Methoden om de pijp en leiding gerelateerde kosten te bepalen

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

Opgesteld door: D-Cision B.V. Postbus 44 8000 AA Zwolle

Zwolle, 7 juli 2009

Methoden om de pijp en leiding gerelateerde kosten te bepalen

pagina 2 van 94

© 2009 D-Cision B.V.

INHOUD MANAGEMENT SAMENVATTING .................................................................................... 5 1

Inleiding .................................................................................................... 7

2

De pijp en leiding gerelateerde kosten.............................................................. 9

3

4

5

6

7

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

Beoordelingscriteria ................................................................................... 17 3.1

Overzicht van de beoordelingscriteria ......................................................17

3.2

Beschrijving van de beoordelingscriteria...................................................17

3.3

De randvoorwaarden...........................................................................21

Beschikbare informatie ............................................................................... 23 4.1

Inleiding .........................................................................................23

4.2

Gestandaardiseerde activawaarde ..........................................................23

4.3

Netwerkinformatie.............................................................................28

4.4

Rapportage Troostwijk ........................................................................33

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

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

Conclusie en advies.................................................................................... 65


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

B.5

Vaststelling van de pijp en leiding gerelateerde kosten per netbeheerder ..........92

pagina 4 van 94


MANAGEMENT SAMENVATTING 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.

2.

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.

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: 1.

Historische eenheidsprijzen kunnen worden afgeleid uit de inventarisatie verricht door Troostwijk ten behoeve van de fiscale openingsbalans. Deze eenheidsprijzen representeren


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 aanbestedingstrajecten (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 leeftijdsinformatie 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.

Op basis van de bepaalde pijp en leiding gerelateerde kosten kan de relatie met de aansluitdichtheid nader worden onderzocht. Beide genoemde methoden hoeven overigens niet dezelfde waarde voor pijp en leiding gerelateerde kosten op te leveren. Door de verschillende uitgangspunten kunnen ook verschillende omgevingsaspecten wel of niet in de kosteninschatting besloten zijn. Hierbij kan wel de kanttekening geplaatst worden dat de beoordeling van de overige objectiveerbare regionale verschillen evenmin op geschoonde data heeft plaatsgevonden. Het effect van de aansluitdichtheid kan echter beïnvloed of gemaskeerd worden door de kosteneffecten van andere omgevingsvariabelen.

pagina 6 van 94


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 distributietransformatoren. 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 1

Frontier Economics en Consentec, Impact of connection density on regional costs differences for network operators in the Netherlands, Report, April 2009, p.20.


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.

2

Zie bijv. Frontier Economics en Consentec, Report, op.cit, p.20, waar de kwadratische relatie tussen aansluitdichtheid en netwerklengte is genoemd. Met de beide door Frontier Economics en Consentec gehanteerde methoden van constante en variabele eenheidskosten wordt weliswaar het prijsverschil per eenheid pijp of leiding verdisconteerd, maar nog niet het eventuele verschil in belasting. In de regel leidt een hogere belasting immers ook tot hogere inkomsten uit de tarieven, tenzij de belasting gerelateerd is aan teruglevering. Tegelijkertijd nemen ook de netverliezen toe met de belasting.

pagina 8 van 94


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.

3

Component

Elektriciteit

Gas

Verbindingen

Elektriciteitskabels en -lijnen, aansluitleidingen (verschillend spanningsniveau)

Gaspijpen of –buizen, aansluitleidingen (verschillend drukniveau)

Knooppunten

Transformatorstations, schakelstations

Ontvangstations/ reduceerstations

Het lijkt niet noodzakelijk om de pijp en leiding gerelateerde kosten jaarlijks te bepalen mocht de aansluitdichtheid een objectiveerbaar regionaal verschil betreffen. Op het moment dat het effect voor een specifiek jaar bekend is, kan de hieraan gerelateerde correctie in de toegestane inkomsten voor andere jaren ook via relatieve jaarlijkse aanpassingen worden vastgesteld.


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.

4 5 6

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%)

De genoemde scope van de studie is door de opdrachtgever vastgesteld. Zie bijvoorbeeld voetnoot 40. Bij deze tabel dient bedacht te worden dat de hoogspanningsnetten in 2006 nog niet aan TenneT waren overgedragen.

pagina 10 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 noload 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 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 Compensatiekosten

7

Betekenis

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) Compensatiebetalingen aan afnemers voor slechte of onderbroken levering

M. Hyvärinen, Electrical networks and economies of load density, doctoral dissertation, Helsinki University of Technology, TKK Dissertations 146, Espoo, 2008, p.37.

7 juli 2009

pagina 11 van 94


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 (topdown), 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

9

10

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. 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. Deels ontleend aan: KEMA en PricewaterhouseCoopers, Netwerkkosten en aansluitdichtheid, 5 augustus 2008, p.27.

pagina 12 van 94



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.

11

Zie §B.3 in Appendix B voor definities en een nadere opdeling.

7 juli 2009

pagina 13 van 94


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 Consentec 12 ) 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 comparisons: Electricity distribution, Utilities Policy, 14, 2006, p.103–113.

pagina 14 van 94



Tabel 4. Voorbeelden van de verschillende definities van de te bepalen eenheidsprijzen. Per netbeheerder

Voor alle netbeheerders

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

Per type assets

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

13

In de praktijk betekent dit dat geprobeerd moet worden om de boekwaarde voor 2006 te berekenen aangezien voor dit jaar de meest uitgebreide dataset met netkarakteristieken bekend is. Zie §2.2.1 en §4.3.2.

7 juli 2009

pagina 15 van 94


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 veiligheidsperspectief (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. De uitkomsten van een waardering op vervangingswaarde zullen daarom leiden tot een overschatting van de pijp en leiding gerelateerde kosten. Daarmee vermindert de consistentie van de uitkomsten met bijvoorbeeld de Gestandaardiseerde activa waarde (hierna: ‘de GAW’).

pagina 16 van 94


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).

KOSTEN VOOR DE ENERGIEKAMER

De model- en bewerkingskosten voor de Energiekamer zijn gemiddeld (tussen €100k en €250k). De model- en bewerkingskosten voor de Energiekamer zijn hoog (indicatief: hoger dan €250k).

☺ KOSTEN VOOR DE NETBEHEERDERS

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). De interne kosten per netbeheerder en afzonderlijk voor gas en elektriciteit zijn hoog (indicatief: hoger dan €50k).


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

☺

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

☺ OBJECTIVITEIT

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. 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. De doorlooptijd wordt ook beïnvloed door de benodigde tijd voor dataverzameling en eventuele modelruns. Dit betreft zowel het proces om de benodigde data met betrekking tot de kabel/pijp gerelateerde kosten te verkrijgen als om de hieruit voortvloeiende analyse te laten plaatsvinden. De inschatting gaat ervan uit dat alle netbeheerders zich inspannen om de noodzakelijke data zo snel mogelijk aan te leveren conform een hiervoor (in een later stadium) vast te stellen dataverzoek en inclusief eventuele accountantsverklaringen.

pagina 18 van 94



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. 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. De dataverzameling door de netbeheerders alsmede het uitvoeren van de modelruns duurt naar verwachting langer dan 6 maanden.

MODELONTWIKKELING

DATAVERZAMELING & MODELRUNS

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

☺ BRUIKBAARHEID VAN DE UITKOMSTEN

7 juli 2009

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

pagina 19 van 94


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.

VERIFICATIE VAN DE INVOERDATA

☺ VALIDATIE VAN DE UITKOMSTEN

De juistheid, volledigheid en betrouwbaarheid van de invoerdata kan door een derde goed worden beoordeeld. 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 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. De juridische consistentie heeft te maken met de verdedigbaarheid van de methode om de pijp en leiding gerelateerde kosten te bepalen. Het gaat er hierbij onder meer om of de gevolgde methode en de kwaliteit van de gehanteerde data in een juridische procedure goed verdedigbaar zijn.

pagina 20 van 94



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

REGULATORISCHE CONSISTENTIE

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

JURIDISCHE CONSISTENTIE

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: belanghebbenden.

De

geadviseerde

optie

dient

verdedigbaar

te

zijn

richting

Deze randvoorwaarden zijn in de beoordelingscriteria geïntegreerd.

7 juli 2009

pagina 21 van 94

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 (nietvolledig) overzicht van enkele posten voor elektriciteit zoals beschikbaar voor een willekeurige elektriciteitsnetbeheerder: – – – – – – – – – – – – – – – – – – – – –

14

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

De betreffende informatie is vooral afkomstig van de Energiekamer en (in beperkte mate) van enkele geïnterviewde bedrijven.


–

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 – Masten openbare verlichting

pagina 24 van 94



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 vervangingswerkzaamheden 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.

15

De informatie is ontleend aan de “Invul- en auditinstructie dataverzoek Project “Correctie besluiten”, 20 februari 2002.

7 juli 2009

pagina 25 van 94


–

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.

16

De benamingen ‘circuitlengte’ en ‘railsystemen’ lijken niet correct in een dataverzoek met betrekking tot het gasnet.

pagina 26 van 94



–

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 middenspanningsruimten, 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:

17

Dit blijkt uit het Dataverzoek ‘Informatie nieuwe investeringen’, mede op basis waarvan jaarlijks de GAW wordt aangepast.

7 juli 2009

pagina 27 van 94


–

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, – Aansluitingen op andere netten (aantal),

pagina 28 van 94



–

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.

18

CODATA handboek NE Regionale Netten Elektriciteit, uitgave juni 2009, NE-KEN-09-06; CODATA handboek NG Regionale Gasnetten, uitgave juni 2009, NG-KGN-09-06.

7 juli 2009

pagina 29 van 94


–

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 3e generatie, PVC 1e generatie (hard PVC), PVC 2e 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. Het aantal is gedifferentieerd naar bedrijfsdruk van het net waarop de betreffende aansluiting is aangesloten. Hierbij wordt voor de bedrijfsdruk onderscheiden naar de categorieën ‘≤ 200 mbar’ en ‘> 200 mbar’. Onder aansluitingen zijn ook afleverstations begrepen in de categorie ‘>

pagina 30 van 94



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 opgevraagd 20 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

20 21

22

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. Onderzoek aansluitdichtheid, Invul- en auditinstructie, NE-AAN(i)-08-03 uitgave maart 2008. Mazars Paardekooper Hoffman N.V., Rapportage Datavalidatie Aansluitdichtheid, Rotterdam, 10 december 2008, kenmerk 0001/AdB/14079/AH. Een gasaansluiting is gedefinieerd als één of meer verbindingen tussen een gastransportnet en een onroerende zaak als bedoeld in artikel 16, onderdelen a tot en met d, van de Wet waardering onroerende zaken.

7 juli 2009

pagina 31 van 94


c. Reduceerstations Informatie is beschikbaar over het totale aantal reduceerstations zonder nader onderscheid naar het drukniveau van het onderliggende net. Geteld zijn de afzonderlijke reduceerstation-lokaties (huisjes, kasten etc.) behorend tot de groep GOS, OS, DRS, exclusief Hogedruk aansluitsets (HAS), Hogedruk huis aansluitsets (HHAS) of andersoortige mini-reduceerstations die fysiek overeenkomen met een HAS of HHAS. Voor 2006 is het aantal reduceerstations uitgesplitst naar de viercijferige postcode. Voor 2000 tot en met 2005 is het totaal aantal reduceerstations beschikbaar. 4.3.3.2

Beschikbare gegevens voor de elektriciteitsnetwerken

Voor elektriciteit is gevraagd om informatie over het aantal aansluitingen, de leidinglengte en het aantal substations. a. Aansluitingen Beschikbaar zijn het aantal aansluitingen voor de elektriciteitsnetwerken. Deze informatie is gespecificeerd naar spanningsniveau, te weten: – Aansluitingen laagspanning – Aansluitingen MS/LS trafo 2006 – Aansluitingen middenspanning-1 – Aansluitingen middenspanning-2 – Aansluitingen hoogspanning-1 – Aansluitingen hoogspanning-2

0,4 kV de aansluitingen die afzonderlijk met MS/LStransformatoren zijn verbonden. 1 kV tot en met 20 kV >20 kV tot en met 50 kV 110 kV, onderscheiden naar HS/niet-CBL en HS/welCBL 23 150 kV, onderscheiden naar HS/niet-CBL en HS/wel-CBL

Het aantal aansluitingen voor het jaar 2006 is opgevraagd verbijzonderd per viercijferige postcode. Voor de jaren 2000 tot en met 2005 is alleen het totaal aantal aansluitingen beschikbaar. De informatie is primair gebaseerd op de registratie zoals opgenomen in het aansluitingenregister. Gerapporteerd zijn de aansluitingen exclusief vervallen en gesloopte aansluitingen. Aansluitingen die langer dan 18 maanden op ‘inactief’ of ‘non-actief’ hebben gestaan, zijn buiten beschouwing gelaten. b. Leidinglengte De leidinglengte is beschikbaar in de zin van circuitlengte, waarbij de circuitlengte is gedefinieerd als de totale lengte in kilometers van alle driefase connectoren tussen spanningsrails. Als bijvoorbeeld twee kabels dezelfde route volgen tussen twee spanningsrails, wordt de leidinglengte van beide kabels meegenomen in de berekening van de circuitlengte. Als alleen de tracélengte beschikbaar was, werd deze gelijk gesteld aan de leidinglengte. De circuitleng is verder uitgesplitst in onder- en bovengrondse leidingen. De gegevens over de daadwerkelijke leidinglengte zijn per spanningsniveau (zoals hierboven onder aansluitingen gedefinieerd) aangeleverd maar 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.

23

Onder ‘HS/niet-CBL’ worden de hoogspanningslijnen verstaan die betrekking hebben op die 110 en 150 kV-netten die níet belast zijn met een Cross-Border Lease. Met ‘HS/wel-CBL’ wordt gedoeld op de CBL-belaste 110 en 150 kV-netten.

pagina 32 van 94



Voor laagspanningsniveau is de totale leidinglengte beschikbaar exclusief aansluitleidingen voor het jaar 2006. Voor het midden- en hoogspanningsniveau is de circuitlengte inclusief aansluitleidingen opgegeven. De lengte van leidingen die exclusief worden gebruikt voor openbare verlichting is uitgesloten van inventarisatie. De gegevens zijn primair gebaseerd op een registratie die de leidinglengte ten minste in hectometers weergeeft. c. Substations Tenslotte is informatie beschikbaar over aantallen substations 24 die eigendom zijn van een publieke neteigenaar (dus exclusief substations van private partijen), gedifferentieerd naar spanningsniveau en jaar. In geval van substations met meer dan één secundaire circuitaansluiting (bijv. HS-MS-MS of HS-MS-LS) is het aantal aansluitingen per gedifferentieerd spanningsniveau geteld. 25 Het aantal substations voor de stroomtoevoer op het laagspanningsniveau en middenspanningsniveau 1 (1 kV tot en met 20 kV) is voor het jaar 2006 beschikbaar gedifferentieerd naar het viercijferige postcodegebied. Het aantal substations voor de stroomtoevoer op het middenspanningsniveau 2 (>20 kV tot en met 50 kV) en hoogspanningsniveau 110 en 150 kV is beschikbaar op een geaggregeerd niveau. Tenslotte is het aantal substations voor de stroomtoevoer van alle spanningsniveaus op een geaggregeerd niveau beschikbaar voor de jaren 2000 tot en met 2005.

4.4 Rapportage Troostwijk Ten behoeve van de fiscale openingsbalans heeft de firma Troostwijk taxaties B.V. de assets van veel netbeheerders gewaardeerd. 26 Voor deze waardering heeft per categorie een inventarisatie van de beschikbare assets plaatsgevonden. De waarde is gebaseerd op de vervangingswaarde van de op 1 januari 1998 in bedrijf zijnde infrastructuur opgedeeld in netonderdelen en netcomponenten. Deze netonderdelen en -componenten zijn geïnventariseerd op leeftijd en ingedeeld naar componenttypen. Per netonderdeel en componenttype zijn vervolgens de volgende kenmerken bepaald: – –

de nieuwwaarde (op basis van bedrijfsklare oplevering, rekening houdend met de situatie zoals die op 1 januari 1998 bestond), en de verwachte gemiddelde restlevensduur.

De nieuwwaarde is bepaald op basis van taxatiekengetallen, d.w.z. prijzen per eenheid, voor een groot aantal assets. De taxatiekengetallen zijn bepaald op basis van referentiekengetallen afkomstig van KEMA (voor de elektriciteitsinfrastructuur) respectievelijk Gastec (voor de gasinfrastructuur). 24

25

26

Een substation is gedefinieerd als een verbinding middels transformatoren tussen twee (of meer) spanningsniveaus binnen het netwerk (gelijke of verschillende spanningsniveaus). Het aantal transformatoren in een substation is hierbij niet van belang, omdat een veelvoud van transformatoren binnen eenzelfde substation slechts één (gecombineerde) aansluiting op het netwerk vormt. Als voorbeeld: substations met een secundaire circuitaansluiting voor middenspanningsniveau 1 (1 kV tot en met 20 kV) en een secondaire circuitaansluiting voor middenspanningsniveau 2 (> 20 kV tot en met 50 kV) zijn geteld als een aansluiting voor middenspanningsniveau 1 en een aansluiting voor middenspanningsniveau 2. Substations met twee secundaire aansluitingen voor middenspanningsniveau 1 (bijv. een aansluiting voor 10 kV en een aansluiting voor 20 kV) zijn geteld als één aansluiting op middenspanningsniveau 1. Enkele netbeheerders zijn gewaardeerd door S&G en Partners, Asset management consultants te Nijmegen. Wellicht is sprake geweest van nog andere taxateurs. D-Cision heeft geen voorbeelden van deze taxatierapporten ingezien. Voor deze taxaties is vermoedelijk een marktwaardering als grondslag gehanteerd.

