Rudi Hakvoort Jos Meeuwsen Ype Wijnia Methoden om de pijp en leiding gerelateerde kosten te bepalen

(1)

Methoden om de pijp en leiding gerelateerde

kosten te bepalen

Rudi Hakvoort

Jos Meeuwsen

Ype Wijnia

Opgesteld door: D-Cision B.V. Postbus 44

(2)

(3)

I

NHOUD

MANAGEMENT SAMENVATTING...5

1 Inleiding...7

2 De pijp en leiding gerelateerde kosten...9

2.1 Totale kosten, gemiddelde kosten en eenheidskosten... 9

2.2 Scope van de studie... 9

2.3 Meegenomen kostencomponenten ...10

2.4 Mogelijke benaderingen...12

3 Beoordelingscriteria ... 17

3.1 Overzicht van de beoordelingscriteria...17

3.2 Beschrijving van de beoordelingscriteria...17

3.3 De randvoorwaarden...21 4 Beschikbare informatie ... 23 4.1 Inleiding ...23 4.2 Gestandaardiseerde activawaarde ...23 4.3 Netwerkinformatie...28 4.4 Rapportage Troostwijk ...33

5 Beschrijving van de methoden ... 35

5.1 Overzicht van de methoden ...35

5.2 Methode #0: Constante eenheidsprijzen ...35

5.3 Methode #1: Opsplitsing van de boekwaarde ...36

5.4 Methode #2: Building block aanpak ...40

5.5 Methode #3: Herwaardering van de asset base...44

5.6 Methode #4: Referentiegroep ...45

5.7 Methode #5: Modelmatige vaststelling...47

5.8 Bepaling van de opex ...48

6 Beoordeling van de methoden ... 51

6.1 Inleiding ...51

6.2 Specifieke voor- en nadelen...51

6.3 Afweging op basis van de criteria ...55

6.4 Gebruik van de methoden voor nader onderzoek naar het effect van de aansluitdichtheid...60

6.5 Samenvattend oordeel ...63

(4)

Appendix A. Beknopte historie van de discussie ... 67

A.1 Achtergrond ...67

A.2 Het onderzoek van The Brattle Group (2006) ...67

A.3 Het onderzoek van PwC (2006) ...69

A.4 De bijeenkomsten van de ‘Klankbordgroep Aansluitdichtheid’...72

A.5 Het onderzoek van KEMA/PwC (2008) ...77

A.6 Het onderzoek van Frontier Economics/Consentec (2007-2009) ...78

Appendix B. Nadere beschrijving van methode #5: (modelberekening) ... 83

B.1 Inleiding ...83

B.2 Kostenstructuur ...83

B.3 Total cost of ownership ...83

B.4 Modelbeschrijving ...87

(5)

M

ANAGEMENT

S

AMENVATTING

De Energiekamer heeft D-Cision gevraagd om onderzoek te verrichten naar de wijze waarop de pijp en leiding gerelateerde kosten kunnen worden vastgesteld. Het voorliggende rapport bevat de bevindingen van dit onderzoek. Onder de pijp en leiding gerelateerde kosten worden de totale jaarlijkse kosten (bestaande uit kapitaalslasten en opex) verstaan die gerelateerd zijn aan de bedrijfsvoering van de gaspijpen en elektriciteitsleidingen van een netbeheerder.

D-Cision heeft verschillende methoden voor de bepaling van de pijp en leiding gerelateerde kosten

geïnventariseerd en beoordeeld en heeft onderzocht welke data hiervoor benodigd en beschikbaar is. De verschillende methoden zijn beoordeeld op een aantal criteria, waaronder kosten, uitvoerbaarheid, doorlooptijd, doelgerichtheid, validatie en consistentie.

Geconcludeerd wordt dat er twee acceptabele benaderingen lijken te zijn om de pijp en leiding gerelateerde kosten vast te stellen.

1. Allereerst kan de met de pijpen en leidingen gerelateerde activawaarde voor elektriciteit uit de Gestandaardiseerde activa waarde (‘de GAW’) worden afgeleid.

– Voor elektriciteit bestaat gedetailleerde data voor de activawaarde voor verschillende assetcategorieën in de start-GAW, in het bijzonder verschillende typen leidingen. Deze activawaarde kan worden uitgesplitst naar een activawaarde per assetcategorie. Deze activawaarde kan vervolgens worden bijgewerkt met de investeringen in de periode 2000-2006 om een activawaarde te berekenen voor 31 december 2006. Deze informatie kan worden verkregen uit de jaarlijkse investeringsopgave aan de Energiekamer. Voor 2006 is eveneens nauwkeurige data beschikbaar over de aansluitdichtheid.

– Voor gas is (voor zover D-Cision dit heeft kunnen vaststellen) nimmer een opgesplitste activawaarde per assetcategorieën vastgesteld (zoals bij elektriciteit). Het laagste aggregatieniveau betreft hier de categorie ‘Distributieleidingen en installaties’ (die behalve pijpen ook reduceerstations en andere installaties omvat). In principe is opsplitsing alsnog mogelijk op basis van de asset management systemen van de netbeheerders (hoewel dit zeer bewerkelijk is), maar betwijfeld wordt in hoeverre deze data consistent is met de GAW. Toepassing van deze methode lijkt daarom minder geschikt voor de gasnetten.

2. Een tweede acceptabele benadering is om de pijp en leiding gerelateerde kosten af te leiden uit de netwerklengte vermenigvuldigd met eenheidskosten, gedifferentieerd naar urbanisatiegraad, en op basis van een leeftijdsprofiel vertaald in een boekwaarde. De volgende gegevens zijn hiervoor nodig: – Netwerklengte: De netwerklengte is nauwkeurig beschikbaar voor 31 december 2006 (op basis van

de inventarisatie-2006) en kan eveneens uit een (nieuw te ontwikkelen) netwerkmodel worden verkregen. Geadviseerd wordt om in eerste instantie de geïnventariseerde netwerklengtes te hanteren voor een berekening van de pijp en leiding gerelateerde kosten.

– Urbanisatie-effect: Als het effect van urbanisatie in de analyse wordt meegenomen, moet de opgegeven netwerklengte nader gedifferentieerd worden naar urbanisatiegraad op basis van informatie uit de GIS-systemen van de netbeheerders. Op basis hiervan kan voor elke netbeheerder een percentage worden vastgesteld van de leidinglengte in de verschillende soorten gebieden. Dit vraagt echter wel een nieuw dataverzoek. Validatie van deze data is overigens niet eenvoudig.

– Eenheidskosten: De eenheidskosten moeten gedifferentieerd beschikbaar zijn voor de verschillende netvlakken. Als het effect van urbanisatie in de analyse wordt meegenomen, moeten tevens afzonderlijke eenheidsprijzen voor aanleg in landelijk en stedelijk gebied worden gehanteerd. De volgende methoden zijn hiervoor mogelijk:

(6)

assetwaarden voor 1 januari 1998. D-Cision stelt voor om deze eenheidsprijzen alleen voor inflatie te corrigeren en dan te hanteren als eenheidsprijzen voor 2006. Troostwijk differentieert overigens tussen landelijk en stedelijk gebied. Aangezien Troostwijk voor een klein aantal netbeheerders geen rapporten heeft opgesteld, moeten deze eenheidsprijzen uit de andere rapporten worden afgeleid.

2. Ook kunnen de legkosten verkregen worden vanuit eenheidsprijzen uit aanbestedings-trajecten (zoals Synfra en Noned), aangevuld met specifieke prijsinformatie over netwerkaanleg duurdere regio’s zoals oudere steden met tramverbindingen en grachten of havens. Om de eenheidsprijzen voor verschillende gebiedstypen vast te stellen moet hieraan nog informatie over het aantal bestekelementen (of de verschillende afroep van bepaalde bestekposten) worden toegevoegd. Tevens moeten nog de materiaalkosten en de uitvoeringskosten per kilometer pijp of lijn worden toegevoegd (die als uniform voor alle netbeheerders kunnen worden geschat). Wel leiden deze eenheidsprijzen tot een waardering op vervangingswaarde in plaats van historische kostprijs, waardoor de resultaten niet noodzakelijk consistent zijn met de GAW.

3. Tenslotte kunnen eenheidsprijzen met een hoge mate van differentiatie worden vastgesteld door gebruik te maken van een modelmatige benadering zoals voorgesteld in methode #5. Deze methode is waarschijnlijk het meest representatief voor de huidige kosten, maar tegelijkertijd complex en arbeidsintensief. Deze methode vereist daardoor een relatief lange doorlooptijd en is ook duur.

– Leeftijdsprofiel: Bij de tweede en derde optie moeten de investeringsbedragen nog vertaald worden in boekwaarden, waarvoor een leeftijdsprofiel en een historisch kostenprofiel noodzakelijk zijn. Het eerste kan afgeleid worden uit de Troostwijk-rapportages voor de assets tot 1998 en ook uit de asset database van de netbeheerders. Als voor bepaalde assets geen leeftijds-informatie beschikbaar is, kan worden geschat vanuit het gemiddelde leeftijdsprofiel van de assets waarvoor de leeftijd wel bekend is. Voor het historische kostenprofiel lijken tabellen beschikbaar te zijn.

De methode op basis van eenheidsprijzen uit de Troostwijk-rapportage levert een boekwaarde voor de pijpen en leidingen op. Voor de tweede methode kan een boekwaarde berekend worden uit de netwerklengte en de (voor urbanisatie gecorrigeerde) aanlegprijzen, materiaalkosten en overige kosten met inachtneming van het leeftijdsprofiel. Vanuit de boekwaarde kunnen de jaarlijkse kapitaalslasten gerelateerd aan pijpen en leidingen worden bepaald.

