A.4.1 Eerste bijeenkomst (28 november 2006)88
Op 28 november 2006 vond de eerste bijeenkomst van de ‘Klankbordgroep Aansluitdichtheid’ (hierna: de klankbordgroep) plaats. De aanleiding werd gevormd door de discussie over de aansluitdichtheid bij het methodebesluit voor de derde reguleringsperiode elektriciteit in vervolg op het Brattle-onderzoek. Ten tijde van het methodebesluit was het niet mogelijk voor de Energiekamer om te concluderen dat aansluitdichtheid als regionaal verschil zou moeten worden aangemerkt. Geconcludeerd is dat nader onderzoek naar de aansluitdichtheid zou worden uitgevoerd.
Afgesproken werd dat een extern bureau aangezocht zou worden om met mogelijke definities voor de aansluitdichtheid te komen en een inventarisatie van de kosten te initiëren (waarbij de kosten meegenomen zouden worden voor netvlakken beneden de 110 kV.
A.4.2 Tweede bijeenkomst (23 januari 2007)
Tijdens de tweede bijeenkomst werd ondermeer afgesproken om tevens een extern bureau te benaderen voor het uitvoeren van de datavalidatie.
A.4.3 Derde bijeenkomst (15 maart 2007)
Tijdens de derde bijeenkomst van de klankbordgroep presenteerden Frontier Economics en Consentec, de geselecteerde bureaus, hun aanpak om het genoemde onderzoek uit te voeren. Met betrekking tot de te hanteren eenheidskosten werd opgemerkt dat dit mede aan de hand van eerdere studies voor andere landen zal plaatsvinden, die vervolgens in de klankbordgroep zouden worden bediscussieerd. Consentec heeft verder aangegeven dat vooral relatieve waarden belangrijk zijn en niet de absolute waarden.
87 PwC, op.cit., p.25.
88 In de periode voor 2006 zijn ook bijeenkomsten gehouden rondom het dossier Aansluitdichtheid, maar (voor zover bekend) zijn hiervan geen verslagen beschikbaar. De nummering van de opeenvolgende bijeenkomsten volgt daarom de nummering zoals die in de gepubliceerde verslagen te vinden is. Zie:
Methoden om de pijp en leiding gerelateerde kosten te bepalen
7 juli 2009 pagina 73 van 94
A.4.4 Vierde bijeenkomst (13 april 2007)
Tijdens de vierde bijeenkomst presenteerden Frontier Economics en Consentec een Issue document dat een beschrijving bevatte van de data die nodig zou zijn voor het uitvoeren van de technische en economische analyses.89
Met betrekking tot de netwerkkosten werd gebruik gemaakt van de regulatorische kosten zoals die jaarlijks aan de Energiekamer worden gemeld:90
For this study we propose to make use of the cost data that DNOs are required to submit to DTe on an annual basis. Comprehensive regulatory accounting guidelines for electricity and gas were established in 2003 and 2004 respectively. We will therefore have data collected on this consistent basis from 2003 to 2005 for electricity and from 2004 to 2005 for gas at the inception of the study, with the expectation that data for 2006 will become available during the course of out investigation. In addition, we understand that DTe holds data for the companies going back to 2000. In principle, therefore, the analysis could be extended to also include analysis of earlier years. This issue is discussed in Section 4 below.
Our analysis will focus on the relationship between total cost (operating cost plus annual capital costs) since this will ensure consistency with the existing regulatory regime. For 2003 (2004 for gas) onwards, using cost data that has already been audited will help to ensure that the analysis is conducted on data that is consistent across companies in addition to being consistent with DIe's overarching regulatory philosophy. This will enhance comparability between companies and over time. Our analysis could also inform on the extent to which analysis of earlier years provides robust results.
Daarnaast stelden Frontier Economics en Consentec voor om op basis van eigen schattingen en ervaring de eenheidskosten voor netwerkverbindingen te bepalen:91
In order to explore the influence of potentially higher unit costs in areas with a higher connection density (the possible cause of the right hand portion of the U-shape) we also need information about unit costs. For investigating the basic relationship it will be sufficient to make use of a small set of standardised unit costs. In this context the relative values are important – the absolute value of costs is of minor importance and will not have a direct impact on the study or its conclusions.
Standard unit costs for low and medium voltage overhead lines and cables for different connection densities. These numbers will not be considered as parameters in the regression analysis, but as input parameters for the technical analysis concerning the right pan of the U-shaped cost curve. Therefore a rough estimation will be sufficient.
[Source: Consentec will propose standard unit cost estimates on the basis of previous experience and discuss the numbers with the stakeholders]
Standard unit costs for low and medium pressure pipelines for different connection densities.
