEX

Output

NGOPEX

Sund OPEX-model, retningsbestemt efficiens

Input

OPEX

CAPEX

Output

NGOPEX + NGCAPEX

Kilde: Sekretariatets konsulent Peter Bogetofts illustration.

Sund TOTEX-model

Input

OPEX + CAPEX

Output

NGOPEX + NGCAPEX

Simpel TOTEX-model

Input

OPEX + NGCAPEX

Output

NGOPEX + NGCAPEX

Tabellen i øverste højre hjørne illustrerer en model, der tager afsæt i den enkelte virksomheds fak-

tiske kapitalomkostninger, og som anvender disse som et input i modellen. Kapitalomkostningerne

sammenlignes herefter med en beregnet kapitalomkostning, der udtrykker det niveau af omkost-

ninger, som den pågældende netvirksomhed måtte forventes at have. Det vurderes, at denne type

af model giver et klart økonomisk incitament til, at netvirksomhederne gennemfører effektive inve-

steringer.

Tabellen i nederste højre hjørne illustrerer imidlertid en anden type af model, der undlader at tage

afsæt i den enkelte netvirksomheds faktiske kapitalomkostninger, men i stedet anvender en bereg-

net kapitalomkostning (her betegnet NGCAPEX) som et input i modellen. Den beregnede kapital-

omkostning indgår samtidig på outputsiden af modellen. Det vurderes, at denne type af model ikke

giver et økonomisk incitament til, at netvirksomhederne gennemfører effektive investeringer.

Side 71 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Et andet forhold vedrører, at når NGCAPEX fremgår på både input- og outputsiden, vil modellen

minde om en simpel (traditionel) OPEX-model med ekstra støj fra NGCAPEX-ledet. Dette vil resul-

tere i, at de effektive netvirksomheder vil se mindre effektive ud og de ineffektive netvirksomheder

vil se mere effektive ud. Denne støj vil blive større, jo større NGCAPEX er, og jo mindre OPEX og

NGOPEX er.

Metode F og G: TOTEX med en standardiseret aktivbase og bogførte afskrivninger eller standardi-

serede afskrivninger

Metode F og G forudsætter begge, at TOTEX opgøres ved driftsomkostninger tillagt afskrivninger

og WACC multipliceret med en standardiseret aktivbase.

I metode F opgøres afskrivninger ved virksomhedens bogførte afskrivninger. I metode G anvendes

i stedet en standardisering, hvor antallet af aktiver multipliceres med afskrivningsækvivalenter.

For metode F og G viser de statistiske analyser, at begge metoder har en lav forklaringsgrad.

Valg af TOTEX-opgørelse

Ved valg af TOTEX-opgørelse skal der tages stilling til, hvilken CAPEX-opgørelse der bør anven-

des. For at vurdere, hvilken CAPEX-opgørelse der bør anvendes, er der taget udgangspunkt i en

række hensyn, som en given standardisering skal opfylde. Hensynene er nærmere beskrevet un-

der afsnit 3.3 om standardisering af kapitalomkostninger. Hensynene er primært med henblik på en

standardisering af kapitalomkostningerne på længere sigt og i forlængelse af dataindhentningen i

2017, men det vurderes også, at de kan være anvendelige ved beslutningen om opgørelse af CA-

PEX baseret på det eksisterende datagrundlag. TOTEX-opgørelsesmetoderne er derfor evalueret

på baggrund disse af hensyn.

TOTEX-opgørelsernes opfyldelse af hensynene til en standardisering af CAPEX er illustreret i form

af et trafiklys, hvor grønt lys = opfyldelse, gult lys = delvis opfyldelse, rødt lys = manglende opfyl-

delse.

Side 72 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Tabel 15 |

Hensyn til opgørelse af kapitalomkostningerne (CAPEX)

Hensyn standardise-

ring (og ikke-

standardisering) af

CAPEX

I. Rimelig sammen-

ligning af netvirk-

somhederne

II. Incitament til effek-

tive investeringer

III. Ikke incitament til

at udskifte net for

tidligt

IV. Administrerbart

Fitter til data

Metode A

Metode B

Metode C og D

Metode E

Metode F og G

VI. Sammenhæng

mellem regnskabs-

principper i BM og

økonomisk regule-

ring

VII. Neutral overfor for-

skellige typer af

opgaveløsning

(OPEX/CAPEX)

Samlet vurdering

Kilde: Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppen.

Herudover bemærkes, at de forskellige metoder til opgørelse af TOTEX er højt korrelerede, hvilket

tyder på, at der ikke er store variationer mellem opgørelsesmetoderne, og at det derfor er af min-

dre betydning, hvilken af opgørelsesmetoderne der anvendes baseret på det eksisterende data-

grundlag.

Ekspertgruppen anbefaler:



At TOTEX baseret på det eksisterende datagrundlag opgøres på baggrund af bogførte

værdier tillagt et WACC-forrentningselement.



At der på baggrund af det nuværende datagrundlag konkluderes, at standardisering og al-

derskorrektion hverken er muligt eller giver mening at gennemføre baseret på det eksiste-

rende datagrundlag, men at perspektiverne ved standardisering og alderskorrektion på

længere sigt bør undersøges nærmere, jf. afsnit 3.3 om standardisering af kapitalomkost-

ninger samt 6.6.1.2 om distributionsnettets alder.

Side 73 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

6.1.2. Anvendelse af norm-grid

Udvikling af benchmarkingmodellen kan tage afsæt i antallet af de enkelte netkomponenter, f.eks.

kilometer ledning og antal transformatorstationer, og anvende denne (uvægtede) sammentælling

som udgangspunkt for modellens efterfølgende vægtning af de enkelte netkomponenter. En simpel

sammentælling tager dog ikke højde for, at de enkelte netkomponenter er oplyst i forskellige enhe-

der, eller at der er forskel på hvor omkostningsfyldt den enkelte netkomponent er i forhold til andre.

F.eks. vil det ikke være retvisende at ligestille en kilometer 10 kV luftkabel med en kilometer 50 kV

søkabel.

Alternativt kan der udvikles aggregater, hvor der konstrueres et mål for norm-grid, der kan bibringe

et udgangspunkt for, hvordan vægtningen og sammentællingen af aktiverne skal foretages.

Anvendelse af norm-grid vurderes at udgøre et mere robust udgangspunkt frem for at anvende

simple og uvægtede sammentællinger af de fysiske aktiver.

Det har på baggrund af det eksisterende datagrundlag været muligt at udarbejde vægte på bag-

grund af:

1. Drifts- og afskrivningsækvivalenter som har indgået i Energitilsynets nuværende bench-

markingmodel

–

netvolumenmodellen.

Genberegninger af driftsomkostninger fra COWI’s undersøgelse vedrørende nødvendige

nyinvesteringer fra 2010.

3. Standardpriser fra netvirksomhedernes åbningsbalancer fra 2000 tilsendt af Dansk Energi.

Sammenvejningen af komponenter har i indledende analyser været foretaget med de drifts- og

afskrivningsækvivalenter, som indgår i Energitilsynets nuværende benchmarkingmodel. Det har

imidlertid vist sig i senere analyser, at vægte baseret på COWI’s genberegninger af driftsomkost-

ninger samt standardpriserne fra åbningsbalancen i 2000 resulterer i en højere forklaringsgrad af

modellen.

De anvendte vægte er ikke nødvendigvis helt nøjagtige eller kalibreret korrekt i forhold til hinanden,

men de vurderes at være et godt alternativ til helt at undlade at foretage en vægtning. Hertil be-

mærkes det, at det i analysen er muligt at inddrage konstruerede mål for norm-grid, samtidig med

at der metodisk tages højde for, at bidragene for de enkelte cost drivere til norm-grid ikke nødven-

digvis er fuldstændig korrekt kalibreret. Desuden vil det på længere sigt være muligt at foretage en

opdateret opgørelse af drifts- og afskrivningsækvivalenter, såfremt der vurderes at være behov for

det.

Herudover kan anvendelse af norm-grid blandt andet imødekomme det forhold, at netvirksomhe-

derne opererer i et geografisk område, som er unikt, og hvor virksomheden for at kunne servicere

forbrugerne derfor opstiller et distributionsnet, som er særligt tilpasset til sit eget område.

For at få et retvisende udtryk for norm-grid og de vægte som anvendes til at konstruere norm-grid,

kan det være nødvendigt at aggregere netkomponenterne i grupper og dernæst foretage en rekali-

brering. En gruppering af netkomponenterne kan ske på forskellige måder. Dels ved at aggregere

grupper med de samme komponenttyper men på forskellige spændingsniveauer, f.eks. kabler,

transformere etc. Dels ved at opdele komponenterne i grupper med udgangspunkt i det tilhørende

spændingsniveau.

Side 74 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Aggegeringen har til formål at opnå det bedst mulige udtryk for norm-grid, der i videst muligt om-

fang kan beskrive variationerne i omkostningerne mellem netvirksomhederne. Norm-gridet er ba-

seret på 15 netkomponenter, som alle relaterer sig til driften på de lavere spændingsniveauer (0,4

til 50 kV). Netkomponenterne som er anvendt i norm-gridet er angivet i Tabel 16.

Tabel 16 |

Netkomponenter i norm-grid

50 kV

Kabel (km)

Luftledning (km)

Søkabel (km)

Felt, åben (antal)

Felt, gasisoleret (antal)

50/10 kV transformer (antal)

10/0,4 kV Station (antal)

10 kV

Kabel (km)

Luftledning (km)

Søkabel (km)

Felt (antal)

0,4 kV

Kabel (km)

Luftledning (km)

Målere

Fjernaflæste (antal)

Ikke-fjernaflæste (antal)

Kilde: Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppen.

Note: De 15 netkomponenter er udvalgt blandt de 25komponenter, som indgår i Energitilsynets eksisterende model.

Det vil på længere sigt være muligt at udvide antallet af komponenter i norm-grid, hvis der vurde-

res, at være komponenter der er omkostningsdrivende for netvirksomhederne, der ikke er tilstræk-

kelig afspejlet i norm-gridet. Eksempelvis vil det være muligt at inkludere smart grid-løsninger mv.

på længere sigt, når tilstrækkelige data foreligger på området.

Dette skal ses i lyset af El-reguleringsudvalgets anbefalinger om, at den nye regulering skal skabe

rammer for, at smart grid-investeringer herunder investeringer i overvågning, kommunikationssy-

stemer m.v., kan foretages. Den nye benchmarkingmodel skal også være neutral over for valg af

investeringsløsning, hvorfor komponentdata for smart-grid ideelt set også burde indgå i norm-

gridet. Med undtagelse af fjernaflæste målere findes der pt. ingen særlige komponentdata for

smart grid-anlæg.

Da der ikke vurderes at være tilstrækkelige data til at tage højde for smart grid baseret på det eksi-

sterende datagrundlag, vil disse forhold skulle genbesøges på længere sigt ved indhentning af nye

data, der dækker disse forhold. Der er flere forskellige metoder til at opgøre norm-grid. En række

af de metoder, der har været anvendt og testet er illustreret i Figur 7. De mere traditionelle og sim-

ple tæthedskorrektioner er beskrevet i afsnit 6.1.2.3.

Side 75 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Figur 7 |

Opgørelse af norm-grid

Norm

grid

1. Driftsvægte

COWI’s NNI-vægte

(15 komponenter)

1. Afskrivningsvægte

2. Annuiteter

OPEX

TOTEX

CAPEX

1. GIS-data

2. Spændingsniv.

3. Komponenttype

Opsplitning efter

kategori

Opsplitning efter

kategori

Opsplitning efter

kategori

Regressions-

koefficienter

Regressions-

koefficienter

Opex-N.G.

Kilde: Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppen.

Totex-N.G.

Capex-N.G.

6.1.2.1.

Opsplitning af netkomponenter og kalibrering

De initiale vægtforhold mellem komponenterne kan ved en opsplitning blive kalibreret, hvorefter

vægtene kan blive mere retvisende for deres omkostningsdrivende faktor. Herudover har der i ana-

lysearbejdet været fokus på, at en opsplitning af netkomponenterne og en kalibrering skal give

begrebsmæssig mening.

Som vist i Figur 7 er der anvendt tre metoder til at opsplitte netkomponenterne:

GIS-data (bymæssighed):

Korrigerer for bymæssighed, hvor installation og drift af net-

komponenterne inde i et city-område, kan have omkostninger som adskiller sig fra installa-

tion og drift i by- og landområder, jf. afsnit 4.5.1.

Spændingsniveau:

Korrigerer for at priserne, driften og installation af netkomponenter va-

rierer afhængigt af, hvilket spændingsniveau aktiviteten foregår på. Herudover korrigeres

der for, at der kan være andre opgaver knyttet til at drive et net på de højere spændingsni-

veauer end på de lave spændingsniveauer.

Aktivtype:

Korrigerer for at forskellige typer af netkomponenter både har forskellige priser,

men også forskellige driftsomkostninger. F.eks. er der forskel i både installation og drift af

henholdsvis søkabler og luftledninger.

De tre opsplitninger foregår ikke simultant, dvs. hvis der er opsplittet i forhold til GIS-data, vil de

andre muligheder ikke være anvendt. Et valg af en af metoderne udelukker således et valg af en af

de to andre metoder.

Side 76 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Når vægtene kalibreres i forhold til den valgte opsplitningsmetode, anvendes regressionsanalyser

til at beregne nye vægtforhold mellem kategorierne. Regressionsanalyserne tester om vægtforhol-

dene på statistisk signifikant vis kan kalibreres i forhold til kategoriopsplitningen. Tabel 17 viser

konklusionerne baseret på resultaterne af regressionsanalyserne. Heraf ses, at alle vægtforholde-

ne baseret på GIS-data og spændingsniveau er statistisk signifikante, mens vægtforhold baseret

på aktivtype i overvejende grad er insignifikante.

Udover at teste om metoderne er statistisk signifikante er det hensigtsmæssigt at kigge på om for-

tegnene i regressionsanalyserne giver begrebsmæssig mening. Begrebsmæssigt vil et positivt

fortegn på koefficienterne give intuitiv mening, da et positivt fortegn betyder, at en stigning i input

resulterer i en stigning i output. Regressionsanalyseresultaterne i Tabel 17 viser, at en opsplitning

af netkomponenterne både efter aktivtype og spændingsniveau resulterer i negative koefficienter.

Især aktivtype vurderes at have en betydelig andel af negative koefficienter. Dette er ikke tilfælde

ved anvendelse af GIS-data, der alene består af positive koefficienter. Dette understøtter yderlige-

re en opsplitning af netkomponenterne baseret på GIS-data, frem for aktivtype og spændingsni-

veau.

Tabel 17 |

Test af opsplitnings- og kalibreringsmetode

Opsplitnings-

metode

GIS-data

Kalibreringsgruppe

Signifikant

(5 pct. signifikans-

niveau)

Nej

Begrebsmæssig

mening

(positivt

fortegn)

Nej

Flertallet af vægte

er insignifikante

samt får negative

fortegn = Dårligt fit

Samlet vurdering

City

Land

Spændings-

niveau

0,4 kV, herunder målere

10 kV

50 kV

Signifikante vægte

og giver begrebs-

mæssig mening =

Godt fit

Signifikante vægte,

men får et negativt

fortegn = Mindre

godt fit

Aktivtype

Kabler, herunder søkabler

Luftkabler

Felt

Transformer og stationer

Andet

Kilde: Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppen baseret på sekretariatets konsulent Peter Bogetofts modelkørsler.

6.1.2.2.

GIS-tæthedskorrektion

Samlet set viser analyserne, at en opsplitning af netkomponenterne med anvendelse af GIS-data

vil give statistisk og begrebsmæssig mening ved, at vægtforholdene baseret på GIS-data både er

signifikante samt estimerer koefficienter med positive fortegn. En opsplitning baseret på GIS-data

vurderes således at give det bedst fit samt at give begrebsmæssig bedst mening.

En GIS-tæthedskorrektion er desuden et af de mål for bymæssighed, der er blevet identificeret

som et relevant rammevilkår under afsnit 6.3 om identifikation af rammevilkår samt 6.3.1.1 om by-

mæssighed. Rammevilkåret bymæssighed, herunder anvendelse af GIS-data, er nærmere beskre-

vet i afsnit 6.3 vedrørende identifikation af rammevilkår.

Side 77 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Ved at anvende GIS-data til at opsplitte netkomponenterne og udarbejde norm-gridmålet korrige-

res der således for bymæssighed i selve modellen, og det vurderes at være en nemmere og mere

retvisende måde at korrigere for bymæssighed, end ved en ’second stage’-analyse.

Desuden vur-

derer sekretariatets konsulent Peter Bogetoft, på baggrund af tidligere erfaringer, at bymæssighed

er et vigtigt rammevilkår, som

det er hensigtsmæssigt at indarbejde i selve modellen. En ’first sta-

ge’ korrektion versus en ’second stage’ korrektion er nærmere beskrevet i afsnit

6.3 om identifika-

tion af rammevilkår.

Udover at GIS-data giver det langt bedste fit af de tre opsplitningsmetoder er der et ønske om at

inddrage GIS-data i en fremtidig model, da GIS-data vurderes at være et særdeles velegnet mål

for bymæssighed, jf. afsnit 6.3.1.1 om bymæssighed. Dog er de nuværende GIS-data behæftet

med en række udfordringer, jf. afsnit 5.1.2 om datavalidering samt afsnit 5.3.1 om bymæssighed.

Anvendelse af GIS-data forudsætter således, at der gennemføres ensretning af GIS-data, dvs. at

alle netvirksomheder indberetter data baseret på deres GIS-systemer, samt at GIS-kortet med zo-

neinddeling opdateres, så GIS-kortet afspejler de korrekte zoner. Indtil der foreligger GIS-data af

tilstrækkelig kvalitet bør der derfor anvendes andre metoder til at tage højde for tæthed i bench-

markingmodellen, hvilket gennemgås i efterfølgende afsnit.

6.1.2.3.

Traditionelle tæthedskorrektioner

Da de nuværende GIS-data er behæftet med en række udfordringer, er der testet for om eventuel-

le simplere tæthedskorrektioner kan anvendes til at kalibrere norm-gridmålet.

I den forbindelse er der taget udgangspunkt i en række traditionelle tæthedskorrektioner. De tradi-

tionelle tæthedskorrektioner fremgår af Tabel 18.

Tabel 18 |

Traditionelle tæthedskorrektioner

Metode

Betegnelse

Beregning

Signifikant

(5 pct. sig-

nifikans-

niveau)

Nej

Begrebsmæssig

mening

(positivt for-

tegn)

Nej

Taethed_

Netvolumen

Taethed_

Netvolumen_B

Taethed_Kunde_1

Taethed_Kunde_2

Antal aftagenumre / netvolumen

Antal aftagenumre / Norm-grid

(Antal fjernaflæste målere + antal

ikke fjernaflæste målere) / (km 0,4

kV kabel + km 0,4 kV luftledning)

Antal aftagenumre / km areal

Kilde: Sekretariatets konsulent Peter Bogetoft samt Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppen.

Regressionsanalyserne viser, at tæthedskorrektioner foretaget ved brug af metode 3 og 4 begge er

insignifikante og giver fortegn, som ikke er intuitive. Modsat viser regressionsanalyserne, at tæt-

hedskorrektioner foretaget ved brug af metode 1 og 2 begge er signifikante og giver positive for-

tegn, og således giver begrebsmæssig mening. Ved konstruktion af de nye norm-grids er der såle-

des taget udgangspunkt i tæthedskorrektioner der følger metode 1 og 2.

Side 78 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Med afsæt i metode 1 og 2 er der konstrueret to nye tæthedskorrigerede norm-gridmål benævnt

yNG_totex_taeth_Netvolumen_korr

yNG_totex_ann_nni_taeth_Netvolumen_B_korr,

jf. mål (iii)

og (iv) i Tabel 23. Regressionsanalyser viser, at begge mål er signifikante og giver positive fortegn,

og således giver begrebsmæssig mening. Desuden resulterer de nye tæthedskorrigerede norm-

gridmål i, at der opnås en høj korrelation mellem DEA og SFA-modeller. Begge disse mål vurderes

at kunne anvendes i den konkrete benchmarkingmodel indtil der foreligger GIS-data af tilstrækkelig

kvalitet.

6.1.2.4.

Samlet TOTEX-mål eller OPEX- og CAPEX-opsplitning

Som vist i Figur 7 kan norm-grid beregnes på et samlet TOTEX-mål og dermed danne et enkelt

norm-grid mål, eller norm-grid kan opdeles i henholdsvis et OPEX- og CAPEX-mål. Opsplitningen

af norm-grid i et OPEX- og CAPEX-mål vurderes umiddelbart at give et mere nuanceret billede, og

tillader, at der senere i processen kan kalibreres indenfor grupperne.

I analyserne har der været testet for, hvorvidt et norm-gridmål baseret på TOTEX og en opsplitning

af norm-grid i et OPEX- og CAPEX-mål er signifikante. Alle tre mål har vist sig at være signifikante.

Der er testet for om de to opsplittede opgørelser af norm-grid giver resultater, der er intuitive og

fortolkningsmæssige fornuftige. En OPEX og CAPEX-opsplitning af norm-grid viser, at et OPEX-

norm-grid får negativt fortegn og et CAPEX-norm-grid får positivt fortegn. En koefficient med nega-

tivt fortegn tolkes som at de totale omkostninger, der udgør inputsiden, falder hver gang opgaver

relateret til distributionsnettet løses med driftstunge løsninger. Dette er ikke intuitivt og er et resultat

af, at målene for OPEX- og CAPEX-norm-grid er stærkt korrelerede.

Ved samme analyse af det ikke-opsplittede mål for TOTEX-norm-grid, giver resultaterne imidlertid

et positivt fortegn for TOTEX, hvilket er intuitivt og fortolkningsmæssigt fornuftigt. Det vurderes

derfor mest hensigtsmæssigt at anvende et norm-gridmål alene baseret på TOTEX.

Ekspertgruppen anbefaler:



At der anvendes et norm-gridmål, som en af cost driverne i benchmarkingmodellen både

på kort og længere sigt.



At norm-gridmålet

yNG_totex_ann_nni_taeth_NG_B_korr,

der er baseret på en tætheds-

korrektion efter aftagenumre, anvendes som en af cost driverne i benchmarkingmodellen,

da norm-gridmålet på det nuværende datagrundlag både har vist sig at være statistisk sig-

nifikant og at give begrebsmæssig mening. Norm-gridmålet er beregnet med udgangs-

punkt i en tæthedskorrektion efter aftagenumre og et norm-gridmål beregnet ved hjælp af

annuitetsvægte baseret på standardpriser fra åbningsbalancen fra 2000 samt genbereg-

ninger af driftsomkostninger fra COWI’s undersøgelse vedrørende nødvendige nyinveste-

ringer fra 2010.



Såfremt det er muligt at etablere og indsamle GIS-data af tilstrækkelig kvalitet på længere

sigt, bør et norm-gridmål baseret på GIS-data anvendes i stedet som en af cost driverne i

benchmarkingmodellen, da et GIS-baseret norm-grid vurderes at være særdeles velegnet

til at korrigere for bymæssighed, der vurderes at være et væsentligt rammevilkår.



At norm-gridmålet beregnes på hele TOTEX, og ikke opdeles i to separate norm-gridmål

efter henholdsvis OPEX- og CAPEX-mål, da et norm-gridmål baseret på hele TOTEX sta-

tistisk vurderes at give bedst begrebsmæssig mening.

Side 79 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

6.2.

Identifikation af cost drivere

Cost driver-analysen tager udgangspunkt i de ydelser, som ekspertgruppen vurderer, kan være

relevante for netvirksomhederne i en benchmarkingsammenhæng, og som nærmere er beskrevet i

afsnit 4.4 om netvirksomhedernes ydelser og rammevilkår.

Flere af ydelserne dækker over en lang række underkategorier. I visse tilfælde har det været nød-

vendigt at aggregere variable for at få et retvisende udtryk for en given ydelse f.eks. norm-

gridmålene beskrevet i afsnit 6.1.2 om anvendelse af norm-grid.

Det bemærkes dog, at resultaterne af den statistiske analyse ikke kan anvendes til at foretage en

endegyldig beslutning om, hvilke ydelser der

skal

indgå i den nye benchmarkingmodel, og hvilke

der

ikke skal.

Resultaterne fra analysen angiver alene et pejlemærke i forhold til, hvilke ydelser

som kan være relevante at inddrage i det videre arbejde.

Det kan i nogle tilfælde vise sig relevant at inddrage variable, hvor den statistiske analyse viser en

mindre forklaringsgrad, men som begrebsmæssigt kan være medvirkende til, at give en mere fuld-

stændig model. Omvendt kan det være nødvendigt at udelade variable, som har en høj forkla-

ringsgrad, fordi en kombination af andre variable udgør en bedre model.

Hvilke ydelser der anbefales at indgå i den endelige benchmarkingmodel afhænger af, hvordan

ydelsen fungerer i modellen i samspil med andre ydelser, samt hvordan ydelserne komplimenterer

hinanden. Dette baseret på, at det er en sammenvejning af ydelserne, som er medvirkende til at

skabe en god benchmarkingmodel og ikke alene den enkelte ydelse.

6.2.1. Statistisk analyse

Overordnet viser cost driver-analysen, jf. Figur 8, at en stor del af variationen i netvirksomhedernes

omkostninger kan forklares med relativt få variable, og at forklaringsgraden ikke øges væsentlig

ved anvendelse af flere end to cost drivere.

Figur 8 illustrer, hvor stor en del af variationen i netvirksomhedernes totalomkostninger der kan

beskrives med et givet antal parametre. Det skal bemærkes, at antal parametre ikke er det samme

som antal ydelser, da antal parametre omfatter et konstantled. Det medfører, at forklaringsgraden

beskrevet ved eksempelvis tre parametre svarer til, at modellen beregnes med udgangspunkt i to

ydelser.

Side 80 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Figur 8 |

Forklaringsgrad af de bedste ydelseskombinationer

Kilde: Sekretariatets konsulent Peter Bogetofts datakørsler.

Resultaterne af den statistiske cost driver-analyse er illustreret i Figur 9, og er baseret på TOTEX-

opgørelsen metode A, jf. Tabel 14.

Figur 9 |

Cost driver-analyse

Kilde: Sekretariatets konsulent Peter Bogetofts datakørsler.

Side 81 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

For at undersøge hvilke af de mulige ydelser, der bedst kan forklare variationen i netvirksomhe-

dernes totalomkostninger, er der foretaget en række modelkørsler baseret på følgende tilgang - I

tilfælde af at TOTEX skal beskrives ud fra én af de mulige variable, hvilken variabel er så bedst?

Hvis TOTEX skal beskrives ud fra to variable, hvilke er så bedst og så fremdeles.

Et eksempel på denne fremgangsmåde er, at i det tilfælde hvor TOTEX skal beskrives ud fra én af

de mulige ydelser, da er det tæthedskorrigeret norm-gridmål den bedste cost driver (illustreret ved

den grønne boks 1 i Figur 9). I tilfælde af at TOTEX skal beskrives ud fra to mulige ydelser, vil de

bedste cost drivere være det kundetæthedskorrigeret norm-gridmål samt antal kabelskabe (illustre-

ret ved de lysegrønne bokse 2 i Figur 9).

Baseret på ovenstående cost driver-analyse er der i Tabel 19 udarbejdet en opsamling af resulta-

terne. Af tabellen tegner der sig et billede af, hvilke cost drivere der vurderes at kunne forklare va-

riationerne i omkostninger mellem netvirksomhederne, og hvilke der i mindre grad gør.