7 juli 2009

pagina 33 van 94


Bij het waarderen van kabels en pijpen is rekening gehouden met locatie waar de investeringsuitgaven heeft plaatsgevonden, namelijk de bebouwingsdichtheid (of een pijp of leiding in landelijk, stedelijk of hoogstedelijk gebied is gelegd) en grondsoort. Dit onderscheid werd gemaakt omdat de kosten van het graafwerk, de bestrating en de te nemen voorzieningen voor deze gebieden onderling verschilden. De gehanteerde verdeling landelijk-stedelijk werd gebaseerd op gegevens met betrekking tot de bebouwingsdichtheid van het Centraal Bureau voor de Statistiek. 27 Verder werd onderscheid gemaakt tussen de materiaalkosten, de loonkosten van aanleg en installatie, inclusief voorbereiding en toezicht en procentuele toeslagen voor overhead die direct toewijsbaar waren aan het proces van aanleg en installatie. De eenheidskosten zijn bepaald voor bepaalde standaardtypen pijpen en leidingen. Bij de inventarisatie zijn de kosten van de niet-standaard typen pijpen en kabels bepaald op basis van het nearest technical equivalent. Verder zijn de eenheidskosten gebaseerd op zowel generieke (netbeheerder onafhankelijke) kostenaspecten als netbeheerder afhankelijke kostenaspecten. De generieke aspecten betreffen voor elektriciteit onder andere: 28 – – – – – – – –

toeslagen (uur)tarieven kengetallen standaard componenten diverse elektriciteitsmeters LS-kasten transformatoren (norm) magnefixen kortingen

Daarnaast zijn voor elke netbeheerder afzonderlijk enkele specifieke aspecten meegenomen, zoals: –

Bedrijfsvoering gerelateerd: – standaard kabels – inkoppelen TF-signaal – verdeelstations (ja/nee) – aansluitprincipe woningen

–

Omgeving gerelateerd: – grondsoort – bodemgesteldheid – lokale regelgeving – grondverbetering

Dit houdt in dat de eenheidskosten tussen de door Troostwijk gewaardeerde netbeheerders onderling kunnen variëren, maar dat deze getallen wel gebaseerd zijn op consistente, praktijkgerichte en uniforme kostenuitgangspunten.

27

28

Op basis van de CBS-gegevens is voor elke netbeheerder een bepaalde verdeling gekozen voor het aantal aansluitingen en leidingen in stedelijk en landelijk gebied. Ontleend aan P.J.M. Hafkamp en K-J. van Oeveren, Berekeningsmethodiek Taxatie Kengetallen, KEMA, presentatie 15 december 2000.

pagina 34 van 94


5 Beschrijving van de methoden 5.1 Overzicht van de methoden In dit hoofdstuk worden zes methoden gepresenteerd waarmee de pijp en leiding gerelateerde kosten kunnen worden bepaald: –

Methode #0: Constante eenheidsprijzen In deze methode wordt uitgegaan van gelijke eenheidskosten voor alle netbeheerders. De methode vormt een grove, maar eenvoudig uit te voeren referentiemethode.

–

Methode #1: Opsplitsing van de boekwaarde Deze methode gaat uit van de GAW zoals gehanteerd in de regulering van de Energiekamer. De waarde gerelateerd aan de pijpen en leidingen wordt hierin afgezonderd.

–

Methode #2. Building block aanpak In methode #2 wordt geprobeerd om de pijp en leiding gerelateerde kosten af te leiden uit de huidige netwerklengte die wordt gewaardeerd met inachtneming van de historische kosten en de leeftijd.

–

Methode #3. Herwaardering van de asset base Bij toepassing van deze methode wordt de asset base opnieuw gewaardeerd, waarmee ook de waarde van de pijpen en leidingen opnieuw wordt vastgesteld.

–

Methode #4. Referentiegroep Volgens methode #4 worden de totale netwerkkosten op basis van een benchmark met buitenlandse netbeheerders bepaald.

–

Methode #5. Bij de laatste methode worden de kosten van kabels en leidingen modelmatig bepaald. Het uitgangspunt daarbij is een analyse van (objectiveerbare) omgevingsfactoren.

Uitgezonderd methode #4 beperken alle methoden zich tot de vaststelling van de kapitaalslasten gerelateerd aan pijpen en leidingen. De operationele kosten (waaronder de netverliezen) dienen dan ook bij deze methoden afzonderlijk te worden vastgesteld. 29

5.2 Methode #0: Constante eenheidsprijzen 5.2.1 Uitgangspunt Methode #0 vormt de referentiemethode in deze studie. In deze methode wordt uitgegaan van gelijke eenheidsprijzen voor alle netbeheerders.

5.2.2 Te volgen proces De methode gaat ervan uit dat de eenheidsprijzen bij alle netbeheerders worden opgevraagd voor de verschillende pijp en leidingcategorieën. Vervolgens wordt voor elke categorie een gemiddelde waarde bepaald, waarmee vervolgens alle assets (volgens de 2006-inventarisatie) kunnen worden gewaardeerd.

5.2.3 Noodzakelijke en beschikbare data Methode #0 differentieert de eenheidsprijzen niet gedifferentieerd behalve voor de verschillende pijp en leidingcategorieën. Daarentegen wordt met landelijke gemiddelden gewerkt. Alle netbeheerders zouden hun eigen schatting of berekening voor de eenheidsprijzen 29

Zie hiervoor §5.8.


kunnen aanleveren, op basis waarvan per categorie een eenheidsprijs wordt afgesproken (bijvoorbeeld het rekenkundige gemiddelde van de aangeleverde waarden of het naar aantal afnemers gewogen gemiddelde). Vanwege het werken met zo’n gemiddelde is de vereiste betrouwbaarheid van de data niet bijzonder hoog. Eventuele afwijkende waarden vallen naar verwachting immers grotendeels weg in het gemiddelde. Bovendien worden alle getallen zonder onderscheid op de verschillende netbeheerders toegepast, zodat de resultaten nog steeds vergelijkbaar zijn – zelfs als eenheidskosten met een systematische afwijking worden gebruikt. Wel verdient het aanbeveling om een eenduidige definitie voor de eenheidsprijzen op te geven. Gevraagd zou kunnen worden naar de geschatte gemiddelde waarde (uitgaande van de historische kosten) per kilometer per pijp en leidingcategorie (beide inclusief gekapitaliseerde opex).

5.2.4 Beoordeling van het onderscheidend vermogen van de methode De belangrijkste kritiek op deze methode zal zijn dat geen rekening wordt gehouden met de omgevingsfactoren die de pijp en leidingkosten beïnvloeden, zoals de grondsoort en de urbanisatiegraad, waardoor de uitkomsten niet per definitie betrouwbaar zijn. Als argument vóór methode #0 kan dienen dat in het Brattle-onderzoek van 2006 geconcludeerd is dat noch de grondsoort noch de urbanisatiegraad als objectiveerbaar regionaal verschil aangemerkt konden worden, zodat deze (zo begrijpt D-Cision) niet langer in de analyse hoeven te worden onderscheiden. 30 Het is overigens de vraag of het effect van de kostenverschillen ten gevolge van urbanisatie voldoende sterk is om het effect van de aansluitdichtheid op de kosten per aansluiting te compenseren. 31

5.3 Methode #1: Opsplitsing van de boekwaarde 5.3.1 Uitgangspunt In methode #1 wordt het uitgangspunt gevormd door de regulatorische boekwaarde (de GAW) zoals die door de Energiekamer is vastgesteld.

5.3.2 Te volgen proces De pijp en leiding gerelateerde kosten worden afgeleid uit de GAW. De methode bestaat erin dat de boekwaarde wordt opgesplitst in de boekwaarde van de pijpen en leidingen en de boekwaarde van de overige assets. Uit de eerste waarde kan eenvoudig de aan pijp en leiding gerelateerde capex worden afgeleid.

30

31

Zie Appendix A, §A.2.3 en §A.2.4. De door The Brattle Group onderzochte urbanisatiegraad betreft hetzelfde verschijnsel als het urbanisatie-effect aan de rechterzijde van de zogenaamde U-curve. Het betreft de hogere resulterende netwerkkosten ten gevolge van hogere eenheidskosten voor netwerkaanleg in stedelijk gebied. De vraag is welke rol dit aspect na de studie van The Brattle Group nog kan/moet spelen en vervolgens ook of dit effect niet een orde van grootte kleiner is dan het effect van de aansluitdichtheid. Op dit moment is er bij D-Cision geen studie bekend waaruit blijkt dat het urbanisatie-effect in Nederland zodanig groot is dat deze zichtbaar wordt in stijgende kosten per aansluiting bij toenemende aansluitdichtheid (d.w.z. de rechterzijde van de zogenaamde Ucurve). De spreiding in de door Frontier Economics en Consentec gemodelleerde kosten per aansluiting als functie van de postcode is heel groot terwijl nauwelijks een effect van de urbanisatie zichtbaar lijkt. Zie Frontier Economics en Consentec, Report, op.cit, p. 40v. Afgezien of dit model in al zijn details klopt, kan het wellicht wel als referentie worden gebruikt om een indruk te verkrijgen van de mate van significantie van bepaalde omgevingsvariabelen.

pagina 36 van 94



5.3.3 Noodzakelijke en beschikbare data Voor de boekwaarde zijn ondermeer de volgende waarden beschikbaar: 1. Activawaarde conform de Start-GAW De activawaarde zoals vastgesteld aan het begin van de regulering. Voor de waardering zijn de activa opgesplitst naar de verschillende assets (zie §4.2). Deze activawaarde weerspiegelt de waarde van de assets op 1 januari 2000 voor elektriciteit en op 1 januari 2004 voor gas. Een bijbehorende opgave van de pijp en lijnlengte is voor elektriciteit beschikbaar, maar niet voor gas. 2. Activawaarde conform de GAW ultimo 2006 Eveneens kan de activawaarde gekozen worden zoals die gold op 31 december 2006, het moment waarvoor de meest nauwkeurige gevalideerde opgave van pijp en lijnlengtes beschikbaar is (op basis van de 2006-inventarisatie). Informatie over investeringen en afschrijvingen voor de elektriciteitsnetten sinds de start van de regulering is weliswaar niet op assetniveau aan de Energiekamer gerapporteerd maar gedifferentieerd naar afschrijvingstermijn. Wel kan dit redelijk herleid worden naar de investeringen in leidingen. 32 Voor gas ontbreekt een gedetailleerde opsplitsing van de GAW op assetniveau. 33 3. Activawaarde conform de waardering Troostwijk Tenslotte kan de waardering van de assets zoals verricht door de firma Troostwijk als uitgangspunt voor de assetwaarde worden genomen. Voor deze waardering zijn in de rapportages wel eenheidsprijzen beschikbaar, maar niet de precieze combinatie van lijnlengtes in combinatie met levensduur (die samen de boekwaarde hebben bepaald). 34

5.3.4 Beoordeling van het onderscheidend vermogen van de methode 5.3.4.1

Betekenis van de assetwaarde

Een nadeel van het gebruik van de boekwaarde is dat deze (per categorie) de resultante weerspiegelt van het gevolgde waarderingsproces, waarin allerlei aspecten zijn verdisconteerd, zoals (zie ook Tabel 5): –

Waarderingsmethode: De waarderingsmethode ziet op de gehanteerde methode om de bij de activa behorende nieuwwaarde te bepalen. Dit kan bijvoorbeeld de historische aanschafwaarde betreffen, een regulatorisch vastgestelde waarde, de vervangingswaarde of een marktwaarde. Van belang is dat waardering voor alle assets en bij de verschillende netbeheerders op een onderling consistente wijze heeft plaatsgevonden.

32

Aangezien voornamelijk voor kabels en leidingen op laag-, tussen- en middenspanningsniveau een afschrijvingstermijn van 50 jaar wordt gehanteerd, kan als benadering hiervoor de onder deze categorie jaarlijks opgegeven investeringsopgave worden gehanteerd (zie §4.2.4). Voor laagspanning bevat deze opgave ook de het niet direct door afnemers betaalde deel van de investeringen in aansluitleidingen alsmede laagspanningskasten. Strikt genomen worden aansluitleidingen op laagspanningsniveau en laagspanningskasten niet in het voorliggende onderzoek meegenomen. Echter, gegeven de relatief beperkte meetfout die dit met zich meebrengt, adviseert D-Cision om toch uit te gaan van deze reeds geïnventariseerde waarden. De mutatie in de asset base ten gevolge van nieuwe investeringen voor elektriciteit in de periode 2000-2006 is (uitgaande van een technische afschrijvingstermijn van 50 jaar en enige uitbreiding) is maximaal 20 %. Voor gas is dit circa de helft, aangezien de start-GAW op basis van data voor 2004 is opgesteld. Het is mogelijk dat deze informatie nog bij KEMA en Gastec beschikbaar is, die de onderliggende analyses hebben uitgevoerd.

33

34

7 juli 2009

pagina 37 van 94


–

Detailniveau: Tevens is van belang op welk detailniveau de waardering heeft plaatsgevonden, waarmee gedoeld wordt op de differentiatie naar type assets (per type assets, geaggregeerd of gezamenlijk voor alle pijpen respectievelijk leidingen; zie §2.4.3.5). Vooral bij marktwaarderingen hoeft de relatie met de specifieke assets niet heel direct te zijn.

–

Lengte: De lengte van de pijpen en leidingen waarop de waardering ziet, is niet in alle gevallen voor de betreffende waarderingsdatum (in gevalideerde vorm) te achterhalen.

–

Leeftijd: Aangezien de boekwaarde met de leeftijd afneemt. Oude assets dragen daarom minder bij aan de boekwaarde dan nieuwe assets.

–

Gehanteerde economische levensduur: De economische levensduur is van belang omdat deze bepaalt over welke periode de assets worden afgeschreven. Voor de onderlinge vergelijkbaarheid dienen alle netbeheerders dezelfde levensduur te hebben gehanteerd.

–

Afschrijvingsmethode: Idem is de afschrijvingsmethode relevant. Meestal geschiedt deze lineair (vast afschrijvingen per jaar gedurende de economische levensduur). Voor de onderlinge vergelijkbaarheid dienen alle netbeheerders dezelfde afschrijvingsmethode te hebben gehanteerd.

–

Kapitalisatie van opex: Het is voor de onderlinge vergelijkbaarheid van de netbeheerders eveneens van belang dat de verschillende netbeheerders hun initiële waardering conform dezelfde uitgangspunten hebben uitgevoerd. Dat wil onder meer zeggen dat zij op dezelfde wijze met de aanlegkosten zijn omgegaan. 35

–

Andere factoren: De initiële waardering kan verder beïnvloed zijn door andere factoren, zoals de locatie van de assets of specifieke omgevingsfactoren. Gedacht kan worden aan de hogere aanlegkosten in stedelijk gebied.

–

Historische consistentie: Tenslotte is het van belang dat de data consistent is met de regulatorische data zoals die op dit moment in het reguleringssysteem wordt gehanteerd.

Bij de bepaling van de start-GAW voor elektriciteit hebben de netbeheerders de aantallen leidingen aangeleverd met (voor zover deze bekend was) de datum van de investering en de historische investeringskosten. Voor sommige netbeheerders die alleen de aantallen hebben opgeleverd, heeft de toenmalige DTe de historische prijzen (en leeftijd?) geschat. Hierbij zijn de waarderingen door Troostwijk als uitgangspunt gebruikt, hoewel de uiteindelijke samenhang tussen de GAW-vaststelling en de door Troostwijk uitgevoerde waardering niet geheel duidelijk is. Echter, gegeven dat de GAW in de regulering wordt gehanteerd, is een bepaalde waarde van de pijp en leiding gerelateerde kosten op basis van een opsplitsing van de GAW in ieder geval consistent met het reguleringsmodel.

35

In tegenstelling tot de huidige praktijk om alle met de aanleg verbonden kosten (planning, vergunningen, ontwerp, aanleg, etc.) te kapitaliseren, zijn de historische aanlegkosten door de verschillende netbeheerders soms verschillend behandeld. Sommige netbeheerders hebben de aanlegkosten als opex behandeld, anderen hebben delen hiervan gekapitaliseerd en in de boekwaarde opgenomen.

pagina 38 van 94


Methoden om de pijp en leiding gerelateerde kosten te bepalen Tabel 5. Aspecten die in de verschillende boekwaarden verdisconteerd lijken te zijn.

