Transcript Nyt Energiforlig og perspektiver for den fremtidige regulering

Program for Energiforum den 10. maj
13.30
Nyt Energiforlig og perspektiver for den fremtidige regulering
ved formand Uffe Bundgaard-Jørgensen
13.50
Regulering i forandring
ved direktør Finn Dehlbæk
14.20
Pause
14.35
Fjernvarmeværkernes gaskøb – kan det gøres billigere?
ved kontorchef Martin Windelin
15.20
Benchmark og indtægtsrammer - nye udfordringer
ved kontorchef Rune Moesgaard
16.00
Let servering
Nyt Energiforlig og perspektiver for
den fremtidige regulering
Uffe Bundgaard-Jørgensen, Formand
Nyt Energiforlig
o Bredt forlig om den fremtidige danske energipolitik
o Energisektor har nu en strategi samt sigtepunkter at arbejde
efter
Hovedmål i Energiforliget
o Vedvarende energi i stedet for fossile
brændstoffer
o Energieffektivitet
o Ny viden
Ny viden - Analyser
o Analyse af fjernvarmes rolle i den fremtidige energiforsyning
o Analyse af den fremtidige anvendelse af gasinfrastrukturen
o Et dybdegående eftersyn af reguleringen af den danske
elforsyningssektor
o Undersøge tilskuds- og afgiftssystemet med henblik på at
vurdere behovet for justeringer af det eksisterende system
Energitilsynet
Vi er klar til at påtage os
ansvaret og opgaverne
Regulering i forandring
Finn Dehlbæk, Direktør for Sekretariatet for Energitilsynet
Energiforliget - Sekretariatet?
Korte bane
Lidt længere bane:
Internationale arbejde
Engrosmodel
Centrale værkers omlægning til biomasse
Energiforlig - Udlandet
600 MW Havvindmøller på Kriegers Flak:
• Ny international- EL udvekslingskapacitet
Analyse af muligheder og effekter af udvekslingsforbindelser
• Senest færdig med udgangen af 2014
SET – Udlandet (1)
Et indre market for EL:
Samme model for handel med el over grænser i hele EU
(NordPool-agtig)
• Day-a-head marked
• Intra day-marked
• Sikring af afdækningsmuligheder (hedging)
SET – Udlandet (2)
SET deltager i europæisk samarbejde på de 3 områder.
Der arbejdes efter følgende mål:
• Løsning for day-a-head marked i Nordvestlige Europa
(NWE) pr. 1. jan 2013
• Intra-day løsning i NWE pr. 1. jan 2013
• Forsøg med Financial Transmissions Rights på den
dansk/tyske grænse
SET – Udlandet (3)
Konkrete opgaver som følge af forlig:
Videreføre arbejde med at få den mest effektive udnyttelse af
forbindelser
Se på metoder for priser og betingelser for adgang til nye
forbindelser:
• Ikke diskriminerende
• Gennemsigtig
• Rimelig
Engros-model – EL (1)
Elleverandør central i forhold til forbruger
• Forbrugeren modtager én samlet regning (fra
Elleverandøren)
• Engrosmodel har snæver kobling til Energinet.dks datahub
• Træde i kraft 1. april 2014
Engros-model - el (2)
Elhandlerens rolle:
• Køber af ydelser
• Kontakten til forbrugeren
• Afregner elafgifter og moms med Skat
Engros-model - el (3)
Netselskabet rolle:
•
•
•
•
Ansvar for nettet og måling af elforbrug
Fortsat indtægtsrammeregulering
Begrænset kontakt til forbrugere
Energispareaktiviteter
Engros-model - el (4)
Konklusioner om engrosmodellen:
• Forbedrer rammebetingelser for konkurrencen
• Energiservicemarked
• Er i tråd med anbefalinger til et fælles nordisk
slutbrugermarked
• Opgaver for SET
Centrale værkers omlægning til biomasse (1)
Problemstilling – Lovforslagets regler
• Frihed til at aftale fordeling af afgiftsfordelen
• Kommunale eller forbrugerejede varmeanlæg kan indgå
aftale
• Energitilsynet skal forhåndsgodkende
Centrale værkers omlægning til biomasse (2)
Bemærkninger:
• Afvigelse fra princippet om omkostningsbestemte
varmepris
• Forhåndsgodkendelse
Pause
Fjernvarmeværkernes gaskøb
– kan det gøres billigere?