Tabel 19 |

Resultater af model specifikation

Cost drivere

Forklaring af cost driver

Antal af vari-

able i første

model-

forekomst

Antal af

optrædelser

(hyppighed)

Samlet

vurdering

af statistisk

analyse

yaftagenr_antal

yNG_Capex

Antal af aftagenumre tilkoblet til nettet.

Norm-grid alene baseret på afskrivnin-

ger, beregnet med annuitetsvægte og

målt i forhold til gamle netvolumenmo-

del.

Norm-grid baseret på ækvivalenterne

fra netvolumenmodellen og kalibreret

ved GIS-data.

Det samlede mængde af el som leveres

til kunderne, målt i kWh.

Samlet antal af fjern- og ikke-

fjernaflæste målere.

Angiver om der er givet et krav om

manglende kvalitet i levering, målt på et

aggregeret niveau.

Antal af kabelskabe som er etableret til

nettet.

Faktisk spidsbelastning i nettet, målt i

kWh og regnet som et gennemsnit af

de ti mest belastede timer

Norm-grid baseret på afskrivninger

samt driftsomkostninger og kalibreret

ved GIS-data. Målt ved annuitetsvægte

og vægte fra nødvendige nyinvesterin-

ger.

Norm-grid alene baseret på driftsom-

kostninger. Beregnet som differencen

mellem TOTEX og CAPEX, målt med

annuitetsvægte.

yNG_City_By_Land

yleveret_maengde_kwh

ymaalere

qsamlet_agg_pct

ykabelskabe_antal

ynettospids_kwh

yNG_ann_nni_City_By_La

yNG_Opex

Side 82 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Cost drivere

Forklaring af cost driver

Antal af vari-

able i første

model-

forekomst

Antal af

optrædelser

(hyppighed)

Samlet

vurdering

af statistisk

analyse

yNG_opex_City_By_Land

Norm-grid alene baseret på driftsom-

kostninger og kalibreret ved GIS-data.

Beregnet med driftsækvivalenter fra

netvolumenmodellen.

Norm-grid alene baseret på afskrivnin-

ger og kalibreret ved GIS-data. Bereg-

net med annuitetsvægte.

Norm-grid alene baseret på askrivnin-

ger og kalibreret ved GIS-data. Bereg-

net med afskrivningsækvivalenter fra

netvolumen-modellen.

Norm-grid baseret på afskrivninger

samt driftsomkostninger og kalibreret

ved tæthedsmål målt som antal aftage-

numre per norm-grid.

Norm-grid på afskrivninger samt drifts-

omkostninger og kalibreret ved tæt-

hedsmål målt som antal aftagenumre

per netvolumen.

Samlede installerede kapacitet i nettet,

målt i MVA, og beregnet for både 10-20

og 30-60 kV niveau.

Samlet installeret effekt fra både solcel-

ler og vindkraft, målt i kW.

Netvirksomhedens samlede areal i

kvadratkilometer.

Angiver om der er givet et krav om

manglende kvalitet i levering, målt på

enkelt kunde niveau.

Norm-grid alene baseret på afskrivnin-

ger og kalibreret ved GIS-data. Bereg-

net med annuitetsvægte.

yNG_capex_City_By_Lan

yNG_capex_ann_City_By

_Land

n/a

yNG_totex_ann_nni_taeth

_NG_B_korr

yNG_totex_taeth_NG

_korr

yinstal_tranformkap_ialt

_mv

ytot_sol_vind_kwh

zareal_km2

qhyp_kvalitet_enkelt_pct

yNG_ann_City_By_Land

Norm-grid baseret på afskrivninger og

driftsomkostninger, målt ved annuitets-

vægte og vægte fra nødvendige nyin-

vesteringer.

yNG_Capex_ann

Norm-grid alene baseret på afskrivnin-

ger, beregnet med annuitetsvægte.

yNG_Opex_nni_kr

Norm-grid alene baseret på driftsom-

kostninger, beregnet med vægte fra

nødvendige nyinvesteringer.

yNG_opex_nni_City_By_L Norm-grid alene baseret på driftsom-

and

kostninger og kalibreret ved GIS-data.

Beregnet med vægte fra nødvendige

nyinvesteringer.

Kilde: Sekretariatets konsulent Peter Bogetofts datakørsler samt Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppen.

yNG_totex_ann_nni_kr

Side 83 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Baseret på ovenstående gennemgang vurderes følgende cost drivere relevante at overveje i den

endelige benchmarkingmodel:

Tabel 20 |

Cost drivere identificeret via statistisk analyse

Cost drivere

Samlet vurde-

ring af stati-

stisk analyse

qsamlet_agg_pct

ykabelskabe_antal

ynettospids_kwh

yNG_City_By_Land

yNG_ann_nni_City_By_Land

yNG_Opex

yNG_capex_ann_City_By_Land

yNG_totex_ann_nni_taeth_NG_B_korr

yNG_totex_ taeth_NG _korr

qhyp_kvalitet_enkelt_pct

yNG_Capex _ann

yaftagenr_antal

yleveret_maengde_kwh

yNG_opex_City_By_Land

yinstal_tranformkap_ialt _mv

ytot_sol_vind_kwh

yNG_ann_City_By_Land

yNG_Opex_nni_kr

yNG_opex_nni_City_By_Land

Kilde: Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppen.

På bagrund heraf kan det blandt andet konkluderes, at der med overvejende sandsynlighed bør

indgå et mål for norm-grid i den nye benchmarkingmodel.

Det bemærkes, at cost driver analysen og den efterfølgende effektivitetsberegning suppleres med

efterkorrektioner ved en såkaldt second stage

-analyse, der er belyst nærmere belyses i afsnit 7.7

om rammevilkår.

6.2.2. Begrebsmæssig vurdering

I tillæg til den statistiske analyse er der gennemført en begrebsmæssig vurdering af, om sammen-

hængene mellem omkostningerne og en given ydelse vurderes at være meningsfulde. Dette gøres

ud fra en betragtning om, at cost drivere der erfaringsmæssigt og ud fra en ingeniørmæssig be-

tragtning vurderes at påvirke netvirksomhedernes omkostninger, bør indgå i en konkret benchmar-

kingmodel.

I det følgende gennemgås en begrebsmæssig vurdering af mulige cost drivere.

Side 84 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Norm-grid: Anvendelsen af norm-grid vurderes at udgøre et robust udgangspunkt frem for at an-

vende simple og ikke-vægtede sammentællinger af de fysiske aktiver. Som udgangspunkt fore-

trækkes cost drivere, som er eksogene, med henblik på at give netvirksomheder tilskyndelse til at

vælge de mest effektive løsninger, uanset om løsningerne indebærer f.eks. investeringer i fysiske

netaktiver eller ændringer i driften. Ideelt set burde benchmarkingmodellen således udelukkende

være baseret på de ydelser, som leveres til kunderne.

Herudover kan anvendelse af norm-grid blandt andet imødekomme det forhold, at netvirksomhe-

derne opererer i et geografisk område, som er unikt, og hvor virksomheden for at kunne servicere

forbrugerne derfor opstiller et distributionsnet, som er særtilpasset til sit eget område.

Nettospidsbelastning: Betragtes som en proxyvariabel for størrelsen af den kapacitet, som netvirk-

somheden har behov for til at transportere energi i nettet i de mest belastede perioder. Det maksi-

male effekttræk giver således begrebsmæssig mening, da det udtrykker behovet for kapacitet i

elnettet.

Dette understøttes yderligere af, at der i forbindelse med udbygningen af nogle typer af vedvaren-

de energi de kommende år kan opstå behov for at kunne håndtere øget effekt og maksimal belast-

ning i nettet, da nogle typer af vedvarende energi kan giver en mere fluktuerende elproduktion

f.eks. i forbindelse med decentral produktion fra vindmøller. Samtidig vil en nedgang i den leverede

mængde el som følge af energieffektivisering og egenproduktion ikke afstedkomme, at elforsy-

ningsnet tages ud af drift. Det betyder, at den leverede mængde el kan falde samtidig med, at be-

hovet for kapacitet i nettet stiger. Eldistributionsnettene skal således dimensioneres til at kunne

håndtere disse spidsbelastninger. Det er dog vigtigt at bemærke, at det ikke alene er spidsbelast-

ninger, der bestemmer dimensioneringen af nettet, men også andre forhold, så som tilsluttede pro-

duktionsanlæg samt ledningernes længde.

Det bemærkes, at den nuværende opgørelse af netvirksomhedernes nettospidsbelastning ikke

indeholder eventuel decentral produktion (f.eks. solceller og vindmøller). Ekspertgruppen anbefa-

ler, der fremadrettet arbejdes med at datagrundlaget opdateres med hensyn til den decentrale pro-

duktion og nettospidsbelastningen. Læs nærmere herom i afsnit 4.4.2 om nettospidsbelastning.

Antal kunder: I afsnit 4 om netvirksomhedernes ydelser og rammevilkår fremgår det, at antallet af

kunder er en væsentlig proxy variabel for nettes opbygning samt netvirksomhedernes kundehånd-

tering. Fordelen ved at anvende antal aftagenumre som proxyvariabel for nettets opbygning samt

netvirksomhedernes kundehåndtering er, at antal kunder er en eksogen variabel, og således et

forhold som netvirksomhederne ikke selv kan påvirke. Antal kunder har hidtil været opgjort som

netvirksomhedens samlede antal målere. Imidlertid vurderer ekspertgruppen, at en opgørelse af

netvirksomhedernes aftagenumre vil være en bedre og mere retvisende måde at opgøre dette for-

hold på. På baggrund af ovenstående vurdering samt de statistiske analyser vurderes det hen-

sigtsmæssigt at medtage antal aftagenumre (yaftagenr_antal) som cost driver i den endelige

benchmarkingmodel.

Leveret mængde: Netvirksomhedernes leverede mængde elektricitet er, jf. afsnit 4.4.1, en proxy-

variabel for den kapacitet netvirksomhederne anvender til at levere den mængde elektricitet, som

kunderne efterspørger. Benchmarkingekspertgruppen vurderer, at det giver begrebsmæssig me-

ning at anvende netvirksomhedernes leverede mængde som en ydelse i den nye benchmarking-

Side 85 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

model, såfremt der ikke er andre mål for kapacitet, som samlet set vurderes at være en bedre pro-

xy for netvirksomhedernes kapacitet.

Kabelskabe: Kabelskabe kan teoretisk set tænkes at være et udtryk for, i hvilket omfang elnettet er

forgrenet, og der kan således argumenteres for, at kabelskabe kan give en vis begrebsmæssig

mening i benchmarkingmodellen. Dog vurderes der ikke at være øvrige argumenter for, at kabel-

skabe ud fra en begrebsmæssig tilgang skal udgøre en selvstændig kandidat i den endelige

benchmarkingmodel. Desuden vurderes det, at i tilfælde af at kabelskabe skal inddrages i model-

len, bør det være som en del af norm-gridmålet.

Målere: Antallet af målere giver begrebsmæssig mening. Antallet af målere er ligesom det er tilfæl-

det med antal aftagenumre et udtryk for antallet af kunder og kan anvendes som en proxy variabel

for nettes opbygning samt netvirksomhedernes kundehåndtering. Dog vurderer ekspertgruppen, at

en opgørelse af netvirksomhedernes aftagenumre vil være en bedre og mere retvisende måde at

opgøre antallet af kunder på, frem for antal målere der har været anvendt i den nuværende

benchmarkingmodel.

6.2.3. Cost drivere anvendt i benchmarkingmodeller i udvalgte lande

Det har ikke været muligt for Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppen at fremfinde oplysnin-

ger om gennemførte cost driver-analyser i andre lande. Det har dermed ikke været muligt at udar-

bejde en bruttoliste over de cost drivere, som vores omkringliggende el-regulatorer har udpeget,

som kandidater til at indgå i deres endelige benchmarkingmodel.

Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppen har i stedet fundet oplysninger om, hvilke cost dri-

vere der indgår i de endelige benchmarkingmodeller for en række udvalgte lande, hhv. for Norge,

Sverige, Finland og Tyskland, jf. Tabel 21.

Tabel 21 |

Cost drivere anvendt af udvalgte lande i benchmarking af elnetvirksomheder

Beskrivelse af cost driver

Antal kilometer højspændingsnet (km)

Antal netstationer

Transformerkapacitet

Areal for netområde (km )

Antal tilslutninger/kunder

Peak load (effektbelastning/kW)

Længde af elnettet (km)

Længde af luftledninger (km)

Transporteret mængde energi (kWh)

Værdi af ikke leveret energi

Anvendt af elregulatorer i følgende lande

Norge

Sverige

Tyskland

Tyskland, Norge, Finland, Sverige

Tyskland

Tyskland, Finland

Sverige

Finland

Kilde: Oplysninger fra el-regulatorers hjemmesider, bilateral drøftelse med el-regulatorer, Frontier Economics 2012 samt

Metodik for bestamning av effektiviseringskrav i intaktsramsregleringen for elnatsforetag, REMISS (2015), Energi-

marknadsinspektionen.

Side 86 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

6.2.4. Samlet vurdering

Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppen har på baggrund af den statistiske analyse, den

begrebsmæssige vurdering samt de udvalgte udenlandske el-regulatorers anvendte cost drivere

udarbejdet en samlet vurdering af de mulige cost drivere, der kan indgå i benchmarkingmodellen.

Den samlede vurdering fremgår af Tabel 22.

Tabel 22 |

Samlet vurdering af de identificerede cost drivere

Cost drivere

Samlet vurde-

ring af stati-

stisk analyse

Udvalgte

gulatorer

elre-

Begrebsmæssig

vurdering

Samlet

ring

vurde-

qsamlet_agg_pct

ykabelskabe_antal

ynettospids_kwh

yNG_City_By_Land

yNG_ann_nni_City_By_Land

yNG_Opex

yNG_capex_ann_City_By_Land

yNG_totex_ann_nni_taeth_NG_B_korr

yNG_totex_ taeth_NG _korr

qhyp_kvalitet_enkelt_pct

yNG_Capex _ann

yaftagenr_antal

yleveret_maengde_kwh

yNG_opex_City_By_Land

yinstal_tranformkap_ialt _mv

ytot_sol_vind_kwh

yNG_ann_City_By_Land

yNG_Opex_nni_kr

yNG_opex_nni_City_By_Land

Kilde: Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppen.

Note: Cost driverene fremgår i tilfældig rækkefølge, og er ikke rangeret efter vurdering af hvor egnet de er.

Der kan ikke udelukkende ses på cost driveres individuelle vurdering, når der skal vælges en kom-

bination af cost drivere. Valg af cost drivere afhænger af, hvordan ydelsen fungerer i modellen i

samspil med andre ydelser, samt hvordan ydelserne komplementerer hinanden og beskriver om-

kostningsvariationerne mellem netvirksomhederne. Det er således ikke den enkelte ydelse, men

en kombination af ydelserne, som er medvirkende til at skabe en god benchmarkingmodel, og

dermed et udgangspunkt for at netvirksomhederne kan sammenlignes på et retvisende omkost-

ningsgrundlag.

Benchmarkingekspertgruppen vurderer, at den nye benchmarkingmodel i sammensætning af cost

driver bør udtrykke følgende tre forhold:



Netvirksomhedernes fysiske aktiviteter



Kompleksiteten ved den udførte transportopgave



Serviceopgaven

Side 87 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

6.2.4.1. Beskrivelse af udvalgte cost drivere

Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppen har i samarbejde med konsulent Peter Bogetoft

udarbejdet en lang række DEA- og SFA-modeller for at undersøge, hvilke af de mulige cost driver

der skal kombineres for at opnår den benchmarkingmodel, der er i stand til at forklare variationerne

i netvirksomhedernes TOTEX bedst muligt. Benchmarkingekspertgruppen vurderer på baggrund af

de udførte modelkørsler samt dybdegående analyser af modelkørslernes resultater, at følgende

cost driver skal indgår i den nye benchmarkingmodel:

Norm-grid: Benchmarkingekspertgruppen vurderer, at det er væsentligt, at modellen er i stand til at

beskrive netvirksomhedernes fysiske aktiviteter, da det er netvirksomhedernes opgave at sørge

for, at der kan leveres elektricitet til kunderne af en tilstrækkelig kvalitet.

Benchmarkingekspertgruppen vurderer på denne baggrund, at anvendelse af norm-grid udgør et

robust mål for netvirksomhedernes fysiske aktiviteter. Årsagen til dette er, at norm-gridmålet er i

stand til at afspejle de forskelle, der er i distributionsnettene på tværs af netvirksomhederne i for-

hold til f.eks. størrelse og kompleksitet. Ekspertgruppen vurderer det derfor hensigtsmæssigt at

inkludere et norm-gridmål i den konkrete benchmarkingmodel.

Baseret på resultaterne fra afsnit 6.1.2 om anvendelse af norm-grid vedrørende om opgørelsen af

norm-grid skal baseres på et samlet TOTEX-mål eller på en OPEX- og CAPEX-opsplitning vurde-

res det forklaringsmæssigt mest hensigtsmæssigt at anvende et norm-gridmål baseret på et samlet

TOTEX-mål. Dette kan begrundes med, at en opsplitning af norm-grid i OPEX og CAPEX resulte-

rer i, at OPEX får negativt fortegn, hvilket fortolkningsmæssigt er modsat den umiddelbare intuition,

da stigning i både OPEX og CAPEX burde give positive fortegn for at give begrebsmæssig me-

ning.

Relevante norm-gridmål for den konkrete benchmarking er således som følgende:

Side 88 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Tabel 23 |

Valg af norm-gridmål

Metode

Norm-grid

Beskrivelse

Datakilde

Antal variable

i første mo-

delforekomst

Antal optræ-

delser (hyp-

pighed)

(i)

yNG_City_By_

Land

(ii)

yNG_ann_nni_

City_By_Land

Norm-grid korrigeret

for forskelle i om-

kostninger mellem

city, by og land

Norm-grid korrigeret

for forskelle i om-

kostninger mellem

city, by og land

Norm-grid beregnet

med udgangspunkt i

en tæthedskorrekti-

on efter aftagenum-

re og et norm-

gridmål 2010.

Vægte baseret på omkostning-

sækvivalenterne der anvendes i

netvolumenmodellen.

Annuitetsvægte baseret på

standardpriser og levetider fra

åbningsbalancen fastsat i ind-

tægtsrammebekendtgørelsen

fra 2000

Antal aftagenumre / Norm-grid

beregnet ved hjælp af annui-

tetsvægte baseret på standard-

priser fra åbningsbalancen fra

2000 samt genberegninger af

driftsomkostninger fra COWI’s

undersøgelse vedrørende nød-

vendige nye investeringer fra

Antal aftagenumre / netvolumen

(iii)

yNG_totex_ann_

nni_taeth_NG_B

_korr

Norm-grid beregnet

med udgangspunkt i

en tæthedskorrekti-

on efter aftagenum-

re og den gamle

netvolumen

Kilde: Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppen.

Note: Kolonnerne med antal variable i første modelforekomst samt antal optrædener (hyppighed) er baseret på cost

driver-analysen fra Tabel 23.

(iv)

yNG_totex_taeth

_NG_korr

Baseret på indstillingerne i afsnit 6.1.2 om anvendelse af norm-grid er vurderingen, at der som

udgangspunkt bør anvendes et norm-gridmål baseret på en tæthedskorrektion efter aftagenumre.

Dette er baseret på, at et norm-gridmål baseret på en tæthedskorrektion efter aftagenumre både

har vist sig at være statistisk signifikant og at give begrebsmæssig mening. Norm-gridmålene (iii)

og (iv) i Tabel 23 er begge baseret på en tæthedskorrektion efter aftagenumre.

Figur 9 illustrerer desuden, at norm-gridmål (iii) i de gennemførte analyser optræder som den før-

ste udvalgte potentielle cost driver, samt har en relativ hyppig optræden blandt de udvalgte poten-

tielle cost drivere.

Nettospidsbelastning eller alternativt leveret mængde: Udover at inkludere et norm-gridmål i den

endelige benchmarkingmodel vurderes det ud fra en begrebsmæssig betragtning hensigtsmæssigt

at medtage et mål for kompleksiteten af den transportopgave, som netvirksomhederne udfører.

Der er i forbindelse med cost driver-analysen blevet analyseret to cost driver, som begge vurderes

at kunne beskrive netvirksomhedernes transportopgave, hhv. netvirksomhedernes nettospidsbe-

lastning og den leverede mængde elektricitet. Det fremgår af det ovenstående, at begge cost dri-

ver er statistisk signifikante samt vurderes at give begrebsmæssig mening.

Side 89 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Benchmarkingekspertgruppen finder dog på baggrund af den begrebsmæssige vurdering, at net-

virksomhedernes nettospidsbelastning i højere grad end den leverede mængde afspejler den

kompleksitet, som er forbundet med at transportere elektricitet til kunderne. Dette er valgt fordi

nettet ikke alene skal være i stand til at håndtere den mængde elektricitet, der efterspørges af

kunderne, men ligeledes skal være i stand til, at håndtere store fluktuationer i belastningen.

Ekspertgruppen vurderer desuden, at netvirksomhedernes nettospidsbelastning komplementerer

de andre cost driver bedre end netvirksomhedernes leverede mængde elektricitet, da den leverede

mængde udover kapacitet også kan være en proxy for den serviceopgave, som netvirksomheder-

ne ligeledes varetager.

Ekspertgruppen erkender dog, at det på kort sigt ikke er muligt at tage højde for decentral produk-

tion samt transit til underliggende net i den nuværende opgørelsesmetode for nettospidsbelastning.

Således kan nettospidsbelastningen give et skævt billede af nettets belastning, da decentral pro-

duktion også belaster nettet, men ikke opfanges i de udvekslingsmålere der anvendes til opgørel-

sen af værdierne for nettospidsbelastningen.

Ekspertgruppen er opmærksom på, at man ved at medtage nettospidsbelastning som cost-driver i

benchmarkingmodellen ikke i sig selv tilskynder til løsninger, der udjævner den maksimale effekt-

belastning. Omvendt giver det begrebsmæssig mening at medtage nettospidsbelastning, da den

udtrykker den maksimale effektbelastning (peak-load), som vurderes at være en central driver for

netvirksomheders omkostninger.

Det er imidlertid ekspertgruppen vurdering, at den nuværende opgørelse af nettospidsbelastningen

bør viderebehandles. Derfor anbefaler ekspertgruppen, at Energitilsynet på sigt undersøger mulig-

heden for at hæve kvaliteten af opgørelsesmetoden for nettospidsbelastning, eksempelvis ved at

korrigere for decentral produktion samt transit i distributionsnettet.

Ekspertgruppen anbefaler, at der fremadrettet arbejdes med at opdatere datagrundlaget med hen-

syn til den decentrale produktion og nettospidsbelastningen. Såfremt det på længere sigt ikke er

muligt at få data der tager højde for decentral produktion i opgørelse af nettospidsbelastning vurde-

res leveret mængde at være et godt alternativ til at beskrive netvirksomhedernes transportopgave.

Antal kunder: Ekspertgruppen vurderer, at antallet af kunder er en væsentlig proxyvariabel for net-

tets opbygning samt netvirksomhedernes kundehåndtering, og at netvirksomhedernes aftagenum-

re er en god opgørelse herpå. På baggrund af den begrebsmæssige vurdering samt de statistiske

analyser vurderes det hensigtsmæssigt at medtage antal aftagere (yaftagenr_antal) som cost dri-

ver i den endelige benchmarkingmodel.

6.2.4.2. Beskrivelse af fravalgte cost drivere

Kabelskabe: Den statistiske analyse har udpeget kabelskabe som en forklarende variabel. Kabel-

skabe fravælges dog som cost driver, da der ikke vurderes at være væsentlige begrebsmæssige

argumenter for at medtage kabelskabe i benchmarkingmodellen. Det kan imidlertid eventuelt over-

vejes om kabelskabe på længere sigt bør indgå som en netkomponent i norm-gridmålet.

Målere: Da antal aftagenumre vurderes at være en bedre og mere retvisende måde at opgøre an-

tallet af kunder på, frem for antal målere, der har været anvendt i den nuværende benchmarking-

model, fravælges målere som en cost driver i den endelige benchmarkingmodel.

Side 90 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Ekspertgruppen anbefaler:



At der anvendes følgende cost drivere i den endelige model baseret på det eksisterende

datagrundlag:

1. Norm-gridmål (jf. indstilling under afsnit 6.1.2 om anvendelse af norm-grid)

yNG_totex_ann_nni_taeth_NG_B_korr:

Norm-gridmålet er beregnet med ud-

gangspunkt i en tæthedskorrektion efter aftagenumre og et norm-gridmål be-

regnet ved hjælp af annuitetsvægte baseret på standardpriser fra åbningsba-

lancen fra 2000 samt genberegninger

af driftsomkostninger fra COWI’s under-

søgelse vedrørende nødvendige nyinvesteringer fra 2010.

2. Realiseret kapacitet

ynettospids_kwh:

Den maksimale faktiske nettospidsbelastning målt i netvirk-

somhedens distributionsnet, hvor der anvendes timeværdier fra Energinet.dk.

Såfremt det på længere sigt ikke er muligt at få data der tager højde for decen-

tral produktion i opgørelsen af nettospidsbelastning er der muligt at anvende le-

veret mængde (yleveret_maengde_kwh) som cost driver, i stedet for netto-

spidsbelastning. Leveret mængde udgør mængden af el, som leveres til kun-

derne, målt i kWh.

3. Aftagenumre

yaftagenr_antal:

Antal aftagenumre tilkoblet netvirksomhedens distributionsnet,

hvor der anvendes data fra Energinet.dk.



Hvis data ikke viser sig at understøtte ovenstående kombination af cost drivere, bør Ener-

gitilsynet revidere kombination af cost drivere, så den afspejler de nye data.

6.3.

Identifikation af rammevilkår

Processen for håndtering af rammevilkår i forbindelse med udvikling af den nye benchmarkingmo-

del er drøftet og fastlagt i samarbejde med konsulent Peter Bogetoft. Benchmarkingekspertgrup-

pen vurderer, at helt centrale rammevilkår som bymæssighed og regionale lønforskelle skal indar-

bejdes i modeludviklingen fra begyndelsen. Disse rammevilkår skal således indgå som en del af de

indledende analyser.

Håndteringen af øvrige rammevilkår skal ske ved udarbejdelse af en efteranalyse (en såkaldt ’se-

cond stage’ analyse). Det vil sige, at analysen af rammevilkårene foretages i

anden fase

–

efter at

netvirksomhedernes effektivitetsscore er blevet estimeret i den nye beregningsmodel.

Efteranalysen vil således ske med udgangspunkt i de estimerede effektivitetsscorer og de mulige

rammevilkår. Det vil i den forbindelse blive undersøgt, i hvilket omfang de mulige rammevilkår kan

beskrive variationerne i effektivitetsscorerne mellem netvirksomhederne (signifikanstest). Der vil

samtidig blive foretaget en kvalitativ vurdering af om resultaterne af signifikanstestene er intuitive

og giver begrebsmæssig mening set i et teoretisk perspektiv.

Fremgangsmåden vedrørende håndtering af rammevilkår er illustreret i Tabel 24. Det fremgår af

tabellen, at rammevilkårene bymæssighed og regionale lønforskelle er blevet håndteret i forbindel-

se med de indledende analyser, mens rammevilkårene geografi, distributionsnettets alder og de-

central produktion er analyseret ved efteranalyse.