Waarderingsmethode

Detailniveau Lengte

Leeftijd

Levensduur

Afschrijvingsmethode Kapitalisatie opex

Andere factoren

Historische consistentie

5.3.4.2

Start-GAW

GAW-2006

Troostwijk

Aantallen maal historische kosten voor elektriciteit; onbekend voor gas

GAW vorige jaar (met inflatiecorrectie) + investeringen − afschrijvingen

Historische kosten i.c.m. leeftijd voor Troostwijk (KEMA, Gastec)

Hoog voor elektriciteit; laag voor gas

Laag voor elektriciteit; laag voor gas

Hoog (per asset type)

Uitgangspunt voor vaststelling boekwaarde; voor gas niet bekend

Voor elektriciteit vormt lengte een uitgangspunt bij start-GAW; lengtes niet onderscheiden bij jaarlijkse mutaties; voor gas niet bekend

Uitgangspunt voor vaststelling boekwaarde

Voor elektriciteit is het leeftijdsprofiel meegenomen in de bepaling van de GAW; voor gas is dit niet bekend

Voor elektriciteit en gas zijn de jaarlijkse mutaties t.o.v. de start-GAW bekend

Verdisconteerd volgens opgave netbeheerders; getallen niet bekend

O.b.v. berekening van de assetleeftijden is een restlevensduur vastgesteld op ca. 30 jaar

Start-GAW heeft restlevensduur van ca. 30 jaar; pijpen en leidingen na 2000 hebben levensduur van 50 jaar

Consistente benadering voor de assetlevensduur (waarde voor pijpen en leidingen niet bij D-Cision bekend)

Lineair

Lineair

Niet-lineair (?)

Sommige netbeheerders wel, andere niet

Sinds start-GAW kapitalisatie conform RAR

Naar verwachting consistent meegenomen (maar methode niet in detail bekend bij D-Cision)

Onbekend

Onbekend

Onderscheid stedelijk/landelijk in waardering meegenomen

In principe consistent

In principe consistent

Relatie met GAW voor elektriciteit niet per definitie inconsistent; voor gas twijfelachtig

Differentiatie naar stedelijke en landelijke assets

Bij de waardering heeft Troostwijk rekening gehouden met het relatieve percentage assets in stedelijke en landelijk gebied en hiervoor afzonderlijke eenheidsprijzen gehanteerd. Dit onderscheid is derhalve impliciet aanwezig in de boekwaarde zoals door Troostwijk bepaald. Voor de bepaling van de GAW voor elektriciteit lijken ook lengtes vermenigvuldigd te zijn met waarden voor verschillende assettypen. D-Cision heeft echter niet kunnen vaststellen of andere waarden zijn gehanteerd voor pijpen en leidingen in stedelijke respectievelijk landelijke gebieden. Het is daarom onduidelijk in hoeverre de GAW rekening houdt met hogere of lagere kosten voor specifieke gebieden. De bepaling van de GAW voor gas lijkt niet te zijn gebaseerd op een asset-inventarisatie. Onduidelijk is in hoeverre een onderscheid gemaakt tussen assets in stedelijk en landelijk gebied wel een rol hebben gespeeld (hoewel dit D-Cision niet heel waarschijnlijk lijkt). 5.3.4.3

Vervuiling van de GAW

De GAW voor gas en elektriciteit is in de jaren 2000-2004 mede in onderhandeling tot stand gekomen. De GAW lijkt dan ook allerlei specifieke verschillen te accommoderen zoals verschillende waarderingsmethoden per netbeheerder, historische verschillen in accounting

7 juli 2009

pagina 39 van 94


grondslagen, efficiencyverschillen en dergelijke. 36 Bij het aangaan van de overeenkomsten hebben sommige netbeheerders, naar eigen zeggen, de GAW slechts geaccepteerd in combinatie met de overige elementen uit de overeenkomst. Er zou zijn afgesproken dat de data waaruit de GAW is samengesteld alleen gebruikt mocht worden voor uitvoering van de overeenkomsten. Sommige netbeheerders hebben dan ook bezwaar geuit tegen het gebruiken van deze data voor de bepaling van de pijp en leiding gerelateerde kosten.

5.4 Methode #2: Building block aanpak 5.4.1 Uitgangspunt De kabel en pijp gerelateerde kosten worden in deze methode berekend door de eenheidskosten van een kilometer elektriciteitskabel en gaspijpleiding (voor de verschillende typen) vast te stellen en deze vervolgens te gebruiken om op basis van een aldus opnieuw geschatte boekwaarde voor de pijpen en leidingen de totale kosten van de pijpen en leidingen van een netbeheerder te berekenen. Bij deze methode vormen de netwerklengte, de historische kostprijs en de leeftijd het uitgangspunt.

5.4.2 Te volgen proces De pijp en leiding gerelateerde kosten worden bepaald door aan de opgegeven netwerklengtes eenheidskosten te verbinden. Deze laatste worden gedifferentieerd naar de aard van het betreffende gebied (stedelijk, landelijk, etc.) en onderscheiden naar een aantal technische kenmerken van de lijn/pijp (zoals de capaciteit, spannings- of drukniveau, etc.). Van de assets wordt tevens een leeftijdsprofiel vastgesteld alsmede een schatting van de historische kosten (per assettype). Uit de eenheidskosten en het leeftijdsprofiel per assettype kunnen dan eenheidsprijzen worden afgeleid die (vermenigvuldigd met aantallen) een nieuwe boekwaarde genereren. 37 De crux van deze methode is de methode om de eenheidskosten te bepalen. Deze bestaat uit drie componenten: materiaalkosten, interne kosten (planning, netontwerp, uitvoeringsbegeleiding etc.) en uitvoeringskosten (aanleg). De totale kosten kunnen worden geschat door:

36

–

–

– 37

De problemen met de GAW betreffen in het bijzonder de GAW voor de gasnetwerken. Tijdens de interviews is D-Cision gewezen op de volgende ‘onvolkomenheden’ in deze waarde (die hieronder zonder nadere analyse of waardeoordeel worden opgesomd): – Het oorspronkelijke CODATA verzoek (module 2 uit de overeenkomst gas) is niet door alle netbeheerders o.b.v. van één en dezelfde waarderingsmethodiek ingevuld. – De oorspronkelijke GAW waarde is behandeld als zijnde één onlosmakelijk actief. De resterende levensduur van dit onlosmakelijke actief is vervolgens aangepast met de factor 45/25. Dit heeft dus ook plaatsgevonden voor bijvoorbeeld inventaris en tractie als die onderdeel waren van de activa van de netbeheerder. Door deze systematiek is bovendien alleen de resterende afschrijvingstermijn van nog niet afgeschreven activa ‘verlengd’. Reeds afgeschreven activa, ook niet met een leeftijd tussen de 25 en 45 jaar, zijn niet opnieuw geactiveerd en tellen dan ook niet mee in de GAW. Er is verondersteld dat de investeringen en de afschrijvingen elkaar in evenwicht hielden in de periode tussen 1 januari 1999 en 1 januari 2004. Er is verondersteld dat de resterende afschrijvingstermijn ook niet is gewijzigd tussen 1 januari 1999 en 1 januari 2004. De GAW van de peer group is herijkt, maar de GAW van de niet-efficiënte netbeheerders niet. De herijking heeft bovendien voor elke individuele netbeheerder binnen de peer-group op verschillende wijze plaatsgevonden. Voor enkele netbeheerders is de GAW aangepast om de toegestane inkomsten in lijn te brengen met de daadwerkelijke kosten. Zie ook §2.4.3.

pagina 40 van 94



1. Nieuwprijs–1: Analyse van de totale kosten van een aantal projectrealisaties. 38 2. Historische kosten: Ook kunnen eerder vastgestelde eenheidskosten gehanteerd worden, bijvoorbeeld op basis van waarderingen uit het verleden zoals de waardering door Troostwijk. Deze kosten betreffen overigens geen eenheidskosten maar eenheidsprijzen (die vermenigvuldigd met lengtes direct een boekwaarde opleveren). De hoogte van de aanlegkosten kan ook op de volgende wijzen worden bepaald: 3. Nieuwprijs–2: Door het opvragen van aanneemsommen bij aannemers voor een aantal voorbeeldprojecten in verschillende regio’s kunnen aanlegkosten worden vastgesteld. 4. Nieuwprijs-3: De aanlegkosten worden afgeleid uit afgesloten aanbestedingscontracten, zoals beschikbaar bij Synfra en Noned 39 .

5.4.3 Noodzakelijke en beschikbare data Ten behoeve van deze building block benadering is zowel netwerkinformatie nodig als kosteninformatie. 5.4.3.1

Netwerkdata

De netwerkdata kan worden verkregen uit de inventarisatie-2006, die de meest recente gevalideerde inventarisatie van netwerkassets omvat. Als alternatief kan worden uitgegaan van de gemodelleerde netwerkdata. Beide soorten data hebben voor- en nadelen: –

Inventarisatie-2006: De netwerkdata uit de inventarisatie-2006 bevat de actuele netwerklengte. Deze dataset is door Mazars gevalideerd (in de vorm van een rapport van bevindingen). Ondanks verschillen met voorgaande inventarisaties is deze dataset zoals het zich laat aanzien de beste inventarisatie van de netwerklengte die beschikbaar is. 40

–

Gemodelleerde data: Gemodelleerde data volgt uit een modelnetwerk-analyse, bijvoorbeeld voor aanleg in een greenfield- situatie op basis van actuele belasting- of verbruiksdata. Uitgaande van dezelfde aannames omtrent netontwerpfilosofie en kosten per kilometer pijp of leiding geven de uitkomsten de minimale kosten waarvoor een netbeheerder zijn afnemers zal kunnen aansluiten. Bij zo’n modelberekening wordt geabstraheerd van historische keuzes, bijzondere omgevingsfactoren, de daadwerkelijke netwerkleeftijd enzovoort. Het absolute kostenniveau hoeft daarom niet noodzakelijk één-op-één met de historische kosten overeen te stemmen. Wel maakt het duidelijk in hoeverre een lagere aansluitdichtheid bij een netbeheerder tenminste tot andere kosten per aangeslotene leidt. Overigens moet het

38

39

40

Een aantal netbeheerders voert dergelijke analyses standaard uit om de normbedragen vast te stellen die bij interne kostencalculaties worden gehanteerd. Synfra is een samenwerkingsverband van infrastructuurbedrijven op het gebied van onder meer energie, telecom en water die grondwerkzaamheden gezamenlijk (Europees) hebben aanbesteed (zie www.synfra.nl). Noned is een soortgelijk samenwerkingsverband voor Noord-Nederland (zie www.noned.nl). Bij eerdere inventarisaties was nog wel eens onduidelijk of de circuit-lengte of de tracélengte moest worden opgegeven en op welke wijze aansluitleidingen en aansluitingen voor de openbare verlichting moesten worden meegenomen. Overigens is het voor een accountant (als voor ieder ander) vrijwel onmogelijk om een goedkeurende accountantsverklaring te verstrekken over de aanwezigheid van assets die zich voornamelijk ondergronds bevinden. Wel kan de interne consistentie van het asset register worden beoordeeld en kan de externe consistentie met andere registers, zoals voor de KLICmeldingen, worden beoordeeld (waarmee bijvoorbeeld het percentage afwijkingen van volgens het asset register aanwezige kabels en leidingen kan worden bepaald).

7 juli 2009

pagina 41 van 94


modelnetwerk voldoende nauwkeurig zijn om de relevante eigenheden van de verschillende voorzieningsgebieden goed weer te geven. 5.4.3.2

Verhouding tussen stedelijke en landelijke netwerken

Bij de berekening van de kosten voor de verschillende netbeheerders kan rekening worden gehouden met de urbanisatie. Als de netwerklengte bekend is als functie van de urbanisatie of als de gemiddelde urbanisatiegraad bekend is, kunnen de kosten naar urbanisatiegraad worden gedifferentieerd en voor de verschillende locaties afzonderlijk worden berekend. Als de netwerklengte niet gedifferentieerd beschikbaar is, kan eventueel op basis van geschatte verhoudingen (bijvoorbeeld landelijk-stedelijk) voor elke netbeheerder een representatieve waarde voor de eenheidskosten worden gehanteerd. Informatie over het deel van het netwerk in stedelijk en landelijk gebied kan worden afgeleid uit het Geogragisch Informatiesysteem (GIS) van de netbeheerders. 41 Op basis hiervan kan voor elke netbeheerder worden vastgesteld welk percentage van zijn netwerk in stedelijk of landelijk gebied ligt. Eventueel zou dit percentage ook uit een modelnetwerkberekening kunnen worden afgeleid. 5.4.3.3

Leeftijd en historische kostprijs

Om een realistische inschatting van de absolute waarde van de kapitaalslasten op basis van de historische investeringen te kunnen maken zijn niet alleen lengtes en historische aanlegkosten nodig, maar ook een leeftijdsopbouw van de pijpen en leidingen. Voor elektriciteit lijkt deze informatie in 2002 aan de Energiekamer te zijn aangeleverd, hoewel het detailniveau hiervan niet geheel duidelijk is. 42 Voor gas is deze informatie niet beschikbaar. Deze laatste kan wel uit de assetregisters van de netbeheerders worden afgeleid. 43 Voor de ontwikkeling van de historische aanlegkosten schijnen tabellen te bestaan die de prijsontwikkeling gedurende de afgelopen jaren representeren. 44 5.4.3.4

Bepaling van de aanlegkosten op basis van uitgevoerde projecten of aanbestedingscontracten

Om de kosten van aanleg in landelijk en stedelijk gebied te onderscheiden kan wellicht kosteninformatie omtrent de aanleg van netwerken worden verkregen vanuit gerealiseerde aanbestedingen (‘Nieuwprijs-1’ en ‘Nieuwprijs-3’). Aangezien de grootste verschillen gerelateerd lijken aan de kosten van aanleg, kunnen de interne kosten en materiaalkosten wellicht als uniform voor alle netbeheerders worden geschat. Deze laatste zouden dan kunnen worden bepaald op basis van een inventarisatie bij de verschillende netbeheerders. Voor de contracten afgesloten binnen Synfra en Noned-verband geldt dat voor de aanlegkosten een uniforme systematiek wordt gehanteerd. Dezelfde eenheidsprijzen gelden voor alle in het

41

42 43

44

De data in het GIS kan vanwege zijn technische moeilijk gevalideerd worden. Wel kan op basis van consistentie met andere registers (zoals KLIC-rapportages) een inschatting gemaakt worden van de betrouwbaarheid van deze systemen. Zie §4.2.3.3. De leeftijd is niet voor alle assets bekend. In veel gevallen kan echter aangenomen worden dat de leeftijdsopbouw van de assets met leeftijdsaanduiding representatief is voor de gehele leeftijdsopbouw (de grote lacunes in leeftijdsgegevens zijn namelijk vaak gerelateerd aan ontbrekende datasets van vroegere netbeheerders voor de fusiegolf). Voor elektriciteit is ten behoeve van de start-GAW ook de leeftijd van de assets aan de toenmalige DTe aangeleverd. D-Cision heeft geen voorbeelden van zulke tabellen ontvangen, maar het bestaan van zulke tabellen voor de aanleg van gasnetten is door een netbeheerder genoemd.

pagina 42 van 94



samenwerkingsverband participerende elektriciteits- en gasnetbeheerders.

infrastructuurbedrijven,

waaronder

verschillende

De prijzen uit de aanbestedingscontracten betreffen all-in sleufprijzen. De totale kosten zijn echter ook afhankelijk van het aantal te verrichten handelingen (wat zich uit in verschillende aantallen bestekelementen) en verschillende afroep van bepaalde bestekposten (zoals ‘graafkosten met hinder’). Om de eenheidsprijzen voor verschillende gebiedstypen vast te stellen moet dus nog informatie over het aantal bestekelementen en/of de verschillende afroep van bepaalde bestekposten worden toegevoegd. Ook lijken de aanbestedingscontracten onder Synfra en Noned geen netwerkaanleg in duurdere regio’s te omvatten zoals oudere steden met tramverbindingen en grachten of havens.


Extrapolatie van de resultaten

Een kanttekening bij deze methode betreft allereerst de extrapolatie van de kostenschattingen. Uit de genoemde nieuwprijs-methoden volgen immers eenheidsprijzen voor 2009. De kostenopbouw hoeft (na inflatiecorrectie) niet representatief te zijn voor de historische aanlegkosten. Voor dit laatste zouden historische aanneemsommen moeten worden geanalyseerd (waarbij de vraag is in hoeverre dit soort informatie goed kan worden achterhaald). In tegenstelling hiermee representeren de eenheidsprijzen uit de rapportage Troostwijk een waardering op historische kosten per 1 januari 1998. Naar het oordeel van D-Cision vormen deze een betere schatter voor de pijp en lijn gerelateerde kosten dan eenheidskosten bepaald op basis van nieuwprijs. 45 5.4.4.2

Effect van ontwerpkeuzes

De huidige netwerklengte is evident een resultante van onder meer ontwerpuitgangspunten en managementbeslissingen in het verleden. Dat betekent dat netbeheerders hun netwerk meer of minder redundant kunnen hebben uitgelegd, waardoor verschillen in netlengte niet alleen gerelateerd hoeven te zijn aan de aansluitdichtheid. Dit is inherent eigen aan een methode die uitgaat van de geïnventariseerde netwerklengte. Netwerklengtes zoals die uit een modelnetwerkanalyse volgen zijn ‘geschoond’ van dit effect. 46 5.4.4.3

Greenfield versus renovatie

Bij bepaling van de eenheidskosten op basis van geanalyseerde projecten is het van belang om niet alleen groene-wei projecten te beoordelen maar ook bijvoorbeeld renovatieprojecten. In het laatste geval kunnen de kosten (zelfs bij eenzelfde aansluitdichtheid) immers hoger zijn. Wel wordt het aantal vrijheidsgraden (gerelateerd aan het aantal te bepalen onbekenden) hiermee vergroot, zodat een groter aantal offertes of projecten moet worden geanalyseerd om de genoemde onderscheiden te kunnen vaststellen. 47 Bij gebruik van de aan de rapportage Troostwijk ten grondslag liggende eenheidsprijzen is het voordeel dat differentiatie reeds naar een aantal verschillende aspecten heeft plaatsgevonden. Deze gedifferentieerde kosten kunnen echter alleen in een berekening van de pijp en leiding gerelateerde kosten worden gehanteerd als de lengtes ook gedifferentieerd zijn naar

45 46 47

Zie ook de discussie in §2.4.3.6. Zie verder §6.4. De eenheidskosten moeten immers al per leiding of pijptype worden geïdentificeerd. Geografische differentiatie leidt al minimaal tot een verdubbeling van het aantal te vinden kosteninschattingen per kabeltype (bij een onderscheid naar aanleg in stedelijk versus landelijk gebied).