[Source: Consentec will propose standard unit cost estimates on the basis of previous experience and discuss the numbers with the stakeholders]
A.4.5 Vijfde bijeenkomst (24 april 2007)
Tijdens de vijfde bijeenkomst van de klankbordgroep presenteerden Frontier Economics en Consentec ondermeer de door hen gehanteerde gegevens voor de eenheidskosten. De gegevens zijn berekend op basis van eerdere studies van Consentec en Frontier. Gesteld werd dat met name de onderlinge verhouding relevant is (bijvoorbeeld het verhoudingsgetal tussen bovengronds en ondergronds en tussen stad, dorp en platteland), niet de absolute getallen. Met betrekking tot deze eenheidskosten werd opgemerkt dat de kostenverschillen door aansluitdichtheid juist onderzocht moesten worden, in plaats van een waarde hiervoor aan te
89 Frontier Economics en Consentec, Research into the potential Objectifiable Regional Difference Connection Density, Issue Document, 10 April 2007.
90 Frontier Economics en Consentec, Issue Document, op.cit., p.9. 91 Frontier Economics en Consentec, Issue Document, op.cit., p.10.
nemen. Consentec heeft gemeld dat de aannames enkel dienden tot analyse van de rechterkant van de U-curve92. Frontier Economics heeft aangegeven dat hiertoe de daadwerkelijke kosten golden. Afgesproken is vervolgens dat de netbeheerders de mogelijkheid kregen om vanuit hun eigen systemen te achterhalen wat de verhoudingsgetallen zouden moeten zijn.
A.4.6 Zesde bijeenkomst (6 maart 2008)
Tijdens de zesde bijeenkomst stond wederom het dataverzoek aan de netbeheerders centraal. Frontier Economics en Consentec meldden wederom dat de absolute hoogte van de eenheidskosten niet relevant waren, maar dat alleen relatieve getallen (als functie van de aansluitdichtheid) gebruikt zouden worden.
Voor de statistische analyse werd uitgegaan van een enkele waarde voor de eenheidskosten per netvlak (waarbij geen onderscheid is gemaakt voor de aansluitdichtheid). Voor de analyse van de U-curve werd gewerkt met een variatie in de eenheidskosten, waarbij waarden voor ‘rural’, ‘suburb’ en ‘city’ zijn geschat en vervolgend geïnterpoleerd.
De eenheidskosten zijn hierbij als volgt gedefinieerd:93
Unit cost = Total investment cost for new cable, overhead line or pipeline per Meter – Including cable, conductors, pipe, towers, digging + surface restoration
– Electricity: single circuit
A.4.7 Zevende bijeenkomst (12 juni 2008)
Tijdens de zevende bijeenkomst is de kwaliteit van de aangeleverde technische gegevens doorgesproken. De eenheidskosten kwamen verder niet aan bod.
A.4.8 Achtste bijeenkomst (24 juni 2008)
Tijdens de achtste bijeenkomst is wederom gesproken over het onderzoek van Frontier Economics en Consentec. Relevant is dat voor de variatie in eenheidskosten tussen landelijk en stedelijk gebied voor elektriciteit een bandbreedte van 20-30% is aangehouden en voor gas 20 %.94 In de eenheidskosten zijn de kosten van de leiding meegenomen inclusief de infrastructuurgerelateerde kosten (graven etc.). De kosten van reduceerstations (voor gas) en onderstations (voor elektriciteit) zijn niet meegenomen.
Bij een discussie over mogelijke methoden om de infrastructuurgerelateerde kosten te bepalen, werden vier voorstellen gedaan:95
– Bottom up: De kosten per aansluiting en de netverliezen worden eerst bepaald, waarna een sommatie per netbeheerder plaatsvindt;
– De infrastructuurgerelateerde kosten worden geschat via gevoeligheidsanalyses als 10–90% van de totale kosten;
– Alleen de capex wordt meegenomen (mogelijk met schatting van netverliezen); – De sectorkenmerken worden vertaald naar netbeheerder-specifieke grootheden.96
92 Zie §A.3.2.
93 Frontier Economics/Consentec, The potential impact of connection density on regional costs
differences for network operators in the Netherlands: Use of unit cost data, presentatie, 6 maart
2008 p.10.
94 Frontier Economics/Consentec, Impact of connection density on regional costs differences for
network operators in the Netherlands, presentatie, 24 juni 2008 p. 21v.
95 Hoofdpuntenverslag achtste bijeenkomst klankbordgroep Aansluitdichtheid, 24 juni 2008, p.3. 96 De strekking van deze laatste methode is D-Cision niet duidelijk.
Methoden om de pijp en leiding gerelateerde kosten te bepalen
7 juli 2009 pagina 75 van 94
A.4.9 Negende bijeenkomst (2 september 2008)
Tijdens de negende bijeenkomst zijn de opties om de infrastructuurgerelateerde kosten te bepalen, nader besproken. Er zijn vier opties door de Energiekamer gepresenteerd:97
– Optie 1: Gebruik maken van de verhoudingen van de eenheidskosten zoals Consentec die in haar analyses heeft gebruikt.
– Optie 2: Gebruik maken van de verhouding uit de Troostwijk-rapportage.
– Optie 3: Schatten van de infrastructuurgerelateerde kosten per netbeheerder door toepassing van uniforme gemiddelde percentages op de kosten van netbeheerders.
Aangezien de capex grotendeels uit infrastructuurgerelateerde kosten bestaat, kan bijvoorbeeld 95% van de CAPEX gezien worden als infrastructuur-gerelateerd.
In de opex zitten ook infrastructuurgerelateerde kosten. Standaardpercentages zijn 1% van de activawaarde voor statische componenten en 2% voor dynamische componenten. Als schatting kan 1,25% van de GAW gezien worden als infrastructuurgerelateerde opex.
– Optie 4 (voor gas): De opex data (voor gas) wordt opgesplitst in transportafhankelijk (TA) en transportonafhankelijk (TO) opex. De TA-kosten kunnen wellicht gezien worden als goede schatting voor de infrastructuurgerelateerde opex.
Aangezien de verhouding TA/TO nogal uiteenloopt voor de verschillende netbeheerders, zou een sectorgemiddeld TA-percentage kunnen worden uitgerekend, waarmee per net-beheerder de opex gewogen wordt om per netnet-beheerder de infrastructuurgerelateerde opex te schatten.
De infrastructuurgerelateerde capex kan op dezelfde manier als in de vorige optie bepaald worden.
Met betrekking tot de discussie over de infrastructuur gelateerde kosten vermeldt het verslag:98 Een aanwezige merkt op dat door enkel de infrastructuur gerelateerde kosten te bepalen men de aanname doet dat dit de enige kosten zijn die aansluitdichtheid gedreven zijn. Er zouden volgens deze aanwezige ook kosten denkbaar zijn die wel aansluitdichtheid gedreven zijn en niet infrastructuur gerelateerd. Als voorbeeld noemt de aanwezige de kosten voor KLIC meldingen. De aanwezige zou de aanname dat infrastructuur gerelateerde kosten de enige relevante kosten zijn graag getoetst zien.
Ten aanzien van infrastructuur gerelateerde kosten wordt geconcludeerd dat een absoluut niveau van deze kosten per netbeheerder lastig te vinden zal zijn, omdat het moeilijk zal zijn om een goede definitie te formuleren.
De infrastructuur gerelateerde kosten bestaan uit kapitaalkosten en operationele kosten. Alle aanwezigen vinden de kapitaalkosten infrastructuur gerelateerd. Zo geeft het merendeel van de aanwezigen aan dat de GAW geen gebouwen bevat. Een aanwezige merkt op dat deze kosten aan aanschafwaarde (nieuw) moet worden gerelateerd, niet aan GAW. Hiervoor zouden geactualiseerde cijfers uit de Troostwijk- en Gastec-rapportages gebruikt kunnen worden. Een aanwezige geeft aan dat de operationele kosten uit drie delen bestaan: deel 1) overhead (directeur, stafdiensten, huur gebouwen); deel 2) klantgerichte kosten (service providers, facturatie); deel 3) kabel en leidinggerichte kosten (onderhoud). Deze aanwezige geeft aan dat deel 1 gedeeltelijk aan infrastructuur gerelateerd is (bijv. afdelingen financiën en HRM niet, asset management wel), deel 2 niet en deel 3 wel. Alle aanwezigen onderschrijven deze indeling. De Energiekamer bekijkt welke inhoudelijke en procesmatige aanpak te volgen.
97 Energiekamer, Presentatie tijdens de Klankbordgroep Aansluitdichtheid, 2 september 2008.
A.4.10 Tiende bijeenkomst (25 september 2008)
Tijdens deze bijeenkomst presenteerden Frontier Economics en Consentec hun bevindingen. Bij de presentatie van hun analyse, benoemden Frontier Economics en Consentec de verschillende methoden voor bepaling van de infrastructuurgerelateerde kosten:99
For the econometric analysis, we have considered various costs definitions:
– Total costs: this approach is the same as in the previous version of the analysis. We found that it did not deliver significant results
– Infrastructure related cost, proxied as 100% CAPEX + 75 % OPEX
– Approximate infrastructure-related costs, using information from other studies/countries. We tested the other two methods and found that proxying the infrastructure-related share of costs with 100% CAPEX + 75% OPEX always yielded better results.