Side 91 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Tabel 24 |

Håndtering af rammevilkår

Bymæssighed

Regionale lønforskelle

Geografi

–

areal

Distributionsnettets alder

Decentral produktion

Kilde: Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppen.

Efteranalyse

Indledende analyse

Når eventuelle rammevilkår er blevet identificeret, skal der udarbejdes en løsningsmodel i forhold

til, hvordan korrektionen for et givet rammevilkår skal udarbejdes. Dette kan enten ske ved:



At korrigere datagrundlaget inden benchmarkingen foretages



At indarbejde rammevilkårene direkte i modellen



At udføre en efterkorrektion af eks. effektiviseringsscorerne eller de beregnede effektivise-

ringskrav

Det er en individuel vurdering, hvilke metode der bør anvendes, eller om det er mest hensigts-

mæssig at anvende flere af ovenstående tre metoder.

Det kan i nogle tilfælde være særlige omkostningsposter, som ikke er sammenlignelige blandt net-

virksomhederne. Det er i sådanne tilfælde mest hensigtsmæssig, at korrigere omkostningsgrund-

laget for særlige omkostningsposter inden benchmarkingen foretages, således at benchmarkingen

foretages på et sammenligneligt grundlag.

I de tilfælde hvor der er tale om helt centrale rammevilkår, som i høj grad påvirker alle netvirksom-

hederne i forskellig grad og hermed de individuelle benchmarkingresultater, bør dette forhold ind-

arbejdes i modellen. I det omfang rammefaktoren i særlig grad forventes at påvirke enkelte af cost

driverne, er det mest hensigtsmæssigt at justere disse direkte i modellen.

I de tilfælde hvor det vurderes, at et rammevilkår ikke kan indarbejdes i selve benchmarkingmodel-

len, kan det være nødvendigt at foretage en efterkorrektion. Det har samtidigt den mulige fordel, at

faktoren antages at have en generel indflydelse på tværs af alle cost drivere.

6.3.1. Statistisk og begrebsmæssig vurdering baseret på indledende analyser

I det følgende afsnit gives en statistisk samt begrebsmæssig vurdering af de to rammevilkår by-

mæssighed og regionale lønforskelle. Den statistiske vurdering er baseret på analyser, som er

udarbejdet i forbindelse med vurdering af cost drivere samt forskellige TOTEX-mål.

6.3.1.1.

Bymæssighed

For at undersøge om bymæssighed har en betydelig effekt på netvirksomhedernes totalomkost-

ninger, har sekretariatet i samarbejde med Peter Bogetoft konstrueret en række forskellige mål for

bymæssighed, jf. Tabel 25. Metode 1-4 er baseret på forskellige mål for tæthed. Metode 5-7, er

baseret på GIS-data vedrørende city-, by- og landopdeling. Disse mål anses for at være mere

Side 92 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

avancerede mål for bymæssighed, som i højere grad end kundetæthed udtrykker de forhold, som

bymæssighed kan medføre.

Sammenhængen mellem TOTEX og de syv mål for bymæssighed er testet via en regressionsana-

lyse. Fem af de syv beregnede mål er signifikante ved et signifikansniveau på 5 pct., jf. Tabel 25.

Målene beregnet ud fra metode 3 og 4 er ikke signifikante, og har desuden negative fortegn

–

dvs.

at en stigning i bymæssighed vil medføre et fald i TOTEX.

Tabel 25 |

Metoder til beregning af bymæssighed

Metode

Betegnelse

Taethed_Netvolumen

Taethed_Netvolumen_B

Taethed_Kunde_1

Taethed_Kunde_2

Taethed_Shares_1

Taethed_Shares_2

Beregning

Antal aftagenumre / netvolumen

Antal aftagenumre / norm-grid

(Antal fjernaflæste målere + antal ikke fjernaflæste

målere) / (km 0,4 kV kabel + km 0,4 kV luftledning)

Antal aftagenumre / km areal

Værdien af norm-grid i city / værdien af norm-grid i alt

(Værdien af norm-grid i city + værdien af norm-grid i

by) / værdien af norm-grid i alt

(Regressionskoefficient x citykomponenter) + (regres-

sionskoefficient x bykomponenter) + (regressionskoef-

ficient x landkomponenter)

Signifikant

Nej

City_By_Land

Kilde: Sekretariatets konsulent Peter Bogetoft samt Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppen.

Det kan således konkluderes, dels at bymæssighed har en betydelig effekt på netvirksomhedernes

totalomkostninger og dels, at et mål for bymæssighed enten bør baseres på et mål fastsat på bag-

grund af aftagenumre pr. netvolumen eller pr. norm-grid eller et mål for bymæssighed baseret på

zoneinddeling af city, by og land.

For at undersøge hvilket af de fem mål for bymæssighed der er mest hensigtsmæssigt at anvende

til brug for korrektion, er netvirksomhedernes norm-grid korrigeret på baggrund af de 5 metoder,

hvor alle 5 metoder viser sig at være signifikante. Herefter er der foretaget en række modelkørsler

baseret på den tilgang, at i tilfælde af at TOTEX skal beskrives ud fra én af de mulige variable,

hvilken variabel er så bedst? Hvis TOTEX skal beskrives ud fra to variable, hvilke er så bedst og

så fremdeles.

Resultaterne af modelkørslerne fremgår af Figur 10. Figur 10 viser, at i tilfælde af at TOTEX skal

beskrives ud fra én af de mulige variable, da er norm-grid korrigeret med udgangspunkt i metode

7, den bedste cost drive (illustreret ved den grønne boks 1). Det næstbedste valg er norm-grid kor-

rigeret på baggrund af metode 1 (illustreret ved den grønne boks 2).

Bemærk at norm-grid korrigeret ud fra metode 2 ikke er repræsenteret i figuren. Årsagen til dette

er, at metode 2 i princippet er en justeret udgave af metode 1, som er tilpasset den nyeste opgø-

Side 93 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

relsen af norm-grid. Dette mål er først konstrueret på et senere tidspunkt i modelarbejdsprocessen

og målet var således ikke en del af de indledende analyser.

Figur 10 |

”Best fit” af norm-gridmål

korrigeret for bymæssighed

Kilde: Sekretariatets konsulent Peter Bogetoft samt Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppen.

I Tabel 26 ses resultaterne af regressionsanalysen for bymæssighed opgjort ud fra metode 1 og

metode 2. Regressionsanalysen er foretaget på baggrund af TOTEX opgjort som:



��

∙

Opgørelsen af TOTEX er efterfølgende blevet korrigeret for regionale lønforskelle, jf. afsnit 4.5.2.

Tabel 26 |

OLS-regression for bymæssighed

Metode

Variabel

Konstantled

Bymæssighed

Konstantled

Bymæssighed

Koefficient

0,007

8,469

0,003

8,837

Signifikant

(5 pct. signifikans-niveau)

Begrebsmæssig mening

(koefficientens fortegn)*

Kilde: Sekretariatets konsulent Peter Bogetoft samt Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppen.

Side 94 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Det fremgår af Tabel 26, at bymæssighed opgjort ud fra de to metoder er signifikant på et signifi-

kansniveau på 5 pct. Endvidere har koefficienterne de intuitive korrekte positive fortegn og afspej-

ler således hypotesen vedrørende bymæssighed, som antager, at det i gennemsnit er dyrere at

drive net i tætbebyggede områder med en høj bymæssighed end i områder med lav kundetæthed

og en lav bymæssighed, jf. punkt 4.5.1.

Resultaterne af regressionsanalysen for bymæssighed opgjort på baggrund af city-, by- og landzo-

neinddeling fremgår af Tabel 27. Analysen er baseret på samme opgørelse af TOTEX, som analy-

sen vedrørende kundetæthed. Analysen viser, at hver enkelt af de tre zoner er signifikant på et

signifikansniveau på 5 pct. Endvidere giver de beregnede koefficienter begrebsmæssig mening, da

de alle er positive og værdierne er rangeret i intuitiv rækkefølge. Dvs. at det i gennemsnit er ca. 2,5

gange dyrere at drive distributionsnet i cityzone end i byzone og i gennemsnit ca. 11 gange dyrere

at drive net i cityzone i forhold til landzone. Forholdet mellem byzone og landzone er ca. en faktor

Tabel 27 |

OLS-regression for city-, by- og landzoner

Metode

Variabel

City

Land

Koefficient

3,471

1,292

0,307

Signifikant

(5 pct. signifikans-niveau)

Begrebsmæssig mening

(koefficientens fortegn)*

Kilde: Sekretariatets konsulent Peter Bogetoft samt Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppen.

Det kan således, ud fra en statistisk og begrebsmæssig vurdering konkluderes, at bymæssighed er

et væsentligt rammevilkår, som det er hensigtsmæssigt at korrigere for i den nye benchmarking-

model.

Ekspertgruppen finder, at et GIS-baseret mål for bymæssighed er det mest velegnede mål at an-

vende til korrektion for bymæssighed i den nye benchmarkingmodel, da dette mål er et mere detal-

jeret mål, som i højere grad afspejler de forhold, der gør sig gældende i de tre zoner, end det mere

simple mål, der alene er baseret på kundetæthed.

Vurderingen er baseret på en forventning om, at det fremadrettet er muligt, at imødekomme de

udfordringer, som der på nuværende tidspunk har været i forbindelse med opgørelsen af GIS, jf.

punkt 5.3.1. Det vil blandt andet medføre en ensretning af dataene, således at alle netvirksomhe-

der indberetter data baseret på deres GIS-systemer, samt at GIS-kortlaget med zoneinddeling op-

dateres, så GIS-kortlaget afspejler de korrekte zoner.

6.3.1.2.

Regionale lønforskelle

Hypotesen vedrørende regionale lønforskelle er, jf. punkt 4.5.2, at der kan forekomme regionale

lønforskelle, som ikke kan forklares med udgangspunkt i produktivitetsforskelle. Det betyder, at

netvirksomheder, der driver distributionsnet i specifikke områder af Danmark, skal betale en højere

pris end andre netvirksomheder for at få udført tilsvarende opgaver.

Side 95 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Betragtes Tabel 28, ses det, at der ifølge NetStat er forskel på den gennemsnitlige timeløn mellem

de fem danske regioner. Det fremgår af tabellen, at timelønnen i region hovedstaden generelt er

højere end i de andre regioner.

Tabel 28 |

Gennemsnitlig timeløn opdelt på regioner

Hoved-

staden

1. Ledelse

2. Viden på højeste niveau

3. Viden på mellem niveau

4. Kontor og kundeservice

5. Service og salg

6. Landbrug mv.

7. Håndværksmæssigt ar-

bejde

8. Operatør og montering

9. Manuelt arbejde

Alle

Kilde: NetStat (DI).

Sjælland

259,8

221,4

170,6

147,0

156,9

183,8

167,5

161,7

176,1

Syd-

danmark

274,0

219,6

169,9

147,0

150,5

176,8

164,3

152,7

179,6

Midt-

jylland

272,1

220,5

171,1

147,7

155,1

176,8

165,0

152,2

181,6

Nord-

jylland

258,6

214,5

164,8

146,3

153,4

181,4

162,6

154,6

173,7

Hele DK

285,7

229,5

175,5

148,8

162,1

181,9

166,0

153,9

186,3

299,9

246,1

183,5

151,3

178,1

191,8

172,3

153,5

200,8

For at undersøge om regionale lønforskelle har en væsentlig effekt på netvirksomhedernes total-

omkostninger og hermed netvirksomhedernes placering i benchmarkingen, er der udarbejdet en

analyse baseret på en sammenligning af DEA- og SFA-modeller med og uden korrektion for regio-

nale lønforskelle. Korrektionen er baseret på et gennemsnit af alle lønkategorier, og således kate-

gorien Alle i

Tabel 28. Analysen viser, at de modeller, der er korrigeret for regionale lønforskelle,

forklarer virksomhedernes omkostningsvariationer bedre end de modeller, der ikke er blevet korri-

geret. Det kan give en indikation af, at regionale lønforskelle har en forklarende effekt på netvirk-

somhedernes omkostninger.

Korrektionen for regionale lønforskelle er foretaget ved at korrigere netvirksomhedernes TOTEX,

således at netvirksomhederne med distributionsnet i en region med relativt høje lønninger får ned-

justeret deres TOTEX, mens netvirksomheder med net i en region med relativt lave lønninger får

opjusteret deres TOTEX. Netvirksomhedernes TOTEX vurderes hermed i højere grad at være

sammenlignelige end i det tilfælde, hvor TOTEX ikke er korrigeret. Alene den del af TOTEX som

vurderes at vedrøre lønninger korrigeres for regionale lønforskelle.

Det har i analysefasen ikke været muligt at undersøge lønstatistikkerne nærmere. Derfor har det

nuværende data for regionale lønforskelle ikke været igennem et dybdegående kvalitetstjek. Det er

derfor ekspertgruppens vurdering, at der er behov for at foretage et kvalitetstjek af de nuværende

anvendte data, herunder at undersøge kvaliteten af statistikken og om der foreligger den nødven-

dige dokumentation. I den forbindelse bør det også undersøges nærmere, om der findes alternati-

ve kilder til data, f.eks. Danmark Statistik.

Side 96 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Der har i processen heller ikke været mulighed for konkret at undersøge hvorvidt regionale lønfor-

skelle er drevet af produktivitetsforskelle eller af effekter som udbud og efterspørgsel på arbejds-

markedet.

Hvis produktiviteten i fx Hovedstadsområdet generelt er højere end i resten af landet, så kan dette

eventuelt forklare hvorfor Hovedstadsområdet har en højere gennemsnitlig timeløn. I dette tilfælde

vil en korrektion for regionale lønforskelle være mindre relevant, da løsningen af en opgave ikke

nødvendigvis er dyrere i Hovedstadsområdet, men i stedet kan løses med færre arbejdstimer

grundet højere produktivitet.

Hvis udbud og efterspørgsel på arbejdsmarkedet i Hovedstadsområdet fører til en ligevægt, hvor

timelønnen er højere end i resten af landet, vil dette blive opfanget i regionale lønforskelle. I dette

tilfælde vil en korrektion for regionale lønforskelle være relevant at inkludere i benchmarkingen, da

opgaveløsningen kan være identisk i timeforbrug grundet identisk produktivitet, men dyrere lønti-

mer.

I benchmarkingmodellens potentialeberegning kan øvrige forhold som eksempelvis bymæssighed

opfange effekterne fra regionale lønforskelle. Dette er især relevant når der anvendes benchmar-

kingmodeller, hvor GIS-data anvendes til at klassificere hvorvidt netvirksomhedernes netkompo-

nenter er placeret i city, by eller land. Ved både at anvende GIS-data og regionale lønforskelle op-

står der en risiko for, at samme effekt bliver inkluderet i modellen to gange. I Peter Bogetofts kørs-

ler er der evidens for, at dette er tilfældet, idet GIS-opdelingen får mindre betydning for effektivi-

tetsscorerne, når regionale lønforskelle indgår samtidigt med, at GIS-opdelingen inkluderes i mo-

dellen.

Benchmarkingekspertgruppen anbefaler, at det på baggrund af det eksisterende datagrundlag er

hensigtsmæssigt at korrigere for regionale lønforskelle i den nye benchmarkingmodel. På længere

sigt anbefales det, at det undersøges nærmere, om der fremadrettet er grundlag for at korrigere for

regionale lønforskelle. I en sådan undersøgelse kan der eventuelt indgå en vurdering af, om løn-

forskelle er drevet af produktivitetsforskelle, samt om sammenspillet mellem lønforskelle og en

eventuelt GIS-opdeling vurderes at være hensigtsmæssig.

6.3.2. Benchmarkingekspertgruppens anbefalinger

Benchmarkingekspertgruppen anbefaler på baggrund af de udførte analyser for rammevilkårene

bymæssighed og regionale lønforskelle:

Ekspertgruppen anbefaler:



At rammevilkårene

bymæssighed

regionale lønforskelle

indarbejdes i modellen på nu-

værende tidspunkt.

7. Specifikation af benchmarkingmodellen

I dette afsnit gives en gennemgang af hvilke beregningsmetoder som kan anvendes til benchmar-

king af netvirksomhedernes økonomiske effektivitet. Der vil foruden en overordnet forklaring af

udvalgte beregningsmetoder, også være en dybdegående gennemgang af hvilke modelspecifikati-

Side 97 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

oner som anbefales, og en vurdering af om der hvilke beregningsmodeller som anbefales samt

hvordan resultaterne fra de anbefalede modeller anvendes til at fastsætte netvirksomhedernes

effektivitet.

Der vil i afsnittet også indgå en gennemgang to modeller, Data Envelopment Analysis (DEA) og af

Stochastic Frontier Analysis (SFA), som Benchmarkingekspertgruppen anbefaler at anvende til

fastsættelse af netvirksomhedernes effektivitet. Der vil ligeledes være anbefalinger til hvordan der

kan foretages efteranalyser af de estimerede effektiviseringsscorer, for at sikre at modelberegnin-

gerne er rimelige og robuste.

7.1.

Valg af overordnet benchmarkingmodel

Den grundlæggende idé med benchmarking af netvirksomhederne er at sammenligne med bedste

praksis. Bedste praksis kan beskrives som de netvirksomheder, der kan udføre deres aktiviteter på

den mest effektive måde sammenlignet med andre netvirksomheder. Bedste praksis fokuserer på,

hvad det observeres, at netvirksomhederne kan opnå i modsætning til at fokusere på, hvad de

ideelt set burde kunne opnå. At fokusere på bedste praksis har dog en primær konsekvens.

Bedste praksis kan ikke direkte observeres. I første omgang foreligger alene simple datapunkter,

der beskriver de ressourcer, der har været anvendt, de ydelser der er blevet leveret og de ramme-

vilkår, der har været gældende. Den centrale udfordring er derfor at lave en model, som ud fra

nogle simple datapunkter estimerer en sammenhæng mellem disse datapunkter (observationer).

Det er kort fortalt et spørgsmål om, hvordan man kan komme fra simple datapunkter til en funktio-

nel sammenhæng.

Der findes flere teknikker til at identificere bedste praksis. Ekspertgruppen har fået til opgave at

sikre, at de individuelle effektiviseringskrav fastsættes på baggrund af en robust og valid bench-

markingmodel, der bygger på fagligt anerkendte metoder. Der er derfor taget udgangspunkt i fron-

tiermodeller, som er de oftest internationalt anvendte benchmarkingmodeller. Generelt kan fronti-

ermodeller opdeles i fire klasser alt efter om de bygger på parametriske metoder eller ikke-

parametriske metoder og efter, om de er deterministiske eller stokastiske i deres tilgang:

II.

III.

IV.

Corrected Ordinary Least Squares (COLS)

Stochastic Frontier Analysis (SFA)

Data Envelopment Analysis (DEA)

Stochastic Non-smooth Envelopment of Data (StoNED)

En parametrisk model indebærer, at der på forhånd skal tages stilling til den matematiske funktio-

nelle form af produktionsfunktionen. En ikke-parametrisk model betyder, at der ikke på forhånd

bliver specificeret nogen funktionel form, men at produktionsfunktionen fastlægges ud fra data.

Corrected Ordinary Least Squares (COLS) er ikke beskrevet i nærmere i nærværende rapport, da

COLS metodisk vurderes at være de andre metoder underlegen. COLS er en parametrisk og ikke

stokastisk metode og kombinerer en række af de ulemper, der er ved både DEA og SFA. Eksem-

pelvis kræver COLS en række ex ante antagelser om den funktionelle form, hvilket er SFA meto-

dens primære ulempe og samtidigt tillader den ikke, at der skelnes mellem støj og inefficiens, hvil-

ket er DEA metodens primære ulempe.

Side 98 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Ligeledes gennemgås StoNED ikke i nærværende rapport, da den i langt ringere grad vurderes at

opfylde ekspertgruppens oplistede succeskriterier ved valg af benchmarkingmodel sammenlignet

med henholdsvis en DEA- og SFA-model. Dette er baseret på, at SFA og DEA er langt mere ad-

ministrerbare, enkle, operationelle og gennemsigtige modeller sammenlignet med StoNED.

Selvom DEA og SFA er to forskellige metodiske tilgange, vil man i praksis ofte finde, at der er en

høj korrelation mellem effektivitetsscorerne fra de to metoder. I de tilfælde hvor man finder en høj

korrelation mellem DEA- og SFA-effektivitetsscorerne, er det typisk et tegn på, at det anvendte

datasæt, de identificerede cost drivere og sammenhængene mellem ydelserne i modellen og om-

kostningerne er robuste.

En kort opsummering af fordele og ulemper ved en DEA og SFA-model fremgår af nedenstående

afsnit.

7.2.

Data Envelopment Analysis (DEA)

Data Envelopment Analysis (DEA) er en deterministisk ikke-parametrisk metode, hvilket betyder, at

der til forskel fra SFA ikke på forhånd bliver specificeret nogen funktionel form. DEA opfattes derfor

ofte som en mere fleksibel metode, hvad angår den funktionelle form, der i stedet lader data tale ,

når forholdet mellem forskellige inputs og outputs skal bestemmes. Det antages i modellen, at af-

standen fra den enkelte observation og til produktionsfronten alene består af ineffektivitet og ikke

af støj.

Fordele og ulemper ved en DEA-model er kort oplistet i nedenstående tabel.

Tabel 29 |

Fordele og ulemper ved en DEA-model

DEA

Fordele

Ulemper



Kræver få antagelser på forhånd



Separerer ikke støj og ineffektivitet, da

modellen ikke indeholder et fejlled - eks-



Der kan være flere input eller output, dvs.

treme observationer kan få væsentlig be-

multible input/output

tydning for estimation af fronten



Kan anvende vægtrestriktioner blandt for-



Sværere at teste statistisk

skellige typer input/output (relative priser)



Resultaterne kan være følsomme overfor



Kan tage højde for forskellige rammevilkår

antagelse om skalaafkast



Kan indeholde/inddrage non-diskretionære

variable



Hver virksomhed har individuelle konkrete

peers (ved hvem de bliver sammenlignet

med)

–

motiverer læring i virksomhederne

7.3.

Stochastic Frontier Analysis (SFA)

Stochastic Frontier Analysis (SFA) er en stokastisk parametrisk metode til estimation af en produk-

tionsfront, hvor det antages, at afstanden mellem den enkelte virksomhed og produktionsfronten

ikke kun udgøres af ineffektivitet men også af støj.

Side 99 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Ved bestemmelsen af en SFA-model skal der tages stilling til den matematiske funktionelle form

for fronten med de effektive netvirksomheder. Den matematiske funktion beskriver forholdet mel-

lem inputs og outputs. Afvigelser fra denne estimerede sammenhæng antages at skyldes enten

støj eller ineffektivitet

, så det i modsætning til de deterministiske metoder ikke alene er ineffektivi-

tet, der får de estimerede potentialer til at afvige fra den estimerede front, men også støj. Støjfakto-

ren i modellen tager højde for, at der kan være usikkerhed om data f.eks. tilfældigheder og måle-

fejl. Det antages, at støj og ineffektivitet er uafhængige af hinanden.

Ved bestemmelsen af en SFA-model skal der tages stilling til fordelingen af ineffektivitet. Dette er

et økonometrisk forhold, der kan tage forskellige udgangspunkter, herunder hvorvidt ineffektivitet

er normalfordelt, halv-normalfordelt, eksponentielt fordelt, etc. Hvilken antagelse der bør vælges,

drøftes ofte i akademiske kredse, og der er ikke en entydig konsensus herom.

Fordele og ulemper ved en SFA-model er kort oplistet i nedenstående tabel.

Tabel 30 |

Fordele og ulemper ved en SFA-model

SFA

Fordele

Ulemper



Separerer støj og ineffektivitet, hvilket med-



Kræver forudgående kendskab til, eller

fører at modellen er mere robust overfor

antagelser om, de funktionelle sammen-

ekstreme observationer

hænge i data



Fronten påvirkes af alle observationer i



Korrektion af enkelte indberetninger af data

datasættet (og forskydes herefter) og ikke

vil ændre den funktionelle form

kun de mest effektive virksomheder



Fordeling af ineffektivitet er en vanskelig

antagelse

7.4.

Anvendelse af en eller flere modeller

DEA- og SFA-modeller har hver deres styrker og svagheder, og der er således fordele og ulemper

ved anvendelse af begge metoder. Da både SFA og DEA er teoretisk velbegrundede modeller, der

nyder stor respekt i den videnskabelige litteratur, er det ikke nødvendigvis oplagt, hvorvidt man

skal vælge den ene eller den anden benchmarkingmetode. Derfor kan det være relevant at drøfte

en eventuel kombination af de to metoder.

Herudover er der flere relevante versioner af hver af metoderne. Eksempelvis kan der anvendes to

forskellige metoder til opgørelse af TOTEX på inputsiden eller forskellige kombinationer af cost

drivere på outputsiden.

Man kan have forskellige teoretiske synspunkter på kombinationen af flere metoder, men ud fra en

pragmatisk tankegang kan der argumenteres for, at der bør anvendes en kombination af flere me-

toder for at beskytte netvirksomhederne imod den metodiske

usikkerhed, der er ved anvendelse

af én metode. Ved at anvende en kombination af flere metoder tages således en form for forsigtig-

P. Bogetoft og L. Otto, Benchmarking with DEA, SFA, and R, Springer, 2011, kapitel 7.5.

Side 100 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

hedshensyn i effektivitetsmålingen. Disse forsigtighedshensyn er nærmere beskrevet i afsnit 10.3

om forsigtighedshensyn.

I nedenstående tabel fremgår de overordnede fordele og ulempe ved anvendelse af én eller flere

modeller:

Tabel 31 |

Fordele og ulemper ved anvendelse af flere modeller

Kombination af metoder

Fordele

Ulemper



Opnår en afvejning mellem metoderne,



Den samlede benchmarkingmodel bliver alt

hvor den ene ikke entydigt kunne fastslås

andet lige mere kompleks

som den bedste



Sikrer at usikkerheder forbundet ved indivi-

duelle benchmarkingmetoder reduceres



Disciplinerer modelbygger (ved anvendelse

af både en DEA og SFA)

Der kan være forskellige måder at anskue kombinationerne af metoder på. Disse er beskrevet i de

efterfølgende afsnit. Anvendelse af flere forskellige metoder til opgørelse af TOTEX på inputsiden

samt flere forskellige kombinationer af cost drivere på outputsiden vil blive behandlet som særskilte

kombinationer af metoder.

7.4.1. Gennemsnit

At anvende et gennemsnit vil sige, at regulator kan anvende flere metoder til at beregne virksom-

hedernes effektiviseringspotentialer og effektiviseringskrav, men hvor virksomhedernes konkrete

potentiale og effektiviseringskrav opgøres til gennemsnittet af det, som metoderne estimerer.

Denne metode anvendes af den østrigske elregulator. Den østrigske elregulator anvender et væg-

tet gennemsnit af tre forskellige modeller til benchmarking af netvirksomhederne:

To forskellige

DEA-modeller med forskellige output og en Modified Ordinary Least Squares (MOLS) estimation.

Baseret på de tre forskellige tilgange beregnes et vægtet gennemsnit af netvirksomhedernes effek-

tivitet:

Ligning 1 |

Den østrigske elregulators samlede benchmarkingmodel

= ,

+ ,

�� + ,

��

Denne gennemsnitsberegning er valgt for at kombinere styrker og svagheder ved den deterministi-

ske DEA og den stokastiske MOLS. MOLS er foretrukket i forhold til SFA på grund af det relativt

lille antal netvirksomheder og dermed begrænsede data.