7 juli 2009

pagina 43 van 94


urbanisatiegraad. Voor netwerklengte uit een modelberekening is deze informatie eenvoudig beschikbaar. Voor de geïnventariseerde netwerklengtes niet, tenzij deze inventarisatie alsnog hiernaar wordt opgesplitst. 48 5.4.4.4

Hantering van de eenheidsprijzen van Troostwijk

De eenheidsprijzen van Troostwijk representeren geen investeringskosten maar een effectieve boekwaarde voor specifieke assets waarin de leeftijdsopbouw en andere omgevingsfactoren zijn verdisconteerd, en wel op 1 januari 1998. Deze eenheidswaarde is gestegen ten gevolge van nieuwe investeringen maar gedaald door de afschrijvingen. Als de vervangingsinvesteringen en uitbreidingsinvesteringen grosso modo gelijk van omvang waren aan de afschrijvingen, zullen de eenheidsprijzen na een inflatiecorrectie nog representatief zijn. Voor een exacte vaststelling van het prijsniveau voor 2006 is informatie over het leeftijdsprofiel en de historische kosten nodig (conform §5.4.3.3). De eenheidsprijzen in de Troostwijk-rapportages differentiëren voor specifieke typen assets. De inventarisatie-2006 heeft echter op een hoger abstractieniveau plaatsgevonden. Dat betekent dat de in de rapportage genoemde eenheidsprijzen moeten worden geconverteerd naar eenheidsprijzen voor de groepen assets waarvoor de aantallen beschikbaar zijn. 49 In principe is ook een herberekening mogelijk op basis van actuele gegevens, aangezien aan de waardering onderliggende modellen nog beschikbaar zijn. Wel ligt het dan voor de hand om ook de verschillende modelparameters opnieuw te kalibreren. 5.4.4.5

Effect van leidingen pijpdiameter

Om de spanning op het aansluitpunt in landelijke gebieden te garanderen, wordt in de regel gebruik gemaakt van dikkere kabels. Om in landelijk gebied op de gespecificeerde einddruk te leveren moet de drukval gecompenseerd worden. Dit kan door het aanleggen van meer stations (die het gas weer op druk brengen) of door het hanteren van een grotere diameter gaspijp. In de praktijk wordt een combinatie van beide toegepast: én meer stations én pijpen met een grotere diameter. Beide leiden tot hogere netwerkkosten per kilometer en dus tot hogere kosten per aangeslotene. Het bovenstaande kan zich vertalen in significant hogere aanlegkosten. Om dit effect mee te nemen, moet feitelijk dus ook informatie meegenomen worden omtrent de leidingdiameter (of voor elke netbeheerder met een eigen gemiddelde waarde hiervoor worden gewerkt). In theorie is een inventarisatie op spanning/druk- én diameterniveau mogelijk, maar betwijfeld wordt of alle netbeheerders de betreffende informatie voldoende betrouwbaar in hun asset registers beschikbaar hebben. 50 Ook maakt het de berekening complex als eenheidsprijzen niet alleen voor spanningsniveau moeten worden gedifferentieerd, maar ook voor leidingdiameter.

5.5 Methode #3: Herwaardering van de asset base 5.5.1 Uitgangspunt Een derde optie is om de gehele asset base opnieuw op te bouwen. Het uitgangspunt daarbij is een geheel nieuwe waardering van de assets zodat hieruit de pijp en leiding gerelateerde kosten kunnen worden afgeleid. De resulterende boekwaarde hoeft overigens niet alleen voor

48 49

50

Zie §5.4.3.2. Het meest eenvoudig is om de eenheidsprijzen te middelen. Ook kan een gewogen gemiddelde bepaald worden als de samenstelling bekend is. Voor dit laatste moet echter nieuwe informatie uit de assetregisters worden opgevraagd. Per drukniveau (30 mbar, 100 mbar, etc.) zijn andere maten voor de diameter gangbaar.

pagina 44 van 94



het onderzoek naar de aansluitdichtheid als objectiveerbaar regionaal verschil gebruikt te worden maar kan ook in het reguleringsmodel worden gehanteerd.

5.5.2 Te volgen proces De eerste vraag bij een herwaardering betreft de grondslag van de herwaardering. Hiervoor zijn verschillende mogelijkheden, waarvan de twee meest relevante zijn: –

Bij een marktwaardering bepalen de toekomstige opbrengsten de waarde van de netwerken.

–

Bij een assetwaardering bepalen de investeringen uit het verleden de waarde van de netwerken. Bij dit laatste kan overigens gekozen worden voor waardering op historische kosten, vervangingskosten, etc.

Bij een marktwaardering is opsplitsing van de boekwaarde van pijpen en leidingen uit het geheel weinigzeggend, aangezien er geen specifieke relatie hoeft te bestaan met de gemaakte kosten. Wil een herwaardering relevant zijn voor het vaststellen van de relatie tussen de aansluitdichtheid en de pijp en leiding gerelateerde kosten per aangeslotene, dan moet gekozen worden voor een assetwaardering. Toepassing van deze methode houdt de facto in dat de nieuw te bepalen boekwaarde wordt gedifferentieerd naar leidingen en pijpen enerzijds en de overige assets anderzijds. In zijn praktische uitwerking omvat deze methode dan een combinatie van methoden #1 en #2: 1. Allereerst moet de GAW worden opgesplitst (of tenminste de leiding en pijp gerelateerde kosten worden afgesplitst). Immers, de assetwaarde gerelateerd aan leidingen en pijpen wordt opnieuw vastgesteld. Dit is dezelfde problematiek als besproken bij methode #1. 2. Vervolgens moeten de kosten worden vastgesteld die met de pijpen en leidingen zijn verbonden. In zijn praktische vorm komt dit veelal neer op een herwaardering op basis van eenheidskosten, hetgeen overeenkomt met methode #2.

5.5.3 Noodzakelijke en beschikbare data Aangezien deze methode een combinatie vormt van methoden #1 en #2 is de databehoefte soortgelijk als bij die methoden besproken.

5.5.4 Beoordeling van het onderscheidend vermogen van de methode Voor een bespreking van het onderscheidend vermogen van deze methode wordt allereerst verwezen naar de beperkingen zoals genoemd bij methoden #1 en #2.

5.6 Methode #4: Referentiegroep 5.6.1 Uitgangspunt Volgens deze vierde methode worden de totale netwerkkosten op basis van een benchmark bepaald. Het uitgangspunt van deze methode is dat een vergelijkbaarheid in netstructuur en afnameprofielen (met buitenlandse netbeheerders) een vergelijkbaarheid in kostenniveaus veronderstelt. Door een netbeheerder tegenover een aantal peers te ranken, kan een vergelijkbare peer worden geïdentificeerd en kunnen vervolgens de pijp en leiding gerelateerde kosten van de betreffende peer worden overgenomen’.

5.6.2 Te volgen proces De idee is hier om een internationale referentiegroep van netbeheerders samen te stellen. Door een op technische parameters gebaseerde vergelijkende analyse te maken, wordt een match

7 juli 2009

pagina 45 van 94


gemaakt tussen elke Nederlandse netbeheerder en één of meer buitenlandse netbeheerders. De match dient zich vooral te richten op een objectiveerbare karakterisering van het voorzieningsgebied (oppervlak, aantal aansluitingen onderverdeeld over een aantal categorieën, evt. grondsoort, etc.). Omdat een peer in hoge mate eenzelfde technische netwerkkarakterisering heeft, is de aanname dat ook zijn kostenstructuur (en eventueel kostenomvang) gelijk zijn aan die van de gekoppelde Nederlandse netbeheerder. Nadat voor elke netbeheerder een peer bepaald is, kunnen de pijp en leiding gerelateerde kosten zowel absoluut als relatief worden geïdentificeerd: –

Absolute kostenbepaling: De pijp en leiding gerelateerde kosten worden gelijk gesteld aan de pijp en leiding gerelateerde kosten van de peer (eventueel geschaald naar het aantal aangeslotenen of de maximale netbelasting).

–

Relatieve kostenbepaling: Het aandeel van de pijp en leiding gerelateerde kosten in de totale (jaarlijkse) kosten van de referentie-netbeheerder wordt vastgesteld. Dit percentage wordt vervolgens toegepast op de totale kosten van de betreffende (Nederlandse) netbeheerder om de pijp en leiding gerelateerde kosten te identificeren.

5.6.3 Noodzakelijke en beschikbare data Voor deze methoden zijn twee soorten data noodzakelijk: 1. Technische netwerkinformatie: Technische netwerkinformatie van buitenlandse netbeheerders op basis waarvan de peer kan worden bepaald, en 2. Kosteninformatie: Kosteninformatie van de buitenlandse netbeheerders die in de benchmark participeren. Met betrekking tot dit laatste, kan gedacht worden aan de totale jaarlijkse (regulatorische) kosten (capex plus opex plus netverliezen).


Opstellen van de referentiegroep

Van belang is het om over een brede referentiegroep te kunnen beschikken, waarin (indicatief) tenminste tien (en idealiter meer) buitenlandse netbeheerders participeren (afzonderlijk voor gas en elektriciteit). Daarbij moet het netwerk in hoge mate vergelijkbaar zijn met het Nederlandse net. Voor gas betekent dit onder meer dat netbeheerders gezocht moeten worden in gebieden met een hoge penetratiegraad van het distributienetwerk. Voor elektriciteit moet gezocht worden naar netbeheerders met een ondergronds netwerk. Verdere aspecten die vergelijkbaar moeten zijn, zijn de aansluitdichtheid, belastingen verbruiksprofielen, de verhouding tussen stedelijk en landelijk gebied en eventueel ook (terrein)vlakheid, grondsoort of andere omgevingsfactoren. 5.6.4.2

Afhankelijkheid van het reguleringssysteem

Een andere uitdaging is dat kosten van het netbeheer waarschijnlijk alleen gevalideerd kunnen worden afgeleid uit de regulatorische kosten van de buitenlandse netbeheerders. Deze zijn echter afhankelijk van de gehanteerde reguleringsmethodiek. Zo bepaalt deze welke kosten in de regulatorische asset base mogen worden opgenomen, welke afschrijvingstermijnen worden gehanteerd en welke vermogenskostenvergoeding van toepassing is. Ditzelfde geldt evenzeer

pagina 46 van 94



voor de wijze waarop eertijds de regulatorische boekwaarde is bepaald. Geen van deze uitgangspunt is per definitie vergelijkbaar met de Nederlandse situatie. 5.6.4.3

Afhankelijkheid van de situatie in het specifieke land

De kostenstructuur van een netbeheerder in het buitenland is eveneens nauw gerelateerd aan allerlei locale factoren, zoals specifieke belastingen, locale verplichtingen of afwijkende vereisten met betrekking tot de te leveren productkwaliteit. Dit kan een vergelijking op kostenniveau lastig maken. 5.6.4.4

Beschikbaarheid van data

Tenslotte is het van belang om van de buitenlandse netbeheerders accurate data te ontvangen, zowel op technisch vlak (ten behoeve van de benchmark) als qua kosteninformatie. Afgezien of er een voldoende juridische basis bestaat om voor Nederlandse reguleringsdoeleinden over zulke (gedetailleerde) informatie te kunnen beschikken, moet dergelijke data bij de buitenlandse netbeheerders ook beschikbaar zijn. Specifiek is het van belang dat de pijp en leiding gerelateerde kosten van buitenlandse netbeheerders eenduidig zijn vastgesteld. D-Cision verwacht dat dit in andere Europese landen problematisch kan zijn (met uitzondering wellicht van Engeland, Duitsland en de Scandinavische landen).

5.7 Methode #5: Modelmatige vaststelling 5.7.1 Uitgangspunt Bij de vijfde methode worden de kosten van kabels en leidingen modelmatig bepaald. Het uitgangspunt hierbij is dat aangezien de kosten voor een groot deel door de omgevingsfactoren worden bepaald, een analyse van (objectiveerbare) omgevingsfactoren inzicht geeft in de pijp en leiding gerelateerde kosten.

5.7.2 Te volgen proces Om de kosten van kabels en leidingen via een bottom-up berekening te bepalen, zal afgedaald moeten worden naar de samenstellende elementen van de kabels en leidingen. Immers, dezelfde omgevingsinvloed kan sommige aspecten goedkoper en andere weer duurder maken. Vanuit deze elementen kunnen vervolgens kostendrivers geïdentificeerd worden, die gekoppeld kunnen worden aan objectiveerbare omgevingsfactoren, zoals aansluitdichtheid, belastingdichtheid, bodemgebruik, enzovoort. Door verschillende soorten omgevingen te definiëren en vervolgens per netbeheerder vast te stellen hoeveel kabels en leidingen er in zo’n gebied liggen, kunnen de gemiddelde eenheidskosten per netbeheerder worden vastgesteld. Vermenigvuldiging met de (benodigde of gerealiseerde) netlengte levert dan de totale kosten.

5.7.3 Noodzakelijke en beschikbare data De databehoefte is groot, zeer gedetailleerd en afhankelijk van de precieze benoemde kostenelementen. De volgende drie hoofdcategorieën kunnen worden onderscheiden: 51

51

Zie voor een uitgebreidere beschrijving Appendix B.

7 juli 2009

pagina 47 van 94


1. Kostenelementen met hun waarde: Deze is in principe bij de netbeheerders aanwezig voor hun eigen ontwerpaanpak. 2. Omgevingstypen en hun waarden: Dit betreft openbaar beschikbare data. 3. Netlengtes: Deze informatie is beschikbaar, onder meer in de inventarisatie-2006.


Nauwkeurigheid

Methode #5 zal uitkomsten met een hoge resolutie opleveren. In principe kunnen alle factoren waarvoor netbeheerders aangeven dat deze relevant zijn, in het model worden meegenomen. De complexiteit van het model stijgt echter navenant. 5.7.4.2

Verschil met methode #2

Bij methode #2 wordt gewerkt met eenheidskosten die voor alle netbeheerders gelijk zijn (al dan niet onderscheiden naar urbanisatie). Vanwege de beperkte dataset (de daadwerkelijke leidinglengte kan niet onderscheiden worden naar omgevingsfactoren), maakt toepassing van methode #2 echter nauwelijks nadere differentiatie mogelijk. Methode #5 bepaalt daarentegen eenheidskosten die differentiëren voor een grotere hoeveelheid omgevingsverschillen. Deze verschillen worden uiteindelijk verdisconteerd in verschillende eenheidsprijzen voor de verschillende netbeheerders.

5.8 Bepaling van de opex 5.8.1 Kosten van netverliezen (elektriciteit) Voor elektriciteit vormen de netverliezen een belangrijke kostenpost. De hoogte hiervan is onder meer afhankelijk van de lengte van de elektriciteitsverbindingen. Aangezien de aansluitdichtheid een effect heeft op de gemiddelde netwerklengte per aansluiting, kunnen de netverliezen per aansluiting hoger zijn voor gebieden met een lagere aansluitdichtheid. Echter, ook het spanningsniveau is hierop van invloed. Van belang is daarom om ook inzicht te hebben in de hoogte van de netverliezen. Deze kunnen op twee manieren worden vastgesteld: a. Schatting van de netverliezen In de praktijk worden de technische netverliezen geschat. De gemeten netverliezen bestaan uit de som van technische netverliezen en commerciële netverliezen. De technische netverliezen worden op basis van vuistregels geschat. Het verschil met de gemeten netverliezen wordt vervolgens als administratief netverlies geboekt. Aan deze berekening liggen schattingen ten grondslag voor bijvoorbeeld het verbruik van openbare verlichting en verkeersvoorzieningen, zodat het resultaat niet noodzakelijk heel betrouwbaar is. Als alternatief voor deze schatting, die ondermeer gerapporteerd wordt in het dataverzoek Kengetallen regionale elektriciteitsnetten 52 , kan ook gekozen worden voor een relatieve bepaling van de netverliezen als vast percentage van de totale netverliezen (en hetzelfde voor alle netbeheerders). b. Berekening van de netverliezen De enige andere methode om de omvang van de technische netverliezen te bepalen is een berekening. In principe zijn de technische netverliezen afhankelijk van de belasting van een leiding (stroomsterkte) en de impedantie (‘weerstand’) van de lijn. Op basis van een loadflow (of wellicht een versimpeld belastingsprofiel, vastgesteld per netbeheerder)

52

Zie §4.3.2.1.

pagina 48 van 94



kunnen voor de netbeheerders schattingen van de netverliezen worden gemaakt. Deze kunnen vervolgens gewaardeerd worden tegen een gemiddelde marktprijs voor inkoop om ze te vertalen in de jaarlijkse kosten hiervan. Een bepaling op basis van schattingen is relatief snel, maar sterk afhankelijk van de bepaling van de correctiefactor (om de administratieve verliezen af te splitsen). De tweede methode is aanzienlijk complexer en vraagt meer rekenwerk, maar zal in principe ook nauwkeuriger resultaten opleveren. De eerste methode wordt in de regel in de bedrijfsvoering gehanteerd. Hierbij moet verder bedacht worden dat leidingen weliswaar verantwoordelijk zijn voor het grootste gedeelte van de netverliezen, maar dat een ander deel bestaat uit transformatorverliezen. Afsplitsing van de leiding gerelateerde verliezen kan eveneens op basis van schattingen of berekening plaatsvinden. Verder geldt natuurlijk dat de omvang van de netverliezen ook een resultante is van beslissingen rondom de netfilosofie. Als gekozen is voor meer laagspanning, zijn de netverliezen hoger dan indien (uitgaande van dezelfde situatie) meer geïnvesteerd is in middenspanning. Hetzelfde geldt voor de keuzes omtrent de te gebruiken geleiderdiameters van elektriciteitskabels.