3. De opex gerelateerd aan leidingen en pijpen dient bij beide benaderingen nog afzonderlijk te worden bepaald. Aangezien de opex in de bedrijfsadministratie niet voor alle netbeheerders aan specifieke assets gerelateerd is en daarnaast verschillende boekhoudprincipes gehanteerd zijn waar dit wel is gebeurd, kunnen deze kosten niet eenvoudig worden bepaald. De technische netverliezen (gerelateerd aan elektriciteitstransport door de leidingen) kunnen echter ook worden geschat (minder nauwkeurig) of berekend (nauwkeuriger, maar complexer om uit te voeren). Als pragmatische aanpak stelt D-Cision voor om differentiatie van de overige opex te beperken tot evidente kostencategorieën als onderhoudskosten en storingskosten. Voor deze opex kan naar de mening van D-Cision het beste gerekend worden met een vast percentage van de capex.

(7)

1 Inleiding

Sinds 2004 loopt er een onderzoek naar het bestaan van objectiveerbare regionale verschillen (ORV’s) tussen regionale netbeheerders in Nederland. Dit onderzoek naar regionale verschillen is een voortvloeisel uit de overeenkomsten elektriciteit (d.d. 26 mei 2003) en gas (d.d. 3 november 2003), die destijds tussen de toenmalige DTe (als rechtsvoorganger van de Energiekamer) en de regionale netbeheerders zijn gesloten (hierna: ‘de overeenkomsten’). Achtereenvolgens hebben diverse onderzoeksbureaus verschillende facetten van ORV’s onderzocht. Als eerste heeft The Brattle Group in maart 2006 een rapport opgeleverd, waarin geconcludeerd werd dat waterkruisingen en locale belastingen (waaronder precario heffingen) als objectiveerbare verschillen moeten worden aangemerkt. Uit deze rapportage is destijds tevens geconcludeerd dat aanvullend onderzoek op het gebied van aansluitdichtheid nodig was vanwege onvolkomenheden in de geanalyseerde data en beperkingen van de gehanteerde statistische analyses.

Vervolgens hebben Frontier Economics en Consentec nader onderzoek verricht naar het effect van de aansluitdichtheid op de kosten van netbeheer. Zij hebben hierover in april 2009 een rapport uitgebracht. Vanwege onder meer het beperkte aantal netbeheerders bleek het lastig om een statistisch significante relatie aan te tonen tussen de aansluitdichtheid en de totale kosten. Wel hebben Frontier Economics en Consentec op basis van een analyse met modelnetwerken geconcludeerd dat verschillen in aansluitdichtheid tot verschillen in netlengte per aansluiting leiden, die – op basis van aangenomen eenheidskosten – doorwerken in verschillen in de infrastructuurgerelateerde kosten.

Vanuit zowel theoretisch als praktisch oogpunt ligt het voor de hand om te veronderstellen dat de aansluitdichtheid tot kostenverschillen per aansluiting leidt. Deze kunnen echter (voor een deel) gecompenseerd worden door verschillen in de eenheidskosten voor netwerkaanleg en netbeheer in verschillende gebieden. Tevens is het mogelijk dat het verschil in aansluitdichtheid ook andere effecten heeft in het reguleringssysteem, zoals verschillen in afname die doorwerken in de output van de verschillende netbeheerders (waardoor hogere netkosten worden gecompenseerd of versterkt).

Dit onderzoek beperkt zich tot de kosten die aan (gas)pijpen en (elektriciteits)leidingen zijn gerelateerd. Het is mogelijk dat ook de kosten van andere assets dan pijpen en leidingen van de aansluitdichtheid afhankelijk zijn, bijvoorbeeld de kosten van stations of distributie-transformatoren. Frontier Economics en Consentec hebben echter gesteld dat deze kosten niet van de aansluitdichtheid maar slechts van de belasting afhankelijk zijn:1

The number and total capacity of stations (transformer-substations or gas pressure regulators) is approximately proportional to the network load. Hence, if two supply areas have identical total load, but different connection densities, this difference has no significant impact on the cost of substations.

De Energiekamer heeft D-Cision gevraagd om nader in te gaan op de pijp en leiding gerelateerde kosten. De omissie van een bepaling van de kosten van andere assets is derhalve gerelateerd aan de scope van de studie.

Op basis van eerdere studies is besloten dat de aansluitdichtheid het beste gemeten kan worden als het aantal aangeslotenen per vierkante kilometer, en dan met name het aantal consumerende afnemers. D-Cision is niet overtuigd dat dit de meest relevante kostendriver is. Immers, de aansluitdichtheid differentieert niet voor afnemers met een hoge of lage belasting en evenmin voor locale elektriciteitsproductie of teruglevering in het net. Hoewel de

(8)

netwerklengte per aangeslotene voor landelijk gebied kwadratisch toeneemt met de aansluitdichtheid, kan de gemiddelde netwerkbelasting per aangeslotene in een landelijk gebied ook hoger of lager zijn dan in stedelijk gebied. Dit laatste heeft echter invloed op de aan het netwerk gerelateerde kosten en opbrengsten.2

Het voorliggende onderzoek betreft het beoordelen van alternatieve methoden om de pijp en leiding gerelateerde kosten te bepalen en mondt uit in een advies over de hiervoor te hanteren methodiek. De daadwerkelijke berekening van de leiding en pijp gerelateerde kosten voor de verschillende netbeheerders alsmede een beoordeling in hoeverre de relatie tussen deze kosten en aansluitdichtheid significant en objectiveerbaar is (zodat de aansluitdichtheid al dan niet als een ORV in het reguleringssysteem moet worden opgenomen) vallen buiten de scope van deze studie.

(9)

2 De pijp en leiding gerelateerde kosten

2.1 Totale kosten, gemiddelde kosten en eenheidskosten

Het doel van de voorliggende studie is om een methode te ontwikkelen om voor de gas- en elektriciteitsnetten de pijp en leiding gerelateerde kosten vast te stellen. De vraag waaruit deze ‘kosten’ bestaan, zal later worden geadresseerd. Van belang is eerst dat met behulp van deze informatie het vraagstuk moet worden opgelost of de kosten per aangeslotene voor netbeheerders met meer landelijk gebied afwijken van de kosten per aangeslotene voor netbeheerders met meer stedelijk gebied.

Onder de pijp en leiding gerelateerde kosten kunnen twee dingen worden verstaan:

a. De pijp en leiding gerelateerde totale kosten per netbeheerder, dat wil zeggen dat deel van zijn totale (jaarlijkse) kosten dat met de aanleg, bedrijfsvoering en het beheer van de pijpen en leidingen is verbonden.

b. De pijp en leiding gerelateerde gemiddelde kosten per aangeslotene (voor elke netbeheerder). Hieronder worden de gemiddelde kosten verstaan die een netbeheerder maakt voor aanleg, bedrijfsvoering en beheer van de pijpen en leidingen per aangeslotene. Ten behoeve van de beoordeling van de aansluitdichtheid als regionaal verschil zijn de pijp en leiding gerelateerde gemiddelde kosten van belang voor elke netbeheerder. De pijp en leiding gerelateerde totale kosten kunnen omgerekend worden in de gemiddelde kosten door ze te delen door het aantal aangeslotenen.

2.2 Scope van de studie

2.2.1 Referentiejaar

Voor een beoordeling van de relatie tussen de aansluitdichtheid en de pijp en leiding gerelateerde kosten moet een consistente dataset worden gehanteerd. Dit betekent dat alle relevante data beschikbaar moet zijn voor eenzelfde referentiejaar. Tenzij anders aangegeven wordt uitgegaan van 2006 als referentiejaar (vanwege de uitgebreide dataset met netwerkgegevens die voor dat jaar beschikbaar is).3

2.2.2 Netcomponenten

Voor de infrastructuur van het elektriciteits- en gasnetwerk worden in de regel twee typen componenten onderscheiden. Deze zijn genoemd in Tabel 1.

Tabel 1. Overzicht van de componenten waaruit de elektriciteits- en gasinfrastructuur is opgebouwd.

Component Elektriciteit Gas

Verbindingen aansluitleidingen (verschillend Elektriciteitskabels en -lijnen, spanningsniveau)

Gaspijpen of –buizen, aansluitleidingen (verschillend

drukniveau)

Knooppunten Transformatorstations, _{schakelstations} Ontvangstations/ _{reduceerstations}

(10)

De voorliggende studie beperkt zich tot een analyse van de kosten die met de eerste component te maken hebben: de pijpen en leidingen, die de knooppunten in het netwerk met elkaar en met aangeslotenen verbinden.

Van belang is dat onderscheid gemaakt wordt tussen pijpen en leidingen van verschillende netvlakken, zoals netten op middenspanning en laagspanning respectievelijk hoge en lage druk netten. De studie beperkt zich tot de elektriciteits- en gasnetten in het beheer van regionale netbeheerders. Het betreft elektriciteitsnetwerken van laag- en middenspanningsniveau voor elektriciteit en netwerken met een drukniveau tot en met 8 bar voor gas. Hoogspanningslijnen worden slechts meegenomen voor zover deze nog vanwege CBL-constructies bij de regionale netbeheerders in beheer zijn. Aansluitleidingen voor elektriciteit op hoogspanningsniveau en middenspanningsniveau zullen wel worden meegenomen, maar aansluitleidingen voor gas alsmede de laagspanningsaansluitleidingen blijven buiten beschouwing. Dit laatste geldt eveneens voor eventuele netwerken voor openbare verlichting.4

2.2.3 Datakwaliteit

Aangezien objectiveerbaarheid bij het onderzoek naar de relatie tussen aansluitdichtheid en de pijp en leiding gerelateerde kosten een belangrijke randvoorwaarde is, wordt bij voorkeur alleen gevalideerde data gebruikt om de pijp en leiding gerelateerde kosten te bepalen.