Martin Windelin, kontorchef i Varme
2/3 af de naturgasfyrede fjernvarmeværkers
omkostninger går til naturgaskøb
*Ikke alle selskaber har indsendt priseftervisning for 2011. Fristen for 2. del af 2011 er 15. September 2012
Naturgasfyrede værker har de højeste
gennemsnitlige varmepriser
45000
40000
35000
30000
Laveste
25000
Højeste
20000
Gennemsnit
15000
10000
5000
0
Centrale værker
Biomasse mv.
Naturgasfyrede
Affald
Kilde: Dansk Fjernvarme ”Fjernvarmepriserne i Danmark i 2010”.
Note: Figuren viser højeste/laveste pris for opvarmning af et standardhus på 130 m2 fordelt på
værktyper efter brændsel.
Er der sammenhæng mellem mængde og pris?
900
800
700
Kr./MWh
600
500
400
Vægtet gns.
= 363
300
200
100
0
0
50,000
100,000 150,000 200,000 250,000 300,000 350,000 400,000 450,000
Mængde i MWh
Anmærkning: Priserne er ikke korrigeret for afgifter, distributions- og transmissionstariffer osv. Der er ikke gennemført
datavalidering af de viste observationer. Der er således alene tale om en ubearbejdet visning af gaskøbsinformationer, som
selskaberne har meldt ind i Energitilsynets elektroniske anmeldelsessystem.
Note: Regnskab afsluttet mellem 31-12-2009 og 31-12-2010
Potentiale for at opnå besparelser
400
Besparelse i Mio.
350
Hver 10 kr./MWh
alle sparer =>
70 mio. i samlet
årlig besparelse
300
250
200
150
100
50
0
0
10
20
30
Reduktion i pris/MWh
40
50
Hvis alle der køber dyr gas kom ned på gns.pris på 363 kr.,
så kunne der spares ca. 200 mio.kr. om året.
Anmærkning: De beregnede besparelser er hypotetiske og tjener alene illustrative formål. Energitilsynet har pt. ikke
grundlag for at vurdere omfanget af et evt. besparelsespotentiale.
Datagrundlag
•
Varmeværkers priseftervisninger for 2008-2011
•
•
•
•
•
Anmeldte omkostninger og indtægter
Brændselskøb (art, mængde og pris)
Energistyrelsens værk-anlæg opgørelse 2006-2010
Varmeværkernes årsregnskaber
Henvendelse til udvalgte fjernvarmeværker
Datavalidering
Problemer og løsninger:
• Nogle værker har angivet mængde i Nm3 frem for MWh
•
Sammenholde med Energistyrelsens data og korrektion ved
omregningsfaktor
• Fejlindtastning af pris eller mængde
•
Gennemgang af årsrapport og sammenholde med
Energistyrelsens data
• Forkert angivelse af art og angivelse af flere typer brændsel
sammen
•
Sammenhold med Energistyrelsens data og henvendelser til
værkerne
Analysetilgang
• Ikke totalanalyse af alle fjernvarmeværkernes
omkostninger
• I stedet analyse af udvalgte fjernvarmeværker og/eller
omkostningstyper
• Valget af analyseområde kan fx. være begrundet af stor
økonomisk betydning eller høj grad af
sammenlignelighed
• Fejlrette eller ekskludere dataobservationer,
så de anvendte data bliver troværdige
Hypoteser som vi vil prøve at teste
•
Fjernvarmeværker opnår bedre priser, hvis de køber ind i
store mængder
•
Fjernvarmeværker der får en stor andel af deres energi fra
naturgas har større fokus på at reducere indkøbsprisen på
naturgas
•
Kommercielle selskaber køber billigere end kommunale og
forbrugerejede selskaber
•
Fjernvarmeværker med markedsincitamenter har større
omkostningsfokus og køber billigere ind
Hvem kan have gavn af sådanne
omkostningsanalyser?
•
Fjernvarmeværkerne kan lære af hinanden
•
Forbrugerne kan blive klogere og lægge pres på deres
fjernvarmeværk
•
Energitilsynet kan bruge det som input til tilsynsarbejdet
Det videre arbejde
•
•
•
•
•
•
Fortsætte datavalidering
Korregere for afgifter, distributionsomk.,
transmissionstarif osv.
Arbejde videre med hypotese-test
Er det de samme, der år efter år køber dyrt hhv. billigt ind?
Ringe-rundt undersøgelser af kontraktforhold
• Best practice
• Worst practice
Offentliggørelse af gaskøbsanalysen
Benchmark og indtægtsrammer –
nye udfordringer
Rune Moesgaard, kontorchef Detail & Distribution
Oversigt
1.
2.
3.
4.
5.
Indtægtsrammeregulering – i korte træk
Benchmarking og effektiviseringspotentiale
Optimal netselskabsstørrelse og effektivitet
Tariffer
Udfordringer
Indtægtsrammeregulering
1.
2.
3.
4.
Historisk betinget (2000/2004)
Temmelig kompleks lovgivning
Ej prisregulering!
Priserne fra 2004 må gennemsnitligt ikke stige realt, dog
tilladt stigning ifm. nødvendige nyinvesteringer
5. Som udgangspunkt ingen sammenhæng mellem fastsat
ramme og (nødvendigt) omkostningsniveau
6. Som udgangspunkt intet effektivitetspres =>
benchmarking
Reguleringspris og indtægtsrammer
Rpris2005
Driftsmæssige indtægter2004

Mængde2004
IR2012  Rpris2012  mængde2012
Maksimal forrentningsprocent = Lang byggeobligationsrente + 1 pct.
point. Beregnes ift. selskabernes netaktiver.
Nogle selskaber er bundet af forrentningsloftet, andre af
indtægtsrammen.
Reguleringspris 2005
Reguleringspris
øre/kWh
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
0
20
40
60
80
100
Netselskaber
Gennemsnit
Reguleringsprisindeks og forrentningsloft
8.0
135
130
7.5
128.8
7.50
126.4
125
120.6
120
118.5
118.8
118.3
116.2
115
113.1
111.6
110
6.69
6.66
6.5
6.12
6.0
5.76
110.6
109.1
108.1
Forrentningsloft (pct.)
7.0
5.54
5.5
5.37
105
105.5
104.2
103.7
5.0
4.97
101.8
100
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
4.5
2005
Reguleringsprisindeks (2004=100)
Kilde: Sekretariatet for Energitilsynet.
Note: 2012 tal er baseret på 1. kvartal.
Forbrugerprisindeks (2004=100)
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Benchmarking
Effektiviseringskrav 2007-2011
Økonomisk effektivitet
Kvalitet i leveringen
500.0
12.0
462.5
450.0
9.6
10.0
400.0
350.0
8.0
Mio. kr.
Mio. kr.
300.0
250.0
5.5
6.0
4.5
200.0
4.3
4.0
150.0
127.0
117.1
104.3
100.0
2.0
69.2
50.0
44.9
-
2007
2008
2009
Kilde: Sekretariatet for Energitilsynet.
2010
2011
Varige krav i alt
2007
2008
2009
2010
2011
Udvikling i omkostninger 2006-2010
6.000
Stigning på
28 pct.
5.000
Mio. kr.
4.000
3.000
2.000
Reduktion på
20 pct.
1.000
0
2006
2007
Driftsomkostninger
Kilde: Sekretariatet for Energitilsynet.
Note: Omkostningerne er opgjort i løbende priser.
2008
Afskrivninger
2009
Energispareomkostninger
2010
Er der yderligere effektiviseringspotentiale?
25%
110
100
90
20%
80
70
15%
60
50
10%
40
30
5%
20
10
0%
2006
2007
2008
Gennemsnitligt effektiviseringspotentiale
2009
Benchmarkbasis (2006=100)
2010
Hvem er mest omkostningseffektive?
1,2
Omkostningsindeks
1
0,8
0,6
0,4
0,2
0
0-50
50-100
100-200
Netvolum en m io. kr.
2007
Kilde: Sekretariatet for Energitilsynet.
2010
200<
Antal netselskaber
120
112
107
7
101
10
100
10
24
89
84
22
80
79
10
22
8
19
16
60
40
81
75
76
10
8
16
13
69
60
58
55
55
2008
2009
2010
2011
20
0
2005
2006
Andelsselskab
2007
Kommunale selskaber
Kilde: Dansk Energi og Sekretariatet for Energitilsynet.
Øvrige
Skøn over udvikling i indtægtsrammerne
5 pct.
Kilde: Sekretariatet for Energitilsynet.
Tariffer
Nettariffer for husholdningerne
0,4 kV tilslutning
2004
2005
2006
2007
Årsforbrug på 4.000 kWh
2008
2009
2010
2011
2012
Ændring 2004-12
(pct.)