5.8.2 Technische opex 5.8.2.1

Onderhouds- en storingskosten

De technische opex bestaan uit de onderhouds- en storingskosten. De onderhoudskosten betreffen de kosten die netbeheerders maken om de pijpen en leidingen in bedrijf te houden. De storingskosten betreffen de operationele kosten gerelateerd aan storingsafhandeling. De vraag is in welke mate urbanisatie tot een verschil in onderhouds- en storingskosten leidt. In principe kan het aantal storingen per kilometer leiding afhangen van de urbanisatiegraad. Ook kan de bereikbaarheid van de assets slechter zijn in stedelijk gebied, maar incidenteel ook in landelijk gebied. Eveneens zijn de reisafstanden voor monteurs in een landelijk gebied groter. Anderzijds geldt dat de reistijd per saldo in stedelijk gebied toch weer langer kan zijn. Een uitputtende opsomming van omgevingsfactoren is niet mogelijk, hetgeen de complexiteit van dit aspect representeert. Het lijkt daarom niet eenvoudig om een onderbouwde uitspraak te kunnen doen over de noodzaak van eventuele differentiatie in de storingskosten per kilometer pijp of lijn. Mede gegeven het gebrek aan data (zie onder) stelt D-Cision daarom voor om de onderhouds- en storingskosten niet te differentiëren naar urbanisatie. 5.8.2.2

Registratie van technische opex

Registratie van de technische opex vindt bij de verschillende netbeheerders niet op uniforme wijze plaats (mede doordat hierover weinig is voorgeschreven). Zo is bijvoorbeeld niet duidelijk in hoeverre alle netbeheerders de gerelateerde personeelskosten op deze post boeken. Sommige netbeheerders hebben de technische opex inderdaad aan specifieke assets gerelateerd. Opsplitsing kan voor deze netbeheerders, hoewel complex, in principe naar type asset plaatsvinden. Echter, niet elke netbeheerder heeft zijn operationele kosten naar pijp en leiding gerelateerde werkzaamheden uitgesplitst, nog afgezien van de vraag of de uitsplitsing op onderling uniforme wijze heeft plaatsgevonden. Sommige netbeheerders lijken hun operationele kosten ook grotendeels in de regulatorische categorie ‘overige opex’ te boeken. De reden kan liggen in de moeilijkheid voor een accountant om de categorisering van deze kosten te valideren. Als dit zo

7 juli 2009

pagina 49 van 94


is, maakt dit het feitelijk onmogelijk om de operationele kosten per netbeheerder gerelateerd aan pijpen en leidingen eenduidig en objectief te identificeren.

5.8.3 Niet-technische opex Aangezien nergens is gedefinieerd op welke manier niet-technische opex aan pijpen en leidingen moeten worden toegeschreven, is objectieve bepaling hiervan bijzonder lastig (tenzij hiervoor alsnog eenduidige accountingregels zouden worden vastgesteld). Zo kunnen bijvoorbeeld de organisatiekosten van het netbeheer, de ICT-kosten of de GIS-kosten wel, niet of gedeeltelijk aan pijpen en leidingen worden gerelateerd. Naar het oordeel van D-Cision zijn zulke kosten echter veel meer gerelateerd aan de omvang van de netbeheerder dan aan de aansluitdichtheid en ligt het voor de hand om ze buiten de scope van de analyse te houden.

5.8.4 Compensatiekosten Een afzonderlijke categorie betreffen tenslotte de compensatiekosten. Hieronder worden de kosten verstaan gerelateerd aan het betalen van compensatievergoedingen aan afnemers. Vanwege de langere netwerklengte per aangeslotene alsmede de lagere redundantie kunnen de compensatiekosten per aangeslotene hoger zijn in een landelijk gebied dan in een stedelijk gebied. Gezien de jaarlijkse fluctuatie van de compensatiekosten voor een netbeheerder (waardoor meting ervan lastig is zodat de kosten bepaald zouden moeten worden door berekeningen op basis van aannames) en uit pragmatisch oogpunt stelt D-Cision voor om de compensatiekosten niet in een berekening van de pijp en leiding gerelateerde kosten op te nemen.

5.8.5 Schatting van de opex Aangezien de opex in de bedrijfsadministratie niet voor alle netbeheerders aan specifieke assets gerelateerd is en daarnaast verschillende boekhoudprincipes zijn gehanteerd waar dit wel is gebeurd, kan de pijp en lijn gerelateerde opex niet eenvoudig worden bepaald. D-Cision stelt daarom als pragmatische benadering voor om differentiatie van de opex te beperken tot evidente pijp en leiding gerelateerde kostencategorieën zoals (limitatief) de netverliezen en de technische opex. 53 Zoals gesteld kunnen de technische netverliezen (gerelateerd aan elektriciteitstransport door de leidingen) worden geschat (minder nauwkeurig) of berekend (nauwkeuriger, maar complexer om uit te voeren). Daarnaast stelt D-Cision voor om differentiatie van de overige opex te beperken tot de onderhoudskosten en storingskosten. Hiervoor kan naar de mening van D-Cision het beste gerekend worden met een vast percentage van de capex. 54

53

54

Een pragmatische benadering houdt niet per definitie een subjectieve benadering in. Dát er pijp en leiding gerelateerde opex bestaat, is duidelijk. Aangezien het grootste gedeelte van de activiteiten van een netbeheerder aan de aanleg en bedrijfsvoering van pijpen en leidingen is gerelateerd, zijn deze kosten ook substantieel. Wat vooral lastig is, is om een verschil in de opex per kilometer pijp of leiding tussen landelijk en stedelijk gebied te onderscheiden. De voorgestelde benadering waarbij de technische netverliezen worden geschat en voor de onderhouds- en storingskosten een vast percentage van de capex wordt gehanteerd, is echter goed verdedigbaar. Hantering van een vast percentage zal de relatieve verhouding van de pijp en leiding gerelateerde kosten tussen de verschillende netbeheerders niet beïnvloeden. Het is wel van invloed op de absolute hoogte hiervan. Als percentage kan bijvoorbeeld de verhouding tussen de totale technische opex en de capex voor alle assets (beide bedragen berekend voor alle netbeheerders gezamenlijk en bijvoorbeeld op basis van de kosten in 2006) worden gebruikt. Hierbij wordt ervan uitgegaan dat alle assets een gelijk aandeel in de storings- en onderhoudskosten hebben.

pagina 50 van 94


6 Beoordeling van de methoden 6.1 Inleiding In dit hoofdstuk worden de in hoofdstuk 5 beschreven methoden nader beoordeeld. Dit gebeurt behalve door een inventarisatie van specifieke voor- en nadelen ook door een analyse volgens de criteria zoals beschreven in hoofdstuk 3.

6.2 Specifieke voor- en nadelen Allereerst worden hieronder de belangrijkste voor- en nadelen van de verschillende methoden benoemd. De genoemde aspecten betreffen enkele kenmerkende karakteristieken van de verschillende methoden die vooral van belang zijn met het oog op de toepasbaarheid ervan.

6.2.1 Methode #0: Constante eenheidskosten 6.2.1.1

Voordelen

De belangrijkste voordelen van deze methode betreffen de eenvoud en de snelle toepasbaarheid. Ook hoeven de kosten niet heel nauwkeurig te worden vastgesteld om een zinvolle analyse mogelijk te maken. Immers, een eventueel slechtere schatting voor een bepaalde categorie assets wordt immers voor alle netbeheerders gehanteerd, zodat iedereen daar gelijkelijk nadeel of voordeel van ondervindt. Hoogstens kunnen forse structurele afwijkingen beperkingen opleveren, maar die zouden bij toepassing van de methode relatief eenvoudig door de betrokkenen moeten kunnen worden doorzien. Tenslotte is een voordeel dat de eenheidskosten direct worden bepaald, en niet uit boekwaarden of andere datasets hoeven te worden afgeleid. 6.2.1.2

Nadelen

Een nadeel van deze methode is dat de eenheidskosten niet nader worden gedifferentieerd, bijvoorbeeld naar de mate van urbanisatie. 55 In vorige studies alsmede in de discussie over de aansluitdichtheid in de klankbordgroep speelde dit aspect echter wel een rol. 56 Een ander nadeel is dat enige mate van standaardisatie van de typen assets (waarvoor de eenheidskosten worden bepaald) nodig is om de eenheidskosten op basis van een inventarisatie bij de netbeheerders te bepalen. Toepassing van de methode vereist daarom ook een koppeling van de toegepaste pijpen leidingtypen met de (eenheidskosten voor de) gestandaardiseerde pijpen leidingtypen. Het belangrijkste nadeel is evenwel dat deze methode weliswaar een grote-stappen, snel-thuis aanpak biedt, maar de juistheid van de uitkomsten daardoor de nodige discussie zal oproepen.

6.2.2 Methode #1: Opsplitsing van de boekwaarde 6.2.2.1

Voordelen

Deze methode sluit één-op-één aan bij de reguleringsmethodiek, aangezien hiermee consistente waarden voor de pijp en leiding gerelateerde kosten worden gehanteerd. Een tweede voordeel is dat de boekwaarde van de assets reeds is vastgesteld, zodat geen omslachtige herwaardering

55

56

Differentiatie is bij methode #0 ook niet echt mogelijk, omdat een afzonderlijke inventarisatie voor de eenheidskosten in (bijvoorbeeld) stedelijk en landelijk gebied direct allerlei interpretatievragen zal oproepen. Een ‘landelijke’ netbeheerder hanteert hiervoor wellicht andere normen dan een ‘stedelijke’ netbeheerder. Zie Appendix A.


nodig is. Een derde voordeel voor elektriciteit is dat voldoende data beschikbaar lijkt om de GAW te kunnen opsplitsen naar leiding gerelateerde assets en overige assets. 6.2.2.2

Nadelen

Een nadeel van hantering van data afgeleid uit de opgesplitste GAW voor gas is dat geen gedetailleerde opsplitsing van de asset base lijkt te bestaan, zodat een additioneel dataverzoek moet worden gedaan voor de opsplitsing van de GAW. De uitvoering hiervan is arbeidsintensief. Omdat voor gas niet eerder op zulke gedetailleerde wijze over pijpen en leidingen is gerapporteerd, kan het ook lastig zijn om de opgeleverde data te valideren. Wel kan eventueel de door Troostwijk verrichte waardering worden gehanteerd. Echter, deze is niet voor alle netbeheerders beschikbaar. Verder zijn de jaarlijkse investeringen pas sinds 2004 gerapporteerd, zodat er een gat zit tussen 1999 en 2004. Tenslotte zijn de jaarlijkse investeringen alleen op een hoog aggregatieniveau gerapporteerd, zodat deze alsnog moeten worden opgesplitst naar assettype. 57 Een ander nadeel is dat de betrouwbaarheid en nauwkeurigheid van de data die aan de GAW ten grondslag ligt, tenminste voor de gasnetten door sommige netbeheerders wordt betwijfeld. 58 Ook de Rekenkamer heeft twijfel uitgesproken over de juistheid van de hoogte van de GAW, wederom met name voor de gasnetten. 59 Het gevolg is dat hieruit afgeleide pijp en leiding gerelateerde kosteninformatie niet noodzakelijk een afspiegeling biedt van de werkelijke kosten. Ervan afgezien of dit zo is, kan het gevolg zijn dat hierop gebaseerde kostenbepalingen niet automatisch door alle partijen zullen worden geaccepteerd.

6.2.3 Methode #2: Building block aanpak 6.2.3.1

Voordelen

Een belangrijk voordeel van deze aanpak is de transparantie doordat de kostenberekening volgens heldere uitgangspunten plaatsvindt en tussenstappen besproken kunnen worden. Vanwege de bepaling van de eenheidskosten buiten de reguleringsmethodiek om zijn complexe discussies over de historische uitgangspunten voor de bepaling van de GAW niet nodig. Tevens is reeds een uitgebreide inventarisatie van de verschillende netwerklengtes voor handen. 6.2.3.2

Nadelen

Afgezien van hantering van de eenheidsprijzen uit de Troostwijk-rapportages vereisen de overige varianten nieuwe prijsinformatie, waardoor de doorlooptijd relatief lang is. Als de eenheidskosten op basis van aanneemsommen worden bepaald (zoals in de drie Nieuwprijsmethoden), is het tevens de vraag hoe deze moeten worden gecorreleerd met de historische aanlegkosten. 60 Een nadeel bij het vaststellen van de eenheidskosten op basis van afzonderlijke offertes voor referentiesituaties is gerelateerd aan het proces om tot objectieve offertes te komen. Als netbeheerders zulke offertes bij lokale aannemers aanvragen, kan dit (vanwege de hypothetische aard hiervan) leiden tot duurdere offertes. 61 Objectiever zijn daarom de 57 58 59

60

61

Zie §4.2.4. Zie voetnoot 36. Zie de Brief van de Algemene Rekenkamer, Tweede Kamer der Staten Generaal, vergaderjaar 20082009, 31 901, Nrs.1-2, KST 126753A, p.87-90. De GAW is op historische kosten gebaseerd. Op enig moment zal de relatie tussen de berekende kosten en de GAW op één of andere wijze moeten worden gelegd. Zowel netbeheerders met een hoge aansluitdichtheid als met een lage aansluitdichtheid hebben immers belang bij een overschatting van de eenheidskosten in de ORV-analyse.

pagina 52 van 94



prijsafspraken voor legkosten zoals in het verleden vastgesteld. Tenslotte geven offertes en aanneemsommen (in tegenstelling tot de eenheidskosten uit de rapportage Troostwijk) alleen een inschatting voor de aanlegkosten, en nog niet voor de materiaalkosten en de interne kosten. Een specifiek nadeel bij toepassing van de eenheidskosten uit Troostwijk, is dat deze niet voor alle netbeheerders beschikbaar zijn. 62 Aangezien de onderliggende rekenmodellen nog beschikbaar lijken te zijn, kunnen deze eventueel alsnog worden opgesteld. Een alternatief is om de eenheidswaarden van de meest vergelijkbare andere netbeheerders te hanteren. Verder kan een onderscheid gemaakt worden tussen toepassing van de methode met daadwerkelijke netlengtes (op basis van de inventarisatie-2006) en toepassing met gebruikmaking van netwerklengtes ontleend aan modelnetwerken. –

Gebruik bij werkelijke netlengtes Als de eenheidskosten worden vermenigvuldigd met werkelijke netlengtes, is geografische differentiatie van de eenheidskosten niet mogelijk tenzij hierover additionele informatie wordt verkregen (bijvoorbeeld afgeleid vanuit de GIS-systemen). In de inventarisatie-2006 zijn immers geen gegevens beschikbaar voor differentiatie van de leidinglengte naar gebied. 63

–

Gebruik bij netlengtes op basis van een modelnetwerk In principe kunnen de eenheidskosten nauwkeurig variëren met de urbanisatiegraad bij een modelnetwerk berekening. Wel kan dit leiden tot een cirkelredenering, aangezien de gebruikte eenheidskosten afhankelijk worden gesteld van de aansluitdichtheid maar in geaggregeerde vorm op relatie met de aansluitdichtheid worden geanalyseerd.