Datavalidatie van financiële informatie vindt in de regel plaats door accountants. Validatie van technische data kan soms lastig zijn. Wel kan de juistheid van zulke data aannemelijk worden gemaakt door de consistentie met andere databases of berekeningen te onderzoeken.5 Daarnaast kan gebruik worden gemaakt van schattingen die conform hiervoor algemeen aanvaarde berekeningsmethodieken zijn bepaald.

2.3 Meegenomen kostencomponenten

2.3.1 Capex en opex

De pijp en leiding gerelateerde kosten kunnen worden onderscheiden naar de hierna volgende kostencomponenten, te weten:

– Kapitaalslasten (capex, ondermeer bestaande uit: materiaalkosten, eigen uren en aannemerskosten), en

– Operationele kosten (opex, tenminste bestaande uit: beheerskosten, onderhoudskosten, bedrijfsvoeringskosten, storingskosten en netverliezen).

Tabel 2 geeft de totale capex en opex voor de regionale netbeheerders in 2006. Hieruit blijkt dat de capex voor elektriciteit gemiddeld 48 % van de totale kosten vormen en voor gas gemiddeld 63 %.6

Tabel 2. Totale capex en opex voor netbeheerders in 2006.

Sector Elektriciteit [k€] Gas [k€] Totaal [k€]

capex 2006 439.906 (48%) 546.306 (63%) 986.212 (54%)

opex 2006 513.750 (54%) 318.652 (37%) 832.402 (46%)

totaal 2006 953.656 (100%) 864.958 (100%) 1.818.614 (100%)

4_{De genoemde scope van de studie is door de opdrachtgever vastgesteld.} 5_{Zie bijvoorbeeld voetnoot 40.}

(11)

Methoden om de pijp en leiding gerelateerde kosten te bepalen

7 juli 2009 pagina 11 van 94

2.3.2 Kostenaspecten

Aan pijpen en leidingen zitten vele kostenaspecten. De opdeling van Hyvärinen is hier illustratief (zie Figuur 1). D-Cision stelt voor om een simpeler opdeling te kiezen, en wel zoals weergegeven in Tabel 3.

Figuur 1. Opdeling van netwerkkosten. CCFPW = comprehensive cost function of an item of equipment, Cinv = investment cost, CR =network rents or instalments, Cm = yearly maintenance costs, hp0 = unit price of no-load losses, P0N = nominal no-load losses, hpk = unit price for load losses, PkN = nominal load losses, Smax = peak apparent power in the first year, SN = nominal apparent power rating, Cf = repair costs, Cc = customer

interruption cost, DF1= discount factor for yearly costs with constant cash flow, DF2 =discount factor for yearly costs with linear relationship to the annual load growth, DF3 = discount factor for yearly costs with

quadrature relationship to the annual load growth. (bron: Hyvärinen).7

Tabel 3. Overzicht van de aan de infrastructuur gerelateerde kosten.

Kostenaspect Betekenis

Totale kosten De som van onderstaande kostenaspecten.

Kapitaalslasten De kosten gerelateerd aan investeringen in en de aanleg van infrastructuur.

Kosten van netverliezen De kosten gerelateerd aan de verliezen vanwege transport door pijpen en leidingen. Het gaat hierbij alleen om de technische verliezen (weerstand, lekkage), niet om administratieve verliezen (illegaal verbruik, meetfouten).

Operationele kosten en

onderhoudskosten (O&M) De kosten om de infrastructuur in bedrijf te hebben en te houden, d.w.z. preventief, toestandafhankelijk onderhoud, monitoring, gaslekzoeken

Storings- en reparatiekosten

De kosten om storingen op te sporen en te verhelpen, d.w.z. correctief, reconstructies, verleggingen, instandhouding netwerk (exclusief compensatiebetalingen aan afnemers vanwege onderbroken levering)

Compensatiekosten Compensatiebetalingen aan afnemers voor slechte of onderbroken levering

(12)

2.3.3 Berekening van de totale kosten

De totale kosten omvatten alle kosten die gemoeid zijn met het hebben van een asset, in dit geval een eenheidslengte pijp of leiding. De totale kosten kunnen op twee manieren worden uitgedrukt:

1. De totale kosten als netto contante waarde over de gehele levenscyclus. De capex wordt hierbij gesommeerd (onder de aanname dat alle capex aan het begin van de levensduur plaatsvindt), terwijl de reeks opex-gerelateerde kasstromen contant wordt gemaakt tegen de WACC.8

2. De totale kosten als equivalente jaarlijkse kosten. Bij deze bepaling wordt de gemiddelde opex als basis genomen. De annuïteit van de capex over de levenscyclus wordt hierbij opgeteld om tot een jaarlijkse ‘Total Cost of Ownership’ (hierna: TCO) te komen. Met dit bedrag per jaar kan de voorziening in principe tot in het oneindige in stand gehouden worden.

Een nadeel van de eerste methode is dat assets met een kortere levenscyclus lagere totale kosten lijken te hebben dan assets met een lange levensduur (er komt immers minder opex in de totale kosten).

In deze studie zal gewerkt worden met de (versimpelde) benadering van de jaarlijkse kosten als de som van de opex en de jaarlijkse capex. De opex wordt benaderd door de (geschatte of berekende) waarde voor een bepaald referentiejaar, eventueel gecorrigeerd voor inflatie. De capex wordt afgeleid uit de boekwaarde voor hetzelfde referentiejaar.9

2.4 Mogelijke benaderingen

2.4.1 Inleiding

Voor het bepalen van de pijp en leiding gerelateerde kosten zijn in principe twee hoofdbenaderingen mogelijk, de één gebaseerd op het opsplitsen van de boekwaarde (top-down), de tweede op het optellen van de kosten van de afzonderlijke assets (bottom-up).

2.4.2 Benadering #1: Afsplitsen van pijp en leiding gerelateerde kosten

2.4.2.1 Aanpak

De eerste benadering gaat uit van een bestaande boekwaarde van het netwerk (regulatorisch is dit de Gestandaardiseerde Activa Waarde, maar ook een commerciële boekwaarde kan worden gehanteerd). Hiervan wordt vervolgens het deel gerelateerd aan pijpen en leidingen afgesplitst. Deze benadering vormt het hart van methode #1 en zal daar in detail worden besproken (zie §5.3).

2.4.2.2 Kanttekening

Als kanttekening bij een opdeling van de boekwaarde moet gezegd worden dat de hieruit afgeleide historische kosten niet representatief hoeven te zijn in een statistische analyse:10

8_{Aangezien het beheer van het kabelnetwerk tot de core business van een netbeheerder behoort, ligt} het voor de hand om hiervoor de WACC van het bedrijf te hanteren.

9_{De boekwaarde wordt bepaald conform de regulatorische accounting regels. De WACC wordt} gehanteerd als vermogenskostenvoet. De boekwaarde voor een volgend jaar wordt berekend door de boekwaarde van het vorige jaar te verminderen met de afschrijvingen, te corrigeren voor de inflatie en daarbij de nieuwe investeringen op te tellen.

(13)

1. De omgevingsvariabelen (anders dan de aansluitdichtheid) zijn niet voor alle netbeheerders gelijk. Dit kan tot kostenverschillen hebben geleid die zich vertaald hebben in een verschillende boekwaarde.

2. De verschillende netbeheerders zijn niet allemaal (even) efficiënt, zodat de relatieve kostenverschillen tussen netbeheerders deels veroorzaakt worden door verschillen in ontwerpkeuzes en efficiëntie.

3. De verschillende netbeheerders zijn verschillend omgegaan met de aan aanleg gerelateerde operationele kosten. Sommigen hebben deze gekapitaliseerd, anderen hebben deze als opex opgenomen.

4. De netbeheerders hebben in het verleden op verschillende momenten grootschalige en eenmalige IT investeringen gedaan. Deze tijdsverschillen kunnen tot relatieve kostenverschillen leiden die geen verband houden met aansluitdichtheid.

Op basis van deze kanttekeningen stelt D-Cision voor om ook de opsplitsing van de boekwaarde zoveel mogelijk bottom-up te onderbouwen. Dat houdt in dat zoveel mogelijk wordt uitgegaan van de te herleiden boekwaarde van daadwerkelijke assets. Een benadering waarbij de boekwaarde via een relatieve methode wordt opgesplitst, kan immers een (vooralsnog onbekende) systematische fout met zich meebrengen.

2.4.3 Benadering #2: Eenheidsprijzen maal netlengte

2.4.3.1 Inleiding

Een tweede benadering is om de pijp en leiding gerelateerde kosten in de vorm van eenheidsprijzen vast te stellen (al dan niet gedifferentieerd per netbeheerder) en deze vervolgens te vermenigvuldigen met de netwerklengte van elke netbeheerder. Het uitgangspunt is hierbij niet een historische boekwaarde, maar het (actuele of historische) kostenniveau voor aanleg van de pijp of leiding.