øre/kWh
DONG
28,7
30,1
34,0
39,5
41,1
41,1
35,2
36,1
37,9
32
SEAS-NVE
23,4
26,5
26,2
29,7
30,6
34,0
38,5
39,4
39,4
69
Syd Energi
18,2
20,0
20,1
17,8
15,0
15,0
23,3
26,0
30,5
67
NRGi
20,7
20,7
20,7
20,7
24,1
25,1
25,8
28,1
28,6
38
EnergiMidt
24,1
25,7
28,4
29,0
30,1
31,9
32,7
32,3
33,1
37
HEF
20,5
21,8
22,0
22,0
22,3
25,5
29,8
29,8
28,8
41
TRE-FOR
16,0
16,0
16,0
16,3
17,1
17,6
17,9
15,0
16,0
0
Nord Energi Net
20,7
19,0
19,3
20,3
21,2
23,4
27,4
28,5
31,5
53
Energi Fyn
17,9
15,8
16,3
16,3
16,3
18,4
26,6
26,4
27,3
53
Energi Fyn City
23,9
27,4
28,5
29,2
30,0
31,6
32,7
32,0
38,1
59
Laveste nettarif
16,0
15,8
16,0
16,3
15,0
15,0
17,9
15,0
16,0
Højeste nettarif
28,7
30,1
34,0
39,5
41,1
41,1
38,5
39,4
39,4
79
91
112
143
174
174
115
163
146
Spænd (pct.)
Kilde: ”Elforsyningens tariffer & elpriser”, Dansk Energi.
Nettariffer for mindre virksomheder
10 kV tilslutning
2007
2008
2009
Årsforbrug på 1 mio. kWh
2010
2011
2012
Ændring 2004-12
(pct.)
øre/kWh
DONG
11,2
9,4
13,4
9,8
10,2
11,1
-0
SEAS-NVE
8,1
8,3
14,7
10,3
10,9
10,9
34
Syd Energi
2,5
0,4
0,4
7,7
7,9
8,1
225
NRGi
8,4
7,2
7,5
8,5
8,3
8,5
1
EnergiMidt
9,4
9,8
10,6
11,5
11,8
12,4
32
HEF
6,2
5,7
6,9
9,8
9,8
10,6
71
TRE-FOR
6,6
5,5
5,7
5,8
5,8
6,2
-5
Nord Energi Net
4,5
4,5
5,5
8,1
7,7
8,2
81
Energi Fyn
3,8
3,7
4,2
5,3
5,5
6,4
68
Energi Fyn City
8,5
8,7
9,3
10,1
8,6
12,4
46
Laveste nettarif
2,5
0,4
0,4
5,3
5,5
6,2
Højeste nettarif
11,2
9,8
14,7
11,5
11,8
12,4
Spænd (pct.)
195
165
250
117
115
98
Kilde: ”Elforsyningens tariffer & elpriser”, Dansk Energi.
Note: Spændet er i 2007 -2009 mellem næstlaveste og højeste tarif. Ellers mellem laveste og højeste tarif.
Sammenhæng mellem benchmark og tariffer
1.
2.
3.
Fører benchmark krav til lavere tariffer?
Ikke nødvendigvis!
Hvis selskaberne ikke har udnyttet deres ramme fuldt ud
kan bechmarkkrav ”imødegås” ved at øge
udnyttelsesgraden af indtægtsrammerne så tarifferne
holdes konstant.
Udvikling og variation i nettariffer
1. Udviklingen
1. Reguleringsprisindekset
2. Forrentningsloftet
3. Nødvendige nyinvesteringer
2. Variationen
1. Udgangspunktet i 2005
2. Ejerforhold – udnyttelsesgrad af indtægtsrammen
3. Effektivitet og effektiviseringskrav
4. Tarifstruktur (abonnement og løbende tarif)
Udfordringer & fokus
1.
Hvad kunne indgå i et reguleringseftersynet
1.
2.
3.
4.
2.
Gerne simplere
Større incitament til effektivitet
Incitamenter til strukturtilpasninger (England 14, Holland 8)
Mindre tarifspænd?
Fokus fra Energitilsynets side
1.
2.
3.
4.
Udvikling af benchmarkmodellen – måler vi det rigtige?
Smart Grid
Øget kapacitetsudnyttelse
Og frem for alt effektivitet!