6.2.4 Methode #3: Herwaardering van de asset base 6.2.4.1

Voordelen

De methode biedt een frisse start, omdat geabstraheerd wordt van de huidige GAW. Als de GAW uiteindelijk op basis van de nieuwe waardering wordt aangepast, is een ander voordeel dat dit een opening zou kunnen bieden om het zogeheten zero-sum bij eventuele vaststelling van de aansluitdichtheid als ORV niet te handhaven. 6.2.4.2

Nadelen

Een belangrijk nadeel van een volledige herwaardering van de asset base is dat feitelijk eerst het in deze studie voorliggende probleem moet zijn opgelost. Een herwaardering voor netwerken kan immers pas plaatsvinden nadat een methodiek is gevonden om de eenheidskosten voor pijpen en leidingen te bepalen (die immers aan de basis zullen staan van een herwaardering). 64 Deze eenheidskosten zullen derhalve eerst op basis van één van de andere methoden moeten worden bepaald, waarmee de meerwaarde van methode #3 verdampt. Ten tweede betwijfelt D-Cision of het voorliggende doel (het beoordelen van het effect van de aansluitdichtheid op de netwerkkosten) een voldoende rechtvaardiging biedt voor een zo ingrijpende oplossing als een volledige herwaardering van de assets. Immers, een volledige herwaardering zal niet alleen leiden tot een bepaling van de pijp en leiding gerelateerde kosten 62

63 64

Dit betreft twee of drie kleinere netbeheerders. De grote netbeheerders beschikken elk wel over Troostwijk-waarderingen. Zie §5.3.4.2. Een marktwaardering voor infrastructuren met het karakter van een natuurlijk monopolie lijkt weinig zinvol.

7 juli 2009

pagina 53 van 94


maar voor alle assets. Dit zal vervolgens de discussie openen over aanpassing van de GAW in het reguleringsmodel. Ook een herwaardering van alleen de pijpen en leidingen zou een dergelijk effect kunnen hebben. Het is immers maar de vraag in hoeverre het mogelijk is om de resultaten van zo’n herwaardering alleen het onderzoek naar het effect van de aansluitdichtheid te gebruiken. Het is niet ondenkbaar dat partijen die baat hebben bij de uitkomsten van de herwaardering juridische middelen zullen inzetten om gebruik in het reguleringsmodel af te dwingen.

6.2.5 Methode #4: Referentiegroep 6.2.5.1

Voordelen

Een voordeel van deze methode is dat de pijp en leiding gerelateerde kosten geheel los van de Nederlandse waarderingen worden bepaald. De buitenlandse netbeheerders fungeren als het ware als een externe ‘meetlat’ voor de kosten van het Nederlandse netbeheer. 6.2.5.2

Nadelen

Het feit dat de kosten geheel worden afgeleid uit de kosten van buitenlandse netbeheerders, vormt tegelijkertijd ook de zwakte van deze methode. Immers, niet op voorhand is duidelijk dat buitenlandse netbeheerders een vergelijkbare kostenstructuur (en kostendrivers) hebben. Ook kunnen de kosten in omvang door lokale omstandigheden beïnvloed zijn (waaronder het reguleringssysteem), zodat vergelijking niet zonder meer mogelijk is. Tenslotte is niet op voorhand zeker dat de uiteindelijk bepaalde kosten consistent zijn met de GAW. Een ander nadeel van methode #4 is dat de kostendiscussie zich door toepassing van deze optie feitelijk van Nederland naar het buitenland verplaatst. Immers, nu wordt het de uitdaging om de pijp en leiding gerelateerde kosten te bepalen voor netbeheerders in het buitenland. Aangenomen moet worden dat de gerapporteerde pijp en leiding gerelateerde kosten van een peer inderdaad de werkelijke kosten weerspiegelen (en niet een administratief of kunstmatig regulatorisch bepaald kostenniveau). Last but not least zal het in de praktijk lastig kunnen zijn om een voldoende grote referentiegroep van buitenlandse netbeheerders samen te stellen. Als een aantal buitenlandse netbeheerders gevonden kunnen worden die qua technische karakteristieken vergelijkbaar zijn, zullen deze zich hoogstwaarschijnlijk in verschillende landen bevinden. De vraag is in hoeverre aangenomen mag worden dat de kosten van de verschillende buitenlandse netbeheerders qua structuur en opbouw vergelijkbaar zijn (en niet gedeeltelijk nationaal bepaald zijn of afhankelijk zijn van bepaalde omgevingsfactoren).

6.2.6 Methode #5: Modelmatige vaststelling 6.2.6.1

Voordelen

De modelmatige methode levert een nauwkeurige kostenbepaling op. Een zuiverder schatting van de opbouw van de kosten van het netwerk is nauwelijks mogelijk. Bovendien levert dit inzicht op in de eventuele kostenverschillen tussen de netbeheerders. 6.2.6.2

Nadelen

Een evident nadeel is dat de methode arbeidsintensief is. Op voorhand is daardoor moeilijk in te schatten hoeveel tijd ermee gemoeid is, aangezien dit niet alleen afhangt van de snelheid waarmee de relevante data kan worden opgeleverd maar van hoe het proces verloopt. Een belangrijker nadeel is dat de acceptatie van het model door de netbeheerders een kritieke succesfactor vormt. Een procesmatige aanpak kan hierbij helpen. De idee is om in een aantal

pagina 54 van 94



stappen met de netbeheerders het kostenmodel op te bouwen. De eerste stap is het opsplitsen van de netwerkkosten in de samenstellende delen. Dit moet apart gevalideerd worden. Een tweede stap is het benoemen van de kostendrivers en bepalen wat hun invloed is, hoe die werkt en van welke omgevingsvariabelen die afhangen. Ook dit moet gevalideerd worden. De derde stap is het opbouwen van een referentienetwerk, waarvoor de waarde van de kostenelementen vastgesteld worden. Vervolgens, kan voor een aantal typen omgevingen (binnenstad, buitenwijk, industrieel, landelijk, enzovoort) de relatieve waarde van de omgevingsinvloeden vastgesteld worden. Ook dit kan apart gevalideerd worden. De laatste stap is het berekenen van de eenheidskosten per netbeheerder op basis van het relatieve aandeel van de desbetreffende soort netwerk die in de benoemde omgevingstypen ligt. Dit eindresultaat zou op basis van de eerdere validatieslagen een acceptabele uitkomst moeten opleveren.

6.3 Afweging op basis van de criteria 6.3.1 Globale beoordeling Hieronder wordt een afweging gepresenteerd van de voorgestelde methoden op basis van de criteria zoals benoemd in hoofdstuk 3. Voor de gehanteerde definities wordt tevens naar dat hoofdstuk verwezen. Voor sommige aspecten is de beoordeling wellicht persoonsafhankelijk. De onderstaande beoordeling is die van D-Cision, op basis van eigen expertise en inschattingen. Voor methode #1 (opsplitsing van de boekwaarde) wordt een afzonderlijke beoordeling gegeven voor gas en elektriciteit. Om de complexiteit van de verschillende varianten enigszins te beperken, wordt voor methode #2 (building block) alleen de aanpak op basis van de Troostwijkeenheidsprijzen en de nieuwprijs onderscheiden. Als uitgangspunt voor de beoordeling van de Troostwijk-methodiek wordt uitgegaan van middeling van de eenheidsprijzen (over de assets en urbanisatiegraad) om overeen te komen met de data uit de inventarisatie-2006. Voor de nieuwprijs-methodiek wordt uitgegaan van een combinatie van variant Nieuwprijs-3, waar nodig aangevuld met Nieuwprijs-1 en Nieuwprijs-2 (zie §5.4).

7 juli 2009

pagina 55 van 94


Methode #0 Constante eenheidskosten

Methode #1

Methode #2

Opsplitsing van de boekwaarde

Building block aanpak

Elektriciteit

Gas

Nieuwprijs

Methode #3

Methode #4

Methode #5

Herwaardering van de asset base

Referentiegroep

Modelmatige vaststelling

Troostwijk

KOSTEN Kosten voor de Energiekamer

☺

☺

☺

Kosten voor netbeheerders

☺

☺

☺

Complexiteit

☺

☺

Objectiviteit

☺

☺

☺

Modelontwikkeling

☺

☺

☺

Dataverzameling & modelruns

☺

☺

☺

UITVOERBAARHEID

☺

DOORLOOPTIJD

DOELGERICHTHEID Datakwaliteit

☺

Bruikbaarheid van uitkomsten

☺

☺ ☺

☺

☺

☺

☺

☺

☺

☺

DATAVALIDATIE Verificatie van de invoerdata

☺

☺

Validatie van de uitkomsten CONSISTENTIE Regulatorische consistentie

☺

☺

Juridische consistentie

☺

☺

6.3.2 Toelichting op de beoordeling In deze paragraaf zal de beoordeling per categorie op hoofdlijnen worden toegelicht. 6.3.2.1

Kosten

De kosten van de methoden worden vooral beïnvloed door de datakeuze. Als de analyse op basis van bestaande data kan worden uitgevoerd, zullen de kosten beperkt zijn. Als veel nieuwe data nodig is, zijn de kosten hoger.

pagina 56 van 94



Voor methode #1 kan de start-GAW voor elektriciteit redelijk eenvoudig op basis van de gerapporteerde investeringsopgaven worden bijgewerkt naar het jaar 2006. Voor gas moet evenwel nog een volledige detaillering van de GAW plaatsvinden, hetgeen veel werk met zich zal meebrengen. Voor methode #3 geldt hetzelfde: een volledige herwaardering vraagt een gedetailleerde waardering van alle assets. Ook model #5 is, vanwege de complexiteit van de aanpak, tijdrovend en dus duur, zowel voor de Energiekamer als voor de netbeheerders. Methoden #0 en #2-Troostwijk gaan beide uit van beschikbare netwerkdata in de inventarisatie2006 en een snel te bepalen kostenreferentie. Methode #2-Nieuwprijs vraagt veel data, niet alleen voor de bepaling van de eenheidsprijzen op basis van de aanneemsommen maar ook voor de oplevering van leeftijd van de pijpen en leidingen. De kosten van methode #4 liggen vooral in het selecteren van een referentiegroep en het opstellen van een matchingssystematiek, wat D-Cision als minder duur inschat dan genoemde berekeningen van de boekwaarde op assetniveau. 6.3.2.2

Uitvoerbaarheid

Het criterium ‘uitvoerbaarheid’ is onderscheiden naar complexiteit en objectiviteit. Complexiteit ziet (in de definitie van D-Cision) op de mate van ‘uitdagendheid’ van de methode. Objectiviteit heeft te maken met de mate van vrijheid waarmee de methode kan worden toegepast. 65 Met betrekking tot de complexiteit scoren methoden #1-gas, #2-nieuwprijs, #3, #4 en #5 slecht. Bij methode #3 ligt dit aan de omvang van een waarderingsexercitie, bij methode #4 aan de uitdaging om buitenlandse netbeheerders te karakteriseren en de vergelijkbaarheid te meten met Nederlandse netbeheerders en bij methode #5 aan het complexe proces om bottom-up de kosten te identificeren. Ook voor methode #1-gas en #2-nieuwprijs is veel nieuwe data nodig die niet eenvoudig zal zijn om op te leveren. Alleen voor methoden #0 en #1-elektriciteit is de relevante data reeds voorhanden. Ook methode #2-Troostwijk is weinig complex behalve met betrekking tot de vaststelling van de eenheidsprijzen voor de niet door Troostwijk gewaardeerde netbeheerders. Als differentiatie naar urbanisatiegraad wordt meegenomen, stijgt overigens de complexiteit van methode #1-elektriciteit en #2-Troostwijk. Methoden #0, #1-elektriciteit, #2-Troostwijk en #5 zijn redelijk rechttoe-rechtaan. Bij methode #1-gas en methode #2-nieuwprijs zijn er verschillende mogelijkheden met betrekking tot de te volgen aanpak – vandaar dat deze methoden gemiddeld scoren op objectiviteit. Bij methoden #3 en #4 zijn volledig verschillende benaderingen mogelijk die ook tot verschillende waarden voor de pijp en leiding gerelateerde kosten kunnen leiden. Vandaar dat deze slecht scoren op objectiviteit. 6.3.2.3

Doorlooptijd

Voor methoden #0, #1-elektriciteit en #2-Troostwijk is redelijk duidelijk hoe implementatie kan plaatsvinden. Voor de overige modellen is een zorgvuldige nadere uitwerken (‘modelontwikkeling’) nodig, die in alle gevallen naar verwachting tussen de 3 en 6 maanden in beslag kan nemen (mede omdat de beschikbaarheid van de betreffende data nader moet worden uitgezocht). Zo moet voor methode #2-nieuwprijs eerst nog nader worden uitgewerkt hoe de eenheidsprijzen worden gedestilleerd uit de aanbestedingsinformatie, hoe informatie over de urbanisatiegraad uit het GIS kan worden verkregen en welke methodiek gehanteerd wordt om de leeftijdsopbouw voor het hele net af te leiden uit de beschikbare leeftijdsinformatie.

65

Zie §3.2.2.

7 juli 2009

pagina 57 van 94


Methode #0 en #1-elektriciteit kunnen waarschijnlijk ook snel worden uitgewerkt. Voor methode #2-Troostwijk moet data berekend of geschat worden voor de netbeheerders waarvoor geen waarderingen conform deze systematiek zijn uitgevoerd. Het alsnog berekenen van de betreffende eenheidsprijzen vraagt enige tijd (hoewel de methodiek reconstrueerbaar is). 66 Implementatie van de overige methoden gaat langer duren. Voor methode #1-gas is een volledige inventarisatie nodig om de boekwaarde op assetniveau vast te stellen. Voor de overige methoden moet veel nieuwe informatie worden opgevraagd, hetgeen veel tijd in beslag zal nemen. De meeste tijdrovende methode is waarschijnlijk de asset-herwaardering (methode #3). 6.3.2.4

Doelgerichtheid

De methoden scoren eveneens verschillend op het criterium ‘datakwaliteit’. Waarderingen die nog niet eerder zijn verricht maar alsnog moeten plaatsvinden (ergo methoden #1-gas en #3) scoren slecht op datakwaliteit. Ditzelfde geldt voor methode #4, aangezien nog onvoldoende zicht is op hoe de Nederlandse netten met buitenlandse netten vergeleken kunnen worden en wat voor eventuele correctie of schaling hierbij benodigd is. Vanwege de grote databehoefte van methode #5 scoort deze gemiddeld op datakwaliteit. Aangezien de GAW-waarde en de beschikbare gedetailleerde data voor elektriciteit redelijk consistent en geaccepteerd lijken te zijn, scoort methode #1-elektriciteit goed op datakwaliteit. Voor methode #2 is de kwaliteit van de Troostwijk data redelijk geaccepteerd. Over de juistheid van de eenheidskosten zoals die uit aanbestedingscontracten wordt afgeleid (methode #2-nieuwprijs) zal naar verwachting net als bij de te hanteren gemiddelde eenheidsprijzen bij methode #0 discussie over de kwaliteit van de data ontstaan. Methoden #3 en #5 zullen bijna per definitie bruikbare uitkomsten opleveren. Bij methode #3 ligt dit in het feit dat een volledige financiële herwaardering plaatsvindt op basis van de actuele situatie. Bij methode #5 is dit het gevolg van de gehanteerde aanpak en het feit dat alle relevante omgevingsfactoren worden meegenomen. Hoewel methode #1-gas een soortgelijke aanpak vraagt als methode-#3 zal hierbij het mogelijke gebrek aan consistentie met de huidige GAW waarschijnlijk een probleem gaan vormen. Als deze relatie niet inzichtelijk is, zal immers getwijfeld worden aan de waardering. De uitkomsten van methode #0 zullen eveneens als over-gesimplificeerd beschouwd worden. Onduidelijk is immers in hoeverre de opgeleverde waarden echt representatief zijn voor de pijp en leiding gerelateerde kosten. De overige methoden leveren naar verwachting dusdanig concrete en betrouwbare waarden voor de pijp en leiding gerelateerde kosten dat een uitspraak over de relatie met de aansluitdichtheid kan worden gedaan. 6.3.2.5

Validatie

Methoden die geen nieuwe data vereisten maar voldoende hebben aan reeds gevalideerde datasets scoren goed op het criterium verificatie. Dit betreft methoden #1-elektriciteit en #2Troostwijk (behalve wellicht met betrekking tot de eenheidsprijzen van de niet eerder door Troostwijk gewaardeerde netbeheerders). De overige methoden scoren gemiddeld (aangezien er wel methoden lijken te bestaan om althans enig inzicht in de datakwaliteit te verkrijgen) uitgezonderd methode #4. Bij deze laatste methode zal het vrijwel onmogelijk zijn om de juistheid van de door buitenlandse partijen aangeleverde kosteninformatie op juistheid te controleren).