We considered the last approach to be too arbitrary, as the share of cost related to infrastructure can vary from market to market and the value chosen may not be directly applicable to the Netherlands.
Frontier Economics en Consentec adviseren om inzichtelijk te maken wat de werkelijke pijp en leiding gerelateerde kosten zijn in absolute zin, omdat de aansluitdichtheid alleen op deze kosten van invloed zou zijn. Afgesproken wordt dat de netbeheerders het deel van de GAW dat (op basis van de Troostwijk-rapportage) gerelateerd is aan pijpen en leidingen aan de Energiekamer zouden aanleveren, alsmede het deel van de opex dat daadwerkelijk afhankelijk is van het aantal aansluitingen. Consentec merkte hierbij op dat dit dan alleen variabele kosten betreft.
A.4.11 Elfde bijeenkomst (4 maart 2009)
Tijdens de elfde bijeenkomst van de klankbordgroep presenteerden Frontier Economics en Consentec de uitkomsten van hun onderzoek. In het verslag wordt opgemerkt:100
Frontier is bij de statistische analyses uitgegaan van een definitie van 100% CAPEX en 75% OPEX als schatting voor de infrastructuurgerelateerde kosten. Frontier heeft dit percentage gebruikt, omdat dit van de beschikbare bruikbare definities de beste resultaten gaf. Frontier is niet zelf op zoek gegaan naar een definitie die de sterkste relatie laat zien (data-mining); naar mening van Frontier moet er eerst een reden zijn om een relatie te veronderstellen, voordat je deze relatie statistisch toetst.
Verder meldt de Energiekamer dat de reacties van netbeheerders met betrekking tot een inventarisatie van de pijp en leiding gerelateerde kosten geen uniform beeld hebben opgeleverd van deze pijp en leidinggerelateerde kosten.
Ook is opgemerkt dat de aanwezigen van mening waren dat een relatie tussen aansluitdichtheid en kosten niet in de regulatorische kosten gezocht moet worden, waarop de Energiekamer aangaf dat binnen het huidige reguleringskader de regulatorische kosten nu eenmaal het uitgangspunt zijn voor de kosten van netbeheerders.
Tenslotte blijkt uit het verslag dat overeenstemming over de eenheidskosten van belang is om de hoogte van de infrastructuurgerelateerde kosten af te leiden uit de modeluitkomsten:101
Een aanwezige is van mening dat het onderzoek aantoont dat er verschillen zijn in aansluitdichtheid, die leiden tot verschillen in netlengte bij netbeheerders. Hij is van mening dat daarmee additioneel onderzoek op zijn plaats is. De Energiekamer zou volgens hem moeten onderzoeken tot welke meerkosten deze meerlengte leidt. Hierbij zou de Energiekamer volgens hem uit kunnen gaan van uniforme eenheidskosten.
99 Frontier Economics/Consentec, Impact of connection density on regional costs differences for
network operators in the Netherlands, presentatie, 25 september 2008 p.26.
100 Hoofdpuntenverslag elfde bijeenkomst klankbordgroep Aansluitdichtheid, 4 maart 2009, p.2v. 101 Hoofdpuntenverslag elfde bijeenkomst klankbordgroep Aansluitdichtheid, 4 maart 2009, p.3.
Methoden om de pijp en leiding gerelateerde kosten te bepalen
7 juli 2009 pagina 77 van 94
Een aanwezige vraagt Consentec naar een reactie op het door aanwezige in de vorige alinea gedane voorstel. Consentec is van mening dat het lastig is om modelkosten te berekenen voor een oplossing die wordt toegepast op een regulatorisch kostenbegrip. Volgens Consentec is namelijk eenvoudig aanvechtbaar dat op basis van een model een deel van door accountants goedgekeurde werkelijke kostengetallen wordt geïdentificeerd als pijp en leidinggerelateerd. Frontier voegt toe dat zij van mening zijn dat een dergelijke correctie wellicht alleen dan houdbaar is, wanneer alle netbeheerders overeenstemming bereiken over de hoogte van uniforme eenheidskosten.
Enkele aanwezigen geven aan dat zij akkoord kunnen gaan met uniforme eenheidskosten die het hoogst haalbare efficiëntieniveau weerspiegelen. Andere aanwezigen zijn van mening dat een dergelijke correctie niet kan slagen, omdat voor hen niet is aangetoond dat aansluitdichtheid kan worden geïdentificeerd als ORV en omdat zij van mening zijn dat een dergelijke correctie niet in overeenstemming is te brengen met de regulatorische kostenbegrippen.