Program for Energiforum den 10. maj

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 udfordringerved 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 arbejdeEngrosmodelCentrale 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 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


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


Netselskabet rolle:

• Ansvar for nettet og måling af elforbrug• Fortsat indtægtsrammeregulering• Begrænset kontakt til forbrugere • Energispareaktiviteter


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

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

Centrale værker Biomasse mv. Naturgasfyrede Affald

Laveste

Højeste

Gennemsnit

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?

Vægtet gns. = 363

Note: Regnskab afsluttet mellem 31-12-2009 og 31-12-2010

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.

Potentiale for at opnå besparelser

Hvis alle der køber dyr gas kom ned på gns.pris på 363 kr.,

så kunne der spares ca. 200 mio.kr. om året.

Hver 10 kr./MWh alle sparer => 70 mio. i samlet årlig besparelse

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

• Fjernvarmeværkerne kan lære af hinanden

• Forbrugerne kan blive klogere og lægge pres på deres fjernvarmeværk

• Energitilsynet kan bruge det som input til tilsynsarbejdet

Hvem kan have gavn af sådanne omkostningsanalyser?

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. Indtægtsrammeregulering – i korte træk

2. Benchmarking og effektiviseringspotentiale

3. Optimal netselskabsstørrelse og effektivitet

4. Tariffer

5. Udfordringer

Indtægtsrammeregulering

1. Historisk betinget (2000/2004)

2. Temmelig kompleks lovgivning

3. Ej prisregulering!

4. 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

2004

20042005

Mængde

indtægterigeDriftsmæssRpris

201220122012 mængdeRprisIR

Maksimal forrentningsprocent = Lang byggeobligationsrente + 1 pct. point. Beregnes ift. selskabernes netaktiver.

Nogle selskaber er bundet af forrentningsloftet, andre af indtægtsrammen.

Reguleringspris 2005

Reguleringsprisindeks og forrentningsloft

Kilde: Sekretariatet for Energitilsynet.Note: 2012 tal er baseret på 1. kvartal.

Benchmarking

Effektiviseringskrav 2007-2011

Økonomisk effektivitet Kvalitet i leveringen

Kilde: Sekretariatet for Energitilsynet.

Udvikling i omkostninger 2006-2010

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

2006 2007 2008 2009 2010

Mio

. kr.

Driftsomkostninger Afskrivninger Energispareomkostninger

Reduktion på 20 pct.

Stigning på 28 pct.

Kilde: Sekretariatet for Energitilsynet.Note: Omkostningerne er opgjort i løbende priser.

Er der yderligere effektiviseringspotentiale?

0%

5%

10%

15%

20%

25%

2006 2007 2008 2009 2010

-

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

Gennemsnitligt effektiviseringspotentiale Benchmarkbasis (2006=100)

Hvem er mest omkostningseffektive?

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

0-50 50-100 100-200 200<

Netvolumen mio. kr.

Om

ko

stn

ing

sin

deks

2007 2010


Antal netselskaber

Kilde: Dansk Energi og Sekretariatet for Energitilsynet.

Skøn over udvikling i indtægtsrammerne


5 pct.

Tariffer

Nettariffer for husholdningerne

Kilde: ”Elforsyningens tariffer & elpriser”, Dansk Energi.

0,4 kV tilslutning 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Årsforbrug på 4.000 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

Spænd (pct.) 79 91 112 143 174 174 115 163 146

Ændring 2004-12 (pct.)øre/kWh

Nettariffer for mindre virksomheder

Kilde: ”Elforsyningens tariffer & elpriser”, Dansk Energi.Note: Spændet er i 2007 -2009 mellem næstlaveste og højeste tarif. Ellers mellem laveste og højeste tarif.

10 kV tilslutning 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Årsforbrug på 1 mio. 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

Ændring 2004-12 (pct.)øre/kWh

Sammenhæng mellem benchmark og tariffer

1. Fører benchmark krav til lavere tariffer?

2. Ikke nødvendigvis!

3. 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. Gerne simplere2. Større incitament til effektivitet3. Incitamenter til strukturtilpasninger (England 14, Holland 8)4. Mindre tarifspænd?

2. Fokus fra Energitilsynets side

1. Udvikling af benchmarkmodellen – måler vi det rigtige?2. Smart Grid3. Øget kapacitetsudnyttelse4. Og frem for alt effektivitet!

Documents

Program for Energiforum den 10. maj