66

Dit betreft dan toepassing van de methode zonder differentiatie naar urbanisatie. Als hiervoor wel wordt gedifferentieerd, is een nader dataverzoek nodig, waarmee de doorlooptijd voor uitvoering vergelijkbaar wordt met methode #2-nieuwprijs (zie 5.4.3.2).

pagina 58 van 94



Het criterium ‘validatie van de uitkomsten’ heeft D-Cision geïnterpreteerd als de beschikbaarheid van (consistente) mogelijkheden om inzicht te verkrijgen in de juistheid van de uitkomsten. Methoden #3 en #5 scoren het hoogste vanwege de gekozen aanpak. Bij een algehele herwaardering (methode #3) zijn de resultaten per definitie consistent met de omgeving. Bij de bottom-up aanpak (methode #5) zitten er verschillende validatiemomenten in het proces). Methoden #1-gas en #4 scoren het slechtst. Bij methode #1-gas maakt een eventuele discrepantie met de vastgestelde GAW validatie onmogelijk. Bij methode #4 lijken er teveel vrijheidsgraden aanwezig om met enige zekerheid iets over de juistheid van de uitkomsten te kunnen zeggen. 6.3.2.6

Consistentie 67

Van de onderzochte methoden lijkt alleen methode #1 regulatorisch consistent te zijn, aangezien wordt aangesloten bij de in het reguleringsmodel gehanteerde GAW-waarde. Voor alle overige methoden kan regulatorische consistentie echter wel via een argumentatie worden onderbouwd. Qua methodiek zijn ze immers consistent met eerdere besluiten in het dossier regionale verschillen, hoewel de berekeningswijze niet per definitie consistente uitkomsten oplevert met de in het reguleringsmodel gehanteerde GAW-waarden. Methoden #0 is juridisch niet consistent, aangezien geen goede argumentatie bestaat waarom een zo simpele aanpak betrouwbare resultaten zou opleveren. Bij methode #1 bestaat er twijfel over de onderbouwing voor de GAW voor de gasnetten, zodat toepassing van deze methode een juridisch risico met zich meebrengt. Voor elektriciteit is dit risico in mindere mate ook aanwezig. Methode #2 is juridisch consistent, tenminste voor de situatie dat uitgegaan wordt van de daadwerkelijke netwerklengte, aangezien beargumenteerd kan worden dat de pijp en leiding gerelateerde kosten in principe op de daadwerkelijke assets moeten zijn te herleiden. Als gebruik wordt gemaakt van modelnetwerken zal nader onderbouwd moeten worden waarom de resultaten toepasbaar zijn. Methode #3 is juridisch consistent, maar regulatorisch lijkt deze risicovoller. Dit laatste is gerelateerd aan de mogelijkheid dat andere boekwaarden worden bepaald dan tot nu toe in het reguleringssysteem zijn gehanteerd. Dit kan ertoe leiden dat de nieuwe waarden in het vervolg ook voor het reguleringsmodel moeten worden gehanteerd. Methode #4 lijkt juridisch en regulatorisch risicovol om een aantal redenen. Zo is het aannemen van gelijksoortige kostenstructuren voor Nederlandse en buitenlandse netbeheerders niet zonder meer verdedigbaar. Ook kan de vergelijking discussie opleveren over andere verschillen tussen Nederlandse netbeheerders en buitenlandse netbeheerders, of over andere aspecten die toch als regionaal verschil zouden moeten worden gezien. Tenslotte is methode #5 goed juridisch verdedigbaar. Regulatorisch zit er een mogelijke inconsistentie met eerdere besluitvorming over regionale verschillen, aangezien verschillende aspecten waarvan is geconcludeerd dat deze geen objectiveerbaar regionaal verschil behelzen, in het model weer impliciet worden meegenomen.

67

De gegeven beoordeling voor de juridische consistentie vormt een inschatting door D-Cision. Vanzelfsprekend is het oordeel hierover aan de Energiekamer (in bezwaar) en de rechter (in beroep).

7 juli 2009

pagina 59 van 94


6.4 Gebruik van de methoden voor nader onderzoek naar het effect van de aansluitdichtheid De geselecteerde methode om de pijp en leiding gerelateerde kosten te bepalen vormt een onderdeel van de analyse om het effect van de aansluitdichtheid op de kosten van het netbeheer te bepalen. Wanneer de geselecteerde methode echter in genoemde analyse wordt gebruikt, zijn de aannames die aan de methoden ten grondslag liggen van belang. Deze kunnen namelijk van invloed zijn op de waarde die aan de uitkomsten van genoemde analyse kunnen worden gehecht. Enkele of alle genoemde methoden gaan uit van tenminste de volgende aannames: 1. Gelijke efficiëntie van de netbeheerders Een eerste aanname is dat netbeheerders gelijkelijk efficiënt zijn. Dat wil zeggen dat als de verschillende netbeheerders eenzelfde groep afnemers zouden moeten voorzien, zij dit tegen dezelfde kosten (capex en opex) zouden realiseren. Concreet betekent dit ook dat zij alle hetzelfde netontwerp zouden realiseren (althans met vergelijkbare lijnlengtes). Het is evident dat dit niet noodzakelijk het geval is en ook niet noodzakelijk historisch zo heeft plaatsgevonden. Zowel de lijnlengtes als historische boekwaarden zijn ‘vervuild’ door deze verschillen in efficiëntie. Netbeheerders die bijvoorbeeld meer netwerk hebben uitgelegd dan voor een efficiënte netbeheerder noodzakelijk was, worden hiervoor in methoden #0 tot en met #3 ‘beloond’, aangezien hun pijp en leiding gerelateerde kosten (voor al hun afnemers) hierdoor toenemen. Dit beïnvloedt vervolgens de uikomsten van een analyse van de relatie tussen de aansluitdichtheid en de kosten per aansluiting. Methode #4 scoort hier beter, omdat de kosten overgenomen worden uit de opgegeven pijp en leiding gerelateerde kosten van buitenlandse netbeheerders. Echter, deze laatste kunnen ook door de mate van efficiëntie van deze netbeheerders zijn beïnvloed. Alleen methode #2 (voor zover wordt gewerkt met lengte afkomstig van een modelnetwerk) en methode #5 overstijgen dit probleem (voor de laatste omdat de kostenfactoren en kostendrivers op basis van voorzieningsgebieden zo objectief mogelijk in kaart worden gebracht). 2. Geen effectief verschil in managementkeuzes Gerelateerd hieraan is het effect van managementkeuzes. In veel situaties varieert het ‘optimale’ netontwerp met de randvoorwaarden die worden gehanteerd. Gekozen kan worden voor een duurzamer en vraagbestendiger net (bijvoorbeeld met een hogere capaciteit, echter tegen hogere investeringskosten) of juist een minder duurzaam netwerk (met lagere investeringskosten); voor een netwerk dat minder storingsgevoelig is (door meer redundantie) of juist een lichter netwerk waarbij meer wordt ingezet op efficiënte storingsafhandeling. Gemaakte historische keuzes hebben geresulteerd in de huidige netwerklengtes. Ook dit kan van invloed zijn in een onderzoek naar de relatie tussen de aansluitdichtheid en de pijp en leiding gerelateerde kosten. Dit effect speelt wederom vooral bij methoden #0 en #2 (en in afgeleide vorm bij methoden #1 en #3). 3. Pijp en leiding gerelateerde kosten zijn onafhankelijk van omgevingsfactoren Een volgende aanname is dat de aanlegkosten voor een kilometer pijp of leiding min of meer uniform zijn en niet afhankelijk zijn van omgevingsfactoren. Bij de bepaling van de eenheidskosten is al gewezen op regionale differentiatie in eenheidsprijzen op basis van urbanisatie en het feit dat in sommige regio’s meer activiteiten nodig zijn dan in andere regio’s. Er zijn echter nog andere factoren die de aan pijpen en leidingen gerelateerde kosten kunnen beïnvloeden, zoals een verschillende noodzaak voor vergunningen, werktijdenbeperkingen, het vaker voorkomen van specifieke verkeerssituaties, enzovoort.

pagina 60 van 94



Dit probleem doet zich met name voor bij de methoden waarbij de pijp en leiding gerelateerde kosten worden bepaald op basis van de netwerklengte vermenigvuldigd met eenheidsprijzen, dus methoden #0 en #2. Deze berekening is gebaseerd op de veronderstelling dat met name de netlengte relevant is voor een kostenberekening. Bij methode #2Troostwijk zijn overigens een aantal omgevingsvariabelen meegenomen bij de bepaling van de eenheidsprijzen. Verwacht mag worden dat het effect van de omgevingsfactoren ook bij methode #1 is meegenomen (hoewel dit niet precies duidelijk is) en bij methode #3. Bij methode #4 speelt het niet (op voorwaarde dat alle relevante aspecten in de selectie van de referentiegroep worden meegenomen) en bij methode #5 is het in de modellering ingebouwd. 4. Hantering van een kostenonderscheid tussen stedelijke versus landelijke leidingen Differentiatie naar het effect van de urbanisatie, zoals in methode #2 plaatsvindt, lijkt methodologisch een cirkelredenering te vormen. Immers, in de vervolganalyse moet juist onderzocht worden in hoeverre de pijp en leiding gerelateerde kosten afhangen van de aansluitdichtheid, dus van de aard van het gebied (ondanks dat dit laatste de totale kosten betreft). Deze kanttekening geldt niet alleen voor de aanlegkosten in stedelijk of landelijk gebied, maar ook voor de verschillende ontwerpkeuzes voor genoemde gebieden. De belangrijkste ontwerpkeuze is waarschijnlijk enkel- of dubbelzijdig leggen, waardoor de gerapporteerde netlengte niet één op één de noodzakelijke netlengte betreft. Als in urbane gebieden vaker dubbelzijdig wordt gelegd vormt dit een systematische vertekening die het vaststellen van de relatie tussen aansluitdichtheid en kosten bemoeilijkt. De genoemde verschillen worden nader in Tabel 6 weergegeven. De verschillende methoden ‘meten’ daardoor ook meer dan alleen de pijp en leiding gerelateerde kosten. Dit wordt weergegeven in Tabel 7.

Tabel 6. Indicatie van de impliciete aannames zoals die in de verschillende modellen doorwerken. Methode #0 Constante eenheidskosten

Methode #1

Methode #2

Opsplitsing van de boekwaarde

Building block aanpak

Elektriciteit

Gas

Nieuwprijs

Methode #3

Methode #4

Methode #5

Herwaardering van de asset base

Referentie groep

Modelmatige vaststelling

Troostwijk

AANNAMES Gelijke efficiëntie van de netbeheerders

☺

Managementkeuzes

☺

Omgevingsfactoren Stedelijk versus landelijk

7 juli 2009

☺

☺

☺

☺

☺

☺

☺

☺

☺

pagina 61 van 94

Methoden om de pijp en leiding gerelateerde kosten te bepalen Tabel 7. Overzicht van de verschillende aspecten die impliciet in de gemeten resultaten van de verschillende methoden zitten besloten. Variant

Methode #0 Constante eenheidskosten

Aansluitdichtheid

Efficiëntie van de netbeheerder

Urbanisatieeffect

Leeftijd van de assets

Ontwerp- en management keuzes

?

?

?

?

O.b.v. inventarisatie netwerklengtes

Methode #1 Opsplitsing van de boekwaarde

Methode #2 Building block aanpak

O.b.v. inventarisatie netwerklengtes O.b.v. netwerklengte uit model zonder differentiatie in eenheidskosten O.b.v. netwerklengte uit model met differentiatie in eenheidskosten

Methode #3 Herwaardering van de assets

Methode #4 Referentiegroep

O.b.v. inventarisatie netwerklengtes

Methode #5 Modelmatige vaststelling

Overigens lijkt het feit dat de pijp en leiding gerelateerde kosten meer omvatten dan alleen het effect van aansluitdichtheid methodologisch wel een punt te zijn, maar praktisch wellicht minder. Immers, de beoordeling van de overige objectiveerbare regionale verschillen heeft evenmin op volledig geschoonde data plaatsgevonden. Toen is namelijk steeds gezocht naar de relatie tussen een omgevingsvariabele en de totale kosten van elke netbeheerder, hetgeen een nog minder onderscheidende methodiek betreft. Wel is het zo dat eventuele geobserveerde verschillen in kostenniveaus – afhankelijk van de gehanteerde methode – een andere verklaring zouden kunnen hebben dan alleen de aansluitdichtheid. Omgekeerd, ook kan het effect van de aansluitdichtheid geheel of gedeeltelijke gemaskeerd worden door zulke andere omgevingsvariabelen. Het is algemeen bekend dat de kostendrivers voor de aanleg van netwerken zeer divers zijn. Aangezien complexe systemen zich lastig fenomenologisch laten beschrijven, is de optie die het beste met alle factoren rekening houdt de modelmatige methode #5. Echter, zo’n analyse is (zoals eerder vastgesteld) arbeidsintensief en complex op zichzelf. Daarbij komt dat eerder in het proces van de bepaling van objectiveerbare regionale verschillen besloten is om alleen nog nader onderzoek uit te voeren naar de aansluitdichtheid, en niet naar andere potentiële regionale verschillen. Als dit als uitgangspunt wordt gekozen, is het mogelijk om toch de andere methoden te gebruiken. Wel moeten bovengenoemde kanttekeningen worden onderkend door ze expliciet in de analyse te adresseren, bijvoorbeeld via een gevoeligheidsanalyse.

pagina 62 van 94



6.5 Samenvattend oordeel Een aantal methoden scoren beter dan gemiddeld in de beoordeling op de criteria (zie §6.3). Dit zijn de methoden #0, #1 (voor elektriciteit) en #2 (variant-Troostwijk). Alle zes onderzochte methoden omvatten een bepaling van de pijp en leiding gerelateerde capex, hoewel de verschillende kostenschattingen vanwege de verschillende uitgangspunten tot mogelijk andere uitkomsten kunnen leiden. Geen van de methoden (met uitzondering van wellicht methode #4) is echter in staat om de pijp en leiding gerelateerde opex te bepalen. Deze moet derhalve op andere wijze worden geschat. 68 Bij de start van het onderzoek is aangegeven dat hoogspanningslijnen in de analyse moeten worden meegenomen voor zover deze nog vanwege CBL-constructies bij de regionale netbeheerders in beheer zijn. Gegeven dat de overdracht van de hoogspanningsnetten alleen nog voor Stedin dient plaats te vinden, is een analyse van de pijp en leiding gerelateerde kosten voor hoogspanningsnetten om een eventueel objectiveerbaar regionaal verschil vast te stellen op basis van de aansluitdichtheid voor toekomstige regulering van de regionale netbeheerders niet van belang. Voor de periode voor de inwerkingtreding van de Wet Onafhankelijk Netbeheer (WON) 2006 is dit alleen relevant als de toegestane inkomsten met terugwerkende kracht worden aangepast. Om de analyse niet onnodig complex te maken, stelt D-Cision voor om de bepaling van de pijp en leiding gerelateerde kosten voor elektriciteit te beperken tot verbindingen van laag- en middenspanningsniveau. Met betrekking tot de gewenste inclusie van aansluitleidingen op tussen- en middenspanningsniveau maar uitsluiting van deze leidingen voor laagspanning kan gemeld worden dat deze onderscheiding voor alle methoden gemaakt kan worden.

68

Zie hiervoor §5.8.

7 juli 2009

pagina 63 van 94

7 Conclusie en advies Alles overziend lijken er twee acceptabele benaderingen om de pijp en leiding gerelateerde kosten vast te stellen. Allereerst kan de met de pijpen en leidingen gerelateerde boekwaarde voor elektriciteit uit de GAW worden afgeleid. Voor elektriciteit bestaat immers gedetailleerde data voor de boekwaarde voor verschillende assetcategorieën in de start-GAW. Deze activawaarde kan worden uitgesplitst naar een activawaarde per assetcategorie en vervolgens worden bijgewerkt met investeringen in de periode 2000-2006 om een activawaarde te berekenen voor 31 december 2006. In principe kunnen de pijp en leiding gerelateerde kosten conform deze methode ook voor andere peildata worden berekend. Voor gas is (voor zover D-Cision dit heeft kunnen vaststellen) nimmer een activawaarde per categorie pijpleidingen 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, maar onduidelijk is in hoeverre accountants de hieruit afgeleide waarden op juistheid kunnen beoordelen en in hoeverre deze data consistent is met de GAW. Een tweede benadering is om de pijp en leiding gerelateerde kosten af te leiden uit de netwerklengte vermenigvuldigd met eenheidsprijzen, eventueel gedifferentieerd naar urbanisatiegraad. De volgende gegevens zijn hiervoor nodig: a. Netwerklengte: De netwerklengte is nauwkeurig beschikbaar voor 31 december 2006 (op basis van de inventarisatie-2006). Geadviseerd wordt om deze netwerklengtes te hanteren voor een berekening van de pijp en leiding gerelateerde kosten. b. Eenheidskosten: De eenheidskosten kunnen moeten gedifferentieerd worden naar assettype voor het effect van urbanisatie. De volgende methoden zijn hiervoor mogelijk: –

Historische eenheidsprijzen kunnen worden afgeleid uit de inventarisatie verricht door Troostwijk ten behoeve van de fiscale openingsbalans. Deze eenheidsprijzen representeren boekwaarden voor 1 januari 1998. D-Cision stelt voor om deze eenheidsprijzen alleen voor inflatie te corrigeren en dan te hanteren als eenheidsprijzen voor 2006.

–

Ook kunnen de legkosten verkregen worden vanuit eenheidsprijzen uit aanbestedingstrajecten (zoals Synfra en Noned), aangevuld met specifieke prijsinformatie over netwerkaanleg duurdere regio’s zoals oudere steden met tramverbindingen en grachten of havens. Op basis hiervan en aangevuld met de materiaalkosten en de interne kosten kunnen eenheidskosten bepaald worden. De eenheidskosten zijn dan wel gerelateerd aan vervangingswaarde in plaats van historische kosten.