E-control (7. november 2013), Regulierungssystematik für die dritte Regulierungsperiode der Stromvertai-

lernetsbetreiber 1. Jänner 2014

–

31. Dezember 2018.

Side 101 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Fordele og ulemper ved anvendelse af et gennemsnit er oplistet i nedestående tabel:

Tabel 32 |

Fordele og ulemper ved anvendelse af et gennemsnit

Anvendelse af et gennemsnit

Fordele

Ulemper



Udjævner usikkerheder forbundet ved



Inkluderer usikkerheder fra modellerne der

anvendelse en model

indgår i gennemsnittet

7.4.2. Bedst-af-flere tilgang

Bedst-af-flere tilgang betyder, at regulator kan anvende flere metoder til at beregne virksomheder-

nes effektiviseringspotentialer og effektiviseringskrav, men hvor virksomhedernes konkrete poten-

tiale og effektiviseringskrav opgøres til det laveste af det, som metoderne bestemmer.

Denne tilgang indgår i forskellige former i anbefalinger til ny benchmarking af drikke- og spilde-

vandsselskaberne samt i benchmarkingen af de tyske gas- og elnetvirksomheder.

I vandsektoren er langt størstedelen af selskaberne forbrugerejede. I anbefalingerne til en ny

benchmarking af drikke- og spildevandsselskaberne blev der derfor argumenteret for, at et meto-

devalg til fordel for netvirksomhederne i tilfælde af metodisk usikkerhed reelt også er et valg til for-

del for forbrugerne. Det blev derfor anbefalet en bedst-af flere logik, dvs. at tage et maksimum af

flere modellers estimerede effektivitetsscore. Det fremgår af Forsyningssekretariatet seneste ud-

kast til benchmarkingen for 2017, at der bliver anvendt en bedst-af-to tilgang i den nye benchmar-

kingmodel.

Tyskland indførte en benchmarking baseret incitamentsregulering i 2008 og har i både første regu-

leringsperiode 2009

–

2013 og anden reguleringsperiode 2014

–

2019 valgt en bedst-af to DEA-

modeller og to SFA-modeller.

Forskellen mellem de to DEA-modeller (og mellem de to SFA-

modeller) beror på, hvordan kapitalomkostningerne opgøres, om der anvendes en standardiseret

økonomisk tilgang eller en bogføringsbaseret regnskabsopgørelse. Desuden har de indført en

mindstegrænse for effektivitetsscoren på 60 procent for de gas- og elnetvirksomheder, som alle

modeller vurderer meget lavt. Sammenlagt vurderes de tyske gas- og elnetvirksomheder ved føl-

gende effektivitetsopgørelse:

Ligning 2 |

Den tyske elregulators samlede benchmarkingmodel

= max{

�� ,

Hvor:



er en standardiseret økonomisk tilgang



er en bogføringsbaseret regnskabsopgørelse

Resultatorienteret benchmarking for 2017, fastsættelse af individuelle effektiviseringskrav i de økonomiske

rammer for 2017, oktober 2016, version 2.

Bundesnetzagentur

–

www.bundesnetzagentur.de

Side 102 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Fordele og ulempe ved anvendelse af en bedst-af-to tilgang er oplistet i nedestående tabel:

Tabel 33 |

Fordele og ulemper ved anvendelse af en bedst-af-to tilgang

Anvendelse af en bedst-af-to tilgang

Fordele

Ulemper



Fjerner usikkerheder forbundet med indivi-



Kan risikere at

tage unødige forsigtig-

duelle benchmarkingmetoder

hedshensyn

7.4.3. Back-office

Back-office betyder, at regulator kan anvende en anden type af modellerne til at foretage en ro-

busthedsvurdering af resultaterne i den anvendte model. Ved denne tilgang er det hovedsagelig én

model, der anvendes, men ved større afvigelser fra resultaterne fra den anden model vil der fore-

tages et forsigtighedshensyn. Forsigtighedshensynet kan blandt andet tages ved, at regulator fore-

tager en særlig behandling af visse type virksomheder. Et eksempel kan være, at der for effektive

virksomheder foretages en benchmarking i en anden model end for de ineffektive virksomheder. Et

andet eksempel kan være, at hvis der observeres store afvigelser i resultaterne mellem de to mo-

deller, så kan netvirksomhedens individuelle effektiviseringspotentiale blive justeret for den usik-

kerhed, der er ved anvendelse af den ene model frem for den anden model.

Denne tilgang anvendes i benchmarkingen af de svenske netvirksomheder.

Den svenske regula-

tor anvender en SFA-model til at støtte DEA-modellen. Effektive netvirksomheder på fronten, der

måles fuldt effektive i DEA-modellen, får beregnet et effektiviseringskrav med udgangspunkt i SFA-

modellen.

Fordele og ulemper ved anvendelse af en back-office tilgang er oplistet i nedestående tabel:

Tabel 34 |

Fordele og ulemper ved anvendelse af back-office

Anvendelse af back-office

Fordele

Ulemper



Reducerer usikkerheder forbundet med



Bør specificeres klare retningslinjer for den

individuelle benchmarkingmetoder

anden model som anvendes som back-

office model, hvilket kan være svært at gø-



I udgangspunktet alene en model at forhol-

re i praksis

de sig til for branchen



Mindre gennemsigtig for branchen, såfremt

back-office modellen ikke offentliggøres

Energimarknadinspektionen (Marts 2015), Metodik för bestämning av effektiviseringskrav i intäktsramsreg-

leringen för elnätsföretag.

Side 103 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

7.4.4. Flere metoder til opgørelse af TOTEX

At der anvendes flere metoder til at opgøre TOTEX betyder, at regulator anvender et gennemsnit

eller en bedst-af-to tilgang til opgørelsen af TOTEX. I sådanne tilfælde anvendes der normalt både

en standardiseret økonomisk tilgang samt en bogføringsbaseret regnskabsopgørelse til opgørelse

af kapitalomkostningerne.

Som beskrevet under bedst-af-flere anvender Tyskland både en standardiseret økonomisk tilgang

og en bogføringsbaseret regnskabsopgørelse til opgørelse af kapitalomkostningerne.

Den østrigske elregulator anvender også i lighed med Tyskland en bedst-af-to tilgang mellem

standardiserede og bogførte kapitalomkostninger.

Den norske elregulator anvender også en bedst-af-to tilgang mellem to forskellige kapitalomkost-

ningsopgørelser. Mere præcist anvender normændene en bedst-af historiske anskaffelsespriser og

genanskaffelsespriser. Den metode, der giver den højeste effektivitetsscore for den enkelte net-

virksomhed, anvendes ved udmøntningen af effektiviseringskravet. I modsætning til den tyske re-

gulator anvender den norske regulator alene en DEA-model og ikke en SFA-model.

Fordele og ulemper ved anvendelse af flere metoder til opgørelse af TOTEX er oplistet i nedestå-

ende tabel:

Tabel 35 |

Fordele og ulemper ved anvendelse af flere metoder til opgørelse af TOTEX

Anvendelse af flere metoder til opgørelse af TOTEX

Fordele

Ulemper



Reducerer usikkerheder forbundet med



Metode for opgørelse af TOTEX på input-

valg af TOTEX-opgørelse

siden spiller sammen med anvendelse af

cost drivere på outputsiden, derfor kan an-

vendelse af flere opgørelsesmetoder resul-

tere i inkonsistens i modellen



Anvender to forskellige sammenlignings-

grundlag, hvorfor netvirksomhedernes po-

tentialer ikke i samme grad kan sammen-

lignes op mod hinanden



Mindre relevant i et homogent land som

Danmark



Modellen bliver mere kompleks

7.4.5. Flere kombinationer af cost drivere

At der anvendes flere kombinationer af cost drivere betyder, at regulator anvender flere metoder,

hvor metoderne ikke indeholder de samme cost drivere. Der anvendes således et gennemsnit eller

en bedst-af-to tilgang af disse metoder.

E-control (7. november 2013), Regulierungssystematik für die dritte Regulierungsperiode der Stromvertai-

lernetsbetreiber 1. Jänner 2014

–

31. Dezember 2018.

Side 104 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Som tidligere nævnt anvender den østrigske elregulator et vægtet gennemsnit af tre forskellige

modeller til benchmarking af netvirksomhederne. Den østrigske elregulator anvender således flere

kombinationer af cost drivere ved anvendelse af DEA. I den ene af DEA-modellerne er peak Load

type 1, peak Load type 2 og netværkets vægtede længde anvendt som cost drivere, og i den an-

den af DEA-modellerne er peak Load type 1, peak Load type 2, længde højspændingsnet, længde

mellemspændingsnet samt længde lavspændingsnet anvendt som cost drivere.

Fordele og ulemper ved anvendelse af flere kombinationer af cost drivere er oplistet i Tabel 36:

Tabel 36 |

Fordele og ulemper ved anvendelse flere kombinationer af cost drivere

Kombination af flere cost drivere

Fordele

Ulemper



Reducerer usikkerheder forbundet



Anvendelse af cost drivere på outputsiden spiller

med valg af cost drivere

sammen med metode for opgørelse af TOTEX på

inputsiden, derfor kan anvendelse af flere opgørel-

sesmetoder resultere i inkonsistens i modellen



Anvender to forskellige sammenligningsgrundlag,

hvorfor netvirksomhedernes potentialer ikke i sam-

me grad kan sammenlignes op mod hinanden



Mindre relevant i et homogent land som Danmark

7.4.6. Samlet vurdering

Ekspertgruppen vurderer samlet set, at der er væsentlige fordele ved at anvende både en DEA og

en SFA og således en bedst-af-flere tilgang af de to. Dette fjerner usikkerhederne forbundet med

de to metoder.

Eksempelvis tager en SFA-model i højere grad højde for ekstreme observationer, som i en DEA-

model kunne få væsentlig betydning for estimering af fronten. I en DEA-model tilgodeses typisk

yderpunkterne, da de ofte er effektive by default , og

midterfeltet får derimod typisk en lavere ef-

fektivitetsscore. Derudover er antallet af netvirksomheder man kan blive sammenlignet op imod

begrænset, da DEA-modellen udvælger nogle enkelte netvirksomheder til at danne front. Fronten

kan været dannet af både mindre og store netvirksomheder, og både store og små netvirksomhe-

der kan således risikere at blive sammenlignet med såvel en stor som en lille netvirksomhed. I

modsætning hertil vil alle netvirksomheder sammenlignes op imod hinanden i en SFA-model,

hvoraf yderpunkterne i højere grad vil blive tilgodeset.

En bedst-af-to tilgang af SFA og DEA vurderes derfor at tilgodese alle typer netvirksomheder, og

vurderes at minimere den usikkerhed, der er forbundet med den enkelte model, henholdsvis DEA

og SFA.

Ekspertgruppen vurderer desuden, at der ikke skal anvendes en kombination af bogførte værdier

og standardiserede værdier af CAPEX til opgørelserne af TOTEX eller flere kombinationer af cost

drivere i benchmarkingmodellen. Dette som følge af, at metoden for opgørelse af TOTEX på input-

siden spiller sammen med anvendelse af cost drivere på outputsiden, hvoraf anvendelse af flere

opgørelsesmetoder kan resultere i inkonsistens i modellen. Herudover kan anvendelse af to for-

Side 105 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

skellige sammenligningsgrundlag resultere i, at netvirksomhederne ikke i samme grad kan sam-

menligne effektiviseringspotentialerne op mod hinanden fra benchmarkingmodellen.

Ekspertgruppen anbefaler:



At der alene anvendes bogførte værdier til opgørelse af CAPEX, at der således ikke an-

vendes en kombination af bogførte værdier og standardiserede værdier af CAPEX til op-

gørelserne af TOTEX i benchmarkingmodellen.



At der ikke anvendes flere kombinationer af cost drivere i benchmarkingmodellen.



At der anvendes både en DEA og en SFA, og at metoden der anvendes er en bedst-af-to

tilgang.

7.5.

Skalaafkast og modelform

Ved anvendelse af en DEA-model og en SFA-model er der forskellige antagelser, der gør sig gæl-

dende. I en DEA-model anvendes der en antagelse om skalaafkast. Tilsvarende anvendes flere

forskellige antagelser om modelformer i en SFA-model. Disse to antagelser gennemgås nærmere i

de efterfølgende afsnit.

7.5.1. Skalaafkast

(alene relevant for en DEA-model)

Skalaafkast er udtryk for, hvor meget output ændres ved en procentvis stigning i input. I bench-

markingsammenhæng skelnes der typisk mellem fire forskellige typer skalaafkast:



Faldende skalaafkast

(DRS)

(eller ikke-stigende skalaafkast) betyder, at output vokser

med en mindre hastighed end mængden af input. Et eksempel kan være en virksomhed,

der øger mængden af input med 2 procent og derved kun øger output med 1 procent, dvs.

en situation, hvor der er stordriftsulemper (diseconomies of scale). Et eksempel kan være,

at en virksomhed løber ind i øgede interne koordinationsproblemer, når den vokser.



Stigende skalaafkast

(IRS)

(eller ikke-faldende skalaafkast) betyder, at output vokser

med mindst samme hastighed som mængden af input. Et eksempel kan være en virksom-

hed, der øger mængden af input med 2 procent og derved øger output med 4 procent, dvs.

en situation, hvor der er stordriftsfordele (economies of scale). Dette kan eksempelvis skyl-

des, at en stor virksomhed har større eller bredere erfaring, mere effektive processer og

udnyttelse af de faste omkostninger. Antagelsen om stigende skalaafkast tager således i

sammenligningen højde for, at der kan være fordele ved at være en stor virksomhed.



Konstant skalaafkast (CRS)

betyder, at det er muligt for virksomhederne at fordoble out-

put, hvis input fordobles, og samtidigt at producere det halve output med det halve input.

Der er således ingen ulempe ved at være hverken en stor eller en lille virksomhed.

Faldende skalaafkast er tilsvarende de engelske betegnelser Decreasing Returns to Scale (DRS) og Non

Increasing Returns to Scale (NIRS).

Stigende skalaafkast er tilsvarende de engelske betegnelser Increasing Returns to Scale (IRS) og Non

Decreasing Returns to Scale (NDRS).

Side 106 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren



Variabelt skalaafkast (VRS)

er en kombination af ikke-stigende og ikke-faldende skalaaf-

kast. Her forudsættes det, at netvirksomhederne har forskellige forudsætninger, og at en

ændring i input ikke nødvendigvis fører til en proportional ændring i output. En 2 procent

stigning i input kan føre til en stigning i outputtet som er både under eller over 2 procent.

Variabelt skalaafkast tager på den måde i sammenligningen højde for, at der kan være

ulemper ved både at være en stor og en lille virksomhed.

Hvorvidt der skal anvendes et konstant, faldende, stigende eller variabelt skalaafkast kan besluttes

ud fra en ingeniørmæssig forståelse og kendskab til skalaafkastet. Beslutningen om skalaafkastet

kan også være en politisk beslutning. Ved en sådan beslutning bør data dog stadigvæk holdes for

øje. F.eks. kan en model med stigende skalaafkast potentielt hindre strukturudvikling, da modellen

kan beregne et større effektiviseringspotentiale, når små netvirksomheder fusionerer. Dette kan

dog også håndteres andre steder end ved valg af model. Et alternativ, som f.eks. anvendes i Nor-

ge, består i at beregne potentielle gevinster og tillade fusionerede netvirksomheder at beholde sy-

nergieffekterne i en årrække.

I beslutningen af hvilke af de fire skalaafkast der bør anvendes, er det således relevant at kigge på

de grundlæggende hypoteser:

1. Faldende skalaafkast antager, at der kan være økonomiske fordele ved at være en lille

virksomhed

2. Stigende skalafkast tager højde for, at der kan være økonomiske fordele ved at være en

stor virksomhed.

3. Konstant skalaafkast antager, at der ikke er nogen signifikant ulempe ved at være hverken

en stor eller en lille virksomhed. Alle netvirksomhederne sammenlignes derved med hinan-

den uden, at der tages højde for størrelsesforskelle.

4. Variabelt skalaafkast tager højde for ulemper ved både at være for lille og for stor en virk-

somhed.

Nedenstående er en begrebsmæssig vurdering af de fire metoder.

7.5.1.1.

Faldende skalaafkast

Af El-reguleringsudvalgets rapport fremgik, at den nye økonomiske regulering af netvirksomheder

bør sikre, at reguleringen ikke udgør en barriere for konsolidering af netvirksomhederne.

En an-

befaling der bygger på, at der vurderes at være effektiviseringsgevinster at hente ved yderligere

konsolidering. Dette taler umiddelbart imod, at der skal anvendes en antagelse om faldende skala-

afkast, der antager, at der kan være økonomiske fordele ved at være en lille virksomhed, og såle-

des indirekte taler for at større netvirksomheder bør splittes op i mindre netvirksomheder. Det er

med andre ord svært at argumentere begrebsmæssigt for, at det kan være en ulempe at være en

stor netvirksomheder.

7.5.1.2.

Stigende skalaafkast

En antagelse om stigende skalafkast tager højde for, at der kan være fordele forbundet med at

være en stor virksomhed. Dette vurderes at være en rimelig antagelse, da det må vurderes at væ-

El-reguleringsudvalget (dec. 2014),

En fremtidssikret regulering af elsektoren,

side 36.

Side 107 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

re nogle stordriftsfordele ved at være en større netvirksomhed frem for en lille netvirksomhed. Ek-

sempelvis vurderes det rimeligt at antage, at en stor netvirksomhed har større eller bredere erfa-

ring, mere effektive processer og udnyttelse af de faste omkostninger sammenlignet med en lille

netvirksomhed. Modsat kan en antagelse om stigende skalaafkast kritiseres ved, at det potentielt

kan være til hinder for strukturel udvikling, da en model med stigende skalaafkast kan risikere at

beregne et større effektiviseringspotentiale, når små netvirksomheder fusionerer. Af El-

reguleringsudvalgets anbefaling fremgik, at den nye økonomiske regulering af netvirksomheder

bør sikre, at reguleringen ikke er til hinder for strukturel udvikling. I den tyske benchmarkingmodel

af netvirksomheder anvendes stigende skalaafkast.

7.5.1.3.

Konstant skalaafkast

Begrebsmæssigt vurderes konstant skalaafkast at være en rimelig antagelse. Her antages det, at

det ikke er nogen signifikant ulempe at være hverken en stor eller en lille virksomhed. Antagelsen

imødekommer desuden den potentielle problematik, der er ved antagelsen om stigende skalaaf-

kast vedrørende den strukturelle udvikling. Denne antagelse er bredt anvendt blandt udenlandske

elregulatorer. I både den svenske, norske og østrigske benchmarkingmodel af netvirksomheder

anvendes konstant skalaafkast.

7.5.1.4.

Variabelt skalaafkast

En antagelse om variabelt skalaafkast tager højde for ulemper ved både at være en lille og en stor

virksomhed og forudsætter, at netvirksomhederne har forskellige forudsætninger, og at en ændring

i input ikke nødvendigvis fører til samme procentvis ændring i output. En antagelse om variabelt

skalaafkast vurderes derfor at være relativt vidtgående og at være en begunstigende antagelse.

Desuden vil et variabelt skalaafkast udviske det samlede sammenligningsgrundlag, da det alene

antages, at netvirksomhederne kan måles op i mod en netvirksomhed af samme størrelse. Det

vurderes derfor, at variabelt skalaafkast kan risikere at overvurdere netvirksomhedernes effektivi-

tet. Modsat kan der også argumenteres for, at der kan anvendes et variabelt skalaafkast som et

forsigtighedshensyn i benchmarkingmodellen, såfremt der ikke er en klar statistisk og varierende

sammenhæng mellem input og output.

7.5.1.5.

Samlet vurdering af skalaafkast

På baggrund af ovenstående begrebsmæssige vurderinger anses konstant skalaafkast at være

den mest egnede og rimelige antagelse af lægge til grund, da konstant skalaafkast hverken vurde-

res at udgøre en barriere for konsolidering eller at være til hinder for strukturel udvikling i form af,

at den risikerer at beregne et større effektiviseringspotentiale, når små netvirksomheder fusionerer.

For yderligere at undersøge om konstant skalaafkast også giver statistisk signifikans, er der an-

vendt en såkaldt Banker test. I denne test forsøger man at lade data tale. En Banker test er base-

ret på en ide om, at en ændring i modelspecifikationen ikke burde lede til større ændringer i forde-

lingen af ineffektivitetsscorerne.

Resultaterne fra Banker testen, der tester for en række nulhypoteser med hensyn til valg af skala-

afkast i forhold til en given modelspecifikation, peger i nogle tilfælde på anvendelse af variabelt

skalaafkast. Resultaterne er heller ikke afvisende over for anvendelse af konstant eller stigende

skalaafkast. F.eks. afhænger anvendelse af skalaafkast af, hvilken modelspecifikation, som nulhy-

potesen testes op mod.

Side 108 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Da det ikke er fuldstændigt entydigt hvilket skalaafkast, der skal anvendes baseret på de statistiske

test kan den begrebsmæssige vurdering derfor vælges at tillægges større vægt. Det vurderes der-

for hensigtsmæssigt at skele til El-reguleringsudvalgets anbefalinger ved beslutning om skalaaf-

kast. Baseret på El-reguleringsudvalgets anbefaling om, at den nye økonomiske regulering af net-

virksomheder bør sikre, at reguleringen ikke udgør en barriere for konsolidering af netvirksomhe-

derne eller er til hinder for strukturel udvikling, vurderes en antagelse om konstant skalaafkast at

være den mest formålstjente antagelse til at understøtte dette.

Ekspertgruppen anbefaler:



At der baseret på det eksisterende datagrundlag anvendes en antagelse om konstant ska-

laafkast (CRS) i DEA-modellen, der bygger på en antagelse om, at der ikke er særlige for-

dele ved at være en stor eller lille netvirksomhed. Dette understøttes også af El-

reguleringsudvalgets anbefaling om, at den nye økonomiske regulering af netvirksomheder

bør sikre, at reguleringen ikke udgør en barriere for konsolidering af netvirksomhederne el-

ler er til hinder for strukturel udvikling.



Hvis data på lang sigt dvs. i 2018 ikke viser sig at understøtte anvendelse af konstant ska-

laafkast i DEA-modellen, men i stedet peger på at anvende variabelt skalaafkast (VRS),

bør Energitilsynet ved brug af antagelsen om konstant skalaafkast anlægge et større for-

sigtighedshensyn i udmøntningen af effektiviseringskrav.

7.5.2. Modelform

(alene relevant for en SFA-model)

Der kan f.eks. anvendes en lineær, loglineær eller normeret lineær model.

I modelleringen af SFA-modellen er der en sandsynlighed for, at modelspecifikationen ikke tager

højde for den eksisterende branchestruktur, som er karakteriseret vedrelativt få store netvirksom-

heder samt mange små netvirksomheder. Denne struktur kan i bestemte modelspecifikationer give

økonometriske problemer (heteroskedasticitet), hvor variationen i en netvirksomheds effektivise-

ringspotentialer er afhængig af størrelsen af den pågældende netvirksomhed.

For at modvirke dette kan der i stedet for en lineær modelspecifikation, anvendes en loglineær eller

normeret lineær modelspecifikation.

Den mest almindelige modelform er en loglineær model. Den er mere fleksibel sammenlignet med

en lineær model. Den tillader at forholdet mellem TOTEX og cost driverne ikke er lineært. I Sveri-

ge, hvor SFA anvendes som en form for back-office model, anvendes en loglineær model. En log-

lineær model kan beskrives ved følgende formel:

Side 109 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Ligning 3 |

Loglineær model

Hvor:



log

∗ log

er en konstant

er hældningskoefficient

er inefficiens

er støj

Ved at anvende en loglineær modelspecifikation kan det blandt andet testes hvorvidt data udviser

stigende, aftagende eller konstant skalaafkast. For hver af modellens output kan de identificerede

koefficienter fra regressionsanalysen summeres, og hvis de på statistik signifikantvis summerer til

en, er der konstant skalaafkast, da alle omkostningerne ændrer sig med en pct., når de valgte out-

puts ændres med en pct. I tilfældet hvor summen af outputenes koefficienterne på statistik signifi-

kantvis summerer til mindre end en er der stigende skalaafkast, imens der omvendt er aftagende

skalaafkast, hvis summen er større end en.

Et alternativ er at anvende en normeret lineær model, hvor der antages halvnormal fordeling af

SFA-modellens inefficiensled. I en normeret lineær model er en af de uafhængige variable anvendt

som nævner, f.eks. cost driveren norm-grid korrigeret for forskelle i omkostninger mellem city, by

og land mod cost driveren aftagenumre. En normeret lineær model kan f.eks. beskrives ved føl-

gende formel:

Ligning 4 |

Normeret lineær model

∗

Hvor:



er en konstant

er hældningskoefficient

er inefficiens

er støj

Baseret på en statistisk vurdering af modellerne vurderes log-lineær og normeret lineær model-

specifikation at imødekomme problematikken med heteroskedastisitet

, der er ved at anvende en

ren lineær modelspecifikation.

Af log-lineær og normeret lineær modelspecifikation, vurderes en normeret lineær model baseret

på nuværende datagrundlag at være mere rimelig, da den teoretisk giver naturlige produktionsiso-

kvanter. Den normeret lineære modelspecifikation opfylder desuden i højere grad ekspertgruppens

succeskriterie om, at benchmarkingmodellen ikke må være til hinder for strukturudviklingen.

I Tyskland anvendes en normeret lineær model ud fra den betragtning, at den både håndterer he-

teroskedastisitet og samtidigt har isokvanter, som i normal omkostningsteori. Herudover opnås en

Heteroskedasticitet vil sige, at der er systematik i variansen på fejlleddet.

Side 110 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

højere korrelation med en DEA med konstant skalaafkast, såfremt der anvendes en normeret li-

neær SFA-model, hvilket kan ses af Figur 11. Dette taler for anvendelse af en normeret lineær

SFA-model baseret på nuværende datagrundlag.

Figur 11 |

Korrelation mellem DEA CRS og SFA loglineær og SFA normeret lineær

Basismodel A - SFA

1.10

1.00

0.90

0.80

0.70

0.60

0.50

0.40

A dea crs

A max li

A max loli

Kilde: Sekretariatets konsulent Peter Bogetofts datakørsler.

Note: dea crs = DEA med konstant skalaafkast, max li = SFA normeret lineær, max loli = SFA loglineær.

Som udgangspunkt vurderes en loglineær model imidlertid at være mere simpel at forstå sammen-

lignet med en normeret lineær model, hvorfor den også er den mest anvendte model. Det vurderes

derfor hensigtsmæssigt på længere sigt at undersøge, om data kan understøtte anvendelse af en

loglineær SFA-model, frem for en normeret lineær SFA-model.

Ekspertgruppen er opmærksom på, at det ikke er trivielt at udlede hvilke substitutionsforhold der er

mellem de i modellen anbefalede cost drivere baseret på 2014-data. Således er det ikke entydigt

hvordan outputmålenes indbyrdes forhold skal opfanges i SFA-modellen. Derfor vurderer ekspert-

gruppen, at en normeret lineær SFA-model ikke nødvendigvis er mere korrekt i forhold til at beskri-

ve sammenspillet mellem modellens tre output, end en log-lineær SFA-model. Dermed kan det

ikke udelukkes, at en log-lineær SFA-model kan være bedre forklarende for dette sammenspil mel-

lem modellens ydelser, når benchmarkingen skal gentages på baggrund af data for 2017.