2.4.3.2 Onderdelen in de eenheidskosten

De eenheidskosten bestaan uit materiaalkosten, aanlegkosten en uitvoeringskosten.11_{Met name} de aanlegkosten kunnen regionaal verschillen, afhankelijk van de urbanisatiegraad. De eenheidskosten kunnen afzonderlijk worden bepaald voor aanleg in landelijk en stedelijk gebied.

Aangezien de eenheidskosten zich in de tijd hebben ontwikkeld, is ook het jaar van aanleg (of de leeftijd) van de assets van belang. Op basis hiervan kan een gemiddelde eenheidsprijs per netbeheerder worden opgesteld voor de verschillende assetcategorieën die worden onderscheiden. Deze eenheidsprijs representeert dan de effectieve boekwaarde per eenheid asset in het referentiejaar.

2.4.3.3 Berekening op basis van de eenheidsprijzen

Om te beoordelen of de aansluitdichtheid een objectiveerbaar regionaal verschil is, moeten de eenheidsprijzen omgerekend worden naar de totale pijp en leiding gerelateerde boekwaarde. Hiervoor bestaan tenminste twee mogelijke benaderingen:

1. De eenheidsprijzen per kilometer pijp of leiding kunnen met de daadwerkelijke netwerklengtes worden vermenigvuldigd om de totale pijp en leiding gerelateerde kosten te bepalen.

(14)

2. De eenheidsprijzen per kilometer pijp of leiding kunnen worden vermenigvuldigd met netwerklengtes op basis van modelnetwerk berekeningen. Door de eenheidsprijzen op te nemen in een netwerkmodel (zoals bijvoorbeeld gedaan is door Frontier Economics en Consentec12_{) kunnen de totale pijp en leiding gerelateerde kosten per netbeheerder worden} bepaald.

Als de totale pijp en leiding gerelateerde boekwaarde bekend is kan de jaarlijkse pijp en leiding gerelateerde capex worden berekend voor elke netbeheerder.

2.4.3.4 Definitie van de ‘eenheidsprijs’

In het vervolg wordt onder de ‘eenheidsprijs’ de gemiddelde waarde van een kilometer pijp of leiding van een bepaalde categorie verstaan zoals die voor een referentiejaar voor een netbeheerder geldt. De eenheidsprijs beperkt zich tot de investeringen, waarbij de aan de aanleg gerelateerde uitvoeringskosten in de boekwaarde worden geacht te zijn opgenomen. De overige opex wordt niet in de eenheidsprijs opgenomen.

2.4.3.5 Eenheidsprijzen - voor wat?

In een benadering op basis van eenheidskosten is van belang om precies te definiëren welke eenheidsprijzen bepaald moeten worden.

Gedacht kan worden aan de volgende soorten eenheidsprijzen (zie ook Tabel 4):

– Eenheidsprijzen per type asset: Hierbij wordt de boekwaarde vastgesteld op het hoogste detailniveau dat mogelijk is, te weten elk specifiek pijp- of leidingtype.

– Eenheidsprijzen per geaggregeerd type assets: Hierbij wordt de boekwaarde per hoofdtype onderscheiden, bijvoorbeeld alleen per spannings- of drukniveau.

– Eenheidsprijzen voor alle typen pijp respectievelijk leiding gezamenlijk: Hierbij wordt de boekwaarde bepaald per kilometer elektriciteitsleiding of gaspijp, ongeacht onderscheidingen naar spanningsniveau of drukniveau of naar type.

Daarnaast kunnen de eenheidsprijzen afzonderlijk bepaald worden per netbeheerder, of kan een gemiddeld getal bepaald worden voor alle netbeheerders. Dit onderscheid bepaalt mede hoe de resulterende waarden gebruikt kunnen/moeten worden, en welke correcties eventueel bij de berekening moeten worden meegenomen.

12_{Het model van Frontier Economics en Consentec dient voor bepaling van het effect van de} aansluitdichtheid op de netwerkkosten wellicht op enkele punten worden verbeterd. Zo verdient het aanbeveling om de eenheidskosten voor het gasnetwerk verder te differentiëren naar drukniveau. Ten tweede kan wellicht niet de aansluitdichtheid maar de verbruiks- of belastingdichtheid als variabele grootheid worden genomen (aangezien de netbelasting een meer relevante kostendriver voor het netontwerp lijkt, onder meer vanwege de aanwezigheid van decentrale opwekkers). Ten derde kan, gegeven de rekenkracht van tegenwoordige computers, wellicht zelfs met actuele verbruiken of belastingen gewerkt worden in plaats van postcodegebieden (bijvoorbeeld op basis van EAN-codes waarvan de belasting en geografische locatie-informatie nauwkeurig bekend zijn), zodat de nauwkeurigheid van de uitkomsten wordt vergroot. Ten vierde behoren eigenlijk niet alleen de pijpen en leidingen te worden gemodelleerd, maar ook de stations. De kosten hiervan zijn gerelateerd aan de doorvoercapaciteit, hetgeen verband houdt met de belasting. Er zijn overigens verschillende soorten modelbenaderingen mogelijk. Zie hiervoor bijvoorbeeld R. Turvey, On network efficiency

(15)

Tabel 4. Voorbeelden van de verschillende definities van de te bepalen eenheidsprijzen. Per netbeheerder Voor alle netbeheerders Per type assets Gemiddelde boekwaarde voor 1 km

10 kV XLPE-elektriciteitskabel per netbeheerder

Gemiddelde boekwaarde voor 1 km 10 kV XLPE-elektriciteitskabel voor

alle netbeheerders

Per geaggregeerd type assets

Gemiddelde boekwaarde voor 1 km 10 kV elektriciteitskabel (alle typen)

bij per netbeheerder

Gemiddelde boekwaarde voor 1 km 10 kV elektriciteitskabel kabel (alle typen) voor alle netbeheerders

Gezamenlijk voor alle assets

Gemiddelde boekwaarde voor 1 km elektriciteitskabel (alle spanningsniveaus en typen) bij per

netbeheerder

Gemiddelde boekwaarde voor 1 km elektriciteitskabel (alle spanningsniveaus en typen) voor alle

netbeheerders

Tenzij anders aangegeven worden de eenheidskosten in deze studie geacht uniform te zijn voor alle netbeheerders. Wel is differentiatie van de eenheidskosten mogelijk naar de mate van urbanisatie (landelijk versus stedelijk gebied).

2.4.3.6 Eenheidsprijzen – voor wanneer?

Het is van belang dat de pijp en leiding gerelateerde boekwaarde berekend wordt voor een jaar waarvoor de aansluitdichtheid bekend is. Immers, alleen zo kan een consistente berekening worden uitgevoerd voor het effect van de aansluitdichtheid.13

Zoals gezegd is de leeftijdsopbouw van de assets van belang om de pijp en leiding gerelateerde boekwaarde te berekenen. Als het berekenen van een relatieve verhouding tussen de kosten van de verschillende netbeheerders volstaat, kan een waardering berekend worden uitgaande van alleen eenheidskosten en netwerklengtes (op basis van een aangenomen uniform leeftijdsprofiel). Als echter ook de absolute hoogte van de waardering relevant is (bijvoorbeeld om de onderlinge pijp en leiding gerelateerde kapitaalslasten te kunnen vergelijken met actuele waarden of om een eventuele financiële correctie in het reguleringsmodel vast te stellen), is ook het investeringspatroon relevant.

Ook de te hanteren waarderingsmethodiek is van invloed. Bij een waardering op basis van historische kosten wordt uitgegaan van de daadwerkelijke kosten van aanleg in het verleden (eventueel geïnfleerd naar het referentiejaar). Bij waardering op vervangingswaarde wordt uitgegaan van de kosten zoals die in het referentiejaar gemaakt moeten worden om een pijp of leiding aan te leggen met dezelfde functionaliteit (zij het op basis van de dan beschikbare technologie).

Naar de mening van D-Cision kan de waardering het beste plaatsvinden op basis van historische kosten. Hiervoor zijn enkele redenen:

1. De vraagstelling waarvoor de eenheidskosten moeten worden bepaald, betreft in eerste instantie het beoordelen in hoeverre de netbeheerders in het verleden andere kosten hebben moeten maken voor het uitleggen van hun netwerk.

2. Vanwege de sterke ontwikkeling van de eenheidskosten van het leggen van een netwerk in sommige gebieden (bijv. tuinbouwgebieden of in stedelijke gebieden door onder meer de toename van de dichtheid van ondergrondse infrastructuur) is de vervangingswaarde niet per definitie een juiste referentie voor de kosten(verschillen) waarmee netbeheerders in

(16)

het verleden zijn geconfronteerd en die in het reguleringsmodel eventueel moeten worden geadresseerd.

3. Vervangingen van elektriciteitslijnen vinden vooral plaats vanwege reconstructies of noodzakelijke netverzwaring. Voor gas vinden vervangingen vooral plaats vanuit veiligheids-perspectief (bijvoorbeeld uitfasering van bepaalde materialen zoals grijs gietijzer). Echter, vanwege de relatief jonge leeftijd van het gasnetwerk komt grootschalige vervanging nog slechts beperkt voor. Hiermee lijken de kosten van vervanging (nog) niet representatief voor de netwerkkosten.