–

Tenslotte kunnen de eenheidskosten met een nog hogere 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.

c. Urbanisatie-effect: Bij de tweede en derde optie moet handmatig worden gecorrigeerd voor de mate van urbanisatie (aanleg in landelijk of stedelijk gebied). Afzonderlijke eenheidsprijzen zijn al beschikbaar in de Troostwijk-waardering. Bij de tweede en derde bepalingswijze voor de eenheidskosten zullen steeds afzonderlijke prijsniveaus moeten worden bepaald. Op basis van informatie uit het GIS-systeem kan vervolgens voor elke


netbeheerder een percentage worden vastgesteld van de leidinglengte in de verschillende soorten gebieden (behorend bij de prijsniveaus). Op basis hiervan kan een gemiddelde eenheidsprijs per assettype worden vastgesteld. d. Leeftijdsprofiel: Bij de tweede en derde optie moeten de investeringsbedragen nog vertaald worden in boekwaarden, waarvoor een leeftijdsprofiel noodzakelijk is. Dit kan afgeleid worden uit de Troostwijk rapportages voor de assets tot 1998 en eveneens uit assetbase van elke netbeheerder. Voor de assets waarvan geen leeftijd bekend is kan deze geschat worden op basis van het leeftijdsprofiel van de andere assets of op basis van een voor alle netbeheerders soort gemiddeld en uniform leeftijdsprofiel. De methode op basis van eenheidsprijzen uit de Troostwijk-rapportage levert direct een boekwaarde voor de pijpen en leidingen op. Wel ontbreken deze rapportages voor twee of drie kleine netbeheerders. Voor de tweede methode kan deze berekend worden uit de netwerklengte en de (voor urbanisatie gecorrigeerde) eenheidsprijzen met inachtneming van het leeftijdsprofiel. Vanuit de boekwaarde kunnen de jaarlijkse kapitaalslasten gerelateerd aan pijpen en leidingen worden bepaald. De opex dienen bij beide benaderingen afzonderlijk te worden berekend. De technische netverliezen kunnen worden geschat (hoewel deze schatting niet gevalideerd kan worden) of conform de in §5.8.1 genoemde methodiek worden berekend. D-Cision stelt voor om differentiatie van de opex te beperken tot de onderhouds- en storingskosten. Voor deze laatste kan het beste gerekend worden met een vast percentage van de capex. Op basis van de bepaalde pijp en leiding gerelateerde kosten kan de relatie met de aansluitdichtheid nader worden onderzocht.

pagina 66 van 94


Appendix A. Beknopte historie van de discussie A.1 Achtergrond 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 69 ) en de regionale netbeheerders zijn gesloten. In deze overeenkomsten is afgesproken dat nader onderzoek zou worden verricht naar de mate waarin significante en objectiveerbare regionale verschillen bestonden, waarvoor een aparte behandeling nodig zou zijn in het reguleringsmodel. In deze bijlage wordt een overzicht gegeven van de vervolgonderzoeken, waarbij met name die aspecten worden vermeld die relevant zijn voor de onderhavige studie naar de pijp en leiding gerelateerde kosten.

A.2 Het onderzoek van The Brattle Group (2006) In maart 2006 bracht The Brattle Group een rapport uit, waarin geconcludeerd werd dat waterkruisingen en locale belastingen (waaronder precario heffingen) als objectiveerbare regionale verschillen dienden te worden aangemerkt. 70 In deze rapportage werd tevens geconcludeerd dat aanvullend onderzoek nodig was op het gebied van aansluitdichtheid vanwege onvolkomenheden in de geanalyseerde data en vanwege zogenoemde beperkingen van de gehanteerde analyses. Relevant voor de voorliggende studie zijn de volgende specifieke conclusies uit de studie van The Brattle Group:

A.2.1 Conclusies met betrekking tot datakwaliteit Ten behoeve van het onderzoek heeft The Brattle Group informatie opgevraagd bij de netbeheerders. Niet alle aangeleverde informatie bleek conform de auditinstructie te zijn aangeleverd, zodat een deel van de aangeleverde data niet bij het onderzoek kon worden gebruikt: 71 We asked the companies to have independent auditors review the responses to the data requests, and to provide written endorsement. Some of the auditors expressed reservations in their review of the data submitted, and in certain cases the companies did not comply with the instructions in the data requests. We discussed these problems extensively with the companies and heard various proposals: to abandon the study, to agree that the study would not prompt any revisions to the tariffs in the next control period, or to continue in various ways despite the problematic data. After extensive discussion, DTe decided that we should proceed with the study, but exclude from the analysis any data that did not receive sufficient endorsement from an independent auditor.

A.2.2 Conclusies met betrekking tot de aansluitdichtheid Met betrekking tot de aansluitdichtheid bleek The Brattle Group niet in staat om een significant verband tussen de aansluitdichtheid en de netwerkkosten aan te tonen: 72 We have performed statistical analyses to determine whether the relative costs of the companies depend materially on their connection density or population density. We explore

69

70

71 72

In het vervolg zal steeds over ‘de Energiekamer’ worden gesproken, ook wanneer eigenlijk nog sprake was van de voormalige DTe. The Brattle Group, Regional differences for gas and Electricity companies in the Netherlands, maart 2006. The Brattle Group, op.cit., p.1. The Brattle Group, op.cit., p.3.

Methoden om de pijp en leiding gerelateerde kosten te bepalen multiple different statistical relationships, but the data do not permit the reliable measurement of any effect. Part of the problem is that many companies either failed to secure the endorsement of an independent auditor, or failed to comply with the data requests. Several of the low-density companies claim that international studies and engineering theory would both indicate relatively higher costs for low-density networks. However, the highdensity networks point out that it may be relatively more expensive to operate in areas with high population density. The absence of any clear statistical relationship may indicate that these two factors largely offset each other.

Hierbij plaatste The Brattle Group de kanttekening dat de geobserveerde kostenverschillen ook zouden kunnen voortvloeien uit verschillen in management beslissingen: 73 Our analysis of the literature on the relationship between connection density indicates that it remains an empirical question whether any relationship exists between these variables in the Netherlands. We have investigated whether this relationship exists in The Netherlands. Our statistical analysis does not indicate a robust causal relationship between connection density and costs. We found only one significant relationship in the analysis, out of the thirteen tested (considering both electricity and gas). Even in the statistically significant regressions, the estimated coefficients are too imprecise to allow us to determine with sufficient accuracy the magnitude of any effect of connection density on costs. The only regressions that give statistically significant coefficients on the connection density variable involve connection density calculated as connections/km2 (“Measure A”), whose relationship to costs has little theoretical support. We are also concerned that there is a group of electricity companies with roughly the same costs but very different connection densities and another group of electricity companies with roughly the same connection density but different costs. This implies that an additional variable – management discretion/inefficiency – could explain at least part of the differences between the companies’ net SC/CO and connection density. Consequently, we do not consider connection density to be, for either gas or electricity companies, a regional difference for which allowance should be made in the tariffs.

Tegelijkertijd stelde The Brattle Group dat de datakwaliteit van de door de netbeheerders toegezonden informatie met betrekking tot de aansluitdichtheid beperkt was, zodat het niet aantonen van een relatie mede hieraan gerelateerd kon worden: 74 We limit statistical analyses to the data that independent auditors have endorsed and that comply with the instructions in the data request. We conclude that, given the available data, we see only two regional differences that we can determine reliably: water crossings and taxes. While there may be a relationship between connection density and costs, we do not recommend any adjustment to the tariffs because we do not see any opportunity to measure the relationship reliably.

A.2.3 Conclusies met betrekking tot de urbanisatie Met betrekking tot de urbanisatie heeft The Brattle Group weliswaar een (zwakke) correlatie aangetoond tussen de samengestelde kosten en de urbanisatiegraad, maar ontkende The Brattle Group dat sprake is van een causale relatie: 75 We have heard many different reasons why urban networks might have higher costs. We consider some possible reasons separately, such as write-offs. However, other questions are difficult to analyse separately, such as those associated with the cost of labour. We have committed to attempt some statistical analysis investigating whether population density could help explain costs. We cannot form any opinion about the substantial or insubstantial nature of the regional difference without performing such analyses. … With a t-statistic of 3.01, 7 degrees of freedom and an R2 of 56%, the coefficient on population density is statistically significant from zero in the linear equation above.

73 74 75

The Brattle Group, op.cit., p.56. The Brattle Group, op.cit., p.25. The Brattle Group, op.cit., p.21, 45v.

pagina 68 van 94


Methoden om de pijp en leiding gerelateerde kosten te bepalen However, we are concerned about the implications of the results of the regression. In particular, large standard errors cause a wide range in the possible values of the coefficients. As a result, the regression results imply a wide range in values of net standardised costs/composite output (net SC/CO). … As we explained in the discussion of salty air, a correlation does not imply causation. … Based on the above results and the concerns that we have described, we do not believe that population density is a regional difference whose cost implications we can measure accurately.

A.2.4 Conclusies met betrekking tot de grondkwaliteit Ook heeft The Brattle Group geen significante correlatie kunnen vinden tussen de grondkwaliteit (m.n. zakkende grond en veengrond) en de netwerkkosten: 76 We looked carefully at the differences in soil quality among companies. We compiled detailed information concerning the number of connections in areas with different soil qualities. However, the data request asked the companies to provide any engineering studies retained in the ordinary course of business that assessed the higher costs of operating in poor soil areas. Not one company was able to submit such a study. The absence of such a study suggests that the costs of poor soil are not significant. The lack of any technical studies precludes any reliable engineering approach to measuring the costs of poor soil. The available data do not suffice to perform any reliable statistical analysis concerning the correlation between soil quality and costs.

A.2.5 Opmerkingen over de gevolgde statistische methode In de rapportage van The Brattle Group wordt genoemd dat de omvang van de data in veel gevallen beperkend was voor de mogelijkheid om via statistische methoden een relatie tussen een potentiële cost driver met de kosten aan te tonen: 77 A statistical analysis based on few observations is unlikely to produce statistically significant results. Regression equations will require more data to obtain significant results if they test multiple variables simultaneously. Statisticians call the difference between the number of observations and the number of variables the “degrees of freedom”. With only a small number of degrees of freedom, it is difficult to distinguish the results from outcomes that could have occurred by chance. Where the number of degrees of freedom is zero (i.e. there are the same number of observations as variables), the statistical analysis will produce an absurd result. The R2 will be 100%, implying that changes in the independent variables explain all of the changes in the dependent variable. This is why it is not appropriate to derive firm conclusions from statistical analyses that have very few observations. With few degrees of freedom, regression analyses require much higher t-statistics before concluding that the results are statistically significant. … Where there are insufficient data points, the results of regression analyses are likely to be unreliable. The requirement for sufficient data is not a unique feature of regression analysis. No alternative statistical method can produce significant results with less data. Our study involves data from ten electricity companies and twelve gas companies. However, for many of our analyses we could not use data from all the companies. Not all companies have submitted data on every factor. In addition, some of the companies have not obtained adequate endorsement of their data from independent auditors, or have not followed the instructions in the data requests.

Deze beperkingen in de omvang (en kwaliteit) van de data hebben tot discussie geleid over de interpretatie van de uitkomsten van het rapport van The Brattle Group.

A.3 Het onderzoek van PwC (2006) A.3.1 Achtergrond In reactie op het onderzoek van The Brattle Group heeft PricewaterhouseCoopers (hierna: ‘PwC’) in opdracht van Delta Netwerkbedrijf B.V. een onderzoek uitgevoerd om de economische 76 77

The Brattle Group, op.cit., p.3. The Brattle Group, op.cit., p.7v.

7 juli 2009

pagina 69 van 94


impact van de aansluitdichtheid op de relatieve efficiëntie van de netbeheerders te onderzoeken. 78

A.3.2 Economies of density PwC beschrijft het effect van de ‘economy of density’. 79 Dit komt erop neer dat een hogere aansluitdichtheid tot lagere gemiddelde kosten voor het netbeheer leiden. De gestelde drivers hiervoor zijn de grotere basis waarover de vaste kosten verdeeld kunnen worden alsmede een hoger afgezet volume per netwerklengte. 80 Op een zeker moment gaat echter een tweede effect een rol spelen: het ‘urbanisatie-effect’. Dit effect leidt tot hogere kosten per netwerklengte. De mogelijke drivers hiervan zijn de hogere belastingen in stedelijke gebieden, de hogere kosten van arbeidsloon, hogere kosten van onderhoud van ondergrondse infrastructuur, andere netwerkconfiguraties ten behoeve van de voorzieningszekerheid in stedelijke gebieden alsmede een hogere cost of capital. 81 Beide effecten gezamenlijk leiden tot de zogenaamde ‘U-curve’ – een benaming voor de grafische weergave van de kosten per meter kabel/pijp als functie van de aansluitdichtheid. Ten gevolge van de economies of scale dalen de eenheidskosten in eerste instantie bij toenemende aansluitdichtheid. Echter, op een zeker moment stijgen deze weer ten gevolge van het ‘urbanisatie-effect’. Dit laatste weerspiegelt de hogere kosten van netwerkaanleg in stedelijk gebied met een hoge dichtheid van boven- en ondergrondse infrastructuur. Ter adstructie hiervan heeft PwC een aantal publicaties uit de wetenschappelijke literatuur over het effect van de aansluitdichtheid op de netwerkkosten beschreven. 82

A.3.3 Empirische analyse PwC rapporteerde verder berekeningen op basis van dezelfde dataset als gebruikt door The Brattle Group die tot een statistisch significante negatieve relatie leiden tussen de aansluitdichtheid en de (gestandaardiseerde) kosten. 83 PwC heeft tevens getracht om het bestaan van de U-curve in de Nederlandse situatie aan te tonen (met name dan het urbanisatie-effect). Vanwege de beperkte dataset bleek hierover op basis een statistische analyse geen uitspraak gedaan te kunnen worden. Wel stelt PwC op basis van ‘visual estimation’ een mogelijk omslagpunt bij 50 aansluitingen per kilometer netwerklengte. 84

A.3.4 Loonkosten en cost of capital Met betrekking tot een verschil in loonkosten en kapitaalkosten tussen stedelijke en landelijke gebied, die kunnen bijdragen aan het urbanisatie-effect, concludeert PwC het volgende: 85 Brattle argues that other factors such as labour costs and capital costs can vary between urbanised and rural areas. These variations may drive (part of) the variation in costs per connection between the network operators.

78

79 80 81 82 83 84 85

PricewaterhouseCoopers (PwC), The economic impact of connection density in Dutch energy distribution, 30 January 2006. Door Frontier Economics en Consentec wordt dit later het ‘geometrische effect’ genoemd. PwC, op.cit., p.8. PwC, op.cit., p.8. PwC, op.cit., p.9-12. PwC, op.cit., p.20. PwC, op.cit., p.22. PwC, op.cit., p.23.

pagina 70 van 94


Methoden om de pijp en leiding gerelateerde kosten te bepalen Investors do not require additional interest or dividend when a network is located in a city. Therefore, we are inclined to argue that capital costs between areas should not vary. Costs per km network may be higher, but this will be offset by an increased number of connections. A line in a rural area may need multiple kilometres to connect one farm whereas a line in a city contains in very dense areas over 70 connections per km network. Brattle argues that another possible factor is varying wage costs between rural and urban areas. Urban areas are expected to have higher wage costs and thus would tend to have higher costs per connection as density increases. A priori we do not expect to see substantial differences between the companies, due collective wage agreements (CAOs). … However, comparing only the large three companies we find substantial differences in wage costs even though connection density is similar, where Eneco has the highest connection density, but lowest average wages.

A.3.5 De U-curve bij buitenlandse netten PwC heeft de U-curve gevisualiseerd met gegevens van netbeheerders in het Verenigd Koninkrijk, Nieuw Zeeland en Australië (zie Figuur 2). Door de dataset uit te breiden met deze (geschaalde) data kon een statistische significante relatie tussen de aansluitdichtheid en de kosten per aansluiting worden vastgesteld (zie Figuur 3).

Figuur 2. U-curves bepaald op basis van regressie-analyse voor Nederland, het Verenigd Koninkrijk, Nieuw Zeeland en Australië (bron: PwC). 86

86

PwC, op.cit., p.26.

7 juli 2009

pagina 71 van 94


Figuur 3. Relatie tussen aansluitdichtheid en de kosten per afnemer op basis van gecombineerde data voor Nederland, het Verenigd Koninkrijk, Australië en Nieuw Zeeland (bron: PwC). 87

A.4 De bijeenkomsten van de ‘Klankbordgroep Aansluitdichtheid’ 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 88

PwC, op.cit., p.25. 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: http://www.energiekamer.nl/nederlands/energiekamer/activiteitenkalender/Aansluitdichtheid.asp.

pagina 72 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 Ushaped 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

90 91

Frontier Economics en Consentec, Research into the potential Objectifiable Regional Difference Connection Density, Issue Document, 10 April 2007. Frontier Economics en Consentec, Issue Document, op.cit., p.9. Frontier Economics en Consentec, Issue Document, op.cit., p.10.

7 juli 2009

pagina 73 van 94


nemen. Consentec heeft gemeld dat de aannames enkel dienden tot analyse van de rechterkant van de U-curve 92 . 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. 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. Frontier Economics/Consentec, Impact of connection density on regional costs differences for network operators in the Netherlands, presentatie, 24 juni 2008 p. 21v. Hoofdpuntenverslag achtste bijeenkomst klankbordgroep Aansluitdichtheid, 24 juni 2008, p.3. De strekking van deze laatste methode is D-Cision niet duidelijk.

93

94

95 96

pagina 74 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 netbeheerder de opex gewogen wordt om per netbