Bilag til Tilsynsnotatet - Energitilsynet

2Bilag 1: Detaljeret gennemgang af netvolumen-modellenFraværet af konkurrence mellem netselskaberne har medført, at der er blevet opbygget et historiskeffektiviseringspotentiale i netselskaberne. I dette bilag bliver der redegjort for, hvordannetvolumen-modellen bliver anvendt til at fastsætte det historisk opbyggede effektiviseringskravfor et givet netselskab. Dette bilag giver en uddybende beskrivelse af netvolumenmodellen,der bliver anvendt af Energitilsynet til at fastsætte netselskabernes relative omkostningseffektivitet.Benchmarkingen af netselskabernes kvalitet i levering af elektricitet på aggregeretniveau og enkeltkundeniveau, samt fastsættelse og udmøntning af en ét-årig forbrugerkompensationsom følge af mindre tilfredsstillende kvalitet i levering af elektricitet er beskreveti bilag 5 og 6.Kategorier af netselskaberDer er en generel forskel på de arbejdsopgaver forbundet med at drive elnet på forskelligespændingsniveauer. Energitilsynet har derfor valgt at udarbejde en separat benchmarking forhhv. lavspænding, mellemspænding og højspænding.I afgørelserne fra 2007, 2008 og 2009 blev de regionale transmissionsselskaber benchmarket ito grupper for dermed at tage højde for fordyrende rammevilkår. Som ved de foregående årsafgørelse har Energitilsynets sekretariat foretaget en grundig analyse af de regionale transmissionsselskabersfordyrende rammevilkår.Denne analyse er præsenteret i bilag 2. Denne analyse afslører ikke alternative metoder til atkorrigere for fordyrende rammevilkår. Dette indikerer således, at den hidtil anvendte metodeer robust. Energitilsynets sekretariat har derfor valgt at udarbejde en benchmarking af de regionaletransmissionsselskaber efter samme princip som i afgørelserne fra 2007, 2008 og 2009.Energitilsynet har dermed udarbejdet en benchmarking af fire separate kategorier af netselskaber:• Regionale transmissionsselskaber (gruppe 1),• Regionale transmissionsselskaber (gruppe 2),• Distributionsselskaber, og• TransformerforeningerDatagrundlaget for dette års benchmarkingen er selskabernes indberetninger af netkomponenterog reguleringsregnskaber for 2009. Derudover har Energitilsynet sekretariat valgt fortsat atanvende de fastsatte omkostningsækvivalenterne for 2005. Energitilsynet vil senest i 2011revurdere disse omkostningsækvivalenter, da det fremgår af Bek. 1227 § 26, stk. 4, at grundlagetfor benchmarkingen fra og med regnskabsåret 2007 tages op til revision mindst hvertfjerde år. Opdelingen af de regionale transmissionsselskaber er beskrevet nærmere nedenfor,jf. afsnittet Benchmarking af de regionale transmissionsselskaber.

3De grundlæggende principper i netvolumen-modellen er beskrevet i boksen nedenfor, jf. boks1.1. Herefter følger en beskrivelse af den udarbejdede separate benchmarking af de 4 kategorieraf netselskaber, jf. inddelingen ovenfor.Boks 1.1: Netvolumen-modellenNetvolumen-modellen er konstrueret ved at definere en række kategorier af selskabernesomkostningstunge arbejdsopgaver. Kategorierne består hovedsageligt af en række forskelligenetkomponenter, da selskaberne bruger mange omkostninger på at vedligeholde og afskrivenettet. For eksempel udgør antallet af km kabel en selvstændig kategori, fordi selskabersomkostninger til vedligeholdelse og afskrivning stiger med antallet af km kabel.Kategorierne består foruden af en række netkomponenter også af administrationsomkostninger,omkostninger til kundehåndtering samt såkaldte 1:1 omkostninger. 1:1 omkostningerindeholder især omkostninger til rådgivning om energibesparelse. Alle 23 kategorier fremgåraf nedenstående tabel.Kategorier af omkostningsposterKategoriKategori (fortsat)1 132 kV-felt, åben 13 50/10 kV-transformer2 132 kV-felt, gasisoleret 14 10 kV-felt3 132 kV-kabel 15 10 kV-kabel4 132 kV-kabel, sø 16 10 kV-luftledning5 132 kV-uftledning, enkelttracé 17 10/0,4 kV-station6 132 kV-luftledning, dobbelttracé 18 0,4 kV-kabel7 132/50 kV-transformer 19 0,4 kV-luftledning8 50 kV-kabel 20 Målere9 50 kV-kabel, sø 21 Kunderelaterede omkostninger10 50 kV-luftledning 22 Administrationsomkostninger11 50 kV-felt, åben 23 1:1 omkostninger12 50 kV-felt, gasisoleretBemærk, at kategoriernes definitioner er forkortede. Kategorier med komponenter på 132kV-niveau indeholder også komponenter på 150 kV. Tilsvarende indeholder kategorier medkomponenter på 50 kV-niveau også komponenter på 60 kV niveau, mens der i kategorier afkomponenter på 10 kV-niveau også indgår komponenter på 15 kV og 20 kV-niveau.Metoden indebærer, at hvert selskab fordeler sine omkostninger – både driftsomkostninger

4og afskrivninger – ud på de 23 kategorier og samtidig angiver, hvor mange styk de har afhver. Ved at dividere de henførte omkostninger med anførte styk opnås et udtryk for selskabernesgennemsnitlige enhedsomkostninger for hver af de 23 kategorier. Dette kaldes ogsåfor omkostningsækvivalenter, og er defineret ved:Bilag 3 indeholder en detaljeret beskrivelse af, hvordan omkostningsækvivalenterne er beregnetfor de 23 kategorier.Som det fremgår, vægtes de enkelte kategorier i forhold til størrelsen på de omkostninger degiver anledning til. For eksempel bruger selskaber flere omkostninger på at vedligeholde ogafskrive kabler på 50 kV-niveau end kabler på 10 kV-niveau. Kabler på 50 kV-niveau fårderfor en højere vægt end kabler på 10 kV-niveau. Vægte for alle 23 kategorier fremgår afbilag 3.For hvert selskab opgøres, hvor mange omkostninger et gennemsnitligt selskab ville brugepå at drive et net svarende til det pågældende selskabs net. Dette beløb betegnes netvolumen,og opgøres ved at gange hver af selskabets anførte styk med de dertil hørende vægte.Ved at dividere selskabets faktiske omkostninger med dets netvolumen beregnes et indeks,der udtrykker selskabernes relative effektivitet. Dette indeks betegnes omkostningsindekset,og er defineret som nedenfor:Selskabernes effektiviseringspotentiale som følge af spredningen i omkostningseffektivitetenkan efterfølgende fastsættes ved at sammenholde det individuelle selskabs omkostningsindeksmed omkostningsindekset for de mest effektive selskaber, benchmark-fraktilen. Potentialetfremkommer således ved selskabernes relative effektivitet, som benchmarking netopfastsætter af. Potentialet beregnes som:

5⎛ ⎛⎜ ⎜ ePotentiale max 0;1 lavi = ⎜⎜−⎝ ⎝ei⎞⎞⎟⎟⎟ *100⎟⎠⎠Potentialei= effektiviseringspotentiale for selskabiei= omkostningsindeks for selskabielav= gennemsnit af de mest effektive selskabers omkostningsindeksEffektiviseringspotentialet kan antage værdier mellem 0 og 100 pct. og udtrykker det individuelleselskabs potentiale til at effektivisere sine omkostninger på baggrund af selskabernesrelative effektivitet.Benchmarking af de regionale transmissionsselskabers omkostningseffektivitetUd fra netvolumen-modellen opgør Energitilsynets sekretariat for et givet selskab, hvor mangeomkostninger et gennemsnitligt netselskab ville have ved at drive et net svarende til detgivne selskabs net, jf. boks 1.1. ovenfor. Dette beløb bliver betegnet som netselskabets netvolumen.For hvert enkelt netselskab er netvolumen således givet ved antallet af netselskabetsforskellige netkomponenter ganget med de tilhørende omkostningsækvivalenter.Hvert selskabs omkostningsindeks bliver derefter opgjort ved at dividere selskabets faktiskeomkostninger med selskabets netvolumen. Et netselskabs omkostningsindekset angiver dermedselskabets faktiske omkostninger relativt til de omkostninger, som et gennemsnitligt netselskabville have forbundet med at drive et tilsvarende net. Et netselskabs omkostningsindekser således et udtryk for netselskabet relative omkostningseffektivitet.For de regionale transmissionsselskaber opgøres selskabernes omkostningsindeks:rege iRR,reg tr,gruppenRR,reg tr,gruppen reg tr,gruppenreg tr,gruppentr,gruppen driftsomk i+ afskrivninger i− nettab i− ekstraordinæreomk i=reg tr reg tr,land∑ w j n ijjreg tr,gruppene i=RR,reg tr,gruppendriftsomk i=RR,reg tr,gruppenafskrivninger i=reg tr,gruppennettab i= omkostninger tilnettabfor regionaltransmissionsselskab i, der tilhører gruppenreg tr,gruppenekstraordinæreomk i= ekstraordinæreomkostninger for regionaltransmissionsselskab i, der tilhører gruppenreg tr,gruppenn ij=omkostningsindeksfor et regionalt transmissionsselskabi,der tilhører gruppen, hvor ndriftsomkostnigner ifølgereguleringsregnskabfor regionalt transmissionsselskabi,der tilhører gruppenafskrivninger ifølgereguleringsregnskabfor regionalt transmissionsselskabi,der tilhører gruppenantalstyk af kategori j for regionalt transmissionsselskabi,der tilhører gruppen= 1,2, j = 1,...,23reg trw j=omkostningsækvivalent for regionaletransmissionsselskaber hørendetil kategori j

6Energitilsynets sekretariat opgør et givet netselskab effektiviseringspotentiale ved at sammenholdedet enkelte selskabs omkostningsindeks med et gennemsnit af de mest effektivenetselskabers omkostningsindeks. Gennemsnittet af de mest omkostningseffektive netselskaberbliver i netvolumen-modellen betegnet som den såkaldte benchmark-fraktilen.Såfremt et netselskab er blandt de mest omkostningseffektive netselskaber, har netselskabetifølge netvolumen-modellen ikke et uudnyttet effektiviseringspotentiale. Derimod vil et netselskabhave et uudnyttet effektiviseringspotentiale, såfremt netselskabets omkostningsindekser større end gennemsnittet blandt de mest effektive netselskaber.Netvolumen-modellen skal afspejle en konkurrencesituation. Ved Tilsynsafgørelsen af 28.september 2009 om reduktion af elnetselskabernes indtægtsrammer for 2010 fastsatte Energitilsynetbenchmarkingfraktilen til at være gennemsnittet af de 20 pct. mest omkostningseffektiveregionale transmissionsselskaber. De mest effektive selskaber blev opgjort som de selskaber,der havde det laveste omkostningsindeks, og som tilsammen udgjorde 20 pct. af densamlede netvolumen. Energitilsynet har ved dette års benchmarking fastholdt denne metodetil at fastsætte benchmarkingfraktilen. For at minimere risikoen for, at ekstreme observationerfår indflydelse på benchmarkingen, er det endvidere et krav, at forskellen i omkostningsmæssigeffektivitet mellem det mest omkostningseffektive selskab og det næstmest omkostningseffektiveselskab er mindre end 20 pct. Hvis forskellen er større end 20 pct. udgår det mestomkostningseffektive selskab af det gennemsnit, som de øvrige selskaber sammenlignes med.Konkret udelades selskabet SEAS-NVE Transmission AS i beregningen af benchmarkfraktilen,da det er ca. 26 pct. mere effektivt end det næstmest omkostningseffektive selskab.Energitilsynets sekretariat har løbende gennemført validitetstest af netvolumen-modellen, jf.bilag 2. Derudover er det Energitilsynets sekretariats vurdering, at datagrundlaget er forbedretset i forhold til tidligere år. Energitilsynets sekretariat finder det derfor fortsat rimeligt, atbenchmarke selskaberne i forhold til gennemsnittet af de 20 pct. mest effektive selskaber. Deter dog sekretariatets vurdering, at der fortsat er en lille usikkerhed forbundet med korrektionenfor fordyrende rammevilkår for de regionale transmissionsselskaber. Dette er årsagen til,at Energitilsynets sekretariat ikke har benchmarket de regionale transmissionsselskaber i forholdtil de 10 pct. mest effektive selskaber som ved benchmarkingen af distributionsselskaberne.Det historisk opbyggede uudnyttede effektiviseringspotentiale for hvert enkelt transmissionsselskaber opgjort som følger:⎛ ⎛ reg transmission ⎞⎞⎜reg transmission ⎜ e⎟⎜otentialemax 0;1lav⎟⎟Pi= ⎜ ⎜ −*100reg transmission⎟⎟⎜ ⎜ e⎟⎝⎠⎟⎝ i⎠Potentialereg transmissioni= effektiviseringspotentiale for regionalt transmissionsselskab i,ereg transmision,i= omkostningsindeks for regionalt transmissionsselskab iereg transmision= gennemsnit af omkostningsindeks for de mest effektive regionale transmissionsselskaber,lav

7Effektiviseringspotentialet kan antage værdier mellem 0 og 100 pct., og udtrykker det individuelleselskabs potentiale til at effektivisere sine omkostninger på baggrund af spredningen iden økonomiske omkostningseffektivitet mellem selskaberne.Benchmarking af distributionsselskaberSom ved benchmarkingen af de regionale transmissionsselskabers omkostningseffektivitetanvender Energitilsynets sekretariat netvolumen-modellen til at bestemme et netselskabs omkostningsindeks.Hvert distributionsselskabs omkostningsindeks er dermed opgjort ved atdividere selskabets faktiske omkostninger med selskabets netvolumen. Et distributionsselskabsomkostningsindekset angiver dermed distributionsselskabets faktiske omkostningerrelativt til de omkostninger, som et gennemsnitligt distributionsselskab ville have forbundetmed at drive et tilsvarende net. Et distributionsselskabs omkostningsindeks er således et udtrykfor distributionsselskabet relative omkostningseffektivitet. For distributionsselskaberopgøres selskabernes omkostningsindeks som:RR, distrRR, distr distrdistridistr driftsomki+ afskrivningeri− nettab i − ekstraordinære omk ie i =, j = 1,...,23distr og transf distr∑ w nj j ijdistre i = omkostningsindeks for distributionsselskabiRR, distrdriftsomki= driftsomkostninger ifølge reguleringsregnskab for distributionsselskabiRR, distrafskrivninger i = afskrivninger ifølge reguleringsregnskab for distributionsselskabidistrnettab i = omkostninger til nettab for distributionsselskabidistrekstraordinære omk i = ekstraordinære omkostninger for distributionsselskabidistrn ij =antal styk afkategori j for distributionsselskabiw jdistr og transf= omkostningsækvivalent for distributionsselskaber og transformerforeninger hørende til kategori jDistributionsselskaberne er i forskelligt omfang omfattet af fordyrende rammevilkår, og afden årsag foretages en korrektion af selskabernes omkostningsindeks inden selskabernes relativeeffektivitet fastsættes. Dette indeks benævnes ’det korrigerede omkostningsindeks’, ogmetoden til fastsættelsen er beskrevet i bilag 2.Et mål for selskabernes omkostningsmæssige effektivitet opgøres herefter ved at sætte detenkelte selskabs korrigerede omkostningsindeks i forhold til gennemsnittet af korrigeredeomkostningsindeks for de mest effektive selskaber, benchmark-fraktilen. Antallet af mesteffektive selskaber bestemmes ved det antal selskaber, der har de laveste korrigerede omkostningsindeksog tilsammen udgør 10 pct. af alle distributionsselskabers netvolumen. For atminimere risikoen for, at ekstreme observationer får indflydelse på benchmarkingen, er detendvidere et krav, at forskellen i omkostningsmæssig effektivitet mellem det mest omkostningseffektiveselskab og det næstmest omkostningseffektive selskab er mindre end 20 pct.Hvis forskellen er større end 20 pct. udgår det mest omkostningseffektive selskab af det gennemsnit,som de øvrige selskaber sammenlignes med.

8I afgørelsen fra 2008 vurderede man selskabernes effektivitet i forhold til gennemsnittet forde 25 pct. mest effektive selskaber. Der er løbende gennemført validitetstests af modellen ogSekretariatet vurderer, at datarobustheden er forbedret, hvilket bl.a. medfører en mere robustestimering af korrektionsfaktoren for distributionsselskabernes fordyrende rammevilkår, jf.bilag 2. Sammenholdes disse forhold med ønsket om, at modellen skal afspejle en konkurrencesituation,vurderer Sekretariatet, at det i dette års afgørelse i lighed med afgørelsen i 2009 errimeligt at benchmarke selskaberne i forhold til gennemsnittet af de 10 pct. mest effektiveselskaber.Det historisk opbyggede uudnyttede effektiviseringspotentiale i de enkelte transmissionsselskaberopgøres herefter som:⎛ korrigeret, distr ⎞distr ⎜ emax 0;1lav⎟Potentialei=100⎜−⋅korrigeret, distr⎟⎝ei⎠distrPotentialei= effeltiviseringspotentialefor distributionselskab ikorrigeret, distrei= kundetæthedskorrigeret omkostningsindeks for distributionselskab ikorrigeret, distrelav= gennemsnit af kundetæthedskorrigerede omkostningsindeksfor de mest effektive distributionselskaberEffektiviseringspotentialet kan antage værdier mellem 0 og 100 pct., og udtrykker det individuelleselskabs potentiale til at effektivisere sine omkostninger på baggrund af spredningen iden økonomiske effektivitet mellem selskaberne.Benchmarking af transformerforeningerTransformerforeningerne benchmarkes efter samme princip som i boks 1.1, hvilket medfører,at der for hvert selskab opgøres et beløb, der beskriver, hvor mange omkostninger et gennemsnitligtselskab ville afholde ved at drive et net svarende til det pågældende selskabs net. Dettebeløb - netvolumen - opgøres ved at gange hver af selskabets anførte styk med de dertil hørendevægte.Hvert selskabs omkostningsindeks opgøres derefter ved at dividere selskabets omkostningermed dets netvolumen.For transformerforeninger opgøres selskabernes omkostningsindeks som:

9transformere itransformern ijRR, transformerRR, transformer transformertransformerdriftsomk i+ afskrivninger i− nettab i− ekstraordinære omk i=,distribution og transformer transformer∑ w nj jijtransformere i=RR, transformerdriftsomk i=RR, ransformerafskrivninger i=transformernettab itransformerekstraordinære omk idistribution og transformerw j=transformerforening i' s omkostningsindeks=transformerforening i' s driftsomkostninger jf. reguleringsregnskabettransformerforening i' s afskrivninger jf. reguleringsregnskabettransformerforening i' s omkostninger til nettab=transformerforening i' s ekstraordinære omkostningertransformerforening i' s antal styk af kategori j= omkostningsækvivalent for distributionsselskaber og transformerforeninger hørende til kategori jj = 1,...,23Et mål for selskabernes effektiviseringspotentiale opgøres herefter ved at sammenholde detenkelte selskabs omkostningsindeks med et gennemsnit af de mest effektive selskabers omkostningsindeks,benchmark-fraktilen. Et indeks højere end indekset for de mest effektiveselskaber betyder at der er et historisk opbygget effektiviseringspotentiale i selskabet, og omvendt,hvis selskabet har et indeks, der er lavere end indekset for de mest effektive selskaber.De mest effektive selskaber opgøres som de selskaber, der har det laveste omkostningsindeks,og som tilsammen udgør 20 pct. af den samlede netvolumen. For at minimere risikoen for, atekstreme observationer får indflydelse på benchmarkingen er det endvidere et krav, at forskelleni omkostningsmæssig effektivitet mellem det mest omkostningseffektive selskab og detnæstmest omkostningseffektive selskab er mindre end 20 pct. Hvis forskellen er større end 20pct. udgår det mest omkostningseffektive selskab af det gennemsnit, som de øvrige selskabersammenlignes med. Konkret er Brenderup Netselskab udeladt af beregningen af benchmarkfraktilen,da det er ca. 42 pct. mere effektivt end det næstmest omkostningseffektive selskab.Verninge Transformerforening er ikke medtaget i benchmarkingen, da det fremsendte datamaterialeer fundet mangelfuldt.I afgørelsen fra 2008 vurderede man selskabernes effektivitet i forhold til gennemsnittet forde 25 pct. mest effektive selskaber. Der er løbende gennemført validitetstests af modellen, ogpå baggrund af Sekretariatets vurdering om en forbedret datarobusthed og ønsket om, at modellenskal afspejle en konkurrencesituation, vurderer Sekretariatet derved samlet, at det idette års afgørelse i lighed med afgørelsen for 2009 er rimeligt at benchmarke selskaberne iforhold til gennemsnittet af de 20 pct. mest effektive selskaber.Det historisk opbyggede uudnyttede effektiviseringspotentiale i de enkelte transmissionsselskaberopgøres herefter som:

10⎛ ⎛ transformer ⎞⎞transformer ⎜max⎜ e0;1lav ⎟Potentiale⎟i = ⎜ ⎜−*100transformer ⎟⎟⎝ ⎝ei⎠⎠transformerPotentialei= effektiviseringspotentiale for transformerforening itransformerei= omkostningsindeks for transformerforening itransformerelav= gennemsnit af de mest effektive transformerforeningers omkostningsindeksEffektiviseringspotentialet kan antage værdier mellem 0 og 100 pct., og udtrykker det individuelleselskabs potentiale til at effektivisere sine omkostninger på baggrund af spredningen iden økonomiske effektivitet mellem selskaberne.AfrundingSom det fremgår ovenfor, foretager Sekretariatet en separat benchmarking af de regionaletransmissionsselskaber, distributionsselskaberne og transformerforeningerne. Det skyldes, atde forskellige selskabstyper opererer under rammevilkår, der ikke umiddelbart kan sammenlignes.Således er der eksempelvis forskellige forskrifter for netdriften på de forskelligespændingsniveauer, og transmissionsselskaberne adskiller sig fra distributionsselskaberne ogtransformerforeningerne ved ikke at have relationer til slutbrugerne.Sekretariatet har efter dialog med branchen valgt at anvende netvolumen-modellen til benchmarkingaf selskaberne. Netvolumen-modellen er valgt, da den vurderes at være den bedstemodel til at sammenligne selskabernes omkostninger med. Sekretariatet har desuden gennemførten række analyser, der viser, at modellens resultater kun i mindre grad vil afhænge af,hvilken model, der anvendes til effektiviseringsvurderingen, og endvidere vurderes netvolumen-modellenat være robust over for datausikkerhed, jf. bilag 10.Sekretariatet har vurderet, om det ville være fornuftigt at inddrage flere års data i benchmarkingen.Det har Sekretariatet fundet hensigtsmæssigt i forbindelse med fastsættelsen af korrektionsfaktorenfor fordyrende rammevilkår for distributionsselskaberne, da man herved minimererusikkerheden om denne estimation.