(17)

3 Beoordelingscriteria

3.1 Overzicht van de beoordelingscriteria

De verschillende methoden om de pijp en leiding gerelateerde kosten te bepalen zullen op basis van de volgende criteria worden beoordeeld:

a. Kosten b. Uitvoerbaarheid c. Doorlooptijd d. Doelgerichtheid e. Validatie f. Consistentie

Voor een consistente beoordeling is een nauwkeurige definitie van de criteria van belang. Het vervolg van dit hoofdstuk gaat hierop nader in.

3.2 Beschrijving van de beoordelingscriteria

3.2.1 Kosten

De verschillende methoden om de pijp en leiding gerelateerde kosten te bepalen zullen onder meer beoordeeld worden op hun verwachte (uitvoerings)kosten. Deze kosten bestaan uit de administratieve lasten voor de Energiekamer en de netbeheerders.

De kosten voor de Energiekamer bestaan vooral uit de kosten van het opstellen van een dataverzoek, het controleren van de aangeleverde data, de modelontwikkeling en de modelruns. Behalve interne personeelskosten (die niet worden begroot), omvatten deze vooral de externe kosten van auditors (datacontrole) en adviseurs (modelontwikkeling, modelruns). De kosten voor de modelontwikkeling zijn gerelateerd aan de complexiteit van het te ontwikkelen model. De kosten voor de data zijn gerelateerd aan de omvang van de (nog niet eerder opgevraagde) data.

De kosten voor de regionale netbeheerders bestaan uit de interne kosten om de gevraagde data te op te leveren, alsmede voor eventuele accountantsverklaringen. Deze kosten zijn gerelateerd aan de omvang van de data die wordt opgevraagd en de complexiteit om deze vanuit de systemen op te leveren.

Bij de beoordeling wordt de volgende referentie gehanteerd:

KOSTEN Beoordeling Betekenis

☺

De model- en bewerkingskosten voor de Energiekamer _{zijn beperkt (indicatief: minder dan €100k).}

De model- en bewerkingskosten voor de Energiekamer zijn gemiddeld (tussen €100k en €250k).

KOSTEN VOOR DE ENERGIEKAMER

De model- en bewerkingskosten voor de Energiekamer zijn hoog (indicatief: hoger dan €250k).

☺

De interne kosten per netbeheerder en afzonderlijk voor gas en elektriciteit zijn beperkt (indicatief: lager dan €20k).

De interne kosten per netbeheerder en afzonderlijk voor gas en elektriciteit zijn gemiddeld (indicatief: tussen

€20k en €50k).

KOSTEN VOOR DE NETBEHEERDERS

De interne kosten per netbeheerder en afzonderlijk voor gas en elektriciteit zijn hoog (indicatief: hoger dan

(18)

3.2.2 Uitvoerbaarheid

Een volgend criterium betreft de uitvoerbaarheid van de verschillende methoden. Met uitvoerbaarheid wordt gedoeld op de waarschijnlijkheid dat toepassing van de methode het inderdaad mogelijk maakt om de pijp en leiding gerelateerde kosten vast te stellen, zodat de resultaten binnen het reguleringskader kunnen worden toegepast.

Als het gaat om uitvoerbaarheid kan een onderscheid gemaakt worden naar de complexiteit van de verschillende methoden en de objectiviteit hiervan.

De complexiteit van de methode refereert aan de mate van ‘uitdagendheid’ van de methode. Hoe complexer een methode, hoe lastiger deze is uit te voeren en hoe preciezer de aannames, uitgangspunten en tussenstappen moeten worden gemotiveerd.

De objectiviteit heeft te maken met de mate van vrijheid waarmee de methode kan worden toegepast. Als de methode veel discretionaire ruimte biedt, kan discussie ontstaan over de toepassing van de methode en de interpretatie van de resultaten.

Voorgesteld wordt om de methoden te beoordelen conform de volgende referentie:

UITVOERBAARHEID Beoordeling Betekenis

☺

definities kan de methode rechttoe-rechtaan worden De methode is weinig complex. Op basis van heldere toegepast.

Er zal enige discussie zijn over de juiste uitwerking en toepassing van de methode.

COMPLEXITEIT

Het model is complex. Er zal veel discussie zijn over de juiste toepassing van de methode.

☺

De methode is rechttoe-rechtaan. Nadere afstemming _{met de netbeheerders is niet nodig.}

De methode kan op verschillende wijzen worden toegepast. Nader overleg met de netbeheerders wordt

aanbevolen.

OBJECTIVITEIT

De methode kan op allerlei wijzen worden toegepast, met mogelijk verschillende uitkomsten. Nader overleg

met de netbeheerders is noodzakelijk.

3.2.3 Doorlooptijd

Het criterium ‘doorlooptijd’ beoordeelt de benodigde tijd om de pijp en leiding gerelateerde kosten conform de betreffende methode te bepalen. Voor de doorlooptijd zal een inschatting worden gegeven. Deze zal worden onderscheiden voor de benodigde tijd voor de modelontwikkeling en de benodigde tijd voor de dataverzameling en de modelruns.

De doorlooptijd wordt allereerst bepaald door de benodigde tijd voor de modelontwikkeling. Het is evident dat voor de ontwikkeling van een nieuw, complex model meer tijd nodig is dan voor de toepassing van een eenvoudig model. Geprobeerd zal worden om een inschatting hiervoor te maken.

(19)

De verschillende methoden zijn met betrekking tot het criterium ‘doorlooptijd’ conform de volgende referentie beoordeeld:

DOORLOOPTIJD Beoordeling Betekenis

☺

Het model dat aan de methode ten grondslag ligt kan _{binnen 3 maanden worden uitgewerkt.}

De ontwikkeling van het model dat aan de methode ten grondslag duurt langer dan 3 maanden maar korter dan

6 maanden.

MODELONTWIKKELING

Het ontwikkelen van het model dat aan de methode ten grondslag ligt is complex en duurt naar verwachting

langer dan een half jaar.

☺

De dataverzameling door de netbeheerders alsmede het uitvoeren van de modelruns kan binnen 3 maanden plaatsvinden.

De dataverzameling door de netbeheerders alsmede het uitvoeren van de modelruns duurt tussen de 3 en 6

maanden.

DATAVERZAMELING & MODELRUNS

De dataverzameling door de netbeheerders alsmede het uitvoeren van de modelruns duurt naar verwachting

langer dan 6 maanden.

3.2.4 Doelgerichtheid

Onder de doelgerichtheid worden de nauwkeurigheid van de beschikbare data en de bruikbaarheid van de modeluitkomsten verstaan.

De datakwaliteit refereert aan de nauwkeurigheid van de voor de methode noodzakelijke data. Als hieraan hoge eisen worden gesteld, zal toepassen van de methode lastiger zijn dan als bijvoorbeeld met schattingen kan worden gewerkt.

De bruikbaarheid van de data heeft te maken met een inschatting van de mogelijkheid om op basis van de data en met behulp van de betreffende methode met voldoende nauwkeurigheid te kunnen bepalen wat de relatie is tussen de kosten per aansluiting en aansluitdichtheid.

DOELGERICHTHEID Beoordeling Betekenis

☺

Bij toepassing van de methode zal de nauwkeurigheid van de beschikbare en hiervoor te gebruiken data nauwelijks een issue zijn.

Bij toepassing van de methode kan de nauwkeurigheid van de hiervoor te gebruiken data discutabel zijn.

DATAKWALITEIT

De nauwkeurigheid van de beschikbare data is niet duidelijk. De data kan niet zonder meer bij de methode

worden toegepast.

☺

De modeluitkomsten zijn naar verwachting dusdanig concreet en betrouwbaar dat een uitspraak over de relatie kosten-aansluitdichtheid kan worden gedaan. De modeluitkomsten zijn naar verwachting slechts beperkt betrouwbaar zodat alleen met moeite een uitspraak over de relatie kosten-aansluitdichtheid volgt.

BRUIKBAARHEID VAN DE UITKOMSTEN

De modeluitkomsten zijn naar verwachting te onbetrouwbaar om een uitspraak over de relatie

kosten-aansluitdichtheid te doen.

(20)

3.2.5 Validatie

Een volgend criterium omvat de mogelijkheid om de toepassing van de methode te valideren. Dit betreft enerzijds verificatie van de invoerdata, anderzijds validatie van de uitkomsten van de methode.

Verificatie van de invoerdata betreft de mogelijkheid om de door de netbeheerders aangeleverde data (bijvoorbeeld op basis van accountantsverklaringen) te beoordelen op juistheid, volledigheid en betrouwbaarheid.

Validatie van de uitkomsten betreft de mogelijkheid om een inschatting van de betrouwbaarheid van de uitkomsten te doen. Dit kan ofwel via een beoordeling van consistentie met resultaten uit andere methoden of via het uitvoeren gevoeligheidsanalyses.

Het criterium ‘validatie’ zal worden beoordeeld conform de onderstaande inschatting:

VALIDATIE Beoordeling Betekenis

☺

Het model behoeft nauwelijks nieuwe data. De juistheid, volledigheid en betrouwbaarheid van de

invoerdata kan door een derde goed worden beoordeeld.

VERIFICATIE VAN DE INVOERDATA

De juistheid, volledigheid en betrouwbaarheid van de invoerdata kunnen moeizaam of niet beoordeeld

worden.

☺

De modeluitkomsten kunnen goed op hun juistheid beoordeeld worden, bijv. door benchmarking met andere waarden.

De kwaliteit van de modeluitkomsten kan via gevoeligheidsanalyses inzichtelijk gemaakt worden.

VALIDATIE VAN DE UITKOMSTEN

Validatie van de juistheid van de uitkomsten is lastig of onmogelijk.