Fremadrettet er det op til Energitilsynet at fastsætte og afveje de kriterier, som lægges til grund for

anvendelse af henholdsvis normeret lineær eller log-lineær SFA-model. Herunder en afvejning af

korrelation mellem DEA- og SFA-modellen samt modellens evne til at forklare omkostningsvariati-

oner mellem netvirksomhederne.

Side 111 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Ekspertgruppen anbefaler:



At der baseret på det eksisterende datagrundlag baseret på 2014-data anvendes en nor-

meret lineær SFA-model.



Hvis data viser sig at understøtte en loglineær SFA-model på længere sigt dvs. i 2018,

frem for en normeret lineær SFA-model, bør Energitilsynet i stedet anvende en loglineær

SFA-model.

7.6.

Håndtering af outliers og peers

Der kan være flere grunde til at udelukke netvirksomheder fra modelestimeringen. Enkelte data fra

visse netvirksomheder kan vurderes ikke at være repræsentative, f.eks. at netvirksomheden har

særlige gunstige forhold, som andre netvirksomheder ikke har mulighed for at opnå. Herudover

kan netvirksomhedernes indberetninger indeholde fejl, der giver netvirksomheden en

for

høj effek-

tivitet. I begge tilfælde bør netvirksomhederne ikke medvirke til at sætte normen for andre netvirk-

somheder.

I første omgang vil det være hensigtsmæssig at sikre, at der ikke er sket fejl i netvirksomhedens

indberetning. Som det er tilfældet med den nuværende benchmarking af netvirksomhederne vil det

være hensigtsmæssigt med en ekstra validering af den pågældende netvirksomhed, hvis netvirk-

somhedens data adskiller sig væsentlig fra de øvrige netvirksomheders indberettede data. Såfremt

valideringen ikke resulterer i ændringer i de indberettede data, vil det være hensigtsmæssigt med

en vurdering af, hvorvidt netvirksomheden skal udelukkes fra at danne front.

En vurdering af hvorvidt den enkelte netvirksomhed anses for at være en outlier kan ske statistisk.

Håndtering af outliere afhænger af, hvilken model der anvendes, og således om der anvendes en

DEA eller SFA -model. Metoderne til håndtering af outliere gennemgås i de to efterfølgende afsnit.

Ved håndtering af outliere i både en DEA eller SFA -model fjernes en række usikkerheder, og

sandsynligheden for at sætte for høje krav reduceret betragteligt.

7.6.1. Outliere i SFA

I en SFA-model

–

en parametrisk model - håndteres outliere ved at fjerne økonometriske outliers,

som bestemmes ved Cook’s distance. Cook’s distance er

et mål for hvor meget en enkelt observa-

tion har af indflydelse (leverage) på estimaterne, således at enkeltobservationer med stor påvirk-

ning af den estimerede funktionssammenhæng kan fjernes. Dette er især vigtigt i de parametriske

SFA-modeller, fordi sådanne outliers kan forvride de estimerede funktionelle former og dermed

forvride den effektive rand.

Beregning af Cook’s distance følger

en anerkendt differenceformel. Der kan udtrækkes en række

parameterværdier fra OLS-regressionen,

som kan anvendes til at beregne Cook’s distance for hver

netvirksomhed. Der anvendes typisk to metoder til at fastsætte det tilladte niveau for Cook’s di-

stance eller

cut-off points:

Side 112 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Ligning 5 |

Håndtering af outliere i SFA ved brug af

Cook’s distance

Metode 1:

−

= ,

− −

Metode 2:

= ,

Metode 2 er den mest tolerante over for outliere, da den har den højeste cut-offværdi, og således

det niveau der accepterer flest ekstremobservationer. Metode 1 vil være mindre tolerant og der-

med identificerer flere outliers, da afstanden skal være relativt lille for ikke at blive identificeret som

outlier.

I henhold til opgørelses metode 1 og 2 registreres i alt to outliere baseret på det eksisterende da-

tagrundlag. Begge outliere er to mindre netvirksomheder. Valget af metode har således på bag-

grund af de eksisterende data ingen betydning, men det kan ikke udelukkes, at det kan have be-

tydning på sigt.

7.6.2. Outliere og supereffektivitetskriterier i DEA

I en DEA-model håndteres outliere ved at fastsætte supereffektivitetskriterier og således fjerne de

observationer, som har en ekstrem betydning for vurderingen af de resterende netvirksomheder.

Denne tilgang er baseret på, at meget supereffektive selskaber ikke kan danne front. Hvis et front-

selskabs effektivitetsscore er ekstrem i forhold til de øvrige netvirksomheder, genberegnes fronten

uden den supereffektive netvirksomhed. Dette skal sikre, at netvirksomhedernes krav er rimelige,

og dermed ikke skal leve op til effektiviseringer, der er urealistiske at opnå.

I praksis håndteres dette ved først at beregne den effektive rand i DEA-modellen, hvor samtlige

netvirksomheder indgår i sammenligningen. Den effektive rand afhænger således af, om der anta-

ges konstant (CRS), stigende (IRS) eller variabelt skalafkast (VRS). Efter den effektive rand er

identificeret, analyseres der for supereffektive observationer. Dette sker enkeltvist ved at fjerne en

netvirksomhed og så genberegne fronten, og dernæst at sammenligne afstanden fra den nye front

og hen til den fjernede observation.

Hvis en netvirksomhed er mere produktiv end den næstmest produktive givet nogenlunde samme

output, vil den beregnede effektivitet for netvirksomheden overstige 1 (eller 100 procent). Et kriterie

der kan anvendes til at udelukke supereffektive netvirksomheder, er som følger:

Side 113 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Ligning 6 |

Kriterium for håndtering af supereffektive netvirksomheder i DEA

Hvor:



I dette hvor netvirksomheden har en effektivitetsscore, der overstiger summen af tredje kvartil samt

forskellen mellem tredje og første kvartil vægtet med (1,5), vil netvirksomheden blive anset som en

outlier. I dette tilfælde er vurderingen at netvirksomhedens score ligger for langt fra resten af ob-

servationerne, og derfor anses som værende en ekstrem observation. Tilsvarende udelukkelseskri-

terium og interkvartil-beregning for supereffektive ekstremobservationer anvendes i den svenske

og tyske benchmarking af netvirksomheder. Ved at ændre på vægten kan styrken i kriteriet varie-

res.

I Figur 12 er det illustreret, hvordan man beregner supereffektivitet. Den røde prik er supereffektiv,

da den ligger udenfor den effektive rand bestemt af de øvrige.

Figur 12 |

Illustration af supereffektivitet i DEA (VRS)

+ , ×(

−

)

er tredje kvartil for effektivitetsscorerne for alle netvirksomheder.

er første kvartil for effektivitetsscorerne for alle netvirksomheder.

Output

Totalomkostninger

Kilde: Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppen.

Totalomkostninger

I henhold til analyserne af supereffektive observationer på baggrund af det nuværende datagrund-

lag (2014-data), er der alene én netvirksomhed, der fremstår som supereffektiv i en DEA-model

med enten konstant skalaafkast eller stigende skalaafkast. I en DEA-model med variabelt skalaaf-

kast er der yderligere én netvirksomhed, der fremstår som supereffektive.

7.6.3. Effektiviseringspotentialet for outliers

I potentialeberegningerne vil de identificerede outliers i DEA- og SFA-modellen ikke umiddelbart få

beregnet et effektiviseringspotentiale, da outlier-observationerne udelades i videre beregninger.

Derfor skal effektiviseringspotentialerne for disse outliers fastsættes på anden vis. Denne fastsæt-

Side 114 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

telsesmetode afhænger af om det er i DEA- eller SFA-modellen, at en netvirksomhed identificeres

som en outlier.

I DEA-modellen er det alene de netvirksomheder, som befinder sig på den effektive rand, som skal

vurderes, om de bør være repræsentative for hele branchen og dermed være peers, når der skal

udmåles effektiviseringspotentiale for andre netvirksomheder. De netvirksomheder der er superef-

fektive, vil blive fjernet fra randen, hvilket sikrer at hele branchen ikke risikerer at blive målt op imod

en netvirksomhed, som vil give urimelige effektiviseringspotentialer. Disse supereffektive netvirk-

somheder er stadig økonomisk effektive i DEA-modellen, hvorfor deres effektivitet fortsat skal fast-

sættes til én, og dermed et udmøntet krav fra den individuelle økonomiske effektivitet på nul pct.

I SFA-modellen er det ikke entydigt, om de identificerede outliers er netvirksomheder, som er fuldt

ud effektive eller netvirksomheder, der får meget lav effektivitetsscore. Derfor kan der ikke anven-

des tilsvarende procedure som i DEA, hvor outliers per definition er en netvirksomhed med fuld

effektivitet. I stedet kan efficiensscoren for de identificerede outliers beregnes ved at anvende

SFA-modellens estimerede parametre, hvor outlierne ikke har påvirket beregningen af den effekti-

ve rand. Dermed estimeres effektiviseringspotentialet ud fra den samme forudsætning som alle

øvrige netvirksomheder, dog med den forudsætning, at de netvirksomheder der er outliers ikke får

lov til at påvirke beregningerne.

Alternativt kan der i SFA-modellen blive genberegnet et potentiale for hver identificerede outlier,

hvor outlieren får lov til at påvirke parameterværdierne i SFA-modellen. I denne proces er det ale-

ne den pågældende outliers effektivitet der bliver fastsat, og hverken de netvirksomheder der ikke

er identificeret som outlier eller de restende outliers vil blive påvirket, når den pågældende netvirk-

somheds potentiale beregnes. Processen gentages således for hver de øvrige outliers. En ulempe

ved denne proces er, at outlierne ikke får fastsat et effektiviseringspotentiale på baggrund af den

samme SFA-model og dets parameterværdier som de andre netvirksomheder. Det er alene de

netvirksomheder, der ikke er identificeret som outliers, som får fastsat et effektiviseringspotentiale

på baggrund af den samme model. Desuden kan det være administrativt svært at foretage genbe-

regninger for samtlige af de identificerede outliers, ligesom modellerne kan risikere ikke at konver-

gere ved denne proces.

Det er ekspertgruppens anbefaling, at outliers i DEA får fastsat en effektiviseringsscore på én, hvil-

ket betyder de ikke får et individuelt effektiviseringskrav. Videre er det ekspertgruppens anbefaling,

at outliers i SFA-modellen, får fastsat effektiviseringsscoren ved at fastfryse SFA-parametrene og

beregne effektiviseringsscoren for hver outlier.

7.6.4. Analyse af peers

(alene relevant for en DEA-model)

Udover at korrigere for outliere i DEA er det også analyseret, hvilke netvirksomheder som udgør

den effektive rand, for at sikre, at randen udgør et robust sammenligningsgrundlag for alle netvirk-

somheder i modellen. Dette betyder, at der kontrolleres for om bestemte typer netvirksomheder

dominerer den effektive rand, da målsætningen er, at randen ikke skal være repræsenteret ved

bestemte typer af netvirksomheder.

Eksempelvis er der gennemført en analyse af, om den effektive rand primært består af små eller

store netvirksomheder. I den anbefalede model baseret på det eksisterende datagrundlag, hvor

Side 115 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

GIS-data anvendes som tæthedskorrektion, dominerer de små netvirksomheder den effektive

rand. Det er derfor testet for om det tilsvarende er gældende for de alternative modeller, hvor der

anvendes traditionelle tæthedskorrektioner efter aftagenumre. Undersøgelserne viser, at såfremt

de to traditionelle tæthedskorrektioner anvendes, er den effektive rand repræsenteret af både små

og store netvirksomheder. Ekspertgruppen har analyseret på netvirksomhedernes GIS-fordelingen

samt sammenholdt GIS-fordelingen med netvirksomhedernes størrelse og samlet set kan det tyde

på, at det nuværende GIS-mål underkompenserer for land og overkompenserer for by. Denne pro-

blematik vurderes håndteret ved, at GIS-kortet med zoneinddeling opdateres, så GIS-kortet afspej-

ler de korrekte zoner. Såfremt det ikke er muligt at få GIS-data af tilstrækkelig kvalitet på længere

sigt, vurderes det derfor relevant at oveveje at anvende en af de to traditionelle tæthedskorrektio-

ner i benchmarkingmodellen fremfor en GIS-baseret tæthedskorrektion, jf. anbefaling under afsnit

6.1.2 om anvendelse af norm-grid.

Herudover er der undersøgt for forhold såsom vest/øst-placering (de to prisområders betydning),

top-10-netvirksomheder, krav som følge af manglende leveringskvalitet samt drift af 50 kV-

komponenter. Ingen af disse forhold ser ud til at have indflydelse på den effektive rand, hverken

ved anvendelse af en GIS-baseret tæthedskorrektion eller de to traditionelle tæthedskorrektioner

efter aftagenumre.

Det vurderes også fremadrettet hensigtsmæssigt at kontrollere for, om ovenstående forhold er med

til at påvirke den effektive rand både på kort og lang sigt.

7.6.5. Håndtering af transformerforeninger og netvirksomheder med alene 50 kV

I de modelkørsler som professor Peter Bogetoft har lavet i forbindelse med udarbejdelse af den

nye benchmarkingmodel, har der været fokus på de netvirksomheder som i Energitilsynets gamle

benchmarkingmodel

–

netvolumenmodellen

–

blev håndteret som distributionsvirksomheder.

Når effektiviseringspotentialerne for de resterende netvirksomheder skal fastsættes, fastholdes

modellens effektive rand, hvorefter de resterende netvirksomheders effektiviseringspotentiale

estimeres ved at måle dem op imod den effektive rand, som er beregnet på baggrund af distributi-

onsvirksomhederne. På den måde sikres, at estimeringen af netvirksomhedernes effektiviserings-

potentialer ikke skævvrides af netvirksomheder, hvis distributionsnet ikke kan sammenlignes med

øvrige netvirksomheder.

I den nye benchmarkingmodel vil de netvirksomheder, som i netvolumenmodellen blev kategorise-

ret som distributionsvirksomheder, udgøre størstedelen af samtlige netvirksomheder.

De øvrige

netvirksomheder (transformerforeningerne og transmissionsvirksomheder) vil bestå af meget få

netvirksomheder. Dette kan give statistiske problemer, når de to potentialeberegninger og randen

med effektive netvirksomheder, baseres på en lille population. Derfor kan der ikke foretages en

genberegning af modellen alene baseret på en population bestående af transformerforeninger eller

transmissionsvirksomheder.

Distributionsvirksomhed er defineret som en netvirksomhed der har drift på 50 og 10 kV-niveau

eller

som

har et samlet elnet der overstiger en fastsat grænse. Denne grænse er defineret ud fra netvolumenmodellen,

hvor netvirksomheder med en netvolumen på mere end 5.000.000 anses som distributionsvirksomhed.

Side 116 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

7.6.6. Anbefaling

Ekspertgruppen anbefaler:



At netvirksomheder der påvirker den funktionelle form ved anvendelse af en SFA-model

fjernes ved hjælp af Cook’s distance. Dvs. at netvirksomheder, som i beregningerne skiller

sig ekstremt ud fra de øvrige netvirksomheder, og som har en særlig stor indflydelse på de

endelige effektiviseringspotentialer, fjernes.



At netvirksomheder som har en ekstrem betydning for vurderingen af de resterende net-

virksomheders effektiviseringspotentialer ved anvendelse af en DEA-model fjernes. Dette

fastsættes på baggrund af en interkvartil-beregning for supereffektive netvirksomheder.



At det undersøges, hvilke netvirksomheder der udgør den effektive rand. Forhold der kon-

trolles for er små og store netvirksomheder, vest/øst-placering (de to prisområders betyd-

ning), top-10-netvirksomheder, krav som følge af manglende leveringskvalitet og drift af 50

kV-komponenter mv.



At der foretages en randundersøgelse for at sikre, at netvirksomhederne ikke måles op

imod en ikke-sammenligneligt

netvirksomhed. Der anbefales ikke en decideret håndfast

metode, men det overlades til Energitilsynet at vurdere, hvordan outliers konkret skal iden-

tificeres og håndteres.

7.7.

Rammevilkår

Som det fremgår af afsnit 6.3 har fremgangsmåden for håndtering af rammevilkår ikke været ens

for alle rammevilkår. Håndteringen af rammevilkår er således sket på to forskellige måder:



Rammevilkår analyseret i forbindelse med cost driver-analyser:

Bymæssighed



Rammevilkår analyseret ved efteranalyse:

Geografi

–

areal

Distributionsnettets alder

Decentral produktion

Forskellen mellem de to analysemetoder kommer til udtryk i de følgende præsentationer af de sta-

tistiske og begrebsmæssige vurderinger, hvor vurderingerne af de individuelle rammevilkår er ba-

seret på forskellige statistiske tests. Eksempelvis er analysen for bymæssighed baseret på OLS-

regression, mens efteranalyserne er baseret på regressioner der håndterer, at effektiviseringssco-

rerne ikke kan fastsættes til negative værdier, såkaldte Tobit-regressioner.

I det følgende afsnit gives en statistisk samt begrebsmæssig vurdering af rammevilkårene areal,

distributionsnettets alder og decentral produktion. Den statistiske vurdering er baseret på efterana-

lyser, hvor det undersøges, i hvilket omfang et givet rammevilkår kan forklare variationerne i net-

virksomhedernes effektivitetsscorer.

Regionale lønforskelle

Side 117 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

7.7.1. Statistisk og begrebsmæssig vurdering baseret på efteranalyser

Efteranalyserne er udarbejdet på baggrund af den nye benchmarkingmodel, som Benchmarking-

ekspertgruppen anbefaler, skal anvendes til beregning af netvirksomhedernes effektiviseringspo-

tentialer, jf. afsnit 6.3. Modellens specifikationer ses i Tabel 37 nedenfor.

Tabel 37 |

Den nye benchmarkingmodel

Input



TOTEX: Driftsomkostninger + bogført af-

skrivninger + WACC x bogført aktivbase

(korrigeret for regionale lønforskelle)

Output



Norm-grid korrigeret for bymæs-

sighed (aftagenumre/norm-grid)



Nettospidsbelastning



Antal aftagenumre

Skalaafkast

CRS

Benchmarkingekspertgruppen anbefaler, at der anvendes en bedst-af-to tilgang til fastsættelse af

netvirksomhedernes effektiviseringspotentialer. Efteranalysen er således baseret på netvirksom-

hedernes effektivitetsscorer fra hhv. DEA- og SFA-modellerne.

Efteranalyserne for rammevilkår er alle baseret på Tobit-regressioner, hvor det undersøges, i hvil-

ket omfang de mulige rammevilkår kan beskrive variationerne i effektivitetsscorerne mellem net-

virksomhederne. Resultaterne af Tobit-regressionerne kan fortolkes som i tilfældet med OLS-

regressioner.

7.7.1.1.

Geografi (areal)

Hypotesen vedrørende areal er, at der kan være forskel på, hvor omkostningsfyldt det er at drive

og vedligeholde et stort net, i den forstand at det strækker sig over et stort areal, eller et stort net i

den forstand, at det skal levere energi til mange kunder inden for et mindre areal, jf. punkt 4.5.3.

For at undersøge om den ovenfor beskrevne sammenhæng er til stede i modellen, er der udarbej-

det en analyse baseret på netvirksomhedernes effektivitetsscorer samt areal angivet i km

. Resul-

tatet af Tobit-regressionen for areal ses i Tabel 38.

Tabel 38 |

Tobit-regression for areal

Max basis-model

DEA/SFA

Variabel

Konstantled

Areal

Koefficient

0,9367292

-0,00004

Signifikant

(5 pct. signifikansniveau)

Nej

Kilde: Sekretariatets konsulent Peter Bogetoft samt Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppen.

Det fremgår af tabellen, at rammevilkåret areal ikke er signifikant ved et signifikansniveau på 5 pct.

Det vurderes således på baggrund af det foreliggende datagrundlag, at netvirksomhedernes areal

på nuværende tidspunkt ikke kan betragtes som et rammevilkår.

Side 118 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

7.7.1.2.

Distributionsnettets alder

Hypotesen vedrørende distributionsnettenes alder er, at netvirksomheder med et relativt gammelt

net har tendens til at falde bedre ud i benchmarkingen end netvirksomheder med et relativt nyt net,

da netvirksomheder med et relativt gammelt net, kan tænkes at have lavere bogførte afskrivninger

end netvirksomheder med et relativt nyt net, jf. punkt 4.5.4.

For at undersøge om denne sammenhæng er til stede i den nye benchmarkingmodel, er der kørt

en Tobit-regression på sammenhængen mellem netvirksomhedernes effektivitetsscorer og alder,

jf. Tabel 39. Det fremgår af tabellen, at rammevilkåret alder ikke er signifikant ved et 5 pct. signifi-

kansniveau.

Tabel 39 |

Tobit-regression for alder

Max basis-model

DEA/SFA

Variabel

Konstantled

Alder

Koefficient

0,916521

-0,0003227

Signifikant

(5 pct. signifikansniveau)

Nej

Kilde: Sekretariatets konsulent Peter Bogetoft samt Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppen.

Ekspertgruppen vurderer således på baggrund af det foreliggende datagrundlag, at netvirksomhe-

dernes alder på nuværende tidspunkt ikke kan betragtes som et rammevilkår i den nye benchmar-

kingmodel.

7.7.1.3.

Decentral produktion

Hypotesen vedrørende decentral produktion er testet via en Tobit-regression, for at undersøge om

der i modellen kan være tendens til, at netvirksomheder med en stor mængde decentral produktion

tilsluttet distributionsnettet vurderes relativt mindre effektive end netvirksomheder, som ikke har

tilsluttet decentral produktion eller alene har tilsluttet en lille mængde.

Resultaterne af analysen fremgår af Tabel 40. Analysen er opdelt i tre dele, en for decentral pro-

duktion leveret fra hhv. solceller samt vindmøller og en for decentral produktion i alt.

Tabel 40 |

Tobit-regression for decentral produktion

Max basismodel

DEA/SFA

Variabel

Konstantled

Sol

Konstantled

Vind

Konstantled

Decentral produktion i alt

Koefficient

0,9165423

0,000013

0,9223036

-0,000000202

0,9148828

-0,00000201

Signifikant

(5 pct. signifikansniveau)

Nej

Kilde: Sekretariatets konsulent Peter Bogetoft samt Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppen.

Side 119 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Det fremgår af tabellen, at de tre forhold ikke er signifikante på et signifikansniveau på 5 pct. Det

vurderes således på baggrund af det foreliggende datagrundlag, at decentral produktion på nuvæ-

rende tidspunkt kan betragtes som et rammevilkår i den nye model.

7.7.1.4.

Rammevilkår i andre lande

I Tabel 41 ses en oversigt over de rammevilkår der korrigeres for i hhv. Sverige, Norge, Tyskland

og Finland. Det fremgår af tabellen at hverken Sverige eller Tyskland korrigerer for rammevilkår.

Finland korrigerer for kundetæthed på baggrund af antagelsen om, at det er dyrere at drive distri-

butionsnet på landet end i byerne. I Norge korrigeres for en række topografiske forhold, som er

karakteristiske for Norge, der er et meget heterogent land med mange forskellige geografiske for-

hold, som gør det vanskeligt for netvirksomhederne at drive distributionsnettene uden for byerne.

Det skal imidlertid bemærkes, at skillelinjerne mellem cost driver og rammevilkår ikke er fastsat

ens i alle lande. Nogle lande anvender således cost driver, som i andre lande betragtes som ram-

mevilkår. Et eksempel er den tyske model, hvor

areal

indgår i modellen som et output, hvorimod

areal

betragtes som et rammevilkår i Benchmarkingekspertgruppens arbejde.

Tabel 41 |

Internationale erfaring

Land

Sverige

Norge

Rammevilkår

Ingen

Topografi:



Finland

Tyskland

Andel kabler

Andel af luftledninger i fyrskov

Afstand til vej

Geo 1: Hældning, installeret effekt fra småkraftværker samt andel af ledninger i

løvskov med høj eller særlig høj bonitet

Geo 2: Kvadreret referencevind / afstand til kyst, antal ø’er mere end 1 km fra land

eller forsyning af øer samt andel af søkabler

Kundetæthed

Ingen

Kilde: Metodik för bestämning av effektiviseringskrav i

intäktsramsregleringer för elnätsföretag

– empiri och metodik

(udkast til perioden 2016-2019),

Endring av modeller for fastsettelse av kostnadsnormer fra 2013 , præsentation ved

den finske regulator på i

DEA conference 2015 i Braunschweig, og Development

of benchmarking models for German

electricity and gas distribution .

Det er således svært at drage direkte paralleller mellem de modeller der anvendes til benchmar-

king af eldistributionsvirksomhederne i andre lande, dels fordi de geografiske forhold er meget va-

rierende mellem landene, og dels fordi den begrebsmæssige tankegang der ligger bag de anvend-

te modeller er forskellig. Ens for alle lande er dog, at der i alle tilfælde har været udarbejdet analy-

ser af mulige rammevilkår, for at undersøge om den valgte model tager højde for disse forhold.

Konklusionerne på analyserne afhænger imidlertid af modellen som helhed, herunder hvilket om-

kostningsmål og cost drivere der anvendes.

Side 120 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

7.7.2. Rammevilkår fremadrettet

Vurderingen af, hvilke rammevilkår det er hensigtsmæssige at korrigere for i den nye benchmar-

kingmodel på nuværende tidspunkt, er udført med udgangspunkt det eksisterende datagrundlag,

og således beregnet på baggrund af data fra regnskabsåret 2014.

Det er hensigten, at den nye benchmarkingmodel vil blive genberegnet i 2018 på baggrund af nye

data fra regnskabsåret 2017. I denne sammenhæng vil der ligeledes blive udarbejdet analyser af,

hvilke rammevilkår det er relevant at korrigere for i modellen. Disse analyser vil være tilsvarende

de analyser, som er beskrevet i nærværende notat, og være baseret på de rammevilkår, der frem-

går af tabel 1. Endvidere vil vurderingen følge de retningslinjer, som benchmarkingekspertgruppen

har udarbejdet i forbindelse med udarbejdelsen af de overordnede principper for den fremtidige

benchmarkingmodel, jf. punkt 4 om netvirksomhedernes ydelser og rammevilkår.

Det forventes imidlertid ikke, at en genberegning af modellen i 2018 vil ændre modellen radikalt, og

det forventes således ikke, at der kommer til at ske en væsentlig ændring i de rammevilkår, der

korrigeres for nu, i forhold til de rammevilkår det vil være hensigtsmæssigt at korrigere for fremad-

rettet. Der kan dog fremadrettet fremkomme nye rammevilkår, som det vil være hensigtsmæssige

at analysere i forbindelse med genberegning af modellen i 2018, eller der kan opstå nye måder til

opgørelse eller måling af eksisterende rammevilkår, som kan medvirke til, at rammevilkårene

fremadrettet vil ændres.

7.7.3. Benchmarkingekspertgruppens anbefalinger

Benchmarkingekspertgruppen anbefaler på baggrund af den udførte analyse for rammevilkårene

areal, distributionsnettets alder og decentralproduktion:

Ekspertgruppen anbefaler:



At der på nuværende tidspunkt ikke korrigeres for

rammevilkårene areal, distributionsnettet

alder samt decentral produktion



At der fremadrettet på baggrund af data fra regnskabsåret 2017 endnu engang foretages

en analyse af, hvilke rammevilkår det er hensigtsmæssige at korrigere for.