11Sekretariatet har dog ikke fundet det hensigtsmæssigt at anvende data for flere år på selskabernesdriftsomkostninger og afskrivninger i vurderingen af deres økonomiske effektivitet idet enkelte år.Store udsving i selskabernes driftsomkostninger kan tale for at inddrage flere års data i benchmarkingen,da selskaberne derved ikke vil modtage krav som følge af hændelser, der kan haveført til store omkostninger i et enkelt år. Det vil særligt kunne være tilfældet for mindre selskaber,hvor omkostninger til drift og vedligeholdelse kan være koncentreret i enkelte år. Pålængere sigt må kravene ved reguleringen dog forventes at være udlignet. Således må det forventes,at den nuværende metode kan give udsving i det enkelte selskabs effektiviseringskrav,mens alternativet med flere års data må forventes at føre til stabile krav, der vil ligge i spændetmellem det højeste og laveste krav ved den nuværende metode.To argumenter taler direkte imod at anvende flere års data for omkostninger i fastsættelsen afkravene.• Selskaber, der tidligere har været effektive, vil få reduceret deres incitamenter til atopretholde en høj effektivitet, da de kan trække på historisk høj effektivitet i reguleringen,og derfor ikke vil mærke konsekvenserne af ikke at opretholde en høj effektivitet.• Selskaber der tidligere har været ineffektive, men som har indhentet et betydeligt effektiviseringspotentiale,vil blive straffet for den historiske ineffektivitet i reguleringen,selv om den ikke har med selskabets aktuelle effektivitet at gøre. Disse selskabervil derfor mærke gevinsten ved at effektivisere i mindre grad i benchmarkingen.Samlet har Sekretariatet derfor ikke fundet det hensigtsmæssigt at anvende flere års data foromkostninger i vurderingen af selskabernes økonomiske effektivitet, men har derimod fundetdet hensigtsmæssigt at gøre det i forbindelse med beregningen af korrektionsfaktoren for fordyrenderammevilkår og forskellige tests af modellen.Endvidere hæfter Energitilsynets sekretariat sig ved at effektivitetskrav ifølge lovgrundlagetudmeldes årligt af tilsynet, og denne udmelding baseres på data fra foregående kalenderår,dvs. reference perioden er også årlig.En overgang til flerårige udmeldinger på baggrund af flere års referenceperiode vil såledesefter sekretariatets vurdering forudsætte en lovændring eller som minimum en bekendtgørelsesændring.

12Bilag 2: Analyse af fordyrende rammevilkårIndledningElnetselskaberne er i forskellig grad underlagt fordyrende rammevilkår, der knytter sig tileksempelvis vejbelægninger, regler for håndtering af opgravet jord, trafikintensitet, særligeforskrifter for installationer, og koordination med andre forsyningsinstallationer. Disse elementerpåvirker anlægs- og vedligeholdelsesomkostningerne pr. enhed netkomponent, og enretvisende model skal derfor korrigere for det varierende omfang af fordyrende rammevilkår.Forskelle i omfanget af fordyrende rammevilkår knytter sig til benchmarkingen af de regionaletransmissionsselskaber og distributionsselskaberne. For transformerforeninger er der ikkeidentificeret en korrelation mellem omkostningsindeks og omfanget af fordyrende rammevilkår.Korrektion for fordyrende rammevilkår - distributionsselskaberOprindelig var det tiltænkt, at de indhentede data var tilstrækkelige til, at det ikke var nødvendigtat foretage korrektion for fordyrende rammevilkår i netvolumen-modellen. Det varsåledes tiltænkt, at netkomponenterne skulle opgøres for hhv. city, by og land. Disse indberetningerhar dog vist sig ikke at være af en tilfredsstillende kvalitet, og i afgørelserne fra2007, 2008 og 2009 har man derfor taget højde for fordyrende rammevilkår ved at foretage enkorrektion af omkostningsindekset. Dette er også udgangspunktet i beregningerne i dette bilag.Branchen har oplyst at den i øjeblikket arbejder på en alternativ metode til dataindberetningerne,hvor selskabernes netkomponener indberettes efter deres placering i forskellige omkostningszoner– GIS (Geographical Information System). Når dette arbejde er implementereti selskaberne vil Sekretariatet vurdere, om det kan bruges til at foretagen en mere præcis korrektionaf de fordyrende rammevilkår.I det følgende beskrives metoden til korrektion for fordyrende rammevilkår i dette års afgørelse.Analyse af sammenhængen mellem omkostningsindeks og kundetæthedEnergitilsynets sekretariat har udarbejdet en analyse af sammenhængen mellem omkostningsindeksetog kundetætheden i bilagene til afgørelserne fra 2007, 2008 og 2009. Disse analyserviser, at et selskabs kundetæthed – opgjort som antal målere pr. km 0,4 kV-net – fremtrædersom en robust indikator for omfanget af fordyrende rammevilkår, og ved at foretage en lineærregression af selskabernes omkostningsindeks på kundetætheden beregnes et udtryk for omfangetaf fordyrende rammevilkår.Ved afgørelserne fra 2007 og 2008 valgte Energitilsynets sekretariat at udelukkende at anvendeårets data til fastsættelse af korrektionsfaktoren. I forbindelse med sidste års afgørelse vurderedeEnergitilsynets sekretariat, at sekretariatet ville opnå en mere korrekt korrektionsfaktor

13ved at beregne estimatet for korrektionsfaktoren på baggrund af data for årene 2006, 2007 og2008 vha. en såkaldt Pooled OLS-regression. Energitilsynets sekretariat har valgt at fastholdemetoden fra sidste år ved dette års afgørelse Energitilsynets sekretariat har derfor valgt at beregneestimatet for korrektionsfaktoren på baggrund af data for 2006, 2007, 2008 og 2009vha. af en Pooled OLS-regression, der er beskrevet i boksen nedenfor.Boks 2.1: Beskrivelse af en pooled OLS-regressionEnergitilsynets sekretariat har analyseret sammenhængen mellem kundetæthed og målertæthedvha. følgende regressionsmodel:O i, t = 0 + β1Ki,t + ei,tβ (1)O i,t = Selskab i’s omkostningsindeks i år tΒ 0 = Konstant, omkostningsindeks ved en kundetæthed på nulΒ 1 = Hældningskoefficient, der angiver den faktor som selskabs omkostningsindeks bliverændret med ved en stigning i kundetætheden.K i,t = Selskabs i’s kundetæthed i år te i,t = Restled indeholdende den variation, som ikke er beskrevet af modellens variable.Energitilsynets sekretariat har estimeret koefficienterne i regressionsligning (1) vha. af PooledOLS-regression. Resultatet af denne analyse er gengivet i tabellen nedenfor.ParameterestimaterEstimat Standardfejl P-værdiβ00,67 0,02083 0,001>Pβ 10,0051 0,000362 0,001>PR 2 0,44I tabellen ovenfor er det testet om hældningspkoefficienten er nul. Hypotesen afvises, da signifikanssandsynligheden(0,001 pct.) er markant mindre end signifikansniveauet på 5 pct.Kundetætheden K i,t er en stærkt signifikant forklarende variable i regressionsmodellen (1), jf.tabellen ovenfor.R 2 giver en indikation af den andel af variationen i omkostningsindeks blandt distributionsselskabernesom kan blive forklaret vha. af variation i kundetætheden. R 2 indikerer således, atvariation i kundetætheden kan forklare ca. 44 pct. af variationen i omkostningsindekset blandtdistributionsselskaberne.Beregningen af koefficienten for kundetætheden gør det muligt at sammenholde distributionsselskabernesomkostningsindeks ud fra en fælles referenceramme. I modellen anvenderEnergitilsynets sekretariat den med netvolumen vægtede gennemsnitlige kundetæthed som

14referenceniveauet for kundetætheden. Distributionsselskaberne bliver dermed benchmarket pådette niveau. Energitilsynets sekretariat har beregnet den gennemsnitlige kundetæthed til 40målere pr. km. 0,4 kV-net.Energitilsynets sekretariat har for hvert distributionsselskab således beregnet et gennemsnitligtomkostningsindeks vha. følgende formel:Korrigeret omkostningsindeks i = Omkostningsindeks i - 0,0051·(kundetæthed i – 40)hvor 0,0051 er parameterestimatet for kundetætheden, jf. tabellen ovenfor, og 40 er den mednetvolumen vægtede gennemsnitlige kundetæthed.Energitilsynets sekretariat har dermed korrigeret for forskelle i distributionsselskabernes kundetæthedog dermed fordyrende rammevilkår. Korrektionsmetoden er illustreret i figur 12.1nedenfor.Figur 2.1: Korrektion af omkostningsindeks for forskelle i kundetæthedKorrektion af omkostningsindeksOmkostningsindeks21,81,61,41,210,80,60,40,2044B0 50 100 150 200 250Kundetæthedy = 0,0053x + 0,6679R 2 = 0,4795Omkostningsindeks Korrigeret omkostningsindeks Lineær (Omkostningsindeks)Kilde: Sekretariatets benchmarkinganalyse af økonomisk effektivitet på baggrund af 2006-data.Note: Beregningen af hældningen for dette års benchmarking er beregnet vha. data for 2006, 2007, 2008 og2009.Hvert enkelt distributionsselskabs omkostningsindeks bliver korrigeret med hældningskoefficientenpå linien A til samme kundetæthedsniveau – vist ved den lodrette linie B, jf. figur 4.1.Hældningen og skæringen på linjen A er estimeret vha. en OLS-regression beskrevet ovenfor.A

15Den anvendte korrektionsmetode medfører, at distributionsselskaber med en kundetæthedover den med netvolumen vægtede gennemsnitlige kundetæthed, får et lavere korrigeret omkostningsindeksend deres ikke korrigerede omkostningsindeks. Omvendt medfører korrektionsmetoden,at distributionsselskaber med en lavere kundetæthed end den med netvolumenvægtede gennemsnitlige kundetæthed, får et højere korrigeret omkostningsindeks end deresikke korrigerede omkostningsindeks.Den lodrette afstand mellem selskabernes omkostningsindeks langs linjen B udtrykker selskaberneseffektivitetsforskelle. Variationen i distributionsselskaberne korrigerede omkostningsindeksillustreret med linjen B danner dermed grundlag for benchmarkingen af distributionsselskabernesøkonomiske omkostningseffektivitet. De mest effektive distributionsselskaber,der danner den såkaldte benchmarkingfraktil er placeret nederst på linjen B.Som ved tidligere års benchmarking er det Energitilsynets sekretariats vurdering, at sekretariatsanalyse af sammenhængen mellem omkostningsindeks og kundetæthed etablerer et solidtgrundlag for at gennemføre en samlet benchmarking af distributionsselskaber, der operererunder forskellige omfang af fordyrende rammevilkår.Korrektion for fordyrende rammevilkår – regionale transmissionsselskaberEnergitilsynets sekretariat analyser i bilagene til Tilsynsafgørelserne i 2007 og 2008 vedr.benchmarking af de regionale transmissionsselskabers økonomiske effektivitet for reguleringsårene2006 og 2007 viste, at det ikke umiddelbart er muligt at identificere en entydig metode,hvorefter de regionale transmissionsselskabers omkostningsindeks skal blive korrigeret inetvolumen-modellen. Det er således i modsætning til distributionsselskaberne, hvor Energitilsynetssekretariat som vist ovenfor anvender variation i kundetæthed til at korrigere distributionsselskabernesomkostningsindeks.Energitilsynets sekretariats analyser fra afgørelserne i 2007 og 2008 viste imidlertid, at gradenaf kabellægning og andelen af selskabernes 50/60 kV-net udgør indikatorer for omfanget affordyrende rammevilkår. På det grundlag er de regionale transmissionsselskaber inddelt i togrupper:Den ene gruppe består af regionale transmissionsselskaber, der enten har en kabellægningsgradpå 25 pct. eller derover, eller har en andel af 50/60 kV-net i forhold til det samlede net på50 pct. eller derover.Den anden gruppe repræsenterer selskaber med en kabellægningsgrad på under 25 pct. oghvor andelen af 50/60 kV nettet samtidig udgør under 50 pct. af det samlede net.Energitilsynets sekretariat har valgt at inddrage disse forhold, da sekretariatet tidligere harobserveret, at der dels forekommer en relativt stor spredning på selskabernes enhedsomkostningerpå 132 kV-kabler, og dels at der forekommer en relativt stor spredning på de regionaletransmissionsselskabers omkostninger for 50/60 kV-nettet, set i forhold til 50/60 kV-nettetsandel af det samlede net. Dette indikerer således, at der forekommer en variation i de regionaletransmissionsselskabers omkostninger, der således ikke nødvendigvis kan tilskrives selskabernesomkostningseffektivitet.

16Energitilsynets sekretariat har tidligere dels gennemført en analyse af omkostningsvariationerneud fra selskabernes kabellægningsgrad målt ved 132/150 kV og 50/60 kV-kablers andelaf den samlede netvolumen, og dels gennemført en analyse af selskabernes 50/60 kV-netsandel af den samlede netvolumen. Disse analyser har vist, at de regionale transmissionsselskaberadskiller sig i to grupper – hhv. en gruppe med selskaber, der har en kabellægningsgradpå 25 pct. eller derover, eller har en andel 50/60 kV-net i forhold til det samlede net på50 pct. eller derover, og en anden gruppe af selskaber med en kabellægningsgrad på under 25pct. og hvor andelen af 50/60 kV-nettet samtidig udgør under 50 pct. af det samlede net.Energitilsynets sekretariat har ved tidligere års afgørelser fastsat grænseværdien for kabellægningsgradenpå 25 pct. ved at sammenholde selskabernes omkostningsindeks med deres kabellægningsgrad.Ved denne sammenligning har Energitilsynets sekretariat vurderet, at deregionale transmissionsselskaber adskiller sig i to grupper. Den ene gruppe har en kabellægningsgradover 25 pct., mens den anden gruppe har en kabellægningsgrad på under 25 pct.Grænseværdien på 50 pct. for andelen af 50/60 kV-nettet i forhold til det samlede net, harEnergitilsynets sekretariat fastsat på tilsvarende vis. Energitilsynets sekretariat har dermedsammenholdt selskabernes omkostningsindeks med andelen af 50/60 kV-nettet i forhold tildet samlede net. På dette grundlag har Energitilsynets sekretariat vurderet, at selskaberne fordelersig i to grupper. Den ene gruppe har en andel på under 50 pct. og den anden gruppe haren andel på over 50 pct.Statistisk analyse af de to grupper af regionale transmissionsselskaberI forbindelse med de foregående års afgørelser har flere netselskaber fundet Energitilsynetssekretariats korrektionsmetode beskrevet ovenfor problematisk. Grundet det relativt begrænsedeantal af regionale transmissionsselskaber er benchmarkingen udarbejdet på et relativtspinkelt datagrundlag. Energitilsynets sekretariat har derfor i bilagene til de foregående årsafgørelser udarbejdet en række analyser af den valgte metode til at korrigere for fordyrenderammevilkår, hvorved Energitilsynets sekretariat udarbejder en separat benchmarking for deto grupper af transmissionsselskaber. På det grundlag vurderede Energitilsynets sekretariat detmest retvisende fortsat at anvende opdelingen af de regionale transmissionsselskaber i togrupper til at korrigere for fordyrende rammevilkår. Energitilsynets sekretariat fandt f.eks.statistik belæg for, at regionale transmissionsselskaber med en kabellægningsgrad på over 25pct. har et højere omkostningsindeks end regionale transmissionsselskaber med en kabellægningsgradpå under 25 pct.Derudover fandt Energitilsynets sekretariat statistisk belæg for, at regionale transmissionsselskabermed en andel 50/60 kV-net i forhold til det samlede net på 50 pct. eller derover ligeledeshar et højere omkostningsindeks end regionale transmissionsselskaber med en andel 50/60kV-net i forhold til det samlede net på under 50 pct.I forbindelse med dette års benchmarking har Energitilsynets sekretariat ud fra data for perioden2006-2009 testet om der fortsat findes en signifikant forskel i det gennemsnitlige omkostningsindeksmellem de to grupper af regionale transmissionsselskaber. Energitilsynets sekretariathar dermed pooled observationer fra hhv. gruppe 1 og gruppe 2, og efterfølgende testetom der er en signifikant forskel mellem det gennemsnitlige omkostningsindeks for de poolede

17observationer fra gruppe 1 og det gennemsnitlige omkostningsindeks for de poolede observationerfra gruppe 2. Metoden til at gennemføre dette test er beskrevet nærmere i boks 2.2.Boks 2.2: t-test for sammenligning af to middelværdier med ens variansI testen, hvor to middelværdier sammenlignes, beregnes først en pooled varians. Den pooledevarians er givet ved:sssnn2p2x2yxy=2( n x −1) s x + ( n y −1)( n + n − 2)x= den estimerede varians for x - variablen= den estimerede varians for y - variablen2y= antal observationer af x= antal observationer af yys, hvorHypotesen, at middelværdierne er identisk opstilles som:H : µ − µ = 00mod alternativetHAx: µ − µxyy≠ 0, og H 0 forkastes, hvis:X −Ysn2pxX = den estimerede middelværdi for xY = den estimerede middelværdi for y, menss+nt2p< −tn + n −2,α / 2xyyn + n −2,α / 2og det valgte signifikansniveau.xyellerX −Ysn2ps+nn + n −2,α / 2er værdien i students t - fordelingen givet antallet afx2py> txy, hvorobservationerEnergitilsynets sekretariat har først testet for ens varians mellem de to grupper af observationer.Testresultatet er opgivet i tabel 2.1 nedenfor.

18Tabel 2.1 Test for ens variansGruppe 1 Gruppe 2Middelværdi 0,78 0,66Varians 0,03 0,02Observationer 16 36Frihedsgrader 15 35Teststørrelse 1,27P(F

19Analyse af korrosionI høringssvarene fra efteråret 2008 fremførte både Dansk Energi og en række vestjyske selskaber,at en række forhold medfører, at driften af elnettet ved den jyske vestkyst er forbundetmed højere omkostninger relativt til andre dele af landet. Det blev endvidere fremført, at selskabernemed elnet ved den jyske vestkyst derfor bør kompenseres herfor i benchmarkingen.Selskaberne fremførte, at især et mere korrosivt miljø ved vestkysten som følge af den relativthøje koncentration af salt i luften vil medføre højere omkostninger for selskaber med net idisse områder. I dette bilag er det analyseret, om denne formodning stiller de korrosionsudsatteselskaber dårligere end andre selskaber i Sekretariatets benchmarking.Problemstillingen er belyst gennem to delanalyser. I første delanalyse undersøges det, omselskaber med elnet ved den jyske vestkyst fremstår dårligere i deres resultater i benchmarking-modellenend de øvrige selskaber. Analysen viser, at selskaberne ved den jyske vestkysthverken har et højere niveau for omkostninger eller et højere niveau for de omkostninger, deri benchmarkmodellen er korrigeret for fordyrende rammevilkår. Det resultat indikerer, at selskabernemed elnet ved den jyske vestkyst, ikke stilles dårligere i benchmarking-modellen iforhold til andre selskaber.Det kan imidlertid ikke udelukkes, at selskaberne ved den jyske vestkyst generelt er mere effektiveend de øvrige netselskaber. Er det tilfældet, vil en eventuel effekt af korrosion kunnevære sløret i den første delanalyse. Denne problemstilling leder til den anden delanalyse, deranalyserer selskabernes omkostninger på de enkelte netkomponenter.I analysen opdeles netkomponenterne i grupper, der kan forventes at være hhv. påvirket ogupåvirket af korrosion. Hvis det i denne analyse viser sig, at de korrosionsudsatte selskaber ermere effektive end andre selskaber på netkomponenter, der er upåvirket af korrosion og mindreeffektive på korrosionsudsatte netkomponeter er der risiko for, at Sekretariatets benchmarking-modelikke tager tilstrækkeligt højde for omkostninger til korrosion. Resultaterneviser, at selskaberne med elnet ved den jyske vestkyst er mere effektive end de øvrige netselskaberpå begge typer af netkomponenter. Samtidig viser analysen, at selskabernes effektivitetikke er mindre på de netkomponenter, der er påvirket af korrosion. Der er derfor ingenindikationer af, at selskaberne med elnet ved den jyske vestkyst er påvirket af korrosion ibenchmarkingresultaterne.Samlet kan analyserne således ikke bekræfte, at selskaber med elnet i et mere korrosivt miljøbør korrigeres yderligere for fordyrende rammevilkår i forhold til den gældende benchmarking.HypotesetestI de statistiske analyser anvendes hypotesetest, hvor man på baggrund af et parameterestimat ien tilgængelig stikprøve ønsker at forklare, hvordan det forholder sig med parameterens sandeværdier.I en hypotesetest opstilles en H 0 -hypotese som testes overfor den alternative hypotese ( H A ).Hypotesen kan både opstilles som en ensidet eller en tosidet hypotese afhængig af, om man

20har et lighedstegn eller et ulighedstegn i H 0 -hypotesen. På baggrund af den statistiske hypoteseberegnes herefter en teststørrelse. Herudover defineres et acceptområde ud fra antallet afobservationer og det valgte signifikansniveau. Ligger teststørrelsen i acceptområdet, vil manacceptere hypotesen. Har teststørrelsen derimod en værdi udenfor acceptområdet (det kritiskeområde), forkastes hypotesen.Accept af H 0 -hypotesen betyder, at man med en statistisk sandsynlighed ikke kan afvise hypotesen.I statistiske test anvendes som standard et signifikansniveau på 5 pct. Det betyder, atman i den statistiske test maksimalt vil acceptere, at man forkaster en sand H 0 -hypotese i 5pct. af tilfældene. I en fortolkning af hypotesetestene er det vigtigt at bemærke, at man ikkekan slutte, at den alternative hypotese er sand, fordi H 0 forkastes. Ligeledes kan man ikkevære sikker på, at H 0 er sand, fordi man ikke forkaster den. Det man kan slutte, når H 0 forkasteser, at de undersøgte data ikke støtter H 0 i tilstrækkelig grad til, at man tør tro på H 0 .Delanalyse 1I delanalysen indgår 3 statistiske test. Først testes det, om distributionsselskabernes korrigeredeomkostningsindeks adskiller sig signifikant afhængig af, om de er placeret i et korrosivtmiljø. Det testes herefter, om distributionsselskabernes omkostningsindeks adskiller sig signifikantafhængig af deres geografiske placering 1 . Den tredje test undersøger, om transformerforeningernesomkostningsindeks adskiller sig afhængig af, om de er placeret i et korrosivtmiljø.Som det var tilfældet i den oprindelige analyse (bilag 4 i tilsynets afgørelse fra den 28. september2009), opdeles populationen i to stikprøver: én stikprøve med selskaber med elnet vedden jyske vestkyst og én uden. Selskaberne inddeles i de to stikprøver afhængig af, om detenkelte selskab har elnet i en afstand mindre end 25 km fra den jyske vestkyst 2 .Distributionsselskaberne med elnet ved den jyske vestkyst fremstår mere effektive efter korrektionenfor fordyrende rammevilkår, da middelværdien for deres korrigerede omkostningsindeks(0,8246) er lavere end det korrigerede omkostningsindeks for øvrige selskaber(0,8691), jf. tabel 2.3 og tabel 2.4.Tabel 2.3: Distributionsselskaber uden elnet på den jyske vestkystDistributionsselskab Omkostningsindeks Korrigeret omkostningsindeksAKE Net 1,0353 0,6382Bjerringbro Elværk 0,7275 0,6242Brabrand Net A/S 0,9455 0,9055DONG Energy Eldistribution A/S 1,3318 1,1252ELRO Net A/S 0,6943 0,78321 Omkostningsindekset og det korrigerede omkostningsindeks er beskrevet i bilaget om netvolumen-modellen.2 I analysen tages der ikke højde for, hvor stor en andel af selskabernes elnet, der ligger mindre end 25 km fraden jyske vestkyst, som de vestjyske selskaber angiver som grænsen for, hvor materiel er påvirket af korrosion istørre eller mindre grad, og dermed korrosionskategori C5-M.

21Energi Fyn City Net A/S 1,0791 0,8520Energi Fyn Net A/S 0,5899 0,6649EnergiMidt Net A/S 0,5587 0,6738EnergiMidt Net Vest A/S 0,6222 0,7330ESV Net A/S 0,5876 0,6727FFV El A/S (Faaborg) 0,7539 0,8502Forsyning Helsingør Elnet 1,1779 0,9322Frederikshavn Elnet A/S 1,2724 1,1909Galten Elværk Net A/S 0,6922 0,7585GEV Net A/S 1,3326 1,2575Hammel El-Forsyning 1,5079 1,4318HEF Net A/S 0,5253 0,6310Hornum El-forsyning Netvirksomhed 1,1110 1,1716Hurup Elværk Net A/S 0,8361 0,9758Ikast Værkerne Net A/S 1,1560 1,1784Kjellerup Elnet 0,8464 0,8364Køge Elnet A/S 0,6721 0,7008LEF Net A/S 0,7959 0,8870Læsø Kommune 0,8960 1,0199MES Net A/S 0,5489 0,6818Midtfyns Elforsyning Amba 0,9065 0,9666Nakskov Elnet 0,8515 0,7278Nibe Elforsyning Net Amba 0,7444 0,6387NKE Elnet A/S (Næstved) 1,1678 0,8278NRGi Net A/S 0,6868 0,6769Nyborg Elnet A/S 1,1820 1,1580Ravdex A/S 0,7309 0,7896SEAS-NVE Net 0,6809 0,7598SEF Net A/S 0,7730 0,8239SK Elnet A/S 1,1775 0,9195Struer Forsyning Elnet AS 0,9003 0,8758Tarm Elværk Net A/S 0,9330 0,9797TRE-FOR Elnet A/S 0,6844 0,6654Verdo Hillerød El-Net 1,0422 0,8296Verdo Randers El-Net A/S 0,8358 0,6802Vestforsyning Net A/S 1,0533 1,0221Viborg Elnet A/S 0,9403 0,8631Viby Net A/S 1,1032 0,9856Videbæk Elnet 0,8468 0,9059Vildbjerg Elværk Amba 1,0759 1,1516Vordingborg Elnet A/S 0,9627 0,8453VOS Net A/S 0,8314 0,9610Ærø Elforsyning Net A/S 0,6942 0,7723

22Østjysk Energi Net A/S 0,6955 0,7311Østkraft Net A/S 0,6560 0,7814Aars El-Forsyning Netvirksomhed 0,8443 0,8112Middelværdi 0,8882 0,8691Tabel 2.4: Distributionsselskaber med elnet på den jyske vestkystDistributionsselskab Omkostningsindeks Korrigeret omkostningsindeksENV Net A/S 0,5524 0,6443NOE Net A/S 0,6180 0,7285Nyfors Net A/S 0,6727 0,7670RAH Net A/S 0,6832 0,8004Ringkøbing-Skjern Elnet A/S 1,1068 1,1237SYD ENERGI Net A/S 0,6551 0,7269Thy Højspændingsværk Net A/S 0,6718 0,8126Thy-Mors El-Net A/S 0,8856 0,9936Middelværdi 0,7307 0,8246Det testes, om ovenstående forskel mellem korrosionsudsatte selskaber og øvrige selskaber erstatistisk signifikant vha. en t-test. I testen, hvor middelværdier fra to stikprøver sammenlignes,opstilles testen som beskrevet i boks 4.2. En betingelse for testet er, at variansen er ensfor de to stikprøver.Tabel 2.5: Test for ens variansØvrige elnet Elnet ved vestkystenMiddelværdi 0,869144952 0,824625882Varians 0,034808536 0,024767093Observationer 51 8Frihedsgrader 50 7Teststørrelse 1,405434855P(F

23berne ved den jyske vestkyst ikke stilles dårligere i benchmarking-modellen i forhold til deøvrige selskaber.Tabel 2.6: T-test: To stikprøver for middelværdi i det korrigerede omkostningsindeksElnet ved vestkystenØvrige elnetEstimeret middelværdi 0,869144952 0,824625882Estimeret varians 0,034808536 0,024767093# obs. 51 8Varians anvendt i test 0,033575376HypoteseE(x)-E(y)=0Teststørrelse 0,638910044Alfa signifikansniveau 0,05Kritisk værdi: t(nx+ny-2,alfa/2) = t(57; 0,025) 2,002Kritisk værdi: -t(nx+ny-2,alfa/2) = -t(57; 0,025) -2,002Korrosionsudsatte selskaber fremstår mere effektive, da middelværdien på det korrigeredeomkostningsindeks er lavere for selskaberne ved den jyske vestkyst (0,7307) end omkostningsindeksetfor de øvrige selskaber (0,8882), jf. tabel 2.3 og tabel 2.4.Før der testes for om omkostningsindekset er identisk for de to stikprøver, skal der udføres etF-test for at undersøge om variansen er ens for de to stikprøver. Dette er efterprøvet , jf. tabel2.7.Tabel 2.7: Test for ens variansØvrige elnet Elnet ved vestkystenMiddelværdi 0,888180794 0,730684966Varians 0,053849489 0,032106654Observationer 51 8Frihedsgrader 50 7Teststørrelse 1,677206538P(F

24Tabel 2.8: T-test: To stikprøver for middelværdi i omkostningsindeksetØvrige elnetElnet ved vestkystenEstimeret middelværdi 0,888180794 0,730684966Estimeret varians 0,053849489 0,032106654# obs. 51 8Varians anvendt i test 0,051179317HypoteseE(x)-E(y)=0Teststørrelse 1,830736703Alfa signifikansniveau 0,05Kritisk værdi: t(nx+ny-2,alfa/2) = t(57; 0,025) 2,002Kritisk værdi: -t(nx+ny-2,alfa/2) = -t(57; 0,025) -2,002Som den tidligere analyse af korrosion også konkluderede, indikerer resultatet hermed, at distributionsselskabermed elnet på den jyske vestkyst ikke stilles dårligere i benchmarkingmodelleni forhold til de øvrige selskaber. Resultaterne indikerer dermed også, at selskaberneikke lider under særlige rammevilkår, som den økonomiske benchmark ikke allerede tagerhøjde for. Det kan dog ikke udelukkes, at ovenstående resultat skyldes, at selskaberne ved denjyske vestkyst generelt er mere effektive, hvorved eventuelt fordyrende rammevilkår ikke vilkomme til udtryk i hverken omkostningsindekset eller i det korrigerede omkostningsindeks.Derfor udføres en tilsvarende test af transformerforeningerne, og inddelingen i stikprøverne erillustreret nedenfor i tabellerne. I analysen anvendes udelukkende omkostningsindekset. Dethænger sammen med, at der i bechmarkingen ikke korrigeres for fordyrende rammevilkår fortransformerforeningerne. Disse oplysninger findes derfor ikke.Transformerforeningerne ved den jyske vestkyst er i gennemsnit mindre effektive end transformerforeningeruden elnet på den jyske vestkyst, som følge af den højere middelværdi foromkostningsindekset (1,2080> 0,7718), jf. tabel 2.9 og tabel 2.10.Tabel 2.9: Transformerforeninger uden elnet på den jyske vestkystTransformerforeningerOmkostningsindeksBorris El-Forsyning 0,6491Brenderup Netselskab 0,2313Bårdesø El-forsyning 0,4043Ejby Elnet Amba 0,8753Hasmark-Egense Energinet 0,7052Kibæk Elværk 0,7759Knøsgård Transformatorforening 0,6161Kongerslev Elnet ApS 0,6961Netselskabet Ullerslev Elforsyning 0,8317Nr. Broby Transformerforening 0,9487Pårup Elforsyning 0,6932Rolfsted og Omegns Transformerforenings Netselskab A.m.b.A. 1,1066

25Sdr. Felding Elforsyning 2,0528Skovsgaard Elforsyning 0,6040Studsgård Vand- og Elforsyning 0,9524Sunds Elforsyning 0,4392Taars Elnetselskab Amba 1,0279Øslev-Drøstrup Transformatorforening 0,3959Aal El-Net A.m.b.a. 0,6587Middelværdi 0,7718Tabel 2.10: Transformerforeninger med elnet på den jyske vestkystTransformerforeningerOmkostningsindeksHirtshals El-Netselskab A/S 1,0644Hjerting Transformatorforening 1,3517Middelværdi 1,2080Før der testes for om omkostningsindekset er identisk for de to stikprøver, skal der udføres et F-test for at undersøge om variansen er ens for de to stikprøver. Dette er efterprøvet ved et F-test,jf. tabel 2.11.Tabel 2.11: Test for ens variansØvrige elnetElnet ved vestkystenMiddelværdi 0,77180683 1,208044524Varians 0,148470525 0,041249114Observationer 19 2Frihedsgrader 18 1Teststørrelse 3,599362773P(F

26Tabel 2.12: t-test: To stikprøver for middelværdi for omkostningsindeksetØvrige elnet (y) Elnet ved vestkysten (x)Estimeret middelværdi 0,771806830 1,208044524Estimeret varians 0,148470525 0,041249114# obs. 19 2Varians anvendt i test 0,142827293HypoteseE(x)-E(y)=0Teststørrelse -1,552743567Alfa - signifikansniveau 0,05Kritisk værdi: t(nx+ny-2,alfa/2) = t(31; 0,025) 2,086Kritisk værdi: -t(nx+ny-2,alfa/2) = -t(31; 0,025) -2,086Som det også var tilfældet i den ovenstående analyse af distributionsselskaber, indikerer resultatethermed, at transformerforeninger ved den jyske vestkyst ikke stilles dårligere ibenchmarking-modellen i forhold til andre selskaber.

27Bilag 3: OmkostningsækvivalenterI bilag 3 beskrives formålet med fastsættelsen af omkostningsækvivalenterne og hvordan omkostningsækvivalenterneberegnes. Endelig opgøres de fastsatte omkostningsækvivalenter.Til brug for netvolumen-modellen, som er detaljeret beskrevet i bilag 1, er der behov for atdefinere en række kategorier af selskabernes omkostningstunge arbejdsopgaver. Der kan værestor forskel på, hvordan selskabernes omkostninger fordeler sig på arbejdsopgaver. Kategorierneknytter sig hovedsageligt til en række forskellige netkomponenter (kabler, luftledninger,stationer, felter m.v. på forskellige spændingskategorier samt målere, administrationsomkostningerm.v.), da selskaberne bruger de fleste af deres omkostninger på at vedligeholde og afskrivenettet. For eksempel udgør antallet af kilometer 0,4 kV-kabel en selvstændig kategori,fordi selskabernes omkostninger til vedligeholdelse og afskrivning af 0,4 kV-kabel er omkostningstungtog stiger med antallet af kilometer kabel.Metoden indebærer, at der for hver kategori udregnes, hvor mange enhedsomkostninger, selskabernei gennemsnit bruger. For eksempel bruger selskaberne i gennemsnit flere enhedsomkostningerpå at drive kabler på 50 kV-niveau end de bruger på at drive kabler på 10 kVniveau.Disse gennemsnitlige enhedsomkostninger kaldes omkostningsækvivalenter, jf. boks3.1. Således bliver selskaberne i højere grad kompenseret via omkostningsækvivalenten ”kablerpå 50 kV-niveau” end ”kabler på 10 kV-niveau” i netvolumen-modellen.Boks 3.1: OmkostningsækvivalenterOmkostningsækvivalenter eller selskabernes gennemsnitlige enhedsomkostningeranvendes i netvolumenmodellen. Omkostningsækvivalenterne beregnes ved, athvert selskab deler sine omkostninger ud på 23 fastlagte kategorier (kabler, luftledninger,stationer, felter m.v. på forskellige spændingskategorier samt målere,administrationsomkostninger, nettab m.v.) og samtidig angiver hvor mange styk,selskaberne har af hver. Ved at dividere de henførte omkostninger med anførtestyk opnås et udtryk for hvor mange enhedsomkostninger selskaberne i gennemsnitbruger inden for hver omkostningskategori. Som udgangspunkt udregnes omkostningsækvivalentersærskilt for regionale transmissionsselskaber henholdsvisfor distributionsselskaber/transformerforeninger.Ved at benytte de vægte, som omkostningsækvivalenterne udtrykker, korrigerer netvolumenmodellenfor forskelle i selskabernes udstrækning og opbygning af net. Modellen tillader selskaber,med relativt flere kabler på 50 kV-niveau end kabler på 10 kV-niveau, at afholde flereomkostninger samlet set end et tilsvarende selskab med relativt flest kabler på 10 kV-niveau.Netvolumen-modellen kan på denne måde anvendes til at sammenligne selskabernes omkostninger– dvs. driftsomkostninger og afskrivninger.BeregningerEn udregning af omkostningsækvivalenter forudsætter, at hvert selskab deler sine omkostningerud på 23 fastlagte kategorier og samtidig angiver hvor mange styk, de har af hver. Ved atdividere de henførte omkostninger med anførte styk opnås et udtryk for, hvor mange enheds-

28omkostninger selskaberne i gennemsnit bruger inden for hver kategori. Selskabernes omkostningerfremgår af reguleringsregnskaberne og indeholder alle omkostningsposter – herunderogså omkostninger til nettab og eventuelle ekstraordinære omkostninger. Da det ikke umiddelbartvirker muligt for selskaberne at effektivisere nettab og ekstraordinære omkostninger erdisse udeladt af beregningerne af omkostningsækvivalenterne. Summen af de samlede omkostninger,der er fordelt på netkomponenter kan således opgøres som:omkfordelingi= driftsomkRRi+ afskrivningerRRi− nettabi− ekstraordinære omki, hvoromknettabfordelingidriftsomki=RRiafskrivninger= selskab i's omkostning er til fordelingselskab i' s omkostning er til nettab=på kategorier= selskab i' s driftsomkostninger ifølge reguleringsregnskabetRRiekstraordinære omk= selskab i' s afskrivninger ifølge reguleringsregnskabetiselskab i' s eventuelle indeholdte ekstraordinære omkostning erSelskaberne opgør deres omkostninger for de 23 kategorier. Fordelingen foretages separat foromkostninger, der relaterer sig til driften, samt for omkostninger, der relaterer sig til afskrivninger:omkfordelingifordeling, driftifordeling, afskrivnin geri= omk + omk, hvoromkomkomkfordelingifordeling, drifti= selskab i'= selskabfordeling, afskrivnin geris omkostning er til fordelingi' s driftrelaterede omkostning er til fordeling= selskab i'på kategorierpå kategoriers afskrivningsrelaterede omkostning er til fordelingpå kategorierI alt 110 selskaber har indberettet omkostningsdata for 2005 til tilsynet. Det har imidlertidikke været muligt for alle selskaber at foretage en fordeling af omkostninger på det ønskedespecifikationsniveau, da en række selskaber til daglig benytter sig af konteringssystemer, derindeholder færre omkostningskategorier. Sekretariatet har derfor udvalgt 48 indberetninger,der vurderes at være af høj kvalitet, og som benyttes til at fastlægge omkostningsækvivalenterne.De 48 udvalgte indberetninger fordeler sig på 7 indberetninger fra regionale transmissionsselskaber,35 indberetninger fra distributionsselskaber samt 6 indberetninger fra transformerforeninger.Som udgangspunkt udregnes omkostningsækvivalenter særskilt for regionale transmissionsselskaberhenholdsvis for distributionsselskaber/transformerforeninger. Imidlertid har Sekretariatetvalgt at opgøre fælles omkostningsækvivalenter på 50/60 kV-niveauet for distributionsselskaberog regionale transmissionsselskaber, idet rammevilkårene for driften af net pådette spændingsniveau er identiske for de to selskabstyper. Det øger robustheden af ækvivalenternefor transmissionsselskaberne væsentligt.

29Beregninger: De regionale transmissionsselskaberFor de regionale transmissionsselskaber udregnes omkostningsækvivalenter som udgangspunktselvstændigt. Data fra distributionsselskaberne indgår dog i beregningen af ækvivalenterpå 50/60 kV-spændingsniveauet som det også er beskrevet ovenfor. Omkostningsækvivalentenberegnes som:wreg transmissionjwn=∑reg transmissionjomkfordelingij=reg transmissionijiomkfordeling , reg transmissionijreg transmissionij, i = 1,...,7, hvor= omkostningsækvivalent for regionale transmissionsselskaber hørende til kategori jregional transmissionsselskab i' s omkostninger hørende til kategori=∑inregional transmissionsselskab i' s antal styk afkategori jHver omkostningsækvivalent består af summen af en driftsækvivalent og en afskrivningsækvivalent:wreg transmissionjwww= wreg transmissionjreg transmission, driftjreg transmission, driftjreg transmission, afskrivningerjreg transmission, afskrivningerj, hvor= omkostningsækvivalent for regionale transmissionsselskaber hørende til kategori j= driftsækvivalent for regionale transmissionsselskaber hørende til kategori j=+ wafskrivningsækvivalent for regionale transmissionsselskaber hørende til kategorijjDriftsækvivalenten vedrører alene omkostninger forbundet med driften og opgøres ved:wreg transmission, driftjw=reg transmission, driftjomknreg transmissionij∑= driftsækvivalentfordeling , regional transmission, driftij=iomkfordeling,reg transmission,driftij∑inreg transmissionijfor regionale transmissionsselskaber hørende til kategori= regionalkategori j, i = 1,...,7regional transmissionsselskab i' s antal styk af, hvortransmissionsselskab i' s driftsrelaterede omkostninger hørende tilkategori jjAfskrivningsækvivalenten vedrører alene omkostninger til afskrivninger og opgøres ved:

30wreg transmission, afskrivningjwreg transmission, afskrivningtjomknreg transmissionij= afskrivningsækvivalentfordeling , regional transmission, afskrivningij==∑iomkfordeling , reg transmission,afskrivningij∑inreg transmissionij= regionalhørende til kategoriregional transmissionsselskab i' s antal styk af, i = 1,...,7for regionale transmissionsselskaber hørende til kategoritransmissionsselskab i' s afskrivningsrelaterede omkostningerjkategori j, hvorjFor hver af kategorierne 1 til 20 har Sekretariatet udregnet omkostningsækvivalenter ved atdividere de regionale transmissionsselskabers henførte omkostninger med antallet af netkomponenter.For kategorierne 8 til 13 indgår derudover data fra distributionsselskaberne.Omkostningsækvivalenten for administrationsomkostninger (kategori 22) udregnes ved atdividere de henførte omkostninger med de forventede omkostninger til drift og vedligehold,energirådgivning samt kundeadministration. Det skyldes, at administrationsomkostningerudgør en back-up funktion til både drifts- og vedligeholdelsesopgaver, kundehåndtering samtenergisparerådgivning.Regionale transmissionsselskaber udfører i modsætning til distributionsselskaber og transformerforeningerikke energirådgivning. Derfor udregnes omkostningsækvivalenten for 1-1 omkostninger(kategori 23) ved at dividere de henførte omkostninger med de forventede omkostningertil drift- og vedligehold, energirådgivning samt kundeadministration. Det skyldes, at 1-1 omkostningerne formodes at være drevet af størrelsen på selskabernes øvrige arbejdsopgaver– ligesom for administrationsomkostningernes vedkommende.Af tabel 3.1 fremgår de beregnede ækvivalenter for de 23. kategorier.Beregninger: Distributionsselskaber og transformerforeningerFor distributionsselskaber og transformerforeninger udregnes omkostningsækvivalenter fælles,på samme måde, som for de regionale transmissionsselskaber. Der indgår data fra de regionaletransmissionsselskaber i beregningen af ækvivalenter på 50/60 kVspændingsniveauet.Omkostningsækvivalenter for distributionsselskaber og transformerforeningerberegnes ved:

31wdistribution og transformerjwnndistribution og transformerjomkomkfordeling , distributionijfordeling , transformerkjdistributionijtransformerkj==∑iomk= omkostningsækvivalent for distributionsselskaber og transformerforeninger hørende==til kategoridistributionselskab i' s antal styk af= transformerforeningfordeling , distributionij∑indistributionijj++∑∑distributionselskab i' s omkostninger hørende til kategoritransformerforening k' s omkostninger hørende til kategorik' s antal styk afkkomknfordeling , transformerkjtransformerkjkategori jkategori j, i = 1,...,35jjk = 1,...,6, hvorOmkostningsækvivalenten består af summen af en driftsækvivalent og en afskrivningsækvivalent:wdistribution og transformerj= wdistribution og transformer, driftj+ wdistribution og transformer, afskrivningerj, hvorwwwdistribution og transformerjdistribution og transformer, driftjdistribution ogjtransformer, afskrivninger= omkostningsækvivalent for distributionsselskaber og transformerforeninger hørendetil kategorij= driftsækvivalent for distributionsselskaber og transformerforeninger hørendetil kategorij= afskrivningsækvivalent for distributionsselskaber og transformerforeningerhørende til kategorijDriftsækvivalenten vedrører alene omkostninger forbundet med driften og opgøres ved:wdistribution og transformer, driftjwdistribution og transformer, driftjomkomknnfordeling , transformer,driftkj==∑fordeling , distribution, driftijdistributionijtransformerkjtil kategoridistributionselskab i' s antal styk af= transformerforeningiomk= driftsækvivalent for distributionsselskaber og transformerforeninger hørende==fordeling,distribution, driftij∑injdistributionijdistributionselskab i' s driftslerelaterede omkostninger hørende til kategoritransformerforening k' s driftsrelaterede omkostninger hørende til kategorik' s antal styk af++∑k∑komknkategori jkategori jfordeling,transformer, driftkjtransformerkj, i = 1,...,35k = 1,...,6jjAfskrivningsækvivalenten vedrører omkostninger til afskrivninger og opgøres ved:

32wdistribution og transformer, afskrivningerjwdistribution og transformer, afskrivningerjomkomknnfordeling,transformer,afskrivningerkjdistributionijtransformerkj==∑fordeling,distribution, afskrivningerijdistributionselskab i' s antal styk af= dtransformerforeningiomk= afskrivningækvivalentfor distributionsselskaber og transformerforeninger hørende==fordeling , distribution, afskrivningerijtil kategoridistributionselskab i' s afskrivningsrelatererde omkostninger hørende til kategoritransformerforening k' s afskrivningsrelaterede omkostninger hørende til kategorik' s antal styk afj∑indistributionijkategori jkategori j++∑k∑komknfordeling,transformer, afskrivningerkjtransformerkj, i = 1,...,35; k = 1,...,6jjFor hver af kategorierne 1 til 20 har Sekretariatet udregnet omkostningsækvivalenter ved atdividere selskabernes henførte omkostninger med antallet af netkomponenter. For kategorierne8 til 13 indgår derudover data fra de regionale transmissionsselskaber.Omkostningsækvivalenten for kunderelaterede omkostninger (kategori 21) er udregnet ved atdividere de henførte omkostninger med antallet af målere. Det skyldes, at antallet af kundervurderes at drive de kunderelaterede omkostninger – for eksempel omkostninger til callcenterog fakturering.Omkostningsækvivalenten for administrationsomkostninger (kategori 22) udregnes ved atdividere de henførte omkostninger med de forventede omkostninger til drift og vedligehold,energirådgivning samt kundeadministration. Det skyldes, at administrationsomkostningerudgør en back-up funktion til både drifts- og vedligeholdelsesopgaver, kundehåndtering samtenergisparerådgivning.Omkostningsækvivalenten for såkaldte 1-1 omkostninger (kategori 23) udregnes ved at dividerede henførte omkostninger med mængden af transporteret strøm målt i MWh. Det skyldes,at kategorien hovedsageligt udgøres af omkostninger til energibesparelse. Selskaber erpålagt at benytte et fast beløb til rådgivning om energibesparelse, og beløbet stiger i mængdenaf transporteret strøm.Af tabel 3.2 fremgår de beregnede ækvivalenter for de 23. kategorier 3 .Tabel 3.1: Omkostningsækvivalenter for regionale transmissionsselskaberKategorinr.Type Driftsækvivalent AfskrivningsækvivalentOmkostningsækvivalenti alt1 132 kV-felt, åben 72.553 91.374 163.9272 132 kV-felt, gasisoleret 98.833 212.326 311.1603 Bemærk, at teksten i kategorierne er forkortet. Kategorier med komponenter på 132 kVniveauindeholder også komponenter på 150 kV-niveau. Tilsvarende indeholder kategoriermed komponenter på 50 kV-niveau også komponenter på 60 kV-niveau, mens der i kategorieraf komponenter på 10 kV-niveau også indgår komponenter på 15 kV og 20 kV-niveau.

333 132 kV-kabel 17.706 112.047 129.7534 132 kV-kabel, sø 2.865 38.712 41.5785 132 kV-luftledning, enkelttracé6.952 17.440 24.3936 132 kV-luftledning, dobbelttracé10.192 22.300 32.4927 132/50 kV-transformer 139.970 112.890 252.8608 50 kV-kabel 19.953 37.161 57.1159 50 kV-kabel, sø 19.774 41.822 61.59710 50 kV-luftledning 6.800 6.645 13.44511 50 kV-felt, åben 20.149 23.903 44.05212 50 kVfelt, gasisoleret 33.152 24.795 57.94713 50/10 kV-transformer 29.170 35.498 64.66714 10 kV-felt 8.072 4.414 12.48615 10 kV-kabel16 10 kV-luftledning17 10/0,4 kV-station18 0,4 kV-kabel19 0,4 kV-luftledning20 Målere 13.556 111 13.66721 Kunderelaterede omkostninger22 Administrationsomkostninger 0,38 0,3823 1 - 1 omkostninger 0,14 0,14Tabel 3.2: Omkostningsækvivalenter for distributionsselskaber og transformerforeningerKategorinr.Type Driftsækvivalent AfskrivningsækvivalentOmkostningsækvivalenti alt1 132 kV-felt, åben2 132 kV-felt, gasisoleret3 132 kV-kabel4 132 kV-kabel, sø5 132 kV-luftledning, enkelttracé6 132 kV-luftledning, dobbelttracé7 132/50 kV-transformer8 50 kV-kabel 19.953 37.161 57.1159 50 kV-kabel, sø 19.774 41.822 61.59710 50 kV-luftledning 6.800 6.645 13.44511 50 kV-felt, åben 20.149 23.903 44.05212 50 kV-felt, gasisoleret 33.152 24.795 57.94713 50/10 kV-transformer 29.170 35.498 64.66714 10 kV-felt 7.497 5.768 13.26515 10 kV-kabel 3.234 4.982 8.21516 10 kV-luftledning 6.616 2.514 9.129

3417 10/0,4 kV-station 2.454 4.100 6.55418 0,4 kV-kabel 5.108 4.423 9.53119 0,4 kV-luftledning 11.106 2.360 13.46720 Målere 56 19 7421 Kunderelaterede omkostninger179 17922 Administrationsomkostninger 0,38 0,3823 1 - 1 omkostninger 7,38 7,38Nedenfor følger en oversigt, hvor metoder til fastsættelse af omkostningsækvivalenter beskrives.For hver kategori specificeres dels hvilke aktiviteter, der driver omkostningerne, og delshvilken størrelse omkostningerne normeres med for at udregne omkostningsækvivalenten, jf.tabel 5.3.Tabel 5.3: Metode til fastsættelse af omkostningsækvivalenterKategori Omkostningsækvivalent Aktiviteter der driver omkostninger Normeringsstørrelse1-20DriftsomkostningerMedarbejdere i marken samt materielAntal netkomponenterAfskrivningerAfskrivninger på anlægsinvesteringerAntal netkomponenter21 Kunderelaterede omkostninger IT-systemer og servicemedarbejdere22 Administrationsomkostninger Back-up funktion til drift- og vedligehold,kunderelaterede omkostningersamt energirådgivningAntal målereForventede omkostninger(driftsvolumen) til drift- ogvedligehold, kundehåndteringsamt energirådgivning.23 Energirådgivning (1-1 omkostninger)EnergirådgivningTransporteret strøm (GWh)

35Bilag 4 Korrektion af ekstraordinære omkostningerNetvolumen-modellen inddrager selskabernes driftsomkostninger og afskrivninger. Driftsomkostningerog afskrivninger fremgår af reguleringsregnskabet og indeholder alle omkostningsposter,herunder også eventuelle ekstraordinære omkostninger.Som udgangspunkt indgår samtlige af et netselskabs omkostninger i netvolumen-modellen. Etnetselskabs samlede omkostninger må således antages at afspejle et netselskabs økonomiskeeffektivitet. Imidlertid har Energitilsynet i forbindelse med tidligere års afgørelser vedr.benchmarkingen af netselskabernes økonomiske effektivitet valgt at trække visse typer afomkostninger ud af benchmarkingen af netselskabernes økonomiske effektivitet. Omkostningerder bliver holdt ude af benchmarkingen har Energitilsynet valgt at kalde ekstraordinæreomkostninger.Energitilsynets sekretariat har fastsat en korrektionsgrænse således, at der i forbindelse medbenchmarkingen ikke bliver korrigeret for omkostninger, der udgør under 0,5 pct. af det enkelteselskabs netvolumen 4 . Energitilsynet tillader generelt ikke, at flere omkostninger slåssammen for at få beløbet over korrektionsgrænsen. Under anmeldelsesskemaet i Energi DataOnline (EDO) har Energitilsynet endvidere udarbejdet den såkaldte positiv-negativ-liste overomkostninger, der hhv. bliver betragtet og ikke betragtet som ekstraordinære omkostninger.Denne liste var tilgængelig for selskaberne, da de skulle anmelde de ekstraordinære omkostninger.Energitilsynet har ved mail af 29. april 2010 endvidere oplyst overfor netselskaberne,at sidste frist for indberetning af ekstraordinære omkostninger var 1. juni 2010. Ekstraordinæreomkostninger indberettet efter 1. juni 2010 bliver ikke korrigeret i den model som indgår iTilsynsnotatet vedr. reduktionen af netselskabernes indtægtsrammer for 2011.Der forekommer ikke nogen udtømmende definition af ekstraordinære omkostninger i hverkenelforsyningsloven eller den tilhørende indtægtsrammebekendtgørelse. Som ved tidligereårs benchmarking af netselskabernes økonomiske effektivitet er det således op til Energitilsynetat definere, hvilke omkostninger der er at betragte som ekstraordinære omkostninger. I detfølgende vil Energitilsynet derfor præsentere, hvilke typer af omkostninger som Energitilsynetbetragter som ekstraordinære omkostninger.Indledningsvis bemærker Energitilsynet, at ekstraordinære omkostninger falder i forskelligekategorier. Der forekommer derfor forskellige begrundelser for at undtage forskellige typer afomkostninger af den økonomiske benchmarking. Som ved tidligere års afgørelser har Energitilsynetfastlagt, hvilke typer af omkostninger, der bliver betragtet som ekstraordinære omkostningerud fra et objektivt, gennemsigtigt og ikke-diskriminerende grundlag.Ved dette års benchmark kan de af Energitilsynet godkendte ekstraordinære omkostningeroverordnet blive inddelt i 4 overordnede omkostningskategorier.4 Et selskabs netvolumen er udtrykt i kroner. Beløbet er beregnet ud fra de omkostningsækvivalenter, som dannergrundlag for benchmarkingen af perioden 2006-2010. Konkret bliver netvolumen beregnet ved at tage summenet selskabs antal af forskellige netkomponenter ganget med de tilhørende omkostningsækvivalenter.

361. Omkostninger som afholdes at tredje mandDen første kategori indeholder omkostninger, der bliver afholdt af tredjemand. Strengt tageter der ikke tale om ”ekstraordinære omkostninger”. Der er tale om en udgiftspost, der i sidsteende ikke udgør en omkostning for selskabet. Dette vil fx være tilfældet, hvor selskabet udførerarbejde for tredjemand, og hvor tredjemand afholder udgiften, eller hvor selskabet reparereren opstået skade, der efterfølgende betales af forsikringsselskabet.Energitilsynets sekretariat har besluttet, at netselskaberne gerne må summere flere små posterinden for kategorien ”omkostninger, der refunderes af 3. part” for dermed at komme over bagatelgrænsen.Årsagen til dette er, at disse omkostninger i virkeligheden slet ikke udgør enomkostning for selskabet.2. Omkostninger til afholdelse af pensionsforpligtelserI den anden kategori falder pensionsforpligtelser til fratrådte medarbejdere og disses ægtefæller.Baggrunden for at trække disse poster ud af selskabernes omkostninger er, at disse udgifterudspringer af historisk ledelse. Energitilsynet ønsker ikke at foretage en benchmarking påsådanne poster. Det er udelukkende pensionsforpligtelserne, der er omfattet af denne kategori.Det betyder, at fx fratrædelsesgodtgørelser til tjenestemænd ikke kan trækkes ud. Andre forhold,der kan siges at udspringe af historiske beslutninger, holdes heller ikke ude af benchmarkingen.3. Force majeure lignende omkostningerI den tredje kategori falder hændelser af ren force majeure lignende karakter. Inden for dennekategori indgår omkostninger, der opstår som følge af ekstreme vejrforhold eller enkeltståendehændelser af fuldstændig upåregnelig karakter.Energitilsynet bemærker i denne sammenhæng, at en specifik omkostning kun kan falde indenfor denne kategori, såfremt den specifikke omkostning er forårsaget af en hændelse, som selskabetikke kunne have forudset og som netselskabet meget vanskeligt kunne have garderetsig i mod. Hvis et netselskab kunne have forhindret en beskadigelse af materiel som følge afekstreme vejrforhold og dermed den tilhørende omkostning ved valg af stærkere materiel, vilEnergitilsynet generelt ikke betragte omkostningen som værende en ekstraordinær omkostning.4. Omkostninger med uhensigtsmæssig effekt på netselskabernes adfærdI denne fjerde kategori falder omkostninger, som ikke umiddelbart kan anses for at være ekstraordinære.Energitilsynet har dog besluttet at trække disse omkostninger ud af benchmarkingenfor at sikre, at benchmarking-modellen ikke fremtvinger en uhensigtsmæssig adfærdhos netselskaberne.En udskiftning af gamle målere med fjernaflæste målere kan f.eks. være særdeles omkostningstungt,da et netselskab udover omkostninger til demontering af de gamle målere og opsætningenaf de fjernaflæste målere også har omkostninger til køb af de fjernaflæste målere.Såfremt et netselskabs gamle målere ikke er fuldt afskrevet, når de bliver erstattet af fjernaf-

37læste målere, vil netselskabets dermed også skulle bære et tab i form af en straks afskrivningaf de gamle målere.Hvis netselskaberne ønsker at holde omkostningerne nede med henblik på en optimal placeringi benchmarkingen, kunne det være en løsning ikke at investere i fjernaflæste målere.Dette giver således risiko for en uhensigtsmæssig adfærd hos netselskaberne.Energitilsynet ønsker ikke at forhindre, at netselskaberne i at investere i velfungere fjernaflæstemålere. Derfor har Energitilsynet valgt at betragte følgende omkostninger i forbindelsemed fjernaflæste målere som ekstraordinære omkostninger:Omkostninger til demontering af gamle målere.Omkostninger til montering af de fjernaflæste målere.Afskrivninger på fjernaflæste målere.Straksafskrivning på gamle skrottede målere.Som ved tidligere år betragter Energitilsynet imidlertid ikke almindelig drift af fjernaflæstemålere som en ekstraordinær omkostning, da denne omkostning forfalder årligt og dermedikke kan betragtes som værende ekstraordinær i et givet år.Ligeledes har Energitilsynet besluttet, at migreringsomkostninger af IT-systemer i forbindelsemed en fusion bliver holdt ude af benchmarkingen. Der er tale om meget store poster, ogbenchmarking-modellen skal ikke være opbygget på en måde, der afholder selskaberne fra atfusionere.Ved fusioner mellem selskaber er der dog utallige omkostninger som kan blive henført tilfusionen. Energitilsynet bemærker, at det udelukkende er migreringsomkostninger af ITsystemerved fusioner, der bliver betragtet som ekstraordinære omkostninger. Energitilsynethar dermed valgt at fastholde Energitilsynets indsnævring fra sidste år af, hvilke omkostninger,der anses for ekstraordinære i forbindelse med fusioner. Andre omkostninger som f.eks.juridisk bistand i forbindelse med en fusion bliver således ikke betragtet som en ekstraordinæromkostning.Energitilsynet skal endvidere understrege, at poster, som har resulteret i en ekstraordinær forhøjelseaf indtægtsrammen ved en fusion ikke kan trækkes fra ved den økonomiske benchmarking.I nedenstående tabel er anført samtlige de ekstraordinære omkostninger, som de forskelligeselskaber har anmeldt inden udløbet af anmeldelsesfristen.5. Ændringer i forhold til tidligere årEnergitilsynet har valgt i år ikke at betragte pålagte kabelomlægninger på de højere spændingsniveauersom ekstraordinære omkostninger. Ekstraordinære omkostninger skal i sagensnatur generelt ikke omfatte relativt hyppigt forekomne omkostninger. Derudover kan en om-

38kostning generelt kun betragtes som ekstraordinær, såfremt netselskabet ikke ville kunne haveundgået denne omkostning.Netselskaber bliver på både lavere og højere spændingsniveauer med jævne mellemrum anmodetom at flytte deres kabler, da netselskabers kabler er i jorden ud fra et gæsteprincip. Deter derfor Energitilsynets sekretariats vurdering, at denne omkostning er en del af den almindeligedrift og dermed ikke ekstraordinær omkostning.Som ved de lavere spændingsniveauer under 50 kV betragter Energitilsynet dermed med denafgørelse samtlige pålagte kabelomlægninger som værende en del af den almindelige drift.Derfor vil pålagte kabelomlægninger dermed ikke blive betragtet som værende ekstraordinæreomkostninger.6. Behandling af dette års anmodninger vedr. ekstraordinære omkostningerTabel 4.1. Behandling af anmodninger vedr. ekstraordinære omkostningerSelskabAKE NetBjerringbroDONGEnergyEldistributionBeløb Beskrivelse af korrektion(kr.)1.258.677 Korrektion af driftsomkostningerfor udligning af tjenestemænd444.460 Korrektion af driftsomkostningerfor etableringsomkostningertil fjernaflæstemålere714.000 Korrektion af afskrivningerfor tab ved gamle målere2.100.000 Korrektion af driftsomkostningersom følge af migreringsomkostningertil ITogsystemomkostninger,Accept(Foreløbig)XXXAfslagXEnergitilsynets sekretariatskommentarerStår på positivlistenStår på positivlistenStår på positivlistenUnder bagatelgrænsen2.100.000 Korrektion af driftsomkostningersom følge af migreringsomkostningertil programledelseXUnder bagatelgrænsen1.000.000 Korrektion af driftsomkostningersom følge af migreringsomkostningertil ekstraordinærjuridisk- og revisorbistand.XUnder bagatelgrænsen

39EnergiFynEnergiFyn City4.577.968 Korrektion af afskrivningersom følge af afskrivning påfjernaflæste målere1.464.313 Korrektion af afskrivningersom følge af skrotning afgamle målere5.846.607 Korrektion af afskrivningersom følge af afskrivning påfjernaflæste målere354.742 Korrektion af afskrivningersom følge af skrotning afgamle målere1.846.745 Migreringsomkostninger afIT-systemer ved fusionXXXXXStår på positivlistenStår på positivlistenStår på positivlistenStår på positivlistenStår på positivlistenEnergiHillerød(Verdo)EnergiRanders(Verdo)208.996 Korrektion af driftsomkostningervedr. etablering affjernaflæste målere.681.252 Korrektion af afskrivningervedr. fjernaflæste målere432.869 Korrektion af driftsomkostningersom følge af afholdelsesaf pensionsforpligtelser4.343.600 Korrektion af driftsomkostningersom følge af pensionsforpligtelserEnergi-Midt Net1.951.600 Korrektion af driftsomkostningersom følge etableringaf leasede fjernaflæste målereXXXXXStår på positivlistenStår på positivlistenStår på positivlistenStår på positivlistenEnergitilsynet vil gernegive netselskaberne etøkonomisk incitament tilat etablere fjernaflæstemålere. Ejerforholdene eri benchmarkingen Energitilsynetssekretariatuvedkommende.Energi-Midt NetVestENV Net162.280 Korrektion af driftsomkostningervedr. etablering afleasede fjernaflæste målere7.033.684 Korrektion af driftsomkostningerfor udskiftning afmekaniske målere.703.368 Korrektion af afskrivningerfor udskiftning af mekaniskemålere.22.451.176 Korrektion af driftsomkostningerfor kabellægning af60 kV nettetXXXUnder bagatelgrænsenStår på positivlistenStår på positivlistenX Driftsomkostninger tilnødvendige nyinvesteringerindgår benchmarkingensom andre driftsomkostninger

40X Omkostningerne vedr.kun driften af de fjernaflæstemålere. Det er udelukkendedriftsomkostningeri forbindelse medetableringen af fjernaflæstemålere, der regnessom ekstraordinæredriftsomkostninger, jf.afsnit 4 ovenfor.X Omkostningerne vedr.udelukkende omkostningertil migrering af ITsystemer.Står på positivlisten.X Under bagatelgrænsenFrederikshavnElnet561.279 Korrektion af afskrivningerfor kabellægning af 60 kVnettet439.202 Korrektion af driftsomkostningerfor fjernaflæste målere.461.030 Korrektion af driftsomkostningersom følge af fusion59.232 Korrektion af afskrivningerfor fjernaflæste målere.XUnder bagatelgrænsen2.589.913 Korrektion af afskrivningersom følge af overtagelse afet 30-50-60 kV felt fra ESVuden vederlag, der dog erbogført til 6.221.000.XEnergitilsynet har ikketidligere korrigeret for, atden bogførte værdi afvigerfra den faktiske anskaffelsespris.En sådan korrektion vilendvidere svare til engenåbning af netselskabetåbningsbalance.Energitilsynets sekretariathar ikke hjemmeltil at genåbne netselskabernesåbningsbalancer.Ved Energitilsynetbenchmarking af netselskabernesøkonomiskeeffektivitet udarbejderEnergitilsynet en benchmarkingaf netselskabernesdriftsomkostninger

41og afskrivninger uafhængigtaf anskaffelsesværdien.Energitilsynet finder intetgrundlag for at afvige fraden anvendte benchmaking-model.GaltenElværkNet1.669.916 Korrektion af afskrivningersom følge af overtagelse afet 10-15-20 kV felt fra ESVuden vederlag, der dog erbogført til 6.221.000.1.960.926 Korrektion af afskrivningersom følge af overtagelse afet 30-50-60 kV kabel fraESV uden vederlag, der doger bogført til 6.221.0001.066.552 Korrektion af driftsomkostningerfor omkostninger,hvor selskabet modtagerfuld refusion fra tredjepart.XXXSe begrundelsen ovenforSe begrundelsen ovenforStår på positivlisten557.827 Korrektion af driftsomkostningervedr. etablering affjernaflæste målereXStår på positivlisten94.746 Korrektion af afskrivningervedr. fjernaflæste målereXUnder bagatelgrænsen345.498 Korrektion af driftsomkostningerpga. pålagt flytningaf kabel i forbindelse medVejdirektoratets udvidelseaf motorvejsbro.XStår på negativlistenHammelElforsyningHEF Net201.438 Korrektion af driftsomkostningersom følge etableringaf fjernaflæste målere28.332.889 Korrektion af driftsomkostningervedr. opsætning affjernaflæste målere.1.187.624 Korrektion af driftsomkostningerfor omkostningervedr. forsikringsskader,hvor selskabet modtagerfuld refusion fra tredjepart.XXXStår på positivlistenStår på positivlistenStår på positivlisten

42KETransmission14.214.419 Korrektion af driftsomkostningerpga. pålæg fra myndighedvedr. omlægningkabelstrækning ved marmor-molenX Energitilsynet betragterkabelomlægninger somfølge af gæsteprincippetsom en del af den alm.drift, jf. afsnit 5 ovenfor.NRGi NetRingkø-bing-SkjernElnetSEAS-NVE Net1.206.150 Korrektion af driftsomkostningerfor 60 kV anlægpålagt af Energinet.dk3.934.524 Korrektion af driftsomkostningerfor diverse 10/15 kVanlæg pålagt og betalt af 3.part1.606.285 Korrektion af driftsomkostningerfor diverse 0,4 kVanlæg pålagt og betalt af 3.part1.203.232 Korrektion af driftsomkostningerfor diverse 10/15 kVanlæg pålagt af 3. part, menbetalt af NRGi792.581 Korrektion af driftsomkostningerfor diverse 0,4 kVanlæg pålagt af 3. part, menbetalt af NRGi164.747 Korrektion af afskrivningerfor fjernaflæste målere5.650.033 Korrektion af driftsomkostningerfor omkostninger tiladministration, som er fuldtrefunderet3.116.950 Korrektion af driftsomkostningerfor fusion. Til migreringaf IT-systemer er anvendtkr.2.531.262.XXXXXXXXUnder bagatelgrænsenStår på positivlistenStår på positivlistenStår på negativlisten oger under bagatelgrænsenStår på negativlisten oger under bagatelgrænsenStår på positivlistenStår på positivlistenDe kr.2.531.262. er underbagatelgrænsenSEAS-NVETransmission7.922.740 Korrektion af driftsomkostningerfor egen betalingvedr. forsikringsforlig4.386.406 Korrektion af driftsomkostningerfor sprængning afmasteøUdgårX Denne omkostning erforekommet på et PSOanlæg.Denne omkostningvedr. således ikkedriften af netselskabets.Denne post skal udgå afselskabets driftsomkostningeri reguleringsregnskabog aktiveres da deter en nødvendig nyinvestering.

43Syd EnergiNetTarm ElværkTRE-FORElnetViborgElnetViby ElnetVidebækElnetVOS NetÆrø ElforsyningØstjyskEnergi35.783.434 Korrektion af afskrivningerfor fjernaflæste målere55.453 Korrektion af driftsomkostningerfor kunderelateredeomkostninger63.133 Korrektion af driftsomkostningerfor fjernaflæste målere202.304 Korrektion af afskrivningerfor fjernaflæste målere6.641.934 Korrektion af afskrivningerfor fjernaflæste målere205.019 Korrektion af driftsomkostningerfor reparationsomkostninger,som generelt erbetalt af tredjemand351.267 Korrektion af driftsomkostningerfor etablering affjernaflæste målere72.632 Korrektion af driftsomkostningerfor omkostninger tilvedr. netselskabets værdipapirer108.821 Korrektion af afskrivningerfor fjernaflæste målere763.279 Korrektion af afskrivningerfor fjernaflæste målere620.804 Korrektion af driftsomkostningerfor etablering affjernaflæste målere29.145 Korrektion af afskrivningerfor fjernaflæste målere fra200993.687 Korrektion af afskrivningerfor fjernaflæste målere78.182 Korrektion af afskrivningerfor skrotning af gamle målereved udskiftning tilfjernaflæste838.644 Korrektion af afskrivningerfor fjernaflæste målere.1.711.358 Korrektion af driftsomkostningerfor omkostningerbetalt af 3. part.XStår på positivlistenX Godkendt periodiseringaf en omkostning, jf.tidligere års afgørelser for2008 og 2009.X Omkostninger vedr. denårlige drift, der ikke bliverbetragtet som værendeekstraordinære omkostninger,jf. afsnit 4ovenfor.XStår på positivlistenXXXUdgårXXXXXXXXStår på positivlistenStår på positivlistenBør hverken indgå i regulerings-regnskabellerbenchmarkingStår på positivlistenStår på positivlistenStår på positivlistenUnder bagatelgrænsenStår på positivlistenStår på positivlistenStår på positivlistenStår på positivlisten

447. Ændringer ved næste års benchmarkingEnergitilsynet har i forbindelse med dette års benchmarkingen valgt at betragte pålagte kabellægningeraf 50 kV-nettet eller derover som ekstraordinære omkostninger. Kabellægninger afluftledninger på de lavere spændingsniveauer bliver betragtet som en del af den almindeligedrift. Med den opdaterede model for nødvendige nyinvesteringer forventer Energitilsynet, atder vil forekommer en betydelig stigning i antallet af projekter vedr. kabellægninger af luftledninger.Kabellægninger af luftledninger vil dermed i højere grad blive en del af den almindeligeårlige drift end hidtil ligesom på de lavere spændingsniveauer. I lighed med de laverespændingsniveauer vil Energitilsynet derfor ved næste års benchmarking, hverken betragtepålagte eller ikke-pålagte kabellægninger af luftledninger som værende ekstraordinære omkostninger.

45Bilag 5: Modellen – benchmarking af kvalitet i levering af elektricitet på aggregeretniveauSom beskrevet i notatet bliver selskaberne benchmarket på både afbrudshyppighed og afbrudsvarighed.Til dette formål har Sekretariatet opdelt selskabernes på 4 spændingsniveauer.Det højeste spændingsniveau (70-170 kV) transporterer elektriciteten væk fra producenterne,mens det laveste spændingsniveau (0,4-6 kV) transporterer elektriciteten ud til forbrugerne.De resterende spændingsniveauer (6-25 kV og 25-70 kV) forbinder højspændingsnettet medlavspændingsnettet.Selskaberne har indberettet, hvor mange kundeafbrud de har haft i 2009 samt varigheden afdisse afbrud på hvert af de fire spændingsniveauer. Herudover indberetter selskaberne antalletaf kunder og km net på hvert spændingsniveau. På baggrund af disse data udregner Sekretariatetafbrudshyppigheder samt -varigheder for hvert selskab. 5Der er imidlertid forskel på, hvor meget (i) et uvarslet afbrud, (ii) et varslet afbrud, (iii) etafbrud som følge af tredjepart (iv) et force majeure afbrud eller (v) afbrud som følge af afbrududen for eget statistikområde generer forbrugerne og virksomhederne, samt hvor meget selskabernekan lægges til last for de forskellige afbrudstyper. Derfor har Energitilsynets sekretariatetvalgt at vægte de 5 forskellige afbrudstyper forskelligt i beregningen af den samledeafbrudshyppighed, jf. tabel 2.1 6 . Således vil den af Sekretariatet beregnede afbrudshyppighedreelt være mindre end den faktiske afbrudshyppighed henholdsvis afbrudsvarighed, som kunderneoplever i praksis.Tabel 5.1: Typer af elektricitetsafbrud der indgår i benchmarkingen og disses respektivevægteTyper af elektricitetsafbrudVægt (pct.)(i) Uvarslede afbrud 100(ii) Varslede afbrud 50(iii) Afbrud forårsaget af tredje part 10(iv) Afbrud forårsaget af force majeure (f.eks. orkaner og stormflod) 0(v) Afbrud uden for eget statistikområde 0Dernæst vægtes afbrudshyppighederne og -varighederne med selskabernes fordeling af kmnet på hvert spændingsniveau, hvorved hver enkelt selskabs vægtede afbrudshyppighed samtafbrudsvarighed findes. Ved at vægte med km net tages der hensyn til afbrudseffektiviteten på5 Afbrudshyppighed (SAIDI) er defineret ved antal kundeafbrud i forhold antallet af kunder, mens afbrudsvarighed(SAIFI) er defineret ved varigheden (målt i minutter) af kundeafbruddene i forhold til antallet af kunder.6 Tilsynet har lagt disse vægte til grund for beregningen af den samlede afbrudshyppighed henholdsvis afbrudsvarighedpå baggrund af skøn. Der ligger således ikke en undersøgelse af forbrugernes nytte ved at blive afbrudtuvarslet i forhold til varslet afbrud til grund.

46de enkelte spændingsniveauer, altså at der kan forventes flere og mere længerevarende afbrudpå nogle spændingsniveauer end andre. Særligt 6-25 kV-niveauet har en lav afbrudseffektivitetmed mange og længere afbrud. 7Overordnede tærskelværdierFor at vurdere, om et selskab har en lav kvalitet i levering af elektricitet fastsættes nogleoverordnede tærskelværdier for hvert af de 4 spændingsniveauer.Energitilsynets sekretariat har for alle selskaberne under ét beregnet overordnede tærskelværdierfor afbrudshyppigheder henholdsvis afbrudsvarigheder for hvert af spændingsniveauerne0,4-6 kV, 6-25 kV, 25-70 kV, og 70-170 kV. Tærskelværdierne for 0,4-6 kV, 6-25 kV og 25-70 kV er beregnet på baggrund af oplysninger om selskabernes afbrud i perioden 2008-2009samt selskabernes fordeling af km elnet på de 3 spændingsniveauer. Tærskelværdierne for 70-170 kV er beregnet på baggrund af oplysninger om selskabernes afbrud i perioden 2007-2009samt selskabernes km elnet på dette spændingsniveau, Metoden til at beregne tærskelværdierneer beskrevet nedenfor, jf. boks5.1.Boks 5.1: Beregning af den overordnede tærskelværdiDen overordnede tærskelværdi for fx afbrudshyppigheder beregnes ved at oplisteselskabernes afbrudshyppigheder (afbrud pr. kunde pr. år) begyndende med selskabetmed den laveste afbrudshyppighed og sluttende med selskabet med denhøjeste afbrudshyppighed. Dernæst summerer man løbende hvert af disse selskabersandele af det samlede antal km elnet (kabler og luftledninger tilsammen).Når man har summeret hvert af disse selskabers elnet, og når til 80 pct. afselskabernes samlede elnet, har man fundet de 80 pct. af selskaberne som klarersig bedst i forhold til afbrudshyppigheder og dermed også de 20 pct. af selskaberne,der klarer sig dårligst. Hvis man ikke præcis ”rammer” de 80 pct. fortagesen lineær interpolation af de 2 selskaber på hver sin side af de 80 pct.Tærskelværdierne svarer således til 80 pct.-fraktilen af afbrudshyppighed henholdsvis afbrudsvarighedmålt i forhold til selskabernes akkumulerede antal km kabel- og luftledningsnetpå det givne spændingsniveau, jf. boks 4. Populært sagt ligger 20 pct. af nettet i periodensåledes over denne tærskelværdi, mens 80 pct. ligger under tærskelværdien.Tærskelværdien for afbrudsvarighed er fastsat efter præcis samme princip som for afbrudshyppighed.I det følgende fremstilles generelt, hvorledes beregningen af en overordnet tærskelværdi forafbrudshyppigheden på et spændingsniveau beregnes. Der benyttes hvert selskabs afbrudshyppighedog hvert selskabs andel af spændingsniveauets samlede km elnet.7 Det skal bemærkes, at 6-25 kV er det spændingsniveau med flest afbrud af alle spændingsniveauer. Varighedenaf de enkelte afbrud er også længere end dem, der finder sted i de to øverste spændingsniveauer, mens varighedenaf afbruddene på lavspænding i gennemsnit er større.

47I stigende orden sorteres selskaberne efter afbrudshyppighed (med tilhørende andel af spændingsniveauetssamlede km elnet). Herved listes også den akkumulerede andel af nettet, hvorafbrudshyppighederne er lavere eller lig med det enkelte selskabs afbrudshyppighed.Som udgangspunkt for tærskelværdien tages den afbrudshyppighed, Hu, hvis akkumuleredeandel af nettet, Au, er tættest på men stadig under 80 pct. For at ramme en afbrudshyppighed,hvis akkumulerede andel af nettet er præcis 80 pct., skal der lægges et tillæg til Hu ved brugaf den afbrudshyppighed, Ho, hvis akkumulerede andel af nettet, Ao, er tættest på men stadigover 80 pct.Tillægget beregnes ved først at tage forskellen fra afbrudshyppigheden hvis akkumuleredeandel af nettet er lige under 80 pct., Hu, og op til den lige over 80 pct., Ho. Da Ho ikke skalvægte fuldt ud i tillægget til Hu ganges førnævnte forskel med den normerede andel af nettet,der er nødvendig for, at Hu plus tillægget bliver den afbrudshyppighed, hvis akkumuleredeandel af nettet er præcis 80 pct.:Hu + (Ho - Hu) * (80 pct. - Au) / (Ao - Au)På samme vis beregnes den overordnede tærskelværdi for afbrudsvarigheden.Selskabsspecifikke tærskelværdierFor at vurdere, om et selskab har en lav kvalitet i levering af elektricitet fastsættes for det enkelteselskab en individuel tærskelværdi, som selskabet skal overholde for at undgå at blivepålagt forbrugerkompensation. Selskabets individuelle tærskelværdi er beregnet ved at vægtede overordnede tærskelværdier fra hvert spændingsniveau med selskabets procentvise fordelingaf kabel- og luftledningsnet inden for hvert spændingsområde, jf. boks 5.2.

48Boks 5.2: Eksempel på beregning af selskabsspecifikke tærskelværdier for afbrudshyppighedenfor et hypotetisk selskab A med net på alle spændingsniveauer.Overordnede tærskelværdier for hvert spændingsniveau:0,4-6kV = 0,2; 6-25kV = 0,3; 25-70kV = 0,1; 70-170kV = 0,05Selskab A’s fordeling af kabel og luftledningsnet på spændingsniveauer:0,4-6kV = 40 pct.; 6-25kV = 30 pct.; 25-70kV = 20 pct.; 70-170kV = 10 pct.Selskab A’s individuelle afbrudshyppighedstærskelværdi:(0,2 * 40 %) + (0,3 * 30 %) + (0,1 * 20 %) + (0,05 * 10 %) = 0,20Selskab A’s faktiske afbrudshyppigheder på spændingsniveauerne er:0,4-6kV = 0,1; 6-25kV = 0,2; 25-70kV = 0,3; 70-170kV = 0,1Selskab A’s samlede afbrudshyppighed er:(0,1 * 40 %) + (0,2 * 30 %) + (0,3 * 20 %) + (0,1 * 10 %) = 0,17Det vil sige, at selskab A afbrød sine kunder 0,17 gange i det pågældende år, nårman har taget højde for de forskelligt vægtede afbrudstyper (varslet, uvarslet, afbrudsom følge af tredjepart m.v.)Således ligger selskab A’s afbrudshyppighed på 0,17 under selskabets individuelletærskelværdi på 0,20 og selskabet pålægges dermed ikke forbrugerkompensation.Ved at fastsætte individuelle tærskelværdier for selskaberne tages hensyn til, at selskabernehar forskellige sammensætning af elnet, og at elnettene på de 4 spændingsniveauer har forskelligeafbrudskarakteristika.Hvert selskab har en selskabsspecifik tærskelværdi, der er beregnet på baggrund af (i) tærskelværdiernepå de forskellige spændingsniveauer og (ii) fordelingen af selskabernes kmelnet på de forskellige spændingsniveauer.De overordnede tærskelværdier for hvert af de 4 spændingsniveauer er således ikke bindendefor selskaberne. Et selskab kan godt overskride tærskelværdien på et spændingsniveau uden,at selskabet overskrider den selskabsspecifikke tærskelværdi. Det vil være tilfældet, hvis selskabetligger tilstrækkeligt under tærskelværdierne på de øvrige spændingsniveauer.Særlige forhold for afbrud på 25-70 kV og 70-170 kVI drøftelser med branchen har det været fremført, at kundeafbrud som følge af fejl på de 2højeste spændingsniveauer, 25-70 kV og 70-170 kV, er sjældnere og mere tilfældige samtberører flere kunder end afbrud på de to laveste spændingsniveauer (0,4-6 kV og 6-25 kV).

49I forbindelse med sidste års afgørelse udarbejdede Energitilsynets sekretariat analyser af, omkundeafbrud i de to øverste spændingsniveauer i højere grad er resultat af tilfældigheder endegentlig mislighold af net. Hvis det er tilfældet, at 25-70 kV og 70-170 kV er udsat for enstørre varians end 0,4-6 kV og 6-25 kV bør dette derfor inddrages i vurderingen af selskaber,der opererer på 25-70 kV og 70-170 kV. Disse analyser er opsummeret nedenfor.Til brug for vurdering af om der er færre men større afbrud på de højere spændingsniveauerend på de lavere spændingsniveauer, er der udarbejdet to analyser. (i) I den første analyseanvendte Energitilsynets sekretariat de oplysninger om afbrud i 2006-2008, som selskabernehar indberettet til Energitilsynets sekretariat. (ii) I den anden analyse har Energitilsynets sekretariatanvendt oplysninger leveret af DEFU (Dansk Energi, Forskning og Udvikling) forselskabers afbrud i 2001-2005. Oplysningerne fra DEFU findes imidlertid kun for et udsnit afalle selskaberne.Ad (i) I den første analyse har Energitilsynets sekretariat undersøgt forholdet mellem gennemsnittetaf afbrud i alle selskaber med afbrud og gennemsnittet af afbrud i samtlige selskaber.Hvis der for de højere spændingsniveauer således er tendens til færre men mere omfangsrigeafbrud, vil der i analysen være en højere værdi ud for de højere spændingsniveauer endfor de lavere spændingsniveauer.Energitilsynets sekretariatet har undersøgt udsving i afbrudshyppigheden på de enkelte spændingsniveauer.Det vil sige, at Energitilsynets sekretariat har undersøgt, hvor meget størreafbrudshyppigheden er for selskaber med afbrud end afbrudshyppigheden for alle selskaber –både med og uden afbrud. Af tabel 5.2 fremgår disse variansudtryk, der er beregnet på baggrundaf selskabernes indberettede data for 2006-2008 for 0,4-6 kV (kun 2007 og 2008), 6-25kV, 25-70 kV og 70-170 kV på følgende måde:Middelværdi af alle afbrudshyppigheder = AMiddelværdi af alle afbrudshyppigheder for selskaber med afbrud = BUdsving i afbrudshyppighed = B/AAd (ii) I den anden analyse har Energitilsynets sekretariat undersøgt selskabernes maksimaleafbrud i forhold til selskabernes gennemsnitlige afbrud over 5-års perioden fra 2001 til 2005.Hvis selskaberne på de højere spændingsniveauer har færre men mere omfangsrige afbrud, vilderes maksimale afbrud være forholdsmæssigt større end deres gennemsnitlige afbrud i de 5år. Derved vil der være en større indikator for de højere spændingsniveauer end for de laverespændingsniveauer. Dette er tilfældet, jf. tabel 2.2. Beregningerne er lavet på følgende måde:• Selskab i’s middelværdi af afbrudshyppigheder over 5 år = Ci• Selskab i’s maksimalværdi af afbrudshyppigheder over 5 år = Di• Selskabs i’s maksimalværdi/middelværdi af afbrudshyppigheder over 5 år = Di/Ci• Selskabernes gennemsnitlige ”maksimalværdi/middelværdi” i forhold til afbrudshyppighederover 5 år for n selskaber = (∑ni Di/Ci)/n

50Tabel 5.2: Udtryk for varians i afbrudshyppighed på forskellige spændingsniveauerSpændingsniveauUdsving i afbrudshyppighed Gennemsnitligt ”maksi-(2006-2008)malværdi/middelværdi”forhold (2001-2005)0,4-6 kV 1,2 -6-25 kV 1,1 1,725-70 kV 2,2 2,570-170 kV 2,4 2,5Anm.: ”-” betyder ingen observationer.Det ses i tabel 5.2, at de 2 højeste spændingsniveauer, 25-70 kV og 70-170 kV, er karakteriseretved en højere varians end de 2 laveste spændingsniveauer. Af anden kolonne fremgår det,at udsvinget på afbrudshyppigheden på de to lavere spændingsniveauer er på 1,2 henholdsvis1,1, mens udsvinget på afbrudshyppigheden er væsentligt større på spændingsniveauerne 25-70 kV og 70-170 kV – 2,2 henholdsvis 2,4.I 3. kolonne i tabel 5.2 ses, hvorledes de enkelte selskabers afbrudshyppigheder har svinget påde enkelte spændingsniveauer over en 5-årig periode. For et gennemsnitsselskab er den størsteafbrudshyppighed på 6-25 kV-elnettet 1,7 gange større end middelværdien af selskabets afbrudshyppighederi den 5-årige periode. For et gennemsnitsselskab er den største afbrudshyppighedbåde på 25-70 kV- og 70-170 kV-elnettene 2,5 gange større end middelværdien afselskabets afbrudshyppigheder i den 5-årige periode. Sekretariatets analyser af afbrudsvarighedenfor selskaber på 25-70 kV- og 70-170 kV-elnettene viser tilsvarende resultater.Afbrudshyppigheder og afbrudsvarigheder for 25-70 kV- og 70-170 kV-elnettene har såledesen større varians end 0,4-6 kV og 6-25 kV-elnettene. Derfor har Sekretariatet valgt at behandleafbrud i 25-70 kV- og 70-170 kV anderledes end afbrud i el-elnet på lavere spændingsniveauer.I forbindelse med denne afgørelse har Energitilsynets sekretariat derfor konkret vurderetom afbruddene for netselskaber som overskrider tærskelværdierne på de højere spændingsniveauerer forårsaget af tilfældigheder og dermed ikke er et udtryk for en vedvarendemangelfuld vedligeholdelses af nettet.Udmøntning af kravPå baggrund af selskabernes afbrudshyppigheder (afbrudsvarigheder) på hvert spændingsniveauudregnes der en samlet afbrudshyppighed (afbrudsvarighed) for hvert selskab – igenmed afsæt i selskabernes procentvise fordeling af km net på hvert spændingsniveau.Ved sidste års afgørelse blev et netselskab, som havde overtrådt sin individuelle tærskelværdifor enten afbrudshyppighed og/eller afbrudsvarighed pålagt et effektiviseringskrav på 1 pct. afnetselskabets påvirkelige omkostninger. Der blev således ikke taget højde for, hvor megetnetselskabet havde overskredet sin individuelle tærskelværdi med eller om netselskabet havdeovertrådt sin individuelle tærskelværdi for både afbrudshyppighed og afbrudsvarighed.

51Ved dette års afgørelse har Energitilsynets sekretariat udarbejdet en ny model, hvor med resultatetaf Energitilsynets sekretariats benchmarking af netselskabernes kvalitet i leveringenbliver udmøntet. For aggregeret niveau er der således indført en graduering af effektivitetskravetmed et loft på 1 pct.- Graduering sikrer netselskaberne et incitament til at begrænse deres afbrud, da selskabetfår en procentuel stigning i kravet for hver procentuel overskridelse af den individuelletærskelværdi.- Loftet sikrer, at selskaber med høje afbrudshyppigheder og/eller varigheder ikke bliverramt uhensigtsmæssigt hårdt. Loftet fastsættes som en procentsats over selskabernesindividuelle tærskelværdi.Det er Energitilsynets sekretariats vurdering, at den nye model øger netselskabernes incitamentettil at forbedre netselskabets afbrudsstatistik, da en lille overskridelse af den individuelletærskelværdi med den nye model ikke medfører samme krav som en stor overskridelse afden individuelle tærskelværdi. Den nye model er illustreret nedenfor, jf. figur 5.1.Figur 5.1 Ny metode til udmøntningen af kravEffektivitets kravIndividueltærskelværdiGradueringLoft1 pct.Gradueringmed loftHyppighed / varighedSåfremt et netselskab fx overtræder sin individuelle tærskelværdi for afbrudshyppighed med3,86 pct. vil netselskabet blive pålagt et effektiviseringskrav pct. 0,39 pct. For at undgå atenkelte netselskaber bliver straffet uforholdsmæssigt hårdt har Energitilsynets sekretariat ind-

52ført sat et loft på 1 pct. for det effektiviseringskrav, som et netselskab kan modtage ved atoverstræde sin tærskelværdi for enten afbrudshyppighed eller afbrudsvarighed. Såfremt etnetselskab f.eks. overstræder sin individuelle tærskelværdi for afbrudsvarighed med 20 pct.vil netselskabet som følge af loftet således ikke blive pålagt et effektiviseringskrav på 2 pct.,men derimod kun et effektiviseringskrav på 1 pct.Yderligere har Energitilsynets sekretariat indført separate og additive krav, således at et netselskabder både overtræder den individuelle tærskelværdi på afbrudshyppighed og varighedpå aggregeret niveau vil få effektivitetskrav for begge dele. Der har tidligere vist sig en viskorrelation mellem selskabernes overtrædelse af tærskelværdien for hyppighed og varighed.Hvis et netselskabs vægtede afbrudshyppighed og vægtede afbrudsvarighed overskrider selskabetsindividuelle tærskelværdi for hhv. afbrudshyppighed of afbrudsvarighed bliver netselskabetsåledes pålagt en forbrugerkompensation på op til 1 pct. af selskabets påvirkeligeomkostninger for både hyppighed og varighed, således at den maksimale pålagte forbrugerkompensationer 2 pct. af de påvirkelige omkostninger.Det viser sig imidlertid, at selskaber med mange afbrud godt kan være gode til at udbedrefejlene hurtigt og derfor falder bedre ud på afbrudshyppighed end varighed. Hensigten medden nye model er at differentiere mellem disse selskaber og de selskaber, der falder dårligt udpå både afbrudshyppighed og varighed. Samtidig har branchen fremsat et ønske om, at ensådan differentiering foretages.

53Bilag 6: Modellen – benchmarking af kvalitet i levering af elektricitet på enkeltkundeniveauNedenfor illustreres analysen af selskabernes indberetninger af antal afbrud på enkeltkundeniveauved hjælp af en række eksempler.Det er tredje gang, selskaberne har indberettet, hvor mange af deres kunder, der har oplevethenholdsvis 0, 1, …, 10 afbrud og derover. Formålet har været, at Sekretariatet således harbedre mulighed for at vurdere, om der er enkelte kunder eller kundegrupper, som oplevermange afbrud, selv om et selskab på aggregeret niveau skulle have en tilfredsstillende kvaliteti levering af elektricitet.Selskaberne har indberettet data vedrørende enkeltkunders afbrud i 2009 for 0,4-6 kV- og for6-25 kV-spændingsniveauerne, herunder om afbruddene er varslede eller uvarslede. Det skalbemærkes, at for 2009 måles kvalitet i levering af elektricitet på enkeltkundeniveau kun påafbrudshyppighed og ikke på afbrudsvarighed på grund af utilstrækkeligt datagrundlag, for såvidt angår afbrudsvarighed.Der forekommer 5 forskellige typer af afbrud: varslede, uvarslede, afbrud forårsaget af tredjemand, force majeure og hændelser uden for eget statistik område. De forskellige afbrudstyperi benchmarkingen af kvalitet i levering af elektricitet på enkeltkundeniveau skal vægte forskelligtligesom i benchmarkingen af kvalitet i levering af elektricitet på aggregeret niveau.For at minimere kompleksiteten af selskabernes indberetninger har Sekretariatet dog kun bedtselskaber om at opdele afbruddene på uvarslede og varslede, hvilket dog vanskeliggør vægtningen.Derfor bruges for hvert selskab dets fordeling af afbrudstyper på aggregeret niveau tilat approksimere dets fordeling af afbrudstyper på enkeltkundeniveau. I boksene 3.1.a-c beskrivesmed sammenhængende eksempler, hvorledes selskabernes kvalitet i levering af elektricitetpå enkeltkundeniveau beregnes og anvendes i benchmarkingen.

54Boks 6.1.a: Eksempel på vægtning af uvarslede og varslede afbrud på enkeltkundeniveauI denne boks anvendes som eksempel et hypotetisk selskab A’s indberetning af detsfordeling af enkeltkundeafbrud på 6-25 kV-spændingsniveau. Selskabet forsyner1.000 kunder.Uvarslede afbrud vægtes med 100 pct. og varslede afbrud vægtes med 50 pct. Detfremgår af tabel 3.1, hvorledes selskab A’s afbrudshyppigheder på enkeltkundeniveaufordeler sig for uvarslede henholdsvis varslede afbrud. De uvarslede afbrudvægtes med 100 pct. og de varslede afbrud vægtes med 50 pct. Den vægtede sumsamles i én fordeling i yderste højre kolonne. Det skal bemærkes, at enkeltkundermed 0 varslede afbrud ikke vægtes med 50 pct., da der her ikke er afbrud, som kanvægtes.Tabel 6.1: Selskab A’s fordeling af antal afbrud på enkeltkundeniveauog vægtning af uvarslede- og varslede afbrudAntal afbrudAntal kunderefterAntal kunderfsva. der fsva.vægtning af uvarsle-Antal kun-Antal afbrud eftervægtedeuvarslede varsledede- ogvarsledeafbrud afbrudvarslede afbrudafbruda b c=b*50 pct. d = a + c0 965 900 900 1.8651 10 80 40 502 15 20 10 253 5 0 0 54 0 0 0 05 5 0 0 56 0 0 0 07 0 0 0 08 0 0 0 09 0 0 0 010 0 0 0 010 eller flere 0 0 0 0Sum 1.000 1.000 950 1.950Kilde: Konstrueret regneeksempel.Idet det ikke har været muligt for selskaberne direkte at indberette oplysninger om, i hvilketomfang afbruddene på enkeltkundeniveau skyldes afbrud som følge af 3.-partsafbrud, forcemajeure eller afbrud uden for eget statistikområde, korrigerer Sekretariatet efterfølgende herforved at anvende selskabets indberettede fordeling af disse afbrud på aggregeret niveau.Afbrud som følge af 3.-part vægter med 10 pct., mens afbrud som følge af force majeure henholdsvisfejl uden for eget statistikområde vægter med 0 pct., jf. boks 6.1.b.Det enkelte selskabs fordeling af afbrud på enkeltkundeniveau korrigeres for afbrud som følgeaf 3.-partsafbrud, force majeure eller afbrud uden for eget statistikafbrud, for i højere grad atkunne foretage en mere ”reel” benchmarking af selskaberne. Således vil et selskab som fx harhaft mange afbrud som følge af fejl uden for eget statistikområde i benchmarkingen efter kor-

55rektionen have et lavere antal kunder, der har oplevet afbrud i de respektive intervaller (0, 1,…, 10 afbrud eller derover).Boks 6.1.b: Eksempel på korrektionsfaktor beregnet efter selskabets fordeling af afbrudstyperDenne boks bygger videre på de sammenvejede antal uvarslede og varslede afbrudpå enkeltkundeniveau i boks 3.1.a. I denne boks beregnes en korrektionsfaktor K i ,der benyttes til at korrigere afbruddene på enkeltkundeniveau for, om selskabet harhaft afbrud som følge af 3.-part (III), afbrud pga. force majeure afbrud (IV), samtafbrud uden for eget statistikområde (V), jf. tabel 3.1 nedenfor. For hvert selskabberegnes en korrektionsfaktor, K i med udgangspunkt i denne tabel.Tabel 3.1: Selskabs A’s afbrud på aggregeret niveau fordelt på afbrudstypeAfbrudstype Antal Pct.I. Uvarslede afbrud 60 30II. Varslede afbrud 60 30III. Afbrud som følge af tredjepart 30 15IV. Afbrud som følge af force majeure 20 10V. Afbrud uden for eget statistikområde 30 15VI. Sum 200 100Note: Det bemærkes, at selskab A har 1.865 kunder med 0 afbrud. Disse benyttes dog ikkeved beregningen af korrektionsfaktoren, jf. tabel 3.1 i boks 3.1.a.Kilde: Konstrueret regneeksempel.I denne boks fratrækkes andelen af selskabs A’s afbrud som skyldes force majeureog fejl uden for eget statistikområde, samt den andel (90 pct.) af 3. parts afbrud, somikke skal tælles med. Da der allerede i forrige boks blev korrigeret for varslede afbrudved at vægte med 50 pct. skal dette ikke indregnes i korrektionsfaktoren. Dermedkan korrektionsfaktoren beregnes som KA = (60 + 60 + 30*0,1)/200 = 61,5 pct.eller blot 30 pct. + 30 pct. +0,1*15 pct. = 61,5 pct.Korrektionsfaktoren ganges på det enkelte selskabs ”Antal kundeafbrud efter vægtning afuvarslede og varslede afbrud”. Hermed korrigeres afbrud som følge af 3.-part med 90 pct.(vægtes med 10 pct.), og afbrud som følge af force majeure henholdsvis fejl uden for egetstatistikområde korrigeres med 100 pct. (vægtes med 0 pct.). 8 Korrektionen sker ved at multiplicereden beregnede korrektionsfaktor på selskabets fordeling af antal afbrud på intervallerne0, 1, …, 10 afbrud og derover, jf. boks 6.1.c.8 I den tilsvarende beregning med data på aggregeret niveau på 0,4-6 kV benyttes andelen af afbrud som følge afforce majeure i forhold til alle afbrud fratrukket afbrud som følge af fejl uden for eget statistikområde. Detteskyldes, at afbrud som følge af fejl uden for eget statistikområde ikke er medtaget i selskabernes indberetningeraf enkeltkundeafbrud på 0,4-6 kV-nettet, jf. side 43 i tilsynets vejledning om indsamling af leveringssikkerhedsdatafra marts 2008.

56Boks 6.1.c: Eksempel på fordeling af enkeltkunders afbrudshyppighedI denne boks fortsættes eksemplet fra boks 6.1.a og 6.1.b. Selskab A’s antal afbrudtekunder efter vægtning af uvarslede og varslede afbrud, d, jf. tabel E nedenfor,beregnes ved at vægte antal afbrudte kunder som følge af henholdsvis 3.-part,force majeure og fejl uden for eget statistikområde sker ved korrektionsfaktoren,K A , jf. boks 3.1.b. Fordelingen af antal afbrudte kunder på enkeltkundeniveauefter korrektionen beregnes ved at multiplicere d med K A .Tabel 6.2 Selskabs A’s fordeling af afbrud på enkeltkundeniveauAntal afbrud Antal kunder Fordeling af antalefter vægtning afkunder påuvarslede ogvarslede afbrudafbrudsintervalleler(pct.)Fordeling af antalkunder påafbrudsinterval-dF = K A * d Procentvis fordelingaf F= 61,5 pct. * d0 1.865 1.865 97,31 50 31 1,62 25 15 0,83 5 3 0,24 0 0 0,05 5 3 0,26 0 0 0,07 0 0 0,08 0 0 0,09 0 0 0,010 0 0 0,010 eller flere 0 0 0,0Sum 1.950 1.917 100,0Note 1: Yderste højre kolonne summer ikke til 100,0 pga. afrunding.Note 2: Antal afbrud for enkeltkunder med 0 afbrud multipliceres ikke med K A , idet derikke er afbrud at vægte.Kilde: Konstrueret regneeksempel.For så vidt angår fastsættelsen af tærskelværdierne vedrørende kvalitet i levering af elektricitetpå enkeltkundeniveau, så har et selskab en tilfredsstillende kvalitet, hvis mindre end 1 pct.af selskabets kunder ikke har flere afbrud end det acceptable antal på det enkelte spændingsniveau.Det acceptable antal afbrud for enkeltkunder er fastsat med udgangspunkt i den samledefordeling af afbrudshyppigheder for enkeltkunder. Selskaberne er vægtet efter kundemassefor at få det mest retvisende billede af kvaliteten set fra enkeltkundernes synspunkt.Dette er forskelligt fra den anvendte fremgangsmåde ved tærskelværdierne på aggregeret niveau,der er vægtet med selskabernes antal km elnet for, at man kan se det enkelte spændingsniveausafbrudseffektivitet.Det acceptable antal afbrud for enkeltkunder i 2009 er fastsat ud fra den kvalitet i levering afelektricitet, som mindst 99,5 pct. af forbrugerne oplevede i 2008 + 2009. Det vil sige, at etselskabs kvalitet i levering af elektricitet på enkeltkundeniveau isoleret set ikke er tilfredsstillende,hvis 1 pct. af kunderne på 0,4-6 kV henholdsvis 6-25 kV oplever mindst 2 afbrud henholdsvismindst 3 afbrud, jf. tabel 6.3 nedenfor.

57Tabel 6.3: Samlet fordeling af enkeltkunders afbrudshyppighedAntal afbrud 0,4-6 kV (pct.) 6-25 kV (pct.)0 98,5 89,71 1,4 8,02 0,1 1,83 0,0 0,44 0,0 0,15 eller flere 0,0 0,0At det acceptable antal afbrud på enkeltkundeniveau er højere på 6-25 kV end på 0,4-6 kVunderstøttes af tærskelværdierne på aggregeret niveau. Dette er vigtigt, da data på aggregeretniveau, som er indsamlet for 2 år må formodes at være mere robuste end data på enkeltkundeniveau,der er indsamlet for 1 år. Der er således forskellige krav til effektiviteten på enkeltkundeniveaupå 0,4-6 kV- henholdsvis 6-25 kV-spændingsniveauet.Boks 6.2 nedenfor tager udgangspunkt i 2 hypotetiske selskaber – selskab A og B. Hvis etselskab har en mindre tilfredsstillende kvalitet i levering af elektricitet på enkeltkundeniveau,så pålægges selskabet forbrugerkompensation som følge heraf.Selskabets samlede pålagte forbrugerkompensation som følge af mindre tilfredsstillende kvaliteti levering af elektricitet på enkeltkundeniveau beregnes proportionalt efter selskabetsfordeling af sit elnet mellem 0,4-6 kV og 6-25 kV. Den maksimalt mulige pålagte forbrugerkompensationfor selskaber med en mindre tilfredsstillende kvalitet i levering af elektricitet er0,5 pct. Regionale transmissionsselskaber er udeladt af analysen vedrørende kvalitet i leveringaf elektricitet på enkeltkundeniveau, idet disse selskaber ikke har 0,4-6 kV- eller 6-25 kVelnet,og dermed ikke har direkte kunderelationer.

58Boks 6.2: Eksempel på beregning af forbrugerkompensation som følge af mindretilfredsstillende kvalitet i levering af elektricitet på enkeltkundeniveauHvis over 1 pct. af et selskabs kunder på 0,4-6 kV- henholdsvis 6-25 kV-elnettethar minimum 2 afbrud henholdsvis minimum 4 afbrud i 2009, er selskabets afbrudshyppighedpå enkeltkundeniveau utilfredsstillende, og selskabet pålægges enforbrugerkompensation for mindre tilfredsstillende kvalitet i levering af elektricitetpå enkeltkundeniveau.De overordnede tærskelværdier for enkeltkunders afbrudshyppighed fastsættes påbaggrund af selskabernes fordeling af enkeltkundernes antal afbrud i 2008+2009.Minimumskvaliteten i levering af elektricitet fastsættes som den kvalitet i leveringaf elektricitet, som 99,5 pct. af kunderne oplevede i 2008+2009.Den pålagte forbrugerkompensation er fastsat til 0,5 pct. for selskaber med etmindre tilfredsstillende niveau af afbrudshyppighed på enkeltkundeniveau. Forselskaber med både 0,4-6 kV- og 6-25 kV-elnet bruges den indbyrdes fordelingheraf til at fordele den maksimalt mulige forbrugerkompensation på 0,5 pct. for enutilfredsstillende afbrudshyppighed, jf. tabel 3.4.Tabel 6.4: Beregning af forbrugerkompensation som følge af mindretilfredsstillende kvalitet i levering af elektricitet på enkeltkundeniveau0,4-6 kV 6-25 kV I altSelskab A’s kundeandelmed flere afbrud end acceptabelt1,1 1,2 -(pct.)Selskab A’s fordeling afelnet ml. 0,4-6 kV og 6-2560 40 -kV (pct.)Selskab A’s forbrugerkompensation(pct.)60 pct. * 0,5 = 0,3 40 pct. * 0,5 = 0,2 0,5Selskab B’s kundeandelmed flere afbrud end acceptabelt1,5 0,6 -(pct.)Selskab B’s fordeling afelnet ml. 0,4-6 kV og 6-2580 20kV (pct.)Selskab B’s forbrugerkompensation(pct.)80 pct. * 0,5 = 0,4 20 pct. * 0,00 = 0 0,4Af tabel 6.4 ovenfor fremgår det, at selskab A pålægges den fulde forbrugerkompensationsom følge af mindre tilfredsstillende kvalitet i levering af elektricitet påenkeltkundeniveau, idet selskabet på både 0,4-6 kV- og 6-25 kVspændingsniveauethar over 1 pct. af kunderne, der har oplevet mindst 2 henholdsvis4 afbrud. Selskab B pålægges derimod ikke den fulde forbrugerkompensation(kun 0,4 pct. i forhold til det maksimalt mulige på 0,5 pct.), fordi mindreend 1 pct. af selskabets kunder i 2009 har haft mindst 4 afbrud på 6-25 kVspændingsniveauet.

59Bilag 7: Analyse af sammenhæng mellem (i) kundetæthed vs. afbrudshyppighedhhv. afbrudsvarighed på både 0,4-6 kV-net og 6-25 kV-net, og (ii) kabellægningsgradvs. afbrudshyppighedSekretariatet har undersøgt, om der er en sammenhæng mellem selskabernes kundetæthed(målt ved antallet af målere i forhold til selskabets antal km 6-25 kV-net) og deres afbrudshyppighederhenholdsvis afbrudsvarigheder, jf. figurerne 2-5 og tabellerne 2-5 nedenfor. Sekretariatethar både undersøgt, om der skulle være en korrelation mellem afbrudshyppighed /afbrudsvarighed vs. kundetæthed, når selskaber med 0 målere medtages (transformerforeningersom ikke selv ejer deres målere), og når selskaber med 0 målere ikke medtages. Samlet setses der ikke at være nogen sammenhæng mellem afbrudshyppighed henholdsvis afbrudsvarighedog kundetæthed.Figur 7.1: Afbrudsvarighed vs. kundetæthed uden selskaber med 0 målere (6-25 kV-net)3530Afbrudsvarighed (minutter pr. kunde pr. år)25201510y = -0,0049x + 5,3936R 2 = 0,0034500 50 100 150 200 250 300 350 400Kundetæthed (målere pr. km 6-25 kV net)Kilde: Sekretariatets benchmarkinganalyse af kvalitet i levering af elektricitet.Estimering af parametreParameterestimaterne og deres standardfejl fremgår af tabellen herunder

60Estimat Standardfejl P-værdiβ05,4 1,1 1,45E-05β1-0,005 0,01 0,65R 2 0,003I tabellen ses, at kundetætheden ikke er en signifikant forklaringsfaktor for en del af variationen i afbrudsvarighed,da hypotesen om at hældningsgraden er lig nul accepteres, idet signifikanssandsynligheden fortestet er 65 pct.R 2 viser, hvor stor en andel af variationen i afbrudshyppigheden, kundetætheden forklarer. Kundetæthedenforklarer altså 0,3 pct. af denne variation.Figur 7.2: Afbrudshyppighed vs. kundetæthed med selskaber med 0 målere (6-25 kVnet)0,350,30Afbrudshyppighed (antal afbrud pr. kunde pr. år)0,250,200,150,100,05y = 0,0002x + 0,045R 2 = 0,04260,000 50 100 150 200 250 300 350 400Kundetæthed (målere pr. km 6-25 kV net)Kilde: Sekretariatets benchmarkinganalyse af kvalitet i levering af elektricitet.Estimering af parametreParameterestimaterne og deres standardfejl fremgår af tabellen herunder

61Estimat Standardfejl P-værdiβ00,05 0,009 1,55E-06β10,0002 0,0001 0,03R 2 0,04I tabellen ses, at kundetætheden er en mindre men dog signifikant forklaringsfaktor for en del af variationeni afbrudsvarighed, da hypotesen om at hældningsgraden er lig nul forkastes, idet signifikanssandsynlighedenfor testet er 3 pct.for en del af variationen i afbrudshyppighed (P < 0,05).R 2 viser, hvor stor en andel af variationen i afbrudshyppigheden, kundetætheden forklarer. Kundetæthedenforklarer altså 4 pct. af denne variation.Figur 7.3: Afbrudsvarighed vs. kundetæthed med selskaber med 0 målere (6-25 kV-net)4035Afbrudsvarighed (minutter pr. kunde pr. år)3025201510y = 0,0116x + 3,1563R 2 = 0,007500 50 100 150 200 250 300 350 400Kundetæthed (målere pr. km 6-25 kV lnet)Kilde: Sekretariatets benchmarkinganalyse af kvalitet i levering af elektricitet.Estimering af parametreParameterestimaterne og deres standardfejl fremgår af tabellen herunder

62Estimat Standardfejl P-værdiβ03,2 1,1 0,003β10,01 0,01 0,39R 2 0,007I tabellen ses, at kundetætheden ikke er en signifikant forklaringsfaktor for en del af variationen i afbrudsvarighed,da hypotesen om at hældningsgraden er lig nul accepteres, idet signifikanssandsynligheden fortestet er 39 pct.R 2 viser, hvor stor en andel af variationen i afbrudsvarigheden, kundetætheden forklarer. Kundetæthedenforklarer altså 0,7 pct. af denne variation.Figur 7.4: Afbrudshyppighed vs. kundetæthed uden selskaber med 0 målere (6-25 kVnet)0,35Afbrudshyppighed (antal afbrud pr. kunde pr. år)0,300,250,200,150,100,05y = -0,0002x + 0,1082R 2 = 0,02920,000 50 100 150 200 250 300 350 400Kundetæthed (målere pr. km 6-25 kV net)Kilde: Sekretariatets benchmarkinganalyse af kvalitet i levering af elektricitet.Estimering af parametreParameterestimaterne og deres standardfejl fremgår af tabellen herunder

63Estimat Standardfejl P-værdiβ00,1 0,02 4E-08β1-0,0002 0,0002 0,18R 2 0,03I tabellen ses, at kundetætheden ikke er en signifikant forklaringsfaktor for en del af variationen i afbrudsvarighed,da hypotesen om at hældningsgraden er lig nul accepteres, idet signifikanssandsynligheden fortestet er 18 pct.R 2 viser, hvor stor en andel af variationen i afbrudsvarigheden, kundetætheden forklarer.Kundetætheden forklarer altså 3 pct. af denne variation.Herudover har Sekretariatet undersøgt om der skulle være en sammenhæng mellem afbrudshyppighedhenholdsvis afbrudsvarighed vs. kundetæthed, hvor kundetæthed er målt som målerepr. 0,4-6 kV-net. Sekretariatet har heller ikke her fundet en signifikant sammenhæng, jf.figur 6.5 og 6.6.Figur 7.5: Afbrudshyppighed vs. kundetæthed med selskaber med 0 målere (0,4-6 kVnet)0,35Afbrudshyppighed 20070,300,250,200,150,100,050,00y = 6E-05x + 0,0646R 2 = 0,00080 50 100 150 200 250Måler pr. km 0,4-6 kV netKilde: Sekretariatets benchmarkinganalyse af kvalitet i levering af elektricitet.Estimering af parametreParameterestimaterne og deres standardfejl fremgår af tabellen herunder

64Estimat Standardfejl P-værdiβ00,06 0,01 1,2E-05β16,2E-05 0,0002 0,8R 2 0,0008I tabellen ses, at kundetætheden ikke er en signifikant forklaringsfaktor for en del af variationen i afbrudshyppighed,da hypotesen om at hældningsgraden er lig nul accepteres, idet signifikanssandsynligheden fortestet er 80 pct.R 2 viser, hvor stor en andel af variationen i afbrudsvarigheden, kundetætheden forklarer.Kundetætheden forklarer altså 0,08 pct. af denne variation.Figur 7.6: Afbrudsvarighed vs. kundetæthed med selskaber med 0 målere (0,4-6 kV-net)90,0080,0070,00Afbrudsvarighed 200760,0050,0040,0030,0020,0010,000,00y = 0,0213x + 3,8021R 2 = 0,00590 50 100 150 200 250Måler pr. km 0,4-6 kV netKilde: Sekretariatets benchmarkinganalyse af kvalitet i levering af elektricitet.Estimering af parametreParameterestimaterne og deres standardfejl fremgår af tabellen herunder

65Estimat Standardfejl P-værdiβ03,8 1,7 0,03β10,02 0,03 0,49R 2 0,006I tabellen ses, at kundetætheden ikke er en signifikant forklaringsfaktor for en del af variationen i afbrudsvarighed,da hypotesen om at hældningsgraden er lig nul accepteres, idet signifikanssandsynligheden fortestet er 49 pct.R 2 viser, hvor stor en andel af variationen i afbrudsvarigheden, kundetætheden forklarer.Kundetætheden forklarer altså 0,6 pct. af denne variation.Analyse af sammenhæng mellem kabellægningsgrad vs. afbrudshyppighedSekretariatet har undersøgt sammenhængen mellem kabellægningsgrad og afbrudshyppighed(SAIFI), jf. figur 6.7.Figur 7.7: Afbrudshyppighed (SAIFI) vs. kabellægningsgrad0,900,800,70SAIFI 20070,600,500,400,300,200,10y = -0,3809x + 0,5594R 2 = 0,07650,000% 20% 40% 60% 80% 100% 120%Kabler / (kabler + luftl.) på 10 kV 2007Kilde: Sekretariatets benchmarkinganalyse af kvalitet i levering af elektricitet.Estimering af parametreParameterestimaterne og deres standardfejl fremgår af tabellen herunder

66Estimat Standardfejl P-værdiβ00,55 0,16 0,001β1-0,38 0,17 0,03R 2 0,07I tabellen ses, at kabellægningsgraden er en mindre men dog signifikant forklaringsfaktor foren del af variationen i afbrudshyppighed (SAIFI), da hypotesen om at hældningsgraden er lignul forkastes, idet signifikanssandsynligheden for testet er 3 pct.R 2 viser, hvor stor en andel af variationen i afbrudshyppigheden, kabellægningsgraden forklarer.Kabellægningsgraden forklarer altså 7 pct. af denne variation.

67Bilag 8: Påvirkelige omkostningerSekretariatet pålægger effektiviseringskrav med henblik på at nedbringe selskabernes omkostninger.Afskrivninger og nettab undtages for effektiviseringskrav, da selskaberne ikke kannedbringe disse omkostninger på kort sigt.Det er imidlertid ikke alle driftsomkostninger, som selskaberne har mulighed for at nedbringepå kort sigt. Det gælder for eksempel ejendomsskatter, da disse kun kan nedbringes ved atflytte hovedkontor og dermed ikke umiddelbart står til at ændre.Andelen af omkostninger, der er svære at nedbringe på kort sigt, formodes at udgøre en relativtstørre andel af omkostningerne for de regionale transmissionsselskaber end for distributionsselskaberneog transformerforeningerne. Det skyldes især, at de regionale transmissionsselskaber,modsat distributionsselskaberne og transformerforeningerne, ikke afholder omkostningertil kundeadministration. Omkostninger til kundeadministration udgør 16 pct. afdistributionsselskabers samlede driftsomkostninger i regnskabsåret 2009. Det indebærer, at deregionale transmissionsselskaber har mulighed for at gennemføre besparelser på en mindreandel af deres omkostninger relativt til distributionsselskaberne og transformerforeningerne.Af den årsag vil effektiviseringskravene overfor de regionale transmissionsselskaber værerelativt mindre end for distributionsselskaberne og transformerforeningerne.Det har mærkbar betydning for effektiviseringskravenes absolutte størrelse, at afskrivningerog nettab undtages for effektiviseringskrav. I selskabernes dataindberetninger for regnskabsåret2009 udgjorde de påvirkelige omkostninger som andel af de samlede omkostninger såledesca. 41 pct. for de regionale transmissionsselskaber, mens de udgjorde hhv. ca. 51 pct. og68 pct. for distributionsselskaberne og transformerforeningerne.

68Bilag 9: Økonomisk tilskyndelse til at foretage investeringerSelskabernes reguleringspriser er som udgangspunkt fastlåst per 1. januar 2004 og indeholderet beløb til at afskrive og forrente investeringer. I takt med at nettet nedslides, skal selskabetafholde reinvesteringer for dette beløb.Et selskab kan øge sin forrentning ved at nedbringe sine omkostninger og vil derfor væreøkonomisk tilskyndet til at udskifte eksisterende net på det tidspunkt, det bliver billigere atafskrive og vedligeholde et tilsvarende nyt net.Omkostninger til vedligeholdelse og afskrivning af det eksisterende net udgår af benchmarkingenpå det tidspunkt, hvor nettet udskiftes. Det indebærer, at selskaber, ved udskiftning afeksisterende net, som udgangspunkt ikke ændrer placering i benchmarkingen.Mens omkostninger til vedligeholdelse og afskrivning af det eksisterende net udgår af benchmarkingen,vil omkostninger til vedligeholdelse og afskrivning af det nye net blive medtaget.Afskrivninger på det nye net indgår til kostpris og afskrives efter en nærmere fastsat levetid,jævnfør § 23 i bekendtgørelse nr. 1227 af 10. december 2009..Selskaber, der udskifter eksisterende net, vil umiddelbart opnå en bedre placering i benchmarkingen,da det indebærer en nedbringelse af de omkostninger der indgår i benchmarkingen.Tilsynet inddrog i 2008 kvalitet i leveringen af el i benchmarkingen og pålægger en 1-årigforbrugerkompensation til selskaber med en mindre tilfredsstillende kvalitet i leveringen af el.Selskaber kan dermed opnå en yderligere gevinst ved at reinvestere, hvis reinvesteringen samtidigøger nettets evne til sikkert at levere strøm til forbrugerne.Selskaber kan ansøge Energitilsynet om at få godkendt såkaldte nødvendige nyinvesteringer.Nødvendige nyinvesteringer omfatter især udvidelse af nettet til nye områder, samt omlægningaf luftledninger til kabler med henblik på at øge leveringssikkerheden. Investeringer, dergodkendes af Energitilsynet som nødvendige nyinvesteringer, medfører en forhøjelse af reguleringsprisen.I godkendte forhøjelser som følge af nødvendige nyinvesteringer indgår endvideredemonteringsomkostninger i afskrivningsgrundlaget for nyinvesteringen.Et selskab, der investerer for at udvide nettet til nye områder, vil ikke umiddelbart opnå enanden placering i benchmarkingen. Samtidig med at selskabet får flere omkostninger til atvedligeholde og afskrive det nye net, vil dets omkostninger blive normeret med et større beløbsom følge af det nu større net.Selskaber, der omlægger luftledninger til kabler med henblik på at øge deres kvalitet i levering,vil som udgangspunkt heller ikke ændre placering i benchmarkingen, da omkostningertil luftledninger udgår af benchmarkingen. Selskaberne kan imidlertid opnå en gevinst gennemen øget kvalitet i levering, da kabler normalt indebærer en mere sikker transport af el endluftledninger.Selskaberne er underlagt et forrentningsloft svarende til den lange byggerente tillagt 1 procentpointaf aktivernes værdi. Nødvendige nyinvesteringer medfører en forhøjelse af regule-

69ringsprisen og indeholder - foruden et beløb til at vedligeholde og afskrive det nye net – etbeløb til at forrente det nye net svarende til den lange byggerente tillagt 1 procentpoint.I og med at nødvendige nyinvesteringer indebærer en forhøjelse af reguleringsprisen svarendetil den maksimalt tilladte forretning af den nye investerings værdi, kan selskaber øge deresgennemsnitlige forrentning ved at foretage nødvendige nyinvesteringer.Samlet set kan der ikke konstateres entydigt negative effekter på selskabernes økonomisketilskyndelse til at foretage økonomisk rentable investeringer som følge af benchmarkingensammenholdt med den øvrige regulering på området.