3.2.6 Consistentie

Met het criterium ‘consistentie’ wordt de relatie met de gekozen reguleringsaanpak beoordeeld alsmede de verdedigbaarheid van de resultaten binnen deze kaders.

De regulatorische consistentie heeft te maken met de reguleringshistorie. Het geeft aan of de methode consistent is met eerdere regulatorische onderzoeken en besluiten. Gedacht kan worden aan de gevolgde onderzoekslijn in het kader van eerdere besluitvorming omtrent de regionale verschillen alsmede aan de consistentie tussen de bepaalde pijp en leiding gerelateerde kosten en de GAW.

(21)

CONSISTENTIE Beoordeling Betekenis

☺

De gevolgde methode sluit goed aan bij eerdere _{onderzoeken en besluiten in het ORV dossier.}

Er is potentiële inconsistentie met eerdere besluiten in het dossier regionale verschillen en/of de financiële

waardering van de netten

REGULATORISCHE CONSISTENTIE

Er is significante inconsistentie met eerdere besluiten in het dossier regionale verschillen en/of de financiële

waardering van de netten

☺

De combinatie van de toegepaste methode en de _{gebruikte data zijn juridisch goed verdedigbaar.}

Er zitten een aantal tekortkomingen in de gevolgde methode en/of de gehanteerde data, die afzonderlijk

procesmatig geadresseerd moeten worden.

JURIDISCHE CONSISTENTIE

Op de gebruikte data of de invulling van de gevolgde methode is veel af te dingen. Dit brengt een juridisch

risico met zich mee.

3.3 De randvoorwaarden

Het is van belang dat de te ontwikkelen methode zal worden toegepast binnen het huidige reguleringssysteem. Dit impliceert een aantal randvoorwaarden, die de volgende zaken omvatten:

– Uniformiteit: De op te vragen gegevens die gebruikt zullen worden voor het vaststellen van de gereguleerde tarieven dienen uniform toepasbaar te zijn voor elke regionale netbeheerder. Tevens dienen ze representatief te zijn voor de werkelijkheid.

– Consistentie met reguleringskader: De geadviseerde optie is consistent met het reguleringskader, waarmee bedoeld wordt de uitkomsten inpasbaar zijn in het huidige systeem van maatstafconcurrentie.

– Verdedigbaarheid: De geadviseerde optie dient verdedigbaar te zijn richting belanghebbenden.

(22)

(23)

4 Beschikbare informatie

4.1 Inleiding

Er is in het verleden op verschillende momenten informatie aan de Energiekamer aangeleverd die gerelateerd is aan de kosten en lengte van de pijpen en leidingen. Het ligt voor de hand om in eerste instantie deze informatie te gebruiken voor een bepaling van de pijp en leiding gerelateerde kosten.

Dit hoofdstuk bevat een overzicht van de meest relevante dataverzoeken waarvan D-Cision de beschikbaarheid heeft kunnen vaststellen.14

4.2 Gestandaardiseerde activawaarde

4.2.1 Beschikbare data t.b.v. de start-GAW voor elektriciteit

Op basis van de overeenkomst tussen de DTe en de netbeheerders is in 2003 de start-GAW voor elektriciteit vastgesteld. Voor elektriciteit komt de start-GAW overeen met de activawaarde aan het begin van het jaar 2000. De netto activawaarde is de boekwaarde van de netwerkactiva verkregen op basis van door DTe voorgeschreven afschrijvingstermijnen. Deze termijnen zijn identiek aan de door Troostwijk gehanteerde vastgestelde afschrijvingstermijnen. Per reguleringsperiode worden daarbij vervolgens de investeringen opgeteld en de afschrijvingen afgetrokken.

Ten behoeve van de start-GAW heeft voor elektriciteit een uitgebreide inventarisatie van de assets plaatsgevonden. De categorie-indeling was hierbij redelijk gedetailleerd, maar is niet door alle netbeheerders even volledig ingevuld. Ter illustratie volgt hieronder een (niet-volledig) overzicht van enkele posten voor elektriciteit zoals beschikbaar voor een willekeurige elektriciteitsnetbeheerder:

– Aansluiting aansluiting 1 (gemiddelde lengte 12m) – Laagspanning (hoofd) kabels GPLK 4x6 Cu

– Laagspanning (hoofd) kabels GPLK 4x 16 Cu – Laagspanning (hoofd) kabels OV GPLK 4x6 Cu – Laagspanning (hoofd) kabels OV GPLK 4x10 Cu

– Laagspanning (hoofd) kabels VVMvKsas 0,6/1 kV 4x50 Al – Laagspanning (hoofd) kabels VVMvKsas 0,6/1 kV 4x95 Al – Middenspanningskabel 3V 3x 6 Cu (km) – Middenspanningskabel 3V 3x10 Cu (km) – Middenspanningskabel 3V 3x25 Cu (km) – Middenspanningskabel 10kV kabel 1 – Middenspanningskabel 10kV kabel 2 – Middenspanningskabel 10kV kabel 3 – Middenspanningskabel 10kV kabel 4 – Middenspanningskabel 10kV kabel 5 – Middenspanningskabel 10kV kabel 6 – Middenspanningskabel 10kV kunstwerken – Middenspanningskabel 10kV bijz. kunstwerken – Verbindingen kabel 50 kV

– Verbindingen kabel 150 kV – Verbindingen kabel kunstwerken

(24)

– Verbindingen leiding 150 kV

De waardering betreft een totaalbedrag in guldens en euro’s per asset categorie.

Deze waardering heeft geleid tot de volgende onderscheiding in de start-GAW voor elektriciteit: Categorie ‘Distributie Laagspanning’:

– Elektriciteitsmeter – Tariefschakeling – Aansluiting – Laagspannings(hoofd)kabel – Laagspanningskasten – Laagspanningsverdeelinrichtingen – Nulpunttransformatoren – AXA-regelaars

Categorie ‘Distributie Middenspanning’:

– Middenspanningskabel (3 kV, 6 kV, 10 kV, 12,5 kV, 20 kV en 23 kV) – Middenspanningsruimten (transformatorstations) – Middenspanningstransformatoren (10/0,4 kV) – Middenspanningstransformatoren overige – Middenspanningsschakelinstallaties (3 kV, 6 kV 10 kV, 12,5 kV 20 kV en 23 kV) – Magnefixen en magnefix-achtigen

– Schakelstations (verdeelstations, inkoopstations, voedingsstations) – Velden in schakelstations (10 kV, 12,5 kV, 20 kV en 23 kV) – Condensatorbanken – Smoorspoelen – Regeltransformatoren Categorie ‘Transport’: – Stationsvelden (10 kV, 20 kV en 23 kV) – Stationsvelden (25 kV en 50 kV) – Stationsvelden (110 kV, 150 kV, 220 kV en 380 kV) – Blusspoelen (50 kV, 110 kV en 150 kV) – 10 kV smoorspoelen – Aardingstransformatoren (50 kV, 110 kV en 150 kV) – Condensatorbanken (110 kV en 150 kV) – Vermogenstransformatoren – Regeltransformatoren – Verbindingen kabel – Verbindingen lijn

Categorie ‘Overige netwerkactiva’: – TF-zenders

– Cyclo control zenders – Telecomkabels – Signaalkabels – Differentiaalkabels

– Aansluitingen openbare verlichting

– Laagspannings(hoofd)kabel openbare verlichting – Armaturen openbare verlichting

(25)

4.2.2 Beschikbare data t.b.v. de start-GAW voor gas

Aan de start van de regulering en op basis van de overeenkomst tussen de DTe en de netbeheerders is in 2003 de start-GAW voor gas vastgesteld. Voor gas komt de start-GAW overeen met de activawaarde aan het begin van het jaar 2004. Per reguleringsperiode worden daarbij vervolgens de investeringen opgeteld en de afschrijvingen afgetrokken.

In tegenstelling tot elektriciteit is eertijds (voor zover D-Cision kon nagaan) geen uitgebreide inventarisatie uitgevoerd voor de assets gerelateerd aan de gasnetwerken. De detailinformatie zoals beschikbaar voor elektriciteit lijkt derhalve niet beschikbaar te zijn voor gas.

4.2.3 Dataverzoeken t.b.v. van het ‘Correctiebesluit 2002’

In 2002 heeft een uitgebreide inventarisatie plaatsgevonden in het kader van het project ‘Correctie besluiten’. Deze informatieverzoeken liggen gedeeltelijk ten grondslag aan de bepaling van de start-GAW. Deze inventarisatie omvatte vier modules:

– Module 1 – Splitsingsbesluit gas, – Module 2 – Besluit x-factor gas,

– Module 3 – Besluit x-factor elektriciteit,

– Module 4 – Standaardisatie besluit x-factor elektriciteit.

Modules 1 en 2 zijn door de netbeheerders gas ingevuld. Models 3 en 4 door de netbeheerders elektriciteit. Deze modules zullen hieronder nader worden toegelicht.15

4.2.3.1 Module 1 – Splitsingsbesluit gas

Module 1 betreft een dataverzoek ten behoeve van een correctie van de splitsingsbesluiten. Als onderdeel is specifieke informatie aangeleverd omtrent de kosten gerelateerd aan aansluitingen gas, onderverdeeld naar de volgende categorieën:

– Onderhoud en vervanging: Het betreft hier de kosten van onderhoud en vervanging van gasaansluitingen. Het betreft de onderhouds- en vervangingskosten van de aansluiting van het hoofdnet tot en met de onroerende zaak

– Arbeidskosten: Dit betreft de arbeidskosten voor sleuf graven en aanvullen, sleuf bedekking opnemen en herstellen, leiding in voeren in woning, engineering tekenkamer en administratie, voorbereiding, planning, grond- en straatwerken en leidingleggen. Hier vallen ook zogenaamde degeneratie kosten onder (het corrigeren van het oppervlak na verzakking door inklinking van de bodem boven een leiding waar onderhoud of vervangings-werkzaamheden op zijn uitgevoerd.