Side 121 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

8. Robusthed af ekspertgruppens anbefalede benchmarkingmodel

Ved beregningerne af netvirksomhedernes individuelle effektivitet er det relevant at afdække hvor-

vidt modellens resultater er robuste. Eksempelvis bør det afdækkes hvorvidt netvirksomhedernes

effektivitet er afhængige af gode resultater for enkelte år sammenlignet med resultaterne ved at

anvende et gennemsnit baseret på flere års data.

I modeludviklingsarbejdet har Peter Bogetoft foretaget analyser af modellens såvel som dataenes

robusthed. Disse analyser indebærer en omfattende gennemgang af, hvilke mål for de totale om-

kostninger, samt hvilke ydelser som skal anvendes til at estimere netvirksomhedernes effektivitet.

Desuden er der i modeludviklingen taget højde for den eksisterende branchestruktur, og derfor er

en række af modelspecifikationerne fortaget med henblik på at undgå, at bestemte typer af netvirk-

somheder tilgodeses i modelberegningerne. Derudover er der foretaget analyser, som omfatter

undersøgelse af frontvirksomhederne, sammenligning af historiske data, samt genkørsler af mo-

dellen hvor der anvendes historiske data.

Gennem hele udviklingsfasen har Peter Bogetoft undersøgt alternative opgørelsesmetoder og mo-

delspecifikationer. Ligeledes har der været stor fokus på efteranalyser af resultaterne for at sikre,

at benchmarkingmodellen er robust.

I de efterfølgende tabeller er angivet hvilke elementer som har været underlagt et robusthedstjek,

hvilke alternativer som har været analyseret eller testet og ekspertgruppens vurdering af hvordan

håndteringen har øget modellens robusthed. Tabellernes beskrivelser er i høj grad en opsumme-

ring af de beskrivelser og anbefalinger som er beskrevet tidligere i rapporten.

Tabel 42 gennemgår de punkter som har ekspertgruppen har drøftet vedrørende opgørelsesmeto-

de af de totale omkostninger (input) og hvilke ydelser (output).

Tabel 43 gennemgår modelspecifikation af DEA- og SFA-modellen. For DEA-modellen har der

været fokus på at vælge det korrekte skalaafkast, imens der i SFA-modellen har været fokus på

om der skal anvendes en normeret lineær eller log-lineær model.

Tabel 44 gennemgår de efteranalyser som foretages i forlængelse af resultaterne fra DEA og SFA.

Disse analyser fokuserer på randundersøgelser og robusthed i datagrundlaget.

Side 122 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Tabel 42 |

Gennemførte robusthedstjek af den nye benchmarkingmodel

–

definition af input

og output

Robusthedstjek

Alternative TOTEX-mål

Beskrivelse samt ekspertgruppens vurdering

Der er testet på et flertal af opgørelsesmetoder for de totale omkostninger.

Mulige opgørelsesmetoder inkluderer totalomkostninger med eller uden for-

rentningselement og forskellige metoder for standardisering af kapitalom-

kostninger.

Det er ekspertgruppens vurdering, at den i rapporten anbefalede model hvor

der anvendes bogførte værdier inklusive et forrentningselement, giver den

mest robuste model.

Omkostninger til nettab

Ekspertgruppen anbefaler, at det fysiske nettab ikke skal indgå i benchmar-

kingen baggrund af det eksisterende datagrundlag. Det fysiske nettab er

fjernet fra de totale omkostning ved at anvende nettabsomkostningerne eller

ved at anvende en standardiseret enhedsomkostning.

Der er testet på betydningen af at ændre på antagelsen om, hvor stor en

andel af de totale omkostninger som skal lønkorrigeres. Der er analyseret på

resultaterne af at antage, at en større eller mindre andel af de totale omkost-

ninger udgøres af lønomkostninger. Disse analyser har vist, at der ikke er en

markant effekt af at ændre på andelen af de totale omkostninger som udgø-

res af lønomkostninger.

Det er ekspertgruppens vurdering, at lønkorrektionen af de totale omkostnin-

ger er håndteret på rimelig vis i benchmarkingmodellen. Desuden at lønkor-

rektionen er robust overfor hvor stor en andel af de totale omkostninger, der

antages at være lønomkostninger.

Lønkorrektion

Valgte ydelser i model-

len

Der har i analysearbejdet og udviklingsfasen været testet på en mere 20

forskellige potentielle ydelser. De statistiske test er ligeledes blevet suppleret

med en begrebsmæssig vurdering af sammenhængen mellem de totale om-

kostninger og de udvalgte ydelser. I arbejdet med at beskrive omkostningsva-

riationerne, er benchmarkingmodellen blevet forsøgt specificeret med forskel-

lige antal og forskellige mix af ydelser (output-variable). Ændringer af enkelte

variable eller udvidelser af antallet af variable, giver resultater der model-

mæssigt ikke forbedrer den endelige benchmarkingmodel.

Det er ekspertgruppens vurdering, at der har været en omfattende analyse af

de potentielle ydelser, som anvendes i modellen. Den i rapporten anbefalede

model har en sammensætning af ydelser, som bedst beskriver effektiviteten i

branchen. Det er således vurderingen, at modellens udvalgte output resulte-

rer i robuste resultater.

Vægtene i norm-grid

Der er i konstruktionen af norm-gridmålet anvendt forskellige vægte til at

sammentælle de udvalgte netkomponenter. Der er testet både på de oprinde-

lige vægte fra netvolumenmodellen (ækvivalenterne) og på nyere beregnede

vægte. De nyere vægte er COWI’s beregninger til driftsomkostninger anvendt

til nødvendige nyinvesteringer og annuiteter baseret på pristalsfremskrevne

genanskaffelsesværdier. Både de oprindelige vægte fra netvolumenmodellen

og de nyere vægte har vist sig at give signifikante resultater.

Det er ekspertgruppens vurdering, at valget af vægte i norm-gridet og anven-

delsen af norm-gridet som helhed, giver benchmarkingmodellen et robust

sammenligningsgrundlag af komponenter som i høj grad driver netvirksom-

hedernes omkostninger.

Side 123 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Robusthedstjek

Bymæssighed

Beskrivelse samt ekspertgruppens vurdering

Der er testet på forskellige opgørelsesmetoder for bymæssighed. Den nuvæ-

rende tæthedskorrektion opgøres som en ratio mellem aftagenumre og norm-

gridmålet. Bymæssigheden har også været forsøgt beskrevet ved en tæt-

hedskorrektion baseret på GIS-data. Begge opgørelser af bymæssighed

giver begrebsmæssig mening og giver statistisk signifikante resultater.

Det er ekspertgruppens vurdering, at korrektionen af bymæssighed giver

robuste resultater. Endvidere er der umiddelbar evidens for, at GIS-data på

længere sigt kan blive indarbejdet i benchmarkingmodellen.

Kilde: Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppen.

Det er samlet set ekspertgruppens vurdering, at der i opgørelsen af de totale omkostninger og

ydelserne er foretaget en omfattende og dybdegående analyse. Fordele og ulemper ved alternati-

verne er blandt drøftet, og alt i alt er det ekspertgruppen vurdering, at ovenstående punkter og en-

delige valg fører til en robust model. Det er ekspertgruppens vurdering, at modellen bygger på fag-

ligt og praktisk anerkendte metoder. Herudover har modellens resultater og beregnede effektivise-

ringspotentialer gennemgået et særligt omfattende og dybdegående validerings- og robustheds-

analyse.

Side 124 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Tabel 43 |

Gennemførte robusthedstjek af den nye benchmarkingmodel

–

modelspecifikati-

Robusthedstjek

Skalaafkast i DEA

Beskrivelse samt ekspertgruppens vurdering

Der er i DEA-modellen foretaget statistiske test af hvilket skalaafkast

som kan antages i modellen. Resultaterne af disse tests indikerer, at

der er stærke beviser for at anvende et konstant skalaafkast. Dermed

understøttes valget af skalaafkastet både af det begrebsmæssige,

hvor modellen ikke skal være til hinder for strukturudviklingen, men

også statistik hvor konstant skalaafkast ikke kan afvises ved signifi-

kanstest.

Det er ekspertgruppens vurdering, at valget af konstant skalaafkast

både begrebsmæssigt giver mening og statistik er signifikant. Der-

med er det vurderingen, at specifikationen giver en robust benchmar-

kingmodel af netvirksomhedernes økonomiske effektivitet.

Modelspecifikation i SFA

Der er i SFA-modellen blevet specificeret en model som tager højde

for den eksisterende branchestruktur, som er karakteriseret ved rela-

tivt få store netvirksomheder samt mange små netvirksomheder.

Denne struktur kan i bestemte modelspecifikationer give økonometri-

ske problemer (heteroskedasticitet), hvor variationen i en netvirk-

somheds effektiviseringspotentialer er afhængig af størrelsen af den

pågældende netvirksomhed. Derfor er der specificeret en log-lineær

og en normeret lineær model. Begge disse specifikationer modvirker

et eventuelt problem med heteroskedastisitet. Løsningen af proble-

met med heteroskedastisitet giver signifikante resultater og begge

metoder giver begrebsmæssige mening. Det er dog den normeret

lineære specifikation, som giver bedst opfylder kravet om, at model-

len ikke må være til hinder for strukturudviklingen.

Det er ekspertgruppens vurdering, at modelspecifikationen med nor-

meret lineær specifikation i SFA-modellen håndterer branchestruktu-

ren for danske netvirksomheder. Alternativet med log-lineær specifi-

kation giver ligeledes resultater, som indikerer, at den generelle

benchmarkingmodel med de totale omkostninger og leverede ydel-

ser, er robust i forhold til håndtering af strukturen i branchen.

Korrelation mellem modellerne

Der anvendes en DEA- og SFA-model til at beregne netvirksomhe-

dernes økonomiske effektivitet. Ved at anvende to forskellige bereg-

ningsmetoder, er det muligt at anvende den statistiske korrelation

som et konvergenskrav for at sikre sammenhænge mellem omkost-

ninger og ydelser er robuste.

Det er ekspertgruppens vurdering, at de nuværende modeller giver

den ønskede korrelation mellem de to forskellige beregningsmetoder,

og at der dermed er en statistisk evidens for, at modellen som helhed

er robust.

Kilde: Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppen.

Det er ekspertgruppens vurdering, at der i modelspecifikationen er taget højde for både branche-

strukturen, den ønskede strukturudvikling, den statistiske signifikans samt den begrebsmæssige

mening.

Side 125 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Tabel 44 |

Gennemførte robusthedstjek af den nye benchmarkingmodel

–

efteranalyser

Robusthedstjek

Historisk udvikling

Beskrivelse samt ekspertgruppens vurdering

Der er analyseret på den historiske udvikling i netvirksomhedernes afskriv-

ninger og driftsomkostninger, som har indgået i benchmarkingen af den

økonomiske effektivitet (netvolumenmodellen). Dette for at undersøge hvor-

vidt resultaterne af effektiviseringspotentialeberegningerne er påvirket af,

om der anvendes et-årsdata eller om der anvendes et gennemsnit over en

periode. Resultaterne viser, at scorerne og netvirksomhedernes individuelle

placeringer ikke ændrer sig markant, når resultaterne på data fra 2011-2013

sammenlignes med resultaterne baseret på 2014-data.

Det er ekspertgruppens vurdering, at bevægelserne i de totale omkostnin-

ger ikke umiddelbart bevæger sig på en sådan måde, at netvirksomheder-

nes effektivitet og den estimerede front vil rykke sig afhængig af tilfældighe-

der.

Størrelse

Der er analyseret om netvirksomheder, der danner front, generelt kan ka-

rakteriseres ved at have mange 50 kV-komponenter. Desuden er der analy-

seret om netvirksomhedernes størrelse, målt ved leveret mængde, er for-

klarende for hvilken økonomisk effektivitet benchmarkingmodellen bereg-

ner.

Det er ekspertgruppens vurdering, at den i rapporten anbefalede model,

ikke domineres af netvirksomheder af en bestemt størrelse. Generelt er der

en bred repræsentation af netvirksomheder på den effektive front.

Leveringskvalitet

Der er analyseret på leveringskvaliteten blandt netvirksomhederne. Denne

analyse viser, at netvirksomhederne generelt ikke fremstår som økonomisk

effektive, når de samtidig har fået et økonomisk krav som følge af manglen-

de leveringskvalitet. Dermed er der ikke umiddelbar evidens for at netvirk-

somhederne reducerer deres omkostninger for at undgå krav fra benchmar-

kingen af den økonomiske effektivitet, for i stedet at få et krav vedrørende

manglende leveringskvaliteten.

Det er ekspertgruppens vurdering, at der fremadrettet bør indgå et kriterie

for leveringskvaliteten, og at netvirksomheder der får et krav som følge af

manglende leveringskvalitet ikke også kan danne front i benchmarkingen af

den økonomiske effektivitet.

Fordyrende rammevilkår

Der er foretaget en omfattende efteranalyse af mulige fordyrende rammevil-

kår, hvor mere end 100 variable er blevet testet ved blandt andet Tobit re-

gression, Kruskal-Wallis test og Kolmogorov-Smirnov test. Denne omfat-

tende analyse er foretaget for at afklare om der er forhold udenfor modellen,

som muligvis kan have en forklarende effekt på potentialerne.

Det er ekspertgruppens vurdering, at der er gennemført et omfattende ana-

lysearbejde af mulige fordyrende rammevilkår. Det giver en stor robusthed

til benchmarkingmodellen, at der er testet på et stort antal variable og ved

anvendelse af flere forskellige testanalyser.

I analyserne af DEA-modellerne er der foretaget en peeling af fronten. Dette

er en metode hvor den identificerede front (randen af netvirksomheder)

fjernes, og hvorefter effektivitetspotentialerne genberegnes på en ny redu-

ceret population. De nye genberegnede effektiviseringspotentialer (efter

peeling) bliver derefter sammenlignet med de oprindelige effektiviseringspo-

tentialer (inden peelingen). Netvirksomhedernes individuelle effektivise-

ringspotentialer viser, at peelingen ikke giver større variationer mellem de to

Front peeling

Side 126 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Robusthedstjek

Front peeling

Beskrivelse samt ekspertgruppens vurdering

beregninger (inden og efter peeling), hvilket giver en indikation om en ro-

bust model.

Det er ekspertgruppens vurdering, at peelingen giver en stærk indikation

om, at DEA-modellens effektiviseringsscorer er robuste.

Opdatering af data

Ekspertgruppens arbejde og anbefalinger er baseret på det eksisterende

datagrundlag for 2014. Den anbefalede benchmarkingmodel er således

alene en indikator for de forhold, som kan forventes at være gældende på

længere sigt. Energitilsynet skal i gang med at indsamle et opdateret data-

sæt med afsæt i netvirksomhedernes drift for 2017. Forventningen er, at et

opdateret datasæt vil bidrage til et mere robust og solidt datagrundlag, der

vil være med på at sikre en mere robust model på længere sigt.

Kilde: Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppen.

Efteranalyserne indikerer, at den endelige benchmarkingmodel resulterer i robuste resultater og

estimater af netvirksomhedernes effektiviseringspotentialer.

Samlet set er det ekspertgruppens vurdering, at anbefalingerne til en ny benchmarkingmodel af

netvirksomhedernes økonomiske effektivitet giver robuste resultater. Der er foretaget en lang ræk-

ke afvejninger undervejs i udviklingsfasen, hvor Peter Bogetoft har gennemanalyseret de mulige

alternativer, der har været efterspurgt af både ekspertgruppen, sekretariatet og branchen. Det er

ekspertgruppens vurdering, at modellen bygger på fagligt og praktisk anerkendte metoder. Herud-

over har modellens resultater og beregnede effektiviseringspotentialer gennemgået et særligt om-

fattende og dybdegående validerings- og robusthedsanalyse.

Side 127 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

9. Nationale og internationale erfaringer

Tabel 45 viser grundstenene i den økonomiske regulering i lignende forsyningssektorer i Denmark

Tabel 45 |

Økonomisk regulering og benchmarking i lignende forsyningssektorer i Denmark

Vand

Område

Drikkevands- og spildevandssel-

skaberne

Selskaber med en vandmængde

over 200.000 m

Regulator

Ikrafttrædelse

Forsyningssekretariatet

Energitilsynet

2014

Energitilsynet

Fjernvarme

Varmeforsyning

Naturgas

Naturgasdistribution

Eldistribution

Copenhagen Economics og Peter Foreløbig forslag fra en

Bogetoft forslag til ny regulering af tværministeriel arbejds-

marts 2016 gruppe til ny regulering

af oktober 2015

Forventet ikrafttrædelse 2017

211

TOTEX

ca. 430 af i alt ca. 600

selskaber

IR + forrentningsloft

Antal virksomheder

Overordnet regule-

ringsmodel

Hovedprincipper for

fastsættelsen af

tilladte indtægter

Benchmarkingmodel

Netvolumenmodel

IR + forrentningsloft

Netvolumenmodel

SFA og DEA

Bedst-af-to tilgang

Det mest omkostningsef-

Bedst-af-to tilgang fektive selskab findes, og

hvorudfra effektiviserings-

potentialet for de to andre

mindre effektive selskaber

bliver vurderet.

DEA og SFA

Skalaafkast

Datagrundlag

TOTEX

Fysiske anlægsaktiver opgjort

efter pris- og levetidskataloget

(POLKA)

Driftsomkostninger målt

ift. størrelsen på den

fysiske opbygning af

selskabernes netværk

TOTEX

Forkortelser: IR = Indtægtsrammeregulering, PL = prisloft, TOTEX = Total Expenditures (summen af OPEX, afskrivnin-

ger og afkast).

Kilde: Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppen.

Af nedenstående tabel fremgår en oversigt over anvendte benchmarkingmodeller internationalt.

Det bemærkes, at der i flere lande foregår et løbende udviklingsarbejde med den økonomiske re-

gulering. Tabel 46 viser den seneste vedtagende praksis i den økonomiske regulering i udvalgte

lande.

Side 128 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Tabel 46 |

Økonomisk regulering og benchmarking i udvalgte lande

Sverige

Antal netvirksomheder

Reguleringsperiode

Overordnet regule-

ringsmodel

Hovedprincipper for

fastsættelsen af tillad-

te indtægter

Cost drivere

160

2016-2019

TOTEX

Norge

136

2013-2017

TOTEX

Finland

2016-2019 og

2020-2013

TOTEX

Tyskland

~200

2014- 2018

TOTEX

Østrig

2014-2018

TOTEX

1. Transformer-

kapacitet

2. Antal tilslutninger

3. Længde af luftled-

ninger

1. Længde af høj-

spændingsnet

2. Antal stationer

3. Antal tilslutninger

1. Antal tilslutninger 1. Areal for netområde 1. Peak Load type 1

2. Længde af elnet- 2. Antal tilslutninger

tet

3. Peak load

3. Transporteret

4. Længde af elnettet

mængde energi

4. Værdi af ikke

leveret energi

2. Peak Load type 2

3. Netværkets væg-

tede længde

eller

3. Længde af høj-

spændingsnet

4. Længde af mel-

lemspændingsnet

5. Længde af lav-

spændingsnet

Benchmarkingmodel

DEA

(SFA back-office)

DEA

StoNED

DEA og SFA

Bedst-af-to tilgang

DEA (to modeller) +

MOLS

Vægtet gennemsnit

Konstant

TOTEX

(bogført og standar-

diseret CAPEX)

Bedst-af-to tilgang

Skalaafkast (ved DEA)

Modelform (ved SFA)

Datagrundlag

Konstant

Loglineær

TOTEX

(bogført CAPEX)

Konstant

TOTEX

(Historiske anskaffel-

ses- og genanskaffel-

sespriser CAPEX)

Bedst-af-to tilgang

OPEX

Voksende

Normeret lineær

TOTEX

(bogført og standardi-

seret CAPEX)

Bedst-af-to tilgang

Kilde: Sekretariatets dialog med udenlandske regulatorer, oplysninger fra el-regulatorers hjemmesider, Frontier Economics

2012, Metodik for bestamning av effektiviseringskrav i intaktsramsregleringen for elnatsforetag, REMISS (2015), Energi-

marknadsinspektionen samt rapporten Deloitte, Netselskabernes opgaver og regulering på elmarkedet i udvalgte europæi-

ske lande, 2013 .

Note: IR = Indtægtsrammeregulering, AB = afkastbaseret regulering, PL = prisloft, OPEX = Driftsomkostninger, CAPEX =

Afskrivninger, TOTEX = Totalomkostninger.

Side 129 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

10. Principper for udmøntning

Ekspertgruppens vurdering af opgaverne i kommissoriet er, at ekspertgruppens anbefalinger ikke

skal indeholde en konkret model for udmøntningen af effektiviseringskrav. Det er dog ekspertgrup-

pens vurdering, at ekspertgruppen har en forpligtelse til at overbringe modellen på en ansvarlig

måde. Derfor vil ekspertgruppen viderebringe

retningslinjer

til udmøntning, og hvilke overvejelser

der bør gøres i forhold til at sikre, at benchmarkingen af de danske netvirksomheder fører til rimeli-

ge krav.

Energitilsynet bør følge nedenstående retningslinjer ved udformning af den konkrete model til ud-

møntning af effektiviseringskrav, med mindre andre væsentlige hensyn taler for en tilpasning af

metoden.

10.1. Teknologineutralitet

Udmøntningen af effektiviseringskrav med den nye benchmarkingmodel skal i henhold til kommis-

soriet tage hensyn til, at benchmarkingen skal være teknologineutral og dermed ikke tilgodese

hverken driftstunge eller investeringstunge løsninger. Dette sikrer, at benchmarkingmodellen giver

netvirksomhederne incitament til at vælge de løsninger, der mest omkostningseffektivt leverer de

nødvendige ydelser.

I El-reguleringsudvalgets afsluttende rapport blev det således fremhævet, at den eksisterende

benchmarkingmetode alene udmønter på driftsomkostninger. Denne metode til beregning af ud-

møntet krav giver ifølge El-reguleringsudvalget et skævvredet investeringsincitament, og det anbe-

fales derfor, at den eksisterende metode erstattes med en ny teknologineutral metode.

10.2. Sammenhæng mellem individuelle og generelle krav

I El-reguleringsudvalgets rapport er det fremhævet, at netvirksomhederne kan pålægges både ge-

nerelle og individuelle effektiviseringskrav, og at det er vigtigt, at der er en sammenhæng mellem

de individuelle og generelle krav, så der ikke sker dobbeltudmøntning. Herudover fremgår det af

rapporten, at effektiviseringskravene skal fastsættes på et sagligt grundlag, som skal baseres på

eksempelvis den generelle produktivitetsudvikling i samfundet, produktivitetsudviklingen i bran-

chen, sammenligninger med udenlandske netvirksomheder etc.

En ny benchmarkingmodel til fastsættelse af individuelle effektivitetskrav er et delelement af det

samlede forslag til den fremtidige regulering, som El-reguleringsudvalget fremlagde i december

2014. Der er således en sammenhæng mellem benchmarkingen og den øvrige økonomiske regu-

lering. Ekspertgruppen fokuserer imidlertid på den opgave ekspertgruppen er givet i kommissoriet

om at udarbejde en konkret benchmarkingmodel, der kan danne grundlag for Energitilsynets tilsyn

med netvirksomhedernes effektivitet og udmøntningen af individuelle effektiviseringskrav.

Ekspertgruppen tager således ikke stilling til eventuelle sammenhænge mellem benchmarkingen

og den øvrige økonomiske regulering, men finder principielt, at der ikke bør ske dobbelttælling.

El-reguleringsudvalget (December 2014),

En fremtidssikret regulering af elsektoren.

Side 126-127.

El-reguleringsudvalget (December 2014),

En fremtidssikret regulering af elsektoren.

Side 161-162.

Side 130 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

10.3. Forsigtighedshensyn

Benchmarking af netvirksomhederne økonomiske effektivitet er baseret på en modelberegning.

Som en konsekvens heraf kan det være nødvendigt i processen med at estimere en netvirksom-

heds mulighed for at effektivisere at indføre forskellige forsigtighedshensyn. I udviklingen af

benchmarkingmodellen vil der således blandt andet blive taget hensyn til model- og datausikker-

hed, samt korrigeres for eventuelt individuelle fordyrende rammevilkår. Processen med at beregne

effektiviseringspotentialer omfatter således en række forsigtighedshensyn, som tilsammen sikrer,

at modelresultaterne med rimelighed beregner netvirksomhedernes reelle effektiviseringspotentia-

ler.

Det skal bemærkes, at forsigtighedshensyn relateret til usikkerhedselementer alt andet lige vil føre

til mere retvisende effektiviseringspotentialer og herefter fastsættelsen af krav af en rimelig størrel-

se. Det skal dog nævnes, at en for lempelig tilgang med mange forsigtighedshensyn kan risikere at

føre til, at netvirksomhedernes effektiviseringspotentialer undervurderes, og dermed får driften i

netvirksomhederne til at fremstå mere effektiv end den reelt er.

Benchmarkingekspertgruppen finder endvidere, at benchmarkingmodellen bør udvise robusthed

ved at have en rimelig korrelation mellem forskellige benchmarkingmodeller, indeholde virksom-

hedsspecifikke vurderinger af eventuelle særlige omkostningsposter, samt tage rimelige forsigtig-

hedshensyn i fastsættelse af de udmøntede krav.

Videre finder ekspertgruppen, at benchmarkingen ikke må stå i vejen for den strukturelle udvikling i

branchen, dvs. benchmarkingmodellen må ikke vanskeliggøre fusioner af netvirksomheder eller

vanskeliggøre øvrige tiltag til omkostningsreduktioner i den enkelte netvirksomhed. Ekspertgrup-

pen anbefaler således, at der bliver taget højde for fusionerende virksomheder i en periode efter

fusionen, således at de fusionerede netvirksomheder ikke kan få et højere effektiviseringskrav som

ét samlet selskab sammenlignet med de effektiviseringskrav de ville have fået som separate sel-

skaber.

10.3.1. Bedst-af-flere

Til fastsættelse af de individuelle effektiviseringspotentialer, kan der benyttes en metode, hvor der

alene anvendes en enkelt beregningsmodel for effektiviseringspotentialerne, eller en metode hvor

der anvendes et flertal af beregningsmodeller.

En model hvor netvirksomhedernes effektivitet bliver beregnet ved to benchmarkingmodeller, re-

ducerer usikkerheden relateret til den konkrete størrelse på de individuelle beregnede effektivise-

ringspotentialer. Den endelige model for omregningen fra effektiviseringspotentialer til udmøntede

krav, skal derfor ses i sammenhæng med ekspertgruppens anbefaling om, at anvende en bedst-af-

flere-tilgang som et forsigtighedsfilter til at fastsætte effektiviseringspotentialer.

Ekspertgruppen anbefaler at anvende to beregningsmetoder hhv. en DEA-model og en SFA-

model. Netvirksomhedernes effektiviseringspotentiale fastsættes ud fra den af de to beregnings-

metoder, der beregner den højeste effektivitet (bedst-af-flere tilgangen). Benchmarkingekspert-

gruppen anbefaler, at input og output i de to modeller holdes identiske, hvilket sikrer at resultaterne

fra de to modeller estimerer forholdene mellem de samme variable, og hermed forholdet mellem

totalomkostningerne og de udvalgte leverede ydelser.

Side 131 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Benchmarkingekspertgruppen er opmærksom på, at det øger det administrative arbejde at anven-

de flere modeller, da modellering af flere robuste modeller er ressourcekrævende. Når ekspert-

gruppen alligevel anbefaler anvendelse af flere modeller, er det for at tage et øget forsigtigheds-

hensyn til modelusikkerhed, hvilket alt andet lige reducerer den samlede usikkerhed forbundet med

opgørelsen af de enkelte effektiviseringspotentialer.

10.3.2. Loft over effektiviseringspotentialer

Ekspertgruppen anbefaler, at Energitilsynet i første reguleringsperiode fastsætter et konkret loft for

hvor stort et effektiviseringspotentiale (i procent) der kan fastsættes for individuelle netvirksomhe-

der. I den efterfølgende periode, hvor datakvaliteten og benchmarkingmodellen er videreudviklet,

bør loftet lempes.

I potentialeberegningerne kan enkelte netvirksomheder fremstå som ekstremer i modellerne. Det

er især netvirksomheder med et højt estimeret potentiale, som kan blive hårdt ramt af modellernes

resultater. Ved at foretage benchmarking på årlig data, kan en netvirksomhed der har et enkelt

uregelmæssigt regnskabsår risikere, at fremstå særlig ineffektiv i den årlige benchmarking.

For at reducere risikoen ved og effekten af at estimere et uhensigtsmæssigt højt potentiale for en

enkelt virksomhed, kan der i fastlæggelsen af potentialet indføres et loft. Dette forsigtighedshensyn

kan være med til at bidrage til, at netvirksomheder ikke rammes af et årligt benchmarkingkrav der

risikerer, at være urimelig i forhold til det reelle potentiale. I den første reguleringsperiode, hvor

modellen stadig er under udvikling og hvor det anbefales, at benchmarking gentages årligt, kan

modelspecifikationerne og resultaterne være behæftet med usikkerheder. Derfor anbefaler ek-

spertgruppen, at et loft over effektiviseringspotentialet bør indføres som et forsigtighedshensyn i

den første reguleringsperiode.

10.3.3. Håndtering af 50 kV netvirksomheder

Netvirksomheder der alene har net på 50 kV adskiller sig fra øvrige distributionsvirksomheder ved

ikke at have opgaver med kundehåndtering. Netvirksomheder der alene har net på 50 kV har såle-

des meget få aftagenumre, som er en af cost driverne i den anbefalede benchmarkingmodel base-

ret på 2014-data. Ekspertgruppen vurderer derfor, at antal aftagenumre bør udgå som cost driver

for de to netvirksomheder, der alene har net på 50 kV, når deres effektivitet skal fastsættes. Dvs.

at de alene måles på de øvrige cost drivere i benchmarkingmodellen. Dette kan dog øge usikker-

heden med hensyn til beregningerne af de individuelle effektiviseringskrav for de to netvirksomhe-

der. Ekspertgruppen anbefaler derfor, at Energitilsynet tager et øget forsigtighedshensyn i forbin-

delse med udmøntning af individuelle effektiviseringskrav for de to netvirksomheder, der alene har

net på 50 kV niveau.

10.4. Udmøntningsgrundlaget til fastsættelse af effektiviseringskrav

Ekspertgruppen anbefaler, at effektiviseringskravet skal udmøntes på de totale omkostninger, dvs.

et udmøntningsgrundlag der består af både driftsomkostninger og kapitalomkostninger. Desuden

anbefaler ekspertgruppen, at effektiviseringskravet bør udmøntes på omkostninger, der vurderes

at være påvirkelige. Dette indebærer, at effektiviseringskrav fastsættes på et udmøntningsgrund-

lag, som også omfatter de af virksomhedernes omkostninger, der er sammenlignelige og ikke-

Side 132 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

sammenlignelige. Der bør dog ikke udmøntes effektiviseringskrav på de af netvirksomhedens indi-

viduelle omkostninger, der vurderes af Energitilsynet at være ikke-påvirkelige.

Det er netvirksomhedernes totale omkostninger, der skal underlægges en benchmarking. Det vil

sige, at benchmarkingen skal inddrage både drifts- og kapitalomkostninger. Det er dog ikke præci-

seret, hvilke konkrete drifts- og kapitalomkostninger, som skal medtages i benchmarkingen og i

udmøntningsgrundlaget.

10.4.1. Effektiviseringskrav på kapitalomkostninger

Benchmarkingekspertgruppen anbefaler, at andelen af det opgjorte effektiviseringspotentiale, der

hvert år skal omregnes til et effektiviseringskrav, skal være lavere på afskrivninger set i forhold til

driftsomkostninger. Som tidligere nævnt bør effektiviseringskravet i udgangspunktet udmøntes på

både driftsomkostninger og kapitalomkostningerne for at understøtte princippet om teknologineu-

tralitet. Der vil dog samtidig skulle tages hensyn til, hvor stor en andel af de totale omkostninger

der kan anses at være påvirkelige inden for perioden.

En stor andel af kapitalomkostningerne vil set i forhold til driftsomkostningerne være mindre påvir-

kelige på kort sigt, da mange investeringer i nettet har en levetid på omkring 40 år. Derfor bør der

tages specifikke hensyn til, hvor stor en andel af henholdsvis kapitalomkostningerne og driftsom-

kostningerne der med rimelighed kan påvirkes inden for reguleringsperioden.

Med en jævn investeringsprofil i distributionsnettet vil komponenter med en levetid på 40 år skabe

afskrivningsposter, hvor kun 1/40-del svarende til 2,5 pct. som udgangspunkt kan påvirkes årligt.

Benchmarkingekspertgruppen finder imidlertid, at det er Energitilsynet der bør fastsætte hvor stor

andelen af det opgjorte effektiviseringspotentiale, der hvert år skal omsættes til et effektiviserings-

krav.

10.4.2. Effektiviseringskrav og nettab

Nettabsomkostninger indeholder to elementer, hvoraf det første element er det fysiske nettab, og

det andet element er den enhedspris, som betales for den mængde el, der skal købes for at dække

det fysiske nettab.

Det fysiske nettab er højt korreleret med den samlede mængde el, som forbrugerne efterspørger,

og netvirksomhederne har begrænset kontrol eller mulighed for at påvirke efterspørgslen efter

elektricitet. Ekspertgruppen finder således, at det fysiske nettab kan være svært at påvirke på kort

sigt.

Netvirksomhederne kan reelt reducere det fysiske nettab ved at erstatte gamle netkomponenter

med seneste teknologi. Det er dog omkostningstungt at skulle foretage en fuldkommen geninstalle-

ring af et veletableret distributionsnet, og de besparelser på nettab, der kan realiseres, vurderes

ikke at være tilstrækkelige til at dække omkostningerne forbundet med geninstalleringen. En gen-

installering af netkomponenterne med henblik på at minimere nettabet er således ikke en profitabel

samfundsøkonomisk løsning.

Den pris, som netvirksomhederne giver for indkøb af el til at dække det fysiske nettab, er dog på-

virkelig. Indkøbet af el til nettab kan enten ske ved en kontraktuel aftale mellem et handelsselskab

Side 133 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

og en netvirksomhed, eller ved at netvirksomheden indkøber el på spotmarkedet

. Netvirksomhe-

den vælger den løsning, som virksomheden vurderer, er bedst for netvirksomheden, derfor er pri-

sen per kWh påvirkelig på kort sigt, og kan indgå i udmøntningsgrundlaget.

Det skal bemærkes, at ikke hele prisen for el er påvirkelig. Den samlede pris for el er udover spot-

prisen sammensat af tarifer og afgifter. Enhedsomkostningen forbundet med en kWh fysisk nettab

er således fastsat på baggrund af følgende elementer:

Indkøb af el på markedsvilkår (afhænger af netvirksomhedens geografiske placering)

Nettarif til transmissionsnet (ens omkostning for alle netvirksomheder)

Systemtarif til transmissionsnet (ens omkostning for alle netvirksomheder)

Nettarif til eventuelt overliggende distributionsnet

PSO-afgift (ens omkostning for alle netvirksomheder)

Net- og systemtariffen dækker Energinet.dk's omkostninger ved det danske transmissionsnet

(400/150/132 kV), mens systemtariffen dækker omkostningerne ved reservekapacitet, systemdrift

m.v. PSO-tariffen dækker Energinet.dk's omkostninger ved offentlige forpligtelser som fastsat i

Elloven.

Enhedsomkostningen for nettab kan opgøres til i alt 57,4 øre per kWh, jf. Tabel 47. Heraf udgør

28,9 øre påvirkelige omkostninger (betaling for el på markedsvilkår), mens de resterende 28,5 øre

ikke er påvirkelige.

Tabel 47 |

Enhedsomkostning for nettab

Øre per kWh

El på markedsvilkår

Nettarif (transmission)

Systemtarif

PSO-afgift

Omkostning i alt pr. kWh nettab

28,9

4,3

3,9

20,3

57,4

Status

Påvirkelig

Ikke-påvirkelig

Kilde: Sekretariatet for Energitilsynet.

Note: Omkostningen forbundet med nettarif, systemtarif og PSO-afgift afspejler priser pr. 3. kvartal 2016. El på markeds-

vilkår er illustreret ved niveauet for spotprisen for august måned 2016.

Regeringen har i november 2016 indgået en politisk aftale om at afskaffe PSO-afgiften gradvist fra

2017-2022. På det tidspunkt hvor PSO-afgiften er afskaffet vil en relativt større del af nettabet væ-

re påvirkeligt. Fremadrettet vil kun 8,2 øre (nettarif + systemtarif) af enhedsomkostningen til nettab

være upåvirkelig, mens den upåvirkelige del i dag udgør 28,5 øre.

Der vil formentlig være administrationsomkostninger forbundet med indkøb af el på spotmarkedet som skal tillægges

den samlede omkostning for el på markedsvilkår.

Kunder med egne 132/150 kV transformere, der afregnes på 132/150 kV siden, betaler dog en reduceret nettarif.

Side 134 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

10.4.3. Principper for hvilke omkostninger der indgår i udmøntningsgrundlaget

Ekspertgruppen anbefaler, at netvirksomhedernes effektiviseringskrav skal udmøntes på omkost-

ninger, der vurderes at være påvirkelige. Det indebærer, at effektiviseringskrav fastsættes på et

udmøntningsgrundlag, som omfatter både de af virksomhedernes omkostninger, der er sammen-

lignelige og de af virksomhedernes omkostninger, der ikke kan sammenlignes med andre virksom-

heder. Benchmarkingekspertgruppen finder ikke, at der skal udmøntes effektiviseringskrav på om-

kostninger, der vurderes at være upåvirkelige.

Det omkostningsgrundlag, der anvendes som grundlag for benchmarkingen og til at estimere effek-

tiviseringspotentialer, er ikke nødvendigvis identisk med de omkostninger, som bør indgå i ud-

møntningsgrundlaget. Eksempelvis kan omkostninger, der på samme tid er upåvirkelige og sam-

menlignelige godt indgå i benchmarkingen, mens det ikke vurderes at være rimeligt at udmønte

effektiviseringskrav på disse omkostninger, idet omkostningerne er upåvirkelige. Tabel 48 illustre-

rer forholdene mellem sammenlignelighed og påvirkelighed af omkostningerne.

Tabel 48 |

Sammenhæng mellem omkostnings- og udmøntningsgrundlag

Påvirkelige

Upåvirkelige

Sammenlignelig

Benchmarking: Ja

Udmøntning:

Benchmarking: Ja

Udmøntning:

Nej

Ikke-sammenlignelig

Benchmarking: Nej

Udmøntning:

Benchmarking: Nej

Udmøntning:

Nej

Kilde: Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppen.

Ekspertgruppen vurderer som udgangspunkt, at alle omkostninger bør indgå i benchmarkingen af

netvirksomhederne. Ved beregning af effektiviseringspotentialerne skal der anvendes et omkost-

ningsgrundlag hvor alene de omkostninger som vurderes at være ikke-sammenlignelige kan træk-

kes ud af omkostningsgrundlaget. Ved udmøntning af kravet skal der anvendes et udmøntnings-

grundlag, hvor alene de omkostninger, som vurderes at være ikke-påvirkelige, kan trækkes ud af

grundlaget. Tabel 4 viser hvilke typer af omkostninger som indgår i henholdsvis omkostningsgrund-

laget og udmøntningsgrundlag.

Det skal bemærkes, at der potentielt kan opstå et problem ved at udregne effektiviseringspotentialer på et udsnit af

omkostningerne, de sammenlignelige omkostninger, og derefter udmønte et krav på de påvirkelige omkostninger. Med

denne metode risikerer netvirksomhedernes potentiale og krav at blive mismatchet. Hvor meget denne mismatch ram-

mer skævt for de enkelte netvirksomheder, og om metoden reelt over- eller undervurderer effektiviseringspotentialet for

de påvirkelige omkostninger er uvist. Denne problematik vurderes dog ikke at være til hinder for at anvende et udmønt-

ningsgrundlag som består af påvirkelige omkostninger.

Side 135 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Tabel 49 |

Typer af omkostninger der indgår i omkostningsbase og udmøntningsgrundlag

Type

Omkostnings-

grundlag

Indgår

Udmøntnings-

grundlag

Indgår

Kommentarer

Sammenlignelige

omkostninger

Alle sammenlignelige omkostningsposter skal

indgå i omkostningsgrundlaget, enkelte poster

kan være ikke-påvirkelige og skal således ikke

indgå i udmøntningsgrundlaget.

Omkostningsgrundlaget må ikke bestå af poster

som er ikke-sammenlignelige.

Ikke-

sammenlignelige

omkostninger

Påvirkelige om-

kostninger

Indgår ikke

Indgår

Alle påvirkelige omkostningsposter skal indgå i

udmøntningsgrundlaget, enkelte poster kan

være ikke-sammenlignelige og skal derfor ikke

indgå i omkostningsgrundlaget.

Udmøntningsgrundlaget skal ikke bestå af po-

ster som netvirksomheder reelt ikke har mulig-

hed for at kontrollere.

Ikke-påvirkelige

omkostninger

Indgår

Indgår ikke

Kilde: Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppen.

Side 136 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

10.5. Nationale og internationale erfaringer

Erfaringerne med anvendelsen af benchmarking og udmøntning hos både nationale og internatio-

nale institutioner skal ses i sammenhæng med den overordnede reguleringsmodel og den øvrige

benchmarkingproces. I de følgende afsnit vil det blive gennemgået, hvordan der udmøntes krav i

benchmarkingen, når der er fundet frem til et effektiviseringspotentiale. Det skal bemærkes, at be-

regningen af effektiviseringspotentialerne i alle tilfælde indeholder en række forsigtighedshensyn,

og at graden af disse hensyn og graden af andre usikkerhedselementer påvirker regulators valg af

hvor stor en andel af effektiviseringspotentialet, der udmøntes som årligt krav.

I den følgende gennemgang af erfaringer fra nationale og internationale institutioner vil der fokuse-

res på, hvordan de respektive effektiviseringspotentialer udmøntes som krav. Endvidere vil der

fokuseres på, hvordan potentialerne påvirker de regulerede selskaber, da den regulatoriske op-

sætning ikke nødvendigvis er sammenlignelig med den indtægtsrammeregulering, som blev anbe-

falet af El--reguleringsudvalget.

10.5.1. Eksisterende udmøntning for danske netvirksomheder

I den eksisterende benchmarking af danske netvirksomheder anvendes netvolumenmodellen til at

beregne effektiviseringspotentialet. Potentialet er estimeret ud fra et omkostningsgrundlag, som

indeholder både driftsomkostninger (OPEX) og kapitalomkostninger (CAPEX). Netvirksomheder-

nes effektiviseringskrav bliver alene beregnet på baggrund af et udmøntningsgrundlag, som alene

indeholder påvirkelige driftsomkostninger.

I alt bliver 25 pct. af det estimerede effektiviseringspotentiale udmøntet som et effektiviseringskrav.

Kravet er en varig reduktion af netvirksomhedens indtægtsramme. De resterende 75 pct. vil ikke

blive udmøntet, da der foretages en ny benchmarking årligt.

Hverken i den eksisterende indtægtsrammeregulering elle i forbindelse med udmøntningen af net-

virksomhedernes effektiviseringskrav er der et loft over effektiviseringspotentialet eller effektivise-

ringskravet. Det betyder, at netvirksomhederne får udmøntet 25 pct. af årets effektiviseringspoten-

tiale uafhængig af potentialets beregnede størrelse.

10.5.2. Udmøntning i dansk vandregulering

Den danske vandsektor reguleres af Forsyningssekretariatet. Siden 2012 har Forsyningssekretari-

atet foretaget årlig benchmarking af vandselskabernes, hvor der er anvendt en DEA-model med

OPEX (faktiske driftsomkostninger, FADO) som input. Vandselskaberne får årligt beregnet et pris-

loft, der udmeldes som en samlet m

-pris.

Til at udmønte effektiviseringspotentialet anvendes de pris- og effektivitetskorrigerede driftsom-

kostninger (driftsomkostninger i prisloftet, DOiPL). Disse omkostninger adskiller sig fra FADO, og

et frontselskab kan således blive pålagt et økonomisk effektiviseringskrav på trods af, at det er et

at de mest effektive selskaber i modellen.

Kilde: Forsyningssekretariatet hos Konkurrence- og Forbrugerstyrelsen.

Side 137 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Der indgår i reguleringen et generelt effektiviseringskrav, men dette håndteres ikke i fastsættelsen

af det økonomiske effektiviseringspotentiale eller i omregning fra potentialet til et årligt krav i pct.

I benchmarkingen af danske vandselskaber er der indført en øvre grænse for, hvor stort et krav der

påføres gennem den økonomiske effektivitet. Forsyningssekretariatet har vurderet, at det er muligt

at indhente 25 pct. af det korrigerede effektiviseringspotentiale på et år.

Forsyningssekretariatet

vil dog højst udmønte et krav på fem pct. af driftsomkostningerne, imens vandselskaber med min-

dre end én pct. effektiviseringspotentiale får fastsat kravet til nul pct. og dermed ikke får et økono-

misk effektiviseringskrav.

10.5.3. Norsk udmøntning af effektiviseringskrav

I den norske regulering af netvirksomheder anvendes en DEA-model samt en SFA-model til at

beregne det økonomiske effektiviseringspotentiale.

Norge anvender en reguleringsmodel, hvor

der beregnes en normaliseret omkostningsbase, der sammenvejes med de faktiske omkostnings-

poster. Herefter beregnes en ny regulatorisk omkostningsbase, som danner basis for indtægts-

rammen i det kommende reguleringsår. Sammenvejning sker ved en vægt på 60 pct. og 40 pct. på

henholdsvis den modelberegnede omkostningsbase og de faktiske omkostninger.

Den norske regulering af netvirksomheder er svær at sammenligne med El-reguleringsudvalgets

anbefalede model. Årsagen til dette er, at udmøntningen af effektiviseringskrav ikke foregår ved at

omregne effektiviseringspotentialet til et egentligt krav, men i stedet ved at hele den modelbereg-

nede normaliserede omkostningsbase indgår i fastsættelse af indtægtsrammen.

10.5.4. Finsk udmøntning af effektiviseringskrav

Den finske regulator anvender en StoNED-model (STOchastic Non-smooth Envelopment of Data)

til benchmarking af netvirksomhederne effektivitet.

Benchmarkingen af de finske netvirksomheder

foretages alene på driftsomkostningerne (OPEX). Netvirksomhedernes økonomiske effektivise-

ringspotentiale estimeres ved at beregne forholdet mellem de faktiske påvirkelige driftsomkostnin-

ger og de ’rimelige’ påvirkelige omkostninger, hvor de rimelige påvirkelige omkostninger beregnes

via StoNED-modellen.

Effektiviseringspotentialerne implementeres som en årlig reduktion i de påvirkelige omkostninger,

svarende til ca. 25 pct. af det beregnede potentiale.

Dette tal hænger sammen med længden af

den regulatoriske periode, som er på fire år.

I omkostningsbasen til benchmarkingen fratrækkes en række upåvirkelige omkostninger, her-

iblandt omkostninger ved indkøb af elektricitet forbundet til nettab, elektricitet som går til eget for-

brug og omkostninger relateret til Fingrid (transmissionsnettet). Således består omkostningsbasen

alene af påvirkelige driftsomkostninger.

Forsyningssekretariatet (Oktober 2015),

Resultatorienteret benchmarking for 2016. Fastsættelse af individuelle effekti-

viseringskrav i prislofterne for 2016, kap. 5, side 17.

Norges vassdrags- og energidirektorat,

Endring av modeller for fastsettelse av kostnadsnormer fra 2013.

Energiavirasto (2. oktober 2015),

Regulation methods in the fourth regulatory period of 1 January 2016

–

31 December

2019 and fifth regulatory period of 1 January 202

–

31 December 2023.

Efficentscore på 0,8 (20 % effektiviseringspotentiale) omregnes til årligt krav som: 1 -

≈ ,

Side 138 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

I den finske benchmarking af netvirksomhederne er der indført en øvre grænse for, hvor stort et

krav der kan påføres gennem den økonomiske effektivitet. Således kan den økonomiske effektivi-

tet ikke reducere de rimelige påvirkelige driftsomkostninger med mere end 20 pct. af den rimelige

forrentning svarende til produktet af WACC og den regulatoriske aktivbase.

10.5.5. Svensk udmøntning af effektiviseringskrav

Den svenske regulator anvender en DEA-model til at beregne den økonomiske effektivitet blandt

netvirksomhederne.

I reguleringen beregnes der årlige indtægtsrammer, og disse rammer er op-

bygget som summen af kapitalomkostninger, påvirkelige omkostninger efter effektiviseringskrav og

upåvirkelige omkostninger. Dermed er den svenske indtægtsrammeregulerings opsætning og ud-

møntning mere sammenlignelig med El-reguleringsudvalgets anbefalede model end den indtægts-

rammeregulering, som anvendes i Norge og i Finland.

Den svenske regulator har valgt, at det beregnede effektiviseringspotentiale ikke kan overstige 30

pct. Netvirksomheder, som får beregnet et potentiale, der overstiger loftet, vil i stedet få udmålt et

årligt krav baseret på et 30 pct. effektiviseringspotentiale. I løbet af reguleringsperioden skal kun

50 pct. af potentialet realiseres og efter forbrugerdeling og hensyn til en reguleringsperiode på fire

år, udregnes det årlige krav ved følgende formel:

Ligning 7 |

Ligning for udmøntning i svensk regulering

��

= √( +

Med et loft over effektiviseringspotentialet vil det maksimale årlige krav for netvirksomhederne væ-

re 1,825 pct. af de påvirkelige driftsomkostninger. I den svenske regulering vil en fuldt ud effektiv

netvirksomhed få et årligt effektiviseringskrav på én pct., som dækker over en generel effektivise-

ringsudvikling i branchen.

10.5.6. Østrigsk udmøntning af effektiviseringskrav

I den østrigske regulering anvendes både DEA og MOLS til at estimere netvirksomhedernes øko-

nomiske effektivitet.

De to benchmarkingmodeller indgår i den samlede beregning af effektivise-

ringspotentialerne, hvor der anvendes DEA og MOLS med fem outputvariable samt en yderlig DEA

med kun tre outputvariable. Resultaterne fra disse tre forskellige estimationsmodeller vægtes

sammen til en endelig score ved at anvende en af følgende to ligninger:

Ligning 8 |

Ligninger for beregning af effektiviseringsscore i østrigsk regulering

��

× )−

= ,

∗

+ , ∗

��

+ ,

∗

��

Energimarknadsinspektionen (30. marts 2015),

Metodik for bestamning av effektiviseringskrav i intaktsramsregleringen

for elnatsforetag.

E-control,

Regulatory Regime for the Third Regulatory Period: Electricity Distribution System Operators 1 January

–

December 2018.

Side 139 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Den af de to ligninger, som giver netvirksomheden den mest favorable score, bliver anvendt til at

udmønte effektiviseringskravet (best-af-flere). Forskellen mellem de to ligninger er, at der anven-

des hhv. bogførte eller standardiserede kapitalomkostninger til at beregne inputsiden til de tre

estimationsmodeller. Det endelige potentiale er forskellen mellem en og netvirksomhedens mest

favorable effektivitetsscore.

I den østrigske lovgivning er der nedskrevet en række omkostninger, som bliver defineret som væ-

rende upåvirkelige, og som derfor ikke skal indgå i det omkostningsgrundlag, der anvendes i

benchmarkingberegningerne. Disse upåvirkelige omkostninger er blandt andet omkostninger til

overliggende net, bestemte typer af nettab og skattebetalinger for brug af landjord.

Den østrigske regulator har indført en øvre grænse for effektiviseringspotentialet, som betyder at

potentialet ikke kan overstige 27,5 pct. Værdien er sat i forhold til en årlig effektivisering på 3,165

pct. i en periode på ti år. Under hensyntagen til det årlige generelle krav og en periode på ti år for

at indhente sit potentiale, er det årlige krav beregnet ved følgende formel:

Ligning 9 |

Ligning for udmøntning i østrigsk regulering

��

− ,

× √

��

= ,

∗

��

+ , ∗

��

+ ,

∗

��

Det maksimale årlige krav for netvirksomhederne er 4,375 pct. Dette indeholder både det individu-

elle såvel som det generelle effektiviseringskrav. Der er ligeledes et minimum på det årlige krav

som er sat til 1,25 pct. En fuldt ud effektiv netvirksomhed får dermed et årligt effektiviseringskrav,

som dækker over den generelle effektiviseringsudvikling i branchen.

10.5.7. Tysk udmøntning af effektiviseringskrav

I den tyske regulering anvendes både DEA og SFA til at estimere netvirksomhedernes økonomiske

effektivitet.

Den tyske regulator fastsatte individuelle effektiviseringskrav for over 150 netvirksom-

heder i 2013, og har derfor et stort antal observationer, når der skal opbygges en model til bench-

marking af den økonomiske effektivitet. Med det store antal observationer er der bedre mulighed

for at opbygge en benchmarkingmodel med mange outputvariable, og derfor er den tyske bench-

markingmodel også den model, der indeholder flest outputvariable sammenlignet med de øvrige

lande beskrevet i indeværende notat.

Den tyske regulering bygger på en indtægtsramme, som er inddelt i to omkostningstyper. Den ene

omkostningstype består af permanente ikke-påvirkelige omkostninger, mens den anden omkost-

ningstype er generelle påvirkelige omkostninger. Det udmeldte effektiviseringskrav udmøntes ale-

ne på de generelle påvirkelige omkostninger.

I beregningen af de tyske netvirksomheders økonomiske effektivitet anvendes både modeller med

og uden standardiserede kapitalomkostninger (CAPEX). Derudover anvendes der både DEA og

SFA til at beregne effektiviseringspotentialer. Netvirksomhedernes individuelle efficiensscorer be-

stemmes ud fra en best-af-flere tilgang, som er illustreret i nedenstående ligning:

Bundesnetzagentur

–

www.bundesnetzagentur.de

Side 140 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Ligning 10 |

Ligning fastsættelse af effektiviseringsscore i tysk regulering

{

��

Den tyske regulator har indført en grænse for, hvor ineffektiv en netvirksomhed kan fremstå i

benchmarkingberegningerne. Grænsen er på 60 pct. og dermed kan en netvirksomhed ikke få et

effektiviseringspotentiale, der overstiger 40 pct. Netvirksomhederne skal indhente sit effektivise-

ringspotentiale i løbet af den regulatoriske periode på otte år.

10.5.8. Sammenfatning

I Tabel 50 ses en oversigt over de benchmarking- og udmøntningsprincipper, som anvendes i re-

guleringen af vandsektoren i Danmark og hos internationale regulatorer.

Tabel 50 |

Overblik over regulering og udmøntning hos udvalgte regulatorer

Vand

Omkostninger der

anvendes som om-

kostningsgrundlag

Loft over potentiale

eller udmøntet krav

Faktiske

driftsomk.

(OPEX)

Årlige krav

kan ikke være

højere end

5 pct.

25 pct.

Finland

Påvirkelige

driftsomk.

(OPEX)

Sverige

Østrig

Tyskland

��

;

��

;

��

;

��

; ,

}

Totale omkost- Totale omkost- Totale omkost-

ninger (TO- ninger (TOTEX) ninger (TOTEX)

TEX)

Årlige krav kan Potentialet kan

ikke være høje- ikke være høje-

re end 40 pct.

re end 4,375

pct.

10 pct.

12,5 pct.

20 pct. af den Årlige krav kan

rimelige for- ikke være høje-

rentning

re end 1,825

pct.

25 pct.

Andel af potentiale

som udmøntes årligt

Omkostninger der

anvendes som ud-

møntningsgrundlag

Pris- og effek-

tivitets-

korrigerede

driftsomk.

Ja, men blev

beregnet til 0

pct. I 2015

Påvirkelige

driftsomk.

Påvirkelige

driftsomk.

Påvirkelige

omkostninger

Påvirkelige

omkostninger

Generelt krav

Ja, men blev

beregnet til 0

pct. i 2015

Ja, der udmøn-

tes som min. 1

pct.

Ja, der udmøn-

tes som min.

1,25 pct.

Kilde: Sekretariatets dialog med nationale og udenlandske regulatorer samt offentlige tilgængelige rapporter fra de på-

gældende regulatorer

Side 141 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

10.6. Benchmarkingekspertgruppens anbefalinger til udmøntning

Ekspertgruppen anbefaler:



At Energitilsynet træffer beslutning om hvor stor en andel af det opgjorte effektiviserings-

potentiale der hvert år skal omsættes til et effektiviseringskrav.



At Energitilsynet i første reguleringsperiode fastsætter et konkret loft for hvor stort et effek-

tiviseringspotentiale (i procent) der kan fastsættes for individuelle netvirksomheder. I den

efterfølgende periode, hvor data og benchmarkingmodellen er videreudviklet, bør loftet

lempes.



At andelen af det opgjorte effektiviseringspotentiale bør ses i sammenhæng med de sam-

lede forsigtighedshensyn, der tages i modellen. Dette indebærer valg af en eller flere

benchmarkingmetoder, udmøntningsgrundlaget, loft på effektiviseringspotentialet og mo-

dellens robusthed som helhed.



At Energitilsynet i forbindelse med udarbejdelse af den konkrete benchmarkingmodel i

2018 fastsætter den konkrete model til udmøntning af effektiviseringskrav.



At Energitilsynet tager et øget forsigtighedshensyn i forbindelse med udmøntning af indivi-

duelle effektiviseringskrav for de to netvirksomheder, der alene har net på 50 kV niveau,

såfremt modellen baseret på 2017-data anvender aftagenumre som en cost driver.

Energitilsynet bør følge nedenstående retningslinjer ved udformning af den konkrete model til ud-

møntning af effektiviseringskrav, med mindre, andre væsentlige hensyn taler for en tilpasning af

metoden:



Effektiviseringskrav skal udmøntes på de totale omkostninger, dvs. et grundlag der består

af både driftsomkostninger og kapitalomkostninger.



Effektiviseringskrav skal udmøntes på omkostninger, der vurderes at være påvirkelige. Det

indebærer, at effektiviseringskrav udbredes på et udmøntningsgrundlag også omfatter de

af virksomhedernes omkostninger, der er sammenlignelige og ikke-sammenlignelige.



Der skal ikke udmøntes effektiviseringskrav på omkostninger, der vurderes ikke at være

påvirkelige.



Andelen af det opgjorte effektiviseringspotentiale der hvert år skal omsættes til et effektivi-

seringskrav skal være lavere på afskrivninger set i forhold til driftsomkostninger.

Side 142 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

11. Benchmarkingekspertgruppens anbefalinger

I dette afsnit gives en beskrivelse af Benchmarkingekspertgruppens samlede anbefalinger og over-

leveringen af den afsluttende rapport. Afsnittet indeholder en samling af de i rapporten anførte an-

befalinger til ny benchmarkingmodel af netvirksomhedernes økonomiske effektivitet.

Ekspertgruppens konkrete forslag til en ny benchmarkingmodel er baseret på tilgængelige data for

2014. Derudover har ekspertgruppen givet anbefalinger til procedurer for den fremadrettede gen-

beregning af benchmarkingmodellen. Modellen forventes at finde anvendelse til beregning af net-

virksomhedernes økonomiske effektiviseringspotentialer og udmøntning af krav første gang i 2018

baseret på data for 2017. Benchmarkingekspertgruppen anbefalinger indeholder desuden en ræk-

ke anbefaleringer til det fremtidige analysearbejde, der forventes udført i forbindelse med genbe-

regning af modellen i 2018.

11.1. Beskrivelse af den nye benchmarkingmodel baseret på 2014-data

På baggrund af ekspertgruppens anbefalinger er der i Tabel 51 i oversigtsform angivet den

benchmarkingmodel, som Benchmarkingekspertgruppen anbefaler, at Energitilsynet anvender til at

danne grundlag for tilsyn med netvirksomhedernes effektivitet og udmøntning af individuelle effek-

tiviseringskrav baseret på 2014-data.

Side 143 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Tabel 51 |

Den nye benchmarkingmodel for danske netvirksomheder baseret på 2014-data

Metode

Bedste af to forskellige beregningsmodeller til at estimere sammenhænge mellem input

og output:

1. DEA (Data Envelopment Analysis) med konstant skalaafkast.

2. SFA (Stochastic Frontier Analysis) med en normeret lineær modelform.

Data

Analyseresultaterne og den nye benchmarkingmodel på kort sigt er baseret på 2014-

data. Det samlede datasæt omfatter oplysninger fra netvirksomhedernes indberetnin-

ger, dataudtræk fra Energinet.dk, offentlige tilgængelige data fra Danmarks Statistik,

lønstatistik fra DI og Dansk Arbejdsgiverforening samt oplysninger fra Dansk Energi.

Der skal indsamles et opdateret datasæt til benchmarking i 2018, som baserer sig på

nye indberetninger for 2017-regnskabsåret.

De totale omkostninger (TOTEX) består af driftsomkostninger (OPEX) og kapitalom-

kostninger (CAPEX):

OPEX:

Driftsomkostningerne er opgjort i bogførte værdier. Nettabsomkostnin-

ger indgår i posten og trækkes ud med de faktiske omkostninger. Ekspertgrup-

pen anbefaler dog, at der beregnes et interval omkring den gennemsnitlige en-

hedsomkostning på f.eks. +/- 15 pct. Dvs. hvis netvirksomhedernes enheds-

omkostninger ligger uden for dette interval, vil deres omkostninger blive korri-

geret så de ligger indenfor intervallet, før de fratrækkes driftsomkostningerne.

CAPEX:

Kapitalomkostninger er opgjort som bogførte værdier og omfatter af-

skrivninger på kapitalapparatet samt en WACC-forrentning af aktivbasen.

Input

Output

Der anvendes i alt tre ydelser (output) i beregningerne:

Norm-grid:

Aggregat af netkomponenter.

Nettospidsbelastning:

Timeværdier fra udvekslingsmålere i nettet.

Alternativt

leveret mængde:

Det samlede mængde af el som leveres til kun-

derne, målt i kWh.

Aftagenumre:

Samlet antal af kunder der er tilkoblet til nettet.

Rammevilkår

På inputsiden korrigeres 50 pct. af de totale omkostninger for regionale lønforskelle,

imens der på outputsiden korrigeres for bymæssighed ved brug af en tæthedskorrekti-

on baseret på aftagenumre. Desuden foretages der en efteranalyse (second stage) af

effektiviteten på de mulige rammevilkår, der er identificeret, og som ikke er korrigeret

for i selve modellen.

Der foretages en randundersøgelse og en outlier-test i både DEA og SFA, med sigte

på at netvirksomhedernes effektivitetspotentiale bliver fastsat i forhold til sammenligne-

lige netvirksomheder. Netvirksomheder, som i beregningerne skiller sig ekstremt ud fra

de øvrige netvirksomheder, og som har en særlig stor indflydelse på de endelige effek-

tiviseringspotentialer, fjernes.

Ekstremværdi

Kilde: Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppen.

Side 144 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

11.2. Governance for fremtidig fastsættelse af benchmarkingmodel

Benchmarkingekspertgruppens afrapportering indeholder en indstilling om, hvilken konkret bench-

markingmodel der kan danne grundlag for Energitilsynets tilsyn med netvirksomhedernes effektivi-

tet og udmøntning af individuelle effektiviseringskrav, jf. kommissoriet af bilag 1. Benchmarkingen

skal sikre at individuelle effektiviseringskrav fastsættes på baggrund af en robust og valid model.

Samtidig skal modellen understøtte omkostningseffektivitet og give netvirksomhederne incitament

til at vælge de løsninger, der mest omkostningseffektivt leverer de nødvendige ydelser.

Ekspertgruppens anbefalinger afleveres til Energitilsynet, og skal af Energitilsynet anvendes som

baggrund for stillingtagen til fastsættelse af den økonomiske benchmarking af netvirksomhedernes

effektivitet. Netvirksomhedernes indtægtsrammer vil blive justeret med et effektiviseringskrav base-

ret på det effektiviseringspotentiale, som fastsættes i benchmarkingmodellen.

Den nye regulering af de danske elnetvirksomheder forventes at består af 5-årige reguleringsperi-

oder. Den første periode gældende fra 1. januar 2018 til 31. december 2022. Første beregning og

udmelding af individuelle effektiviseringskrav fra den nye benchmarkingmodel ventes at ville finde

sted ultimo 2018, og påvirke netvirksomhedernes indtægtsramme for 2019. Beregningerne i 2018

vil tage udgangspunkt i netvirksomhederne indberetningerne til Energitilsynet for regnskabsåret

2017. Effektiviseringskravene fastsat på baggrund af den nye benchmarkingmodel vil således ikke

påvirke indtægtsrammerne for det første regnskabsår i den nye regulering.

Ekspertgruppen har i 1. delaflevering af december 2015 anbefalet, at Energitilsynet fastsætter årli-

ge effektiviseringskrav på baggrund af en årlig benchmarking (inklusive en årlig opdatering af den

såkaldte benchmarkingfront med de mest effektive virksomheder) med anvendelse af det foregå-

ende års data.

En årlig benchmarking med en årlig udmøntning af effektiviseringskrav vil fortsat tilgodese de hen-

syn, som El-reguleringsudvalget har peget på, ligesom drivkraften for en netvirksomhed til at opnå

effektiviseringer fortsat vil være ønsket om at opnå ekstraordinære effektiviseringsgevinster i den

5-årige reguleringsperiode.

Benchmarkingekspertgruppen har i 1. delaflevering endvidere anbefalet, at Energitilsynet forud for

reguleringsperiode 2023-2027, skal have mulighed for, at analyserer om datagrundlaget anvendt i

benchmarkingmodellen bør ændres fra ét år til flere års data. En eventuel revision af datagrundla-

get må dog ikke mindske virksomhedernes incitament til effektiviseringer.

11.2.1. Proces for genberegning af benchmarkingmodellen

Det er Benchmarkingekspertgruppens vurdering, at Energitilsynet på baggrund af anbefalingerne

til procedure for genberegning af den nye benchmarkingmodel kan etablere en ny benchmarking-

model, der kan danne et retvisende og robust grundlag for tilsyn med netvirksomhedernes effektivi-

tet og udmøntning af individuelle effektiviseringskrav.

Benchmarkingekspertgruppen anbefaler, at analysen i 2018 på baggrund af data fra regnskabsåret

2017 tager udgangspunkt i følgende procedure for genberegning af modellen:

Side 145 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren



Analyse af opgørelse af netvirksomhedernes totalomkostninger

Cost driver-analyse samt identifikation af rammevilkår

Specifikation af beregningsmodeller

Modelvalidering og robusthedstjek

Benchmarkingekspertgruppen anbefaler, at Energitilsynet i forbindelse med opdateringer af data-

grundlaget løbende bør genberegne benchmarkingmodellen efter den i nærværende rapport opstil-

lede proces. Arbejdet med at etablere og opdatere benchmarkingmodellen kan opdeles i en række

delopgaver, der løses i en iterativ proces. I takt med at der indhentes nye data, kan der opstå et

behov for at genbesøge og reevaluere de enkelte delopgaver, jf. Tabel 52.

Tabel 52 |

Delelementer til genberegning af benchmarkingmodellen

Trin 1

Trin 2

Trin 3

Trin 4

Trin 5

Trin 6

Opgørelse af omkostningsgrundlag herunder udarbejdelse af en konteringsvejledning

Fastlæggelse af ydelser og rammevilkår herunder udarbejdelse af en indberetnings-

vejledning

Dataindsamling og datavalidering

Udvælge ydelser ved brug af statistiske test

(cost driver analyse)

Specifikation af model herunder fastlæggelse af input/output, funktionel form og ram-

mevilkår

Modelvalidering og robusthedstjek herunder second-stage analyser og peer-review

Kilde: Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppen.

I udviklingen af den anbefalede benchmarkingmodel er der testet for alternativer til den anbefalede

model. Det er ekspertgruppens vurdering, at såfremt opdaterede og nye data viser, at den anbefa-

lede model ikke længere er den bedste model til at forklare omkostningsvariationerne mellem net-

virksomhederne, er der også andre nærliggende alternativer, som Energitilsynet kan anvende.

Energitilsynet foretager fremadrettet de nødvendige tilpasninger af modellen og beslutter på bag-

grund af genberegningen af benchmarkingmodellen, om der skal ske ændringer i forhold til model-

specifikation og til den i rapporten beskrevne model.

I Tabel 53 er en sammenfatning af Benchmarkingekspertgruppens anbefalinger til procedure for

genberegning af den nye benchmarkingmodel. En detaljeret beskrivelse af anbefalingerne fremgår

af de respektive afsnit i rapporten.

Side 146 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Tabel 53 |

Benchmarkingekspertgruppens anvisninger til procedurer for genberegning af

den nye benchmarkingmodel

Benchmarkingekspertgruppen anbefaler:

Metode:



At effektiviseringspotentialerne estimeres ved brug af en DEA-model (Data Envelopment Ana-

lysis) med konstant skalaafkast samt en normeret lineær SFA-model (Stochastic Frontier

Analysis). Dette forudsætter dog, at de statistiske test bekræfter brug af konstant skalaafkast i

DEA og en normeret lineær model i SFA.



At den af de to ovennævnte modeller, som resulterer i den højeste effektivitet for den indivi-

duelle netvirksomhed, anvendes til at fastsætte effektiviseringskravet. Ekspertgruppen anbe-

faler, at denne metode fastholdes ved genberegning.

Data:



At der i forbindelse med genberegning samt revurdering af modellen i 2018 foretages en ana-

lyse tilsvarende den, der er blevet udarbejdet i forbindelse med anbefalingerne til den nye

benchmarkingmodel baseret på 2014-data.



At der foretages en ny indsamling af data for regnskabsåret 2017. Dataindsamlingen skal

blandt andet omfatte antal netkomponenter, data vedrørende transformerkapacitet, GIS-

fordelinger, lønstatistikker, opdaterede omkostningsvægte og opgørelse af nettab.

Input:



At det bør undersøges nærmere, om der er grundlag for at standardisere kapitalomkostnin-

gerne.



At Energitilsynet skal undersøge, hvordan nettabet på længere sigt bør håndteres i bench-

markingmodellen.

Output:



At der på baggrund af 2014-data anvendes tre ydelser (output) i beregningerne af effektivise-

ringspotentialerne, hhv. tæthedskorrigeret norm-grid, antal aftagenumre og nettospidsbelast-

ning eller alternativt leveret mængde.



At der ved genberegningen af benchmarkingmodellen på ny foretages en cost driver-analyse

for at identificere om de tre ydelser også kan anvendes i modellen baseret på 2017-data. I

vurderingen af ydelserne bør der både lægges vægt på den begrebsmæssige betydning så-

vel som den statistiske signifikans.

Rammevilkår:



At der i benchmarkingmodellen korrigeres for regionale lønforskelle og bymæssighed.



At der foretages en second stage analyse, for at identificere om der er nogle af de i rapporten

beskrevet mulige rammevilkår, som der fremadrettet bør korrigeres for.



At der i forbindelse med genberegning i 2018 ligeledes udføres en second stage analyse for

at identificere mulige rammevilkår.

Side 147 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Ekstremværdi:



At der foretages en randundersøgelse og outlier-test i både DEA- og SFA-modellen. Dette

gøres for at sikre, at netvirksomhedernes effektivitetspotentiale bliver fastsat i forhold til sam-

menlignelige netvirksomheder, samt at sikre at effektiviseringspotentialerne ikke fastsættes

på et urimeligt niveau.



At der ved genberegning i 2018 ligeledes udføres en randundersøgelse og outlier-test.

11.2.2. Programmeringskoder (scripts) til genberegning af modellen i 2018

Benchmarkingekspertgruppen har nedsat en arbejdsgruppe til udviklingen af den ny benchmar-

kingmodel. Professor Peter Bogetoft har været ansat til at udvikle modellen og til at foretage de

statistiske analyser. Peter Bogetoft har i denne forbindelse, i tæt samarbejde med Sekretariatet for

Benchmarkingekspertgruppen, udviklet et såkaldt script, som er programmeringskoder til beregner

og analyser af DEA- og SFA-modellerne i programmeringsprogrammet R.

Peter Bogetofts og Sekretariatet for Benchmarkingekspertgruppens udarbejdede script vil blive

overleveret til Energitilsynet, når Benchmarkingekspertgruppen afleverer sin afsluttende rapport.

Scriptet indeholder alle løbende beregner og analyser, der er gennemført i forbindelse med udvik-

ling af den ny benchmarkingmodel, og er et arbejdsdokument der stadig er under udvikling.

Sekretariatet og Peter Bogetoft har indgået et tæt samarbejde i forbindelse med udarbejdelsen af

modellen samt de bagvedliggende analyser. Dette har resulteret i, at sekretariatet har erhvervet sig

stor indsigt og forståelse af analysearbejdet samt det anvendte script. Dette for at sikre, at Sekreta-

riatet for Energitilsynet har kompetencer til på sigt at foretage genberegningerne af modellen, når

data for regnskabsåret 2017 skal anvendes til udmøntning af effektiviseringskrav for netvirksom-

hedernes indtægtsrammer for 2019.

Det udarbejdede script, som Peter Bogetoft har produceret i samarbejde med Sekretariatet for

Benchmarkingekspertgruppen, giver Sekretariatet for Energitilsynet mulighed for hhv. at genbe-

regne modellens effektiviseringspotentialer, at analysere om modellen er robust baseret på data

fra regnskabsåret 2017, samt at analysere behovet for justeringer af modellen som helhed.

Scriptet er at betragte som et arbejdsdokument under fortsat udvikling

–

der foreligger således på

nuværende tidspunkt ikke et endeligt script, der alene indeholder programkoder målrettet den af

ekspertgruppen anbefalede benchmarkingmodel. Ekspertgruppemedlemmerne er derfor af den

mening, at det synes formålstjenesteligt at vente med at udlevere script, til de individuelle effektivi-

seringskrav udmeldes. Dette er i overensstemmelse med kommissoriet for Benchmarkingekspert-

gruppen, hvoraf det fremgår, at ekspertgruppen ved arbejdets afslutning vil komme med en beskri-

velse af de overordnede principper for den fremtidige benchmarkingmodel, herunder valg af model.

Herudover bemærkes det, at det ligeledes i forbindelse med udviklingen af benchmarkingmodeller i

sammenlignelige lande ikke har været praksis at udlevere script, men alene at udlevere et script

ved anvendelse af benchmarkingmodellen og udmelding af individuelle effektiviseringskrav.

Side 148 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

11.2.3. Fremadrettet dataindsamling

Ekspertgruppens samlede anbefalinger til en ny benchmarkingmodel er baseret på tilgængelige

data for 2014. Benchmarkingekspertgruppen anbefaler imidlertid, at der i forbindelse med genbe-

regning samt revurdering af modellen i 2018 på baggrund af data for regnskabsåret 2017 foretages

en analyse tilsvarende den, der er blevet udarbejdet i forbindelse med anbefalingerne til den nye

benchmarkingmodel baseret på 2014-data. Indhentning af data for regnskabsåret 2017 bør base-

res på nedenstående principper.

Tabel 54 |

Dataindsamling af transformerkapacitet

Data

Datakilde

Anvendelse i benchmarking-

modellen

Transformerkapacitet.

Nye indberetningsskemaer som skal udfyldes med 2017-data og indsen-

des til Energitilsynet i 2018.

Den installerede transformerkapacitet er en mulig ydelse i modellen, hvor-

for det er af stor betydning at dataene for kapaciteten er til rådighed, og at

de er af høj kvalitet.

Tabel 55 |

Dataindsamling af nettospidsbelastning

Data

Datakilde

Den faktiske spidsbelastning i elnettet.

Data vedrørende netvirksomhedernes faktisk nettospidsbelastning samt

den decentrale produktion fra solceller og vindmøller. Data fra udveks-

lingsmålere i nettet er registreret i DataHub, som drives af Energinet.dk.

Netvirksomhedernes nettospidsbelastning er identificeret som en ydelse i

den nye benchmarkingmodel. På nuværende tidspunkt er effekterne fra

den decentrale produktion dog ikke inkluderet, hvilket kan medvirke til

misvisende data afhængigt af størrelsen af den decentrale produktion og

elforbruget i nettet. Benchmarkingekspertgruppen anbefaler derfor, at det

på sigt undersøges om, der i opgørelsen af målet for nettospidsbelastning

kan tages højde for bl.a. decentral produktion.

Anvendelse i benchmarking-

modellen

Side 149 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Tabel 56 |

Dataindsamling af GIS-data

Data

Datakilde

Anvendelse i benchmarking-

modellen

City-, by- og landfordeling af netkomponenter.

Geografisk informationssystem (GIS).

Nye indberetningsskemaer som skal udfyldes med 2017-data og indsen-

des til Energitilsynet i 2018.

Bymæssighed er identificeret som et væsentligt rammevilkår. Ekspert-

gruppen anbefaler, at Energitilsynet fremadrettet foretager en undersøger

af en mulig forbedring af GIS-data. Dermed reduceres usikkerheden om-

kring de estimerede omkostningsforhold mellem city, by og land, som der

er ved den eksisterende GIS-opdeling.

Dansk Energi har tilbage i 2008 i samarbejde med Atkins udviklet et GIS-

filter med zoneinddeling, som netvirksomhederne kan anvende ved opgø-

relsen af fordelingen af netkomponenter i city, by og land. Dette værktøj

har dog vist sig at være fejlbehæftet. Ekspertgruppen anbefaler derfor, at

Energitilsynet fremadrettet bør udvikle et lignende værktøj, som netvirk-

somhederne kan anvende til brug for indberetning af fordelingen af net-

komponenter efter zoner. I den forbindelse anbefales Energitilsynet at

kigge nærmere på zone-inddelingerne, så GIS-kortet i højere grad afspej-

ler netvirksomhedernes reelle omkostningsforskelle på tværs af geografisk

område.

Bemærkninger

Tabel 57 |

Dataindsamling af omkostningsvægte

Data

Datakilde

Anvendelse i benchmarking-

modellen

Bemærkninger

Omkostningsvægte.

Indsamle data fra netvirksomhederne.

Det konstruerede norm-gridmål skal summeres med vægte.

Driftsomkostnings- og afskrivningsvægtene, som anvendt i modellen på

nuværende tidspunkt, er baseret på oplysninger fra før 2010. Det er såle-

des ekspertgruppens vurdering, at omkostningsvægtene skal genbereg-

nes for at sikre, at forholdene mellem netkomponenterne, som indgår i

norm-gridmålet er korrekte.

Tabel 58 |

Dataindsamling af regionale lønforskelle

Data

Datakilde

Regionale lønforskelle.

Der foreligger på nuværende tidspunkt ingen officielle data, hvorfor ek-

spertgruppen anbefaler, at Energitilsynet inden 2018 undersøger om der

kan indsamles mere valide data for regionale lønforskelle.

Regionale lønforskelle er identificeret som et væsentligt rammevilkår. Ek-

spertgruppen anbefaler, at såfremt der kan indsamles valide informationer

om regionale lønforskelle, så bør disse korrigeres i netvirksomhedernes

totale omkostninger, inden der foretages en cost driver-analyse og poten-

tialeberegninger i DEA og SFA-modeller.

Anvendelse i benchmarking-

modellen

Side 150 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

Tabel 59 |

Dataindsamling af nettab

Data

Datakilde

Fysisk nettab samt nettabsomkostninger

Indberetninger fra netvirksomhederne, samt en undersøgelse af netvirk-

somhedernes kontrol af fysisk nettab og indkøb af el til at dække det fysi-

ske nettab.

Det er på nuværende tidspunkt ikke muligt, at anskaffe målinger af den

nødvendige præcision og dermed til at foretage en benchmarking af det

fysiske nettab. På sigt bør nettab indarbejdes i benchmarkingen af netvirk-

somhederne.

Anvendelse i benchmarking-

modellen

Tabel 60 |

Dataindsamling vedrørende levetid for netkomponenter

Data

Datakilde

Anvendelse i benchmarking-

modellen

Levetider for netkomponenter.

Indsamle data vedrørende netvirksomhedernes faktisk anvendte levetider

for netkomponenterne.

Nettets alder er beskrevet som et muligt rammevilkår. For at undersøge

betydningen af nettes alder, anbefaler ekspertgruppen, at Energitilsynet

fastlægger, hvilke levetider som netvirksomhederne anvender til netkom-

ponenterne.

Side 151 af 152

EFK, Alm.del - 2016-17 - Bilag 202: Orientering om Benchmarkingekspertgruppens arbejde, fra energi-, forsynings- og klimaministeren

12. Bilagsoversigt

Bilag 1: Kommissoriet

Bilag 2: 1. delaflevering af december 2015 om overordnede principper

Bilag 3: Indberetnings- og konteringsvejledning: Forslag til konterings- og indberetningsvejlednin-

gen i den version, som blev overleveret fra Benchmarkingekspertgruppen til Energitilsynet den 4.

oktober 2016.

Bilag 4: Oversigt over dialog- og arbejdsgruppemøder med branchen

Bilag 5: Følgegruppens høringssvar til rapporten

Bilag 5a: Høringssvar fra Dansk Energi

Bilag 5b: Høringssvar fra DI

Bilag 5c: Høringssvar fra Forbrugerrådet Tænk

Bilag 5d: Høringssvar fra Landbrug & Fødevarer

Bilag 5e: Høringssvar fra Det Økologiske Råd

Bilag 6: Høringsnotat

–

Benchmarkingekspertgruppens adressering af følgegruppens bemærknin-

ger til rapporten

Side 152 af 152