70Bilag 10: Følsomhedsanalyser af benchmarking-modelNetvolumen-modellen bygger på en række modeltekniske antagelser, der kan have betydningfor selskabernes indbyrdes placering i benchmarkingen. Med henblik på at undersøge hvorstor indvirkning disse antagelser har på modellens resultater, foretog Sekretariatet i 2007 enrække beregninger af selskabernes indbyrdes placering ved brug af en række alternative modeller,der bygger på andre modeltekniske antagelser.Antagelser og begrænsninger i netvolumen-modellenNetvolumen-modellen bygger på en antagelse om såkaldt konstant skalaafkast. Konstant skalafkastindebærer, at et selskab ikke har faste omkostninger, der er uafhængige af selskabetsstørrelse, men derimod alene omkostninger, der varierer med selskabets størrelse.Hvis modellens antagelse om konstant skalaafkast ikke viser sig at holde stik, og selskaber ivirkeligheden har faste omkostninger, der er uafhængige af deres størrelse, da vil store selskaberalt andet lige vurderes at være mere effektive set i forhold til små selskaber. Det skyldes,at større selskaber vil have lavere enhedsomkostninger, da de faste omkostninger delesud på et større antal enheder.Antagelsen om konstant skalaafkast vil indirekte sikre en højere grad af effektivitet i sektoren,da selskaberne får incitamenter til at søge skalafordele. Ved skalafordele til større selskabervil de mindre selskaber i branchen således få et incitament til at udlicitere og derved øge effektiviteten.Hvis de faste omkostninger udgør et betydeligt beløb vil effektiviseringskravenepå længere sigt desuden indebære, at selskaberne søger mod den ”optimale” selskabsstørrelse.Netvolumen-modellen bygger også på en antagelse om perfekt substitution mellem driftsomkostningerog afskrivninger. Det betyder, at selskaber kan vælge forskellige investeringsstrategierog samlet set afholde de samme omkostninger. Et selskab med et gammelt net og fuldtud afskrevet net, har ikke nogen afskrivninger, men derimod høje driftsomkostninger, da etgammelt net kræver megen vedligeholdelse. Omvendt vil et selskab med et nyt net have højeafskrivninger men samtidig have lave driftsomkostninger, da et nyt net stort set ikke skal vedligeholdes.Udlicitering af ydelser kan ligeledes være med til at omallokere omkostninger fra afskrivningssidentil driftssiden. Som følge af disse substitutionsmuligheder summeres driftsomkostningerog afskrivninger, inden de indgår i benchmarkingen. Ved at inddrage afskrivninger ibenchmarkingen – og på denne måde tage højde for såvel graden af udlicitering samt substitutionmellem driftsomkostninger og afskrivninger – vil selskabernes indbyrdes placering ogsåafhænge af deres investeringseffektivitet.Som en konsekvens af lovgivningen indregnes afskrivninger idriftsat før år 2000 forskelligtfra afskrivninger idriftsat efter 1. januar 2000. Afskrivninger på aktiver idriftsat efter år 2000indregnes til bogført værdi i benchmarkingen og er dermed et udtryk for selskabernes investeringseffektivitet.Afskrivninger på aktiver idriftsat før år 2000 er standardiseret ud fra generelleenhedsomkostninger per netelement. Metoden indebærer at afskrivninger falder med nettetsalder.

71Selskaber med samme netkomponenter og idriftsættelsestidspunkt vil have samme størrelseafskrivninger uanset selskabernes individuelle omkostninger forbundet med de foretagne anlægsinvesteringer.Selskabernes afskrivninger er på denne måde standardiseret og udtrykkerdermed ikke selskabernes individuelle investeringseffektivitet. Desuden gælder det, at nyenetkomponenter tildeles et højere afskrivningsbeløb end tilsvarende gamle netkomponenter.Dette følger af den benyttede standardiseringsmetode. Dette forhold modsvares af, at vedligeholdelsesomkostningernormalt forventes at stige i netkomponenternes alder, og af den årsager der ikke nogen entydig fordel ved at have et nyt eller gammelt net.Sekretariatet finder som udgangspunkt ikke et problem i, at afskrivningerne – og dermedbenchmarkmodellen – ikke udtrykker selskabernes individuelle investeringseffektivitet før år2000, da dette gælder for alle netselskaber.Fra branchens side er der ført en kritik af modellens behandling af selskabernes afskrivninger,hvorfra det er anført, at selskabernes afskrivninger vægtes for højt i modellen. Det vil væreproblematisk, hvis modellens antagelse om perfekt substitution mellem driftsomkostninger ogafskrivninger medfører, at selskaber med høje afskrivninger i forhold til driftsomkostningerhar en tendens til at falde dårligt ud i modellen. Er det tilfældet vil selskabernes historiskeinvesteringer kunne have en betydning for netvolumen-modellens effektivitetsvurdering. Detfremgår dog af Sekretariatets analyse, at ovenstående kritikpunkt ikke er et problem i netvolumen-modellen.Der er således ikke en tendens til, at selskaber med høje afskrivninger i forholdtil driftsomkostninger falder dårligt ud i modellen, jf. figur 10.1.Figur 10.1: Sammenhængen mellem distributionsselskabernes forhold (afskrivninger/drifts-omkostninger)og deres placering i netvolumen-modellen (2009-data) 9Afsk/Drift0,9000,8000,7000,6000,5000,4000,3000,2000,100-1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52 55 58Placering i BM9 Sekretariatet har endvidere testet sammenhængen mellem selskabernes (afskrivninger/driftsomkostninger) ogderes effektiviseringspotentiale og finder en signifikant negativ sammenhæng. Med det resultat kan det ligeledesafvises, at selskabers relativt høje afskrivninger kan være årsagen til det estimerede effektiviseringspotentiale.

72På baggrund af ovenstående vurderer Sekretariatet, at netvolumen-modellens antagelse omperfekt substitution mellem afskrivninger og driftsomkostninger ikke er problematisk, og ikkeer af afgørende betydning for modellens effektivitetsvurdering af selskaberne.I netvolumen-modellen er det muligt for et selskab at blive kategoriseret som værende ineffektivt,selv om det har færre enhedsomkostninger på samtlige kategorier set i forhold til etandet selskab, der bliver vurderet som værende effektivt. Dette fænomen kaldes for Fox paradoks.For at opnå en høj placering i netvolumen-modellen er det ikke tilstrækkeligt at haverelativt færre enhedsomkostninger på alle kategorier. Størrelsen på den mest effektive kategorihar også indvirkning. Hvis selskabet bruger relativt mange omkostninger på den mindstproduktive kategori, kan det resultere i en lav placering i benchmarkingen – på trods af lavereenhedsomkostninger.Paradokset kan illustreres med et eksempel. Selskab A har færre enhedsomkostninger endselskab B på begge kategorier, men har relativt flere luftledninger i forhold til kabler. Se tabel10.1.Tabel 10.1: Eksempel på Fox paradoksOmkostninger til luftledningerSelskab A30 30Antal luftledninger 15 10Enhedsomkostninger til luftledningerOmkostningsækvivalent tilluftledninger ifølge model2 34 4Omkostninger til kabler 80 360Antal kabler 10 40Enhedsomkostninger tilkablerOmkostningsækvivalent tilkabler ifølge model8 950 50Selskab BBenchmark-resultat 20 19Netvolumen-modellen opgør A’s samlede omkostninger til (30+80)/(15*4+10*50)*100 = 20 og B’ssamlede omkostninger til (30+360)/(10*4+40*50)*100 = 19.B er mere effektiv end A på trods af, at B har højere omkostninger på både luftledninger ogkabler. Det skyldes, at A har relativt flest aktiviteter på den mindst produktive kategori (ledninger),mens B har relativt flest aktiviteter på den mest produktive kategori (kabler). Kablerer den mest produktive kategori fordi modellen tillader selskaber at benytte 50 enhedsom-

73kostninger og begge selskaber benytter langt lavere enhedsomkostninger – henholdsvis 8 og9.Resultater af benchmarking ved brug af andre modeller end netvolumenmodellenSekretariatet har i samarbejde med branchen valgt at bruge netvolumen-modellen til benchmarkingaf selskaberne. Netvolumen-modellen er valgt, fordi den vurderes at være den bedstemodel til at sammenligne selskabernes omkostninger med. Desuden er modellen karakteriseretved at være relativt simpel regneteknisk, og baggrunden for modellens konklusioner fremstårrelativt gennemskuelig.Sekretariatet er opmærksomt på, at valg af model kan være afgørende for resultaterne afbenchmarkingen. Det er muligt, at selskabernes indbyrdes placering i benchmarkingen villeændre sig, hvis Sekretariatet valgte at benytte en anden model end netvolumen-modellen. Afden årsag foretog Sekretariatet i 2007 en række beregninger af selskabernes indbyrdes placeringved brug af andre modeller end netvolumen-modellen. De forskellige typer af modeller eroplistet i boks 10.1.Boks 10.1: Liste over alternative modeller til benchmarking af selskaberDEA(Data Envelopment Analysis): Ikke parametrisk metode til at måle produktivitet. Produktivitetsudviklingover tid kan beregnes vha. Malmkvist-indekset. Resultatet er en DEA-værdi for hver DMU(Decision Making Unit) målt i forhold til randen (best practice).Farrell-efficiens: Farrell-efficiensen er et afstandsmål, der måler en given DMU’s efficiens som afstandenfra fronten. Farrell-målet giver en faktor der kan ganges på output for at komme på fronten.Farrell-efficiensen er defineret ved:ii iE = min{ E ∈ R0Ex ∈ L(y )}i i{ F ∈ R Fy ∈ P(x )}iF = max0Hvor E i repræsenterer inputefficiensen, som beskriver med hvilken faktor man ifølge teknologien kanreducere alle sine inputs og stadig bibeholde produktionsniveauet. E i ∈[0,1]. Hvor små værdier af E erinefficient mens en værdi på 1 angiver at DMU’en er efficient og dermed ”på fronten”. F i viser outputefficiensen,der i intervallet F i ∈[1,∞] viser hvor meget alle output kunne forøges med uden at forbrugeflere inputs.FDH(Free Disposability Hull): Muligheden for at producere mindre output ved at bruge mindre input.FDH-fronten er en kantet trappestige i et input-output diagram.CRS: Konstant skalaafkast betyder, at en fordobling af alle input vil medføre netop en fordobling afalle output. Når der ikke tages hensyn til stordriftsfordele, anvendes CRS-scoren.VRS: Varierende skalaafkast tager højde for, at der kan være voksende skalaafkast for små produktionsniveauer(mindreend den MPSS(most productive scale size)) og faldende skalaafkast for store produktionsniveauer(størreend MPSS). VRS scoren anvendes, når der tages højde for stordriftsfordele.Noter til CRS og VRS: Sammenligning af resultaterne i modellerne under konstant og varierende skalaafkastkan således give anledning til at vurdere, om en institution opererer ved et inoptimalt skalaniveau,men ikke om skalaen er for stor eller for lille. Dette kan belyses ved DRS.

74DRS = NIRS: DEA-modellen med aftagende skalaafkast er en kombination af modellerne med konstantskalaafkast og variabelt skalaafkast. Modellen er således baseret på konstant skalaafkast for småskalaniveauer og faldende skalaafkast for større skalaniveauer. DRS-kurven udspændes af CRSkurvenindtil MPSS og herefter af VRS-kurven.NDRS: Udspændes af VRS-kurven indtil MPSS og herefter af CRS-kurven.IRS: Ses ved sammenlægning af to DMU’er, hvor stordriftsfordele gør at dobbelt så meget input producerermere end dobbelt så meget output.Super efficiens: Er et mål for, givet Farrell-efficiensmålet bruges, hvor meget en given efficient DMUkunne have øget sine input med og så stadig have været efficient og på fronten; E SUPER = 1,2 svarer tilat DMU’en kunne have øget alle sine input med 20 pct. og stadig været på fronten. Tilsvarende foroutput, hvor meget en given DMU kunne have reduceret alle sine output med og så stadig have væretpå fronten og efficient; F SUPER = 0,9 svarer til at DMU’en kunne have reduceret alle sine output med10 pct. og stadig have været på fronten.Bootstrapping analyse: Følsomhedsanalyse eller variansanalyse, laves ved at udtage en stikprøve i detdatasæt man starter med at bruge, sådan at det nye datasæt består af samme antal observationer somoprindeligt, og så lave DEA-beregningen igen på de udvalgte data.Bias korrektion: Datasæt kan i forbindelse med bootstrapping korrigeres for evt. bias i data.SFA: Er i modsætning til DEA en parametrisk metode til at måle produktivitet. Metoden adskiller sigfra almindelig regressionsanalyse ved at der i SFA-modellen skal indgå et fejlled for stokastisk fejl(v)og et fejlled for inefficiens(u) i modellen.Note:Når der ikke tages hensyn til stordriftsfordele, anvendes CRS-scoren, mens VRS scoren anvendes,når der tages højde for stordriftsfordele. Dog anvendes VRS scoren kun i det tilfælde,hvor skalapotentialet skyldes stordriftsfordele (NIRS=CRSCRS) benyttes CRS scoren, svarende til at stordriftsulemperikke accepteres.Resultaterne i de opstillede modeller kan umiddelbart sammenlignes med netvolumenmodellensresultater. Dog er der det forbehold, at modellerne ikke er individuelt tilpasset data,men i stedet er benyttet i deres generelle form, hvilket kan påvirke resultaterne. En sammenligningaf resultaterne indikerer dog en eventuel forskel på modellerne.Modsat netvolumen-modellen, der blandt andet antager konstant skalaafkast, og perfekt substitutionmellem driftsomkostninger og afskrivninger, indeholder de oplistede modeller enrække andre antagelser. Sekretariatet har foretaget en række beregninger, der viser, i hvilkenudstrækning selskabernes indbyrdes placering ændrer sig ved brug af alternative modeller seti forhold til netvolumen-modellen. I analysen foretages en sammenligning af netvolumenmodellenmed de andre modeller, og der fastsættes en værdi i intervallet 0-1, der afspejlerændringen i selskabernes indbyrdes placering i forhold til modellerne. I den forbindelse ud-

75trykker en værdi tæt på 1, at de indbyrdes placeringer er identiske mellem modellerne, mensen værdi tæt på nul betyder, at de indbyrdes placeringer ændret sig meget afhængig af modelvalg.Ved at anvende de alternative modeller sker der kun ændringer i selskabernes indbyrdes placeringI forhold til netvolumen-modellen i mindre grad. Dette følger af en gennemsnitlig indeksværdipå 0,7, jf. tabel 10.2.Tabel 10.2: Sammenligning netvolumen-modellen og en række alternative modellerModel nr. Modeltype Ændring i indbyrdes placering iforhold til netvolumen-modellenÆndring i absolut effektivitet iforhold til netvolumen-modellen1 d_dea_far_vrs 0,7 0,052 d_dea_far_drs 0,8 0,053 d_dea_far_ndrs 0,8 -0,024 d_dea_far_crs 0,9 -0,035 d_dea_sup_far_vrs 0,6 0,116 d_dea_sup_far_drs 0,8 0,087 d_dea_sup_far_ndrs 0,6 0,048 d_dea_sup_far_crs 0,8 0,019 d_dea_far_vrs_biascorr 0,7 -0,0410 d_dea_far_vrs_biascorr_c1 0,7 -0,1111 d_dea_far_vrs_biascorr_c2 0,7 0,0412 d_dea_far_crs_biascorr 0,9 -0,113 d_dea_far_crs_biascorr_c1 0,9 -0,1514 d_dea_far_crs_biascorr_c2 0,9 -0,0415 d_dea_far_ndrs_biascorr 0,8 -0,116 d_dea_far_ndrs_biascorr_c1 0,8 -0,1617 d_dea_far_ndrs_biascorr_c2 0,8 -0,0318 d_orderm_far 0,4 0,3119 d_dea_shell_far[ 0,7 0,0520 d_dea_shell_far[ 0,7 0,3221 d_dea_shell_far[ 0,6 0,4922 d_sfa_linear_far 0,3 0,1523 d_sfa_loglinear_far 0,6 0,2524 d_sfa_translog_far 0,5 0,1425 d_sfa_normedloglinear_far 0,6 0,2126 d_dea_far_se 0,4 0,22Gennemsnitaf modeller 0,7 7 procentpointGennemsnitaf CRSmodeller0,9 -10 procentpoint

76Vurderes modellen i forhold til andre modeller med antagelsen om konstant skalaafkast erresultatet endnu mere udtalt. Således opnås der i dette tilfælde et indeks på 0,9. Beregningerneviser endvidere, at selskaberne, ved brug af de alternative CRS-modeller, i gennemsnit vilopnå en absolut effektivitet, der er 10 procentpoint lavere end i netvolumen-modellens beregninger.Effektiviseringspotentialet beregnet i netvolumen-modellen fastsættes således forsigtigt.DatausikkerhedSelskabernes indberetninger til brug for fastsættelsen af omkostningsækvivalenterne blev i2006 underlagt en kvalitetssikring. Revisionsselskabet PricewaterhouseCoopers har på foranledningaf Sekretariatet foretaget en række undersøgelser af 10 udvalgte selskabers indberetninger.Revisionsselskabet har aflagt besøg hos de 10 selskaber og foretaget en detaljeret gennemgangaf hver af deres indberetninger. Undersøgelsen viste, at de fleste indberetninger er afhøj kvalitet, men at enkelte indberetninger ikke havde en tilstrækkelig kvalitet til at kunnebenyttes i det videre arbejde med at fastlægge modellen.Som følge af resultaterne af de 10 virksomhedsbesøg må det forventes, at en række af de 48udvalgte indberetninger – der benyttes i det videre arbejde med at fastlægge netvolumenmodellen– vil vise sig ikke at have en tilstrækkelig kvalitet, såfremt de blev underlagt et tilsvarendevirksomhedsbesøg.Af denne grund har Sekretariatet undersøgt i hvor høj grad de vægte – der indgår i netvolumen-modellen- må forventes at ændre sig i tilfælde af, at alle 48 udvalgte indberetninger bliverunderlagt et virksomhedsbesøg, og en række af disse indberetninger viser sig ikke at haveen tilstrækkelig kvalitet til at indgå i grundlaget for fastlæggelse af netvolumen-modellen.Sekretariatet har foretaget en beregning, der viser, i hvilken grad netvolumen-modellen vilblive påvirket af at frasortere en række af de indberetninger der indgår i fastlæggelsen afnetvolumen-modellen. Der frasorteres fra 1 op til 20 ud af de 35 distributionsselskabers indberetninger– som indgår i fastlæggelsen af modellen - på knap 1.000 forskellige måder. Beregningerneviser, at de vægte – der indgår i netvolumen-modellen – i gennemsnit ændresmed omkring 1,5 procent, jf. tabel 10.4. Datakvaliteten fremstår således i høj grad valid, og daselskaberne på gennemsnittet må forventes at have foretaget deres indberetninger identisk, erdet Sekretariatets vurdering, at omkostningsækvivalenterne udtrykker de faktiske gennemsnitligeenhedsomkostninger.

77Tabel 10.3: Udregning af vægte med færre indberetninger end de 35 udvalgte distributionsselskaberKategorinr.Kategori type Vægt beregnetud fra deudvalgte 35indberetningerNy vægt beregnetmed færreend 35 indberetninger1 132 kV-felt, åben - - -2 132 kV-felt, gasisoleret - - -3 132 kV-kabel - - -4 132 kV-kabel, sø - - -5 132 kV-luftledning, enkelttracé- - -6 132 kV-luftledning, dobbelttracé- - -7 132/50 kV-transformer - - -8 50 kV-kabel 67.053 64.911 -3,29 50 kV-kabel, sø 63.359 63.360 0,010 50 kV-luftledning 13.364 13.523 1,211 50 kV-felt, åben 48.166 47.871 -0,612 50 kV-felt, gasisoleret 63.672 61.250 -3,813 50/10 kV-transformer 72.577 71.970 -0,814 10 kV-felt 12.678 12.502 -1,415 10 kV-kabel 8.215 8.184 -0,416 10 kV-luftledning 9.130 9.184 0,617 10/0,4 kV-station 6.634 6.586 -0,718 0,4 kV-kabel 9.472 9.422 -0,519 0,4 kV-luftledning 14.615 14.508 -0,720 Målere 75 75 0,521 Kunderelaterede omkostninger179 176 -1,622 Administrationsomkostninger0,4 0,36 -8,823 1 - 1 omkostninger 9 9 -0,4Gennemsnit- 24.325 23.971 -1,5Forskel i pct.Bemærk, at teksten i kategorierne er forkortet. Kategorier med komponenter på 132 kVniveauindeholder også komponenter på 150 kV. Tilsvarende indeholder kategorier med kom-

ponenter på 50 kV-niveau også komponenter på 60 kV-niveau, mens der i kategorier af komponenterpå 10 kV-niveau også indgår komponenter på 15 kV og 20 kV-niveau.78