– Middelen: Dit betreft de aanschaf / afschrijvingskosten op gebruikte gereedschappen voor het doen van het beschreven onderhoud en vervanging.

– Materiaalkosten: Dit betreft de materiaalkosten voor: leiding, lint, aansluitstuk op de meter, drukregelaar, meter, meterbord, bevestigingsmateriaal, aansluiting van het hoofdnet op aansluiting met roerende zaak.

– Administratiekosten: Kosten voor het plannen van betreffende onderhoudspersoneel, administratieve afhandeling van onderhoud of aanleggen, kosten van aanname en afhandeling klacht over meter en aansluiting.

(26)

– Afschrijvingskosten: Kosten van afschrijving van een aansluiting als vast bedrag per jaar gedurende een vermelde levensduur.

– Overige kosten: Dit omvat een categorie van overige kosten, die door de netbeheerders nader moesten worden gedefinieerd.

4.2.3.2 Module 2 – Besluit x-factor gas

Deze module had betrekking op het besluit voor de x-factoren van de netbeheerders gas. Het uitgangspunt vormde de gecontroleerde jaarrekening van het meest recent afgesloten boekjaar van het regionale gastransportbedrijf. De activa, kosten en opbrengsten werden gesplitst naar het gastransportbedrijf en overige diensten. Verder werden de activa, kosten en opbrengsten van het regionale gastransportbedrijf uitgesplitst naar transport enerzijds en aansluitingen en meters anderzijds.

Onderscheid werd gemaakt naar immateriële vaste activa en materiële vaste activa. Deze laatste zijn onderverdeeld in:

– Bedrijfsgebouwen en terreinen, – Machines en installaties,

– Distributieleidingen en installaties, – Overige bedrijfsmiddelen,

– Bedrijfsmiddelen in uitvoering,

– Niet aan het productieproces dienstbare materiële vaste activa.

Deze categorieën had geen onderverdeling in activa. De activawaarde hiervoor is destijds als één getal per categorie aangeleverd door de netbeheerders (tenzij ze deze data niet konden opleveren). Daarnaast werden onder meer als output variabelen de volgende grootheden geïnventariseerd:

– (Gasnet)totaal: De lengte van het net als de som van de fysieke lengtes van alle individuele leidingen gemeten in km afstand.

– Tracélengte: De geografische lengte van een tracé in km afstand.

– Circuitlengte: De lengte van elke verbinding van 3-fasen tussen twee railsystemen gemeten.16

Onduidelijk is of hierbij nog verdere onderscheidingen (naar drukniveau of anderszins) zijn gehanteerd.

4.2.3.3 Module 3 – Besluit x-factor elektriciteit

Deze module heeft betrekking op het besluit omtrent de x-factoren voor de netbeheerders elektriciteit. De opgevraagde data heeft betrekking op het jaar 2000.

Deze module richt zich vooral op financiële informatie ten behoeve van de (toen gehanteerde) benchmark, waaronder:

– Inputfactoren benchmark 2000: De inputfactoren bestaan uit de operationele kosten (OPEX), de gestandaardiseerde boekwaarde van de activa en de gestandaardiseerde afschrijvingen. De operationele kosten zijn hier de som van alle kosten betreffende personeelskosten, kosten uitbesteed werk en andere externe kosten, materiaalkosten, huur, en bijzondere waardeverminderingen van vlottende activa en overige bedrijfslasten.

(27)

– Outputfactoren benchmark 2000: De outputfactoren van de benchmark bestaan uit: geleverde energie in kWh, transformatoren in aantallen, netwerklengte in kilometers. Dit dataverzoek omvat daarom tevens de aanlevering van netwerkinformatie op de volgende onderdelen:

– Netwerklengte: De som van de lengtes (in kilometers) van de afzonderlijke verbindingen die op een tracé voorkomen.

– Tracélengte: De totale geografische lengte (in kilometers) waarover de boven- en ondergrondse netten van een netbeheerder zich uitstrekken.

Onduidelijk is hierbij welke verdere onderscheidingen (naar spanningsniveau of anderszins) hierbij zijn gehanteerd.

4.2.3.4 Module 4 – Standaardisatie besluit x-factor elektriciteit

Deze module heeft betrekking op de standaardisatie van het besluit omtrent de x-factoren voor de netbeheerders elektriciteit. Het doel hiervan was om informatie te verzamelen over de historische aanschafgegevens van activa van voor 1998.

Verzocht is om de historische aanschafkosten zo volledig mogelijk aan te leveren. Voor zover deze informatie niet meer voor handen was, is geprobeerd deze waarde te schatten op basis van de door het netwerkbedrijf gehanteerde afschrijvingstermijn, de historisch afgeschreven boekwaarde (tot en met 2000) en de activa gegevens tot en met 2000.

Deze inventarisatie is gedifferentieerd naar de categorieën distributie laagspanning, distributie middenspanning en transport.

4.2.4 Investeringsopgave ontwikkeling GAW

Sinds 2004 wordt de jaarlijkse ontwikkeling van de GAW geadministreerd, zij het niet op asset niveau.17_{De activa worden onderscheiden naar immateriële activa en materiële activa.}

Voor elektriciteit worden de aan het netwerk gerelateerde vaste activa onderscheiden naar de volgende categorieën (het getal tussen haakjes betreft de afschrijvingstermijn):

– Hoogspanning 150/110 kV (25 jaar), – Hoogspanning 150/110 kV (40 jaar),

– Hoogspanning 150/110 kV (50 jaar), d.w.z. verbindingen en aansluitingen, – Tussenspanning 50/25 kV (25 jaar),

– Tussenspanning 50/25 kV (40 jaar),

– Tussenspanning 50/25 kV (50 jaar) d.w.z. verbindingen en aansluitingen, – Middenspanning 23/1 kV (25 jaar),

– Middenspanning 23/1 kV (40 jaar),

– Middenspanning 23/1 kV (50 jaar), d.w.z. verbindingen en aansluitingen en midden-spanningsruimten,

– Laagspanning < 1kV (50 jaar), d.w.z. verbindingen en aansluitingen en installaties, – Overige netwerk activa (25 jaar),

– Meters t.b.v. bedrijfsgebruik (30 jaar), – Niet aan de bedrijfsvoering dienstbaar.

Voor gas wordt de jaarlijkse ontwikkeling sinds 2004 gerapporteerd. De aan het netwerk gerelateerde vaste activa worden onderscheiden naar:

(28)

– Materiële vaste activa extra hoge druk, d.w.z. een druk hoger dan 16 bar (onderscheiden naar afschrijvingstermijn van 30 en 55 jaar),

– Materiële vaste activa hoge druk, d.w.z. een druk hoger dan 200 mbar maar lager dan 16 bar (onderscheiden naar afschrijvingstermijn van 30 en 55 jaar)

– Materiële vaste activa lage druk, d.we.z. een druk lager dan 200 mbar (onderscheiden naar afschrijvingstermijn van 30 en 55 jaar).

Bij deze onderscheidingen wordt niet gedifferentieerd tussen pijp en leidingen enerzijds en overige activa anderzijds.

De volgende vaste activa worden eveneens onderscheiden voor zowel elektriciteit als gas: – Gebouwen en magazijnen (30 jaar),

– Terreinen (geen afschrijving),

– Procesondersteunende informatie systemen (5 jaar), – Andere vaste bedrijfsmiddelen (10 jaar), en

– Niet aan de bedrijfsvoering dienstbaar.

Daarnaast worden diverse immateriële vaste activa benoemd, als:

– Kosten die verband houden met de oprichting en uitgifte van aandelen, – Kosten van onderzoek en ontwikkeling,

– Kosten van verwerving ter zake van concessies, vergunningen en rechten van intellectuele eigendom,

– Afkoop rechten (bijv. precario), – Kosten van goodwill,

– Vooruitbetalingen op immateriële vaste activa, en – Totaal immateriële vaste activa.

4.3 Netwerkinformatie

4.3.1 Dataverzoek wijzigingen netten

Tot 2008 hebben de netbeheerders jaarlijkse technische informatie omtrent de ontwikkeling van hun netwerk aan de Energiekamer aangeleverd. Deze informatie is niet door een externe partij gevalideerd.

4.3.1.1 Wijziging netten elektriciteit

Onderverdeeld naar spanningsniveau (hoogspanning, tussenspanning, middenspanning en laagspanning) geven de netbeheerders jaarlijks de volgende informatie aan de Energiekamer: – Circuitlengte bovengronds (in km),

– Circuitlengte ondergronds (in km), – Tracélengte (in km),

– Aantal schakel- en verdeelinrichtingen,

– Koppeling met andere netten op gelijk of hoger spanningsniveau (aantal en totaal MVA), – Aantal aansluitingen.

4.3.1.2 Wijziging netten gas

Onderverdeeld naar drukniveau (hoge druk, d.w.z. hoger dan 0,2 bar, en lage druk, d.w.z. gelijk aan of lager dan 0,2 bar) leveren de netbeheerders jaarlijks de volgende informatie aan de Energiekamer:

– Netlengte (in km), – Aantal reduceerstations,

(29)

– Aantal aansluitingen.

4.3.2 Dataverzoek kengetallen netten

Met ingang van 2009 is het dataverzoek wijziging netten (zie §4.3.1) gewijzigd in de dataverzoeken Kengetallen regionale elektriciteitsnetten en Kengetallen regionale gasnetten.18 Deze informatie wordt jaarlijks aan de Energiekamer aangeleverd en wordt niet door een externe partij gevalideerd.

4.3.2.1 Kengetallen netten elektriciteit

a. Netten met een spanningsniveau tussen 1 en 50 kV:

Opgegeven wordt de circuitlengte voor elk afzonderlijk spanningsniveau, inclusief aansluitverbindingen. De lengte van een circuit(deel) wordt hierbij toegerekend aan het spanningsniveau waarvoor het circuit(deel) is ontworpen. De circuitlengte is gedefinieerd als de totale lengte in kilometers van alle driefase connectoren tussen de betreffende spanningrails (dus niet per fase gerekend).

De circuitlengte wordt uitgesplitst in: bovengrondse circuitlengte, ondergrondse circuitlengte (kunststof isolatie), ondergrondse circuitlengte (oliedruk), ondergrondse circuitlengte (GPLK) en ondergrondse circuitlengte (overige isolatie).

b. Netten met een spanningsniveau minder dan 1 kV:

Opgegeven wordt de circuitlengte exclusief aansluitverbindingen. De definitie van circuit(deel) en circuitlengte zijn als hierboven. De circuitlengte dient te worden uitgesplitst in: bovengrondse circuitlengte, ondergrondse circuitlengte (kunststof isolatie), ondergrondse circuitlengte (GPLK) en ondergrondse circuitlengte (overige isolatie). Indien de materiaalsoort niet in de systemen van de netbeheerder geregistreerd is wordt de circuitlengte onder ‘onbekend’ ingevuld. De lengte van circuits die exclusief worden gebruikt voor openbare verlichting wordt niet opgenomen.

c. Aansluitingen

Opgegeven wordt het aantal aansluitingen per spanningsniveau exclusief vervallen dan wel gesloopte aansluitingen, maar inclusief niet actieve aansluitingen. Aansluitingen voor openbare verlichting en aansluitingen op netten die in beheer zijn bij overige regionale netbeheerders of de landelijke netbeheerder worden niet als aansluiting meegeteld.

d. Aansluitingen op andere netten

Opgegeven wordt het aantal aansluitingen op netten die in beheer zijn van de landelijke netbeheerder of van één van de regionale netbeheerders, inclusief de eventuele noodkoppelingen. Alleen aansluitingen op netten met een spanningsniveau van meer dan 1 kV worden opgegeven. Tevens is de totale transportcapaciteit van de aansluitingen per spanningsniveau beschikbaar (waarbij de transportcapaciteit gedefinieerd als de capaciteit zoals deze in het aansluitcontract is vastgelegd).

e. Netverliezen

Met betrekking tot de netverliezen worden verschillende gegevens opgegeven:

– de getransporteerde energie (in GWh/jaar), d.w.z. de gemeten energie die het net ingaat voor het betreffende jaar en voor het jaar twee jaar voor het peiljaar.

(30)

– De voorlopige netverliezen (in GWh/jaar), d.w.z. het verschil tussen de energie die het net ingaat en de energie die het net via aansluitingen uitgaat in het betreffende jaar, gebaseerd op allocatiegegevens.

– de definitieve netverliezen (GWh/jaar), d.w.z. het verschil tussen de energie die het net ingaat en de energie die het net via aansluitingen uitgaat in het jaar twee jaar voor het peiljaar, gebaseerd op reconciliatiegegevens.

– Een schatting van het aandeel technische netverliezen in de netverliezen (als percentage van de gerapporteerde netverliezen) met een onderbouwing door de netbeheerder. De technische netverliezen worden gedefinieerd als de netverliezen ten gevolge van het transport van elektriciteit en het op spanning houden van het net. De energie die verloren gaat aan technische netverliezen verlaat het net per definitie niet in de vorm van elektriciteit. De schatting wordt opgegeven voor het betreffende jaar en voor het jaar twee jaar voor het peiljaar.

4.3.2.2 Kengetallen gasnetten a. Leidinglengte

Opgegeven wordt de daadwerkelijke lengte van leidingen in regionale gastransportnetwerken op geaggregeerd niveau. Tevens worden de leidinglengtes gedifferentieerd naar materiaalsoort en bedrijfsdruk van het net waarvan de betreffende leidingen deel uitmaken. Voor de bedrijfsdruk van het net worden de volgende categorieën gehanteerd:

– 8 bar < P ≤ 16 bar, – 4 bar < P ≤ 8 bar, – 1 bar < P ≤ 4 bar, – 200 mbar < P ≤ 1 bar, – 30 mbar < P ≤ 200 mbar, en – P ≤ 30 mbar.

Met betrekking tot materiaalsoorten worden de volgende categorieën gehanteerd: PE 1e generatie, PE 2e _{generatie, PE 3}e _{generatie, PVC 1}e _{generatie (hard PVC), PVC 2}e _generatie (slagvast PVC), staal, grijs gietijzer, nodulair gietijzer, asbestcement, overig en onbekend. De opgegeven lengtes betreffen de op de peildatum in bedrijf zijnde leidingen, inclusief aansluitleidingen met een bedrijfsdruk van meer dan 200 mbar voor zover deze beheerd worden door de regionale netbeheerder. Tevens zijn de reserveleidingen opgenomen, d.w.z. leidingen die niet in bedrijf zijn, maar wel door de netbeheerder worden beheerd. Leidingen met een status vervallen of gesloopt worden hierbij niet meegenomen.

b. Aantal aansluitingen

Opgegeven wordt het aantal aansluitingen op de gasnetwerken, exclusief vervallen dan wel gesloopte aansluitingen. Als niet bekend is of aansluitingen vervallen dan wel gesloopt zijn, worden de aansluitingen die langer dan 18 maanden op 'inactief/non-actief' staan niet meegeteld.

(31)

200 mbar’.19_{Ook wordt het percentage aansluitingen opgegeven dat op 30 mbar in bedrijf is} (als percentage van het totale aantal aansluitingen met een bedrijfsdruk tot en met 200 mbar).

c. Lage druk aansluitleidingen

In deze categorie wordt het aantal aansluitleidingen op de lage druk gasnetwerken (≤ 200 mbar) opgegeven, gedifferentieerd naar materiaalsoort. Hierbij worden de volgende categorieën gehanteerd: onbekend, staal varianten, PVC varianten en PE.

4.3.3 Inventarisatie netwerklengte 2006

In 2008 zijn de lengtes en aantallen voor leidinglengte, substations en aansluitingen opgevraagd20_{en door Mazars geaudit.}21

De gegevens zijn gedetailleerd aangeleverd voor één jaar, te weten het jaar 2006. Voor de afzonderlijke jaren 2000 tot en met 2005 zijn geaggregeerde gegevens aangeleverd. De aangeleverde gegevens komen overeen met de stand op 31 december van het desbetreffende boekjaar.

In het vervolg van deze studie zal de onderstaande categorisering van de assets worden aangeduid als de ‘pijp en leidingcategorieën’. Naar de voorliggende inventarisatie zal verwezen worden als de ‘2006-inventarisatie’.

4.3.3.1 Beschikbare gegevens voor de gasnetwerken

Voor gas is gevraagd om informatie over het aantal aansluitingen, de leidinglengte en het aantal reduceerstations.

a. Aansluitingen

Beschikbaar zijn het aantal aansluitingen voor de gasnetwerken.22_{Deze informatie is niet} gespecificeerd naar drukniveau. De informatie is primair gebaseerd op de registratie zoals gehanteerd in het aansluitingenregister.

Het aantal aansluitingen is beschikbaar voor het jaar 2006 en verbijzonderd per viercijferige postcode. Voor de jaren 2000 tot en met 2005 is alleen het totale aantal aansluitingen beschikbaar. De inventarisatie is exclusief vervallen en gesloopte aansluitingen. Aansluitingen die langer dan 18 maanden op ‘inactief’ of ‘non-actief’ hebben gestaan, zijn eveneens buiten beschouwing gelaten.

b. Leidinglengte

De gegevens over de daadwerkelijke leidinglengte zijn op geaggregeerd niveau aangeleverd en zonder onderscheid naar postcodegebied beschikbaar. De leidinglengte is gerapporteerd exclusief gesloopte dan wel vervallen leidingen (die mogelijk nog wel in de grond liggen), maar inclusief reserveleidingen.

Opgegeven is de totale lengte van leidingen, exclusief aansluitleidingen, voor het jaar 2006. De gegevens zijn primair gebaseerd op een registratie die de leidinglengte ten minste in hectometers nauwkeurig weergeeft.

19_{Onder een ‘afleveringstations’ wordt een gasdrukregel- en meetstation voor levering van gas aan één} verbruiker met een capaciteit groter dan 40 m3_{(n)/uur verstaan.}

20_{Onderzoek aansluitdichtheid, Invul- en auditinstructie, NE-AAN(i)-08-03 uitgave maart 2008.}

21_{Mazars Paardekooper Hoffman N.V., Rapportage Datavalidatie Aansluitdichtheid, Rotterdam, 10} december 2008, kenmerk 0001/AdB/14079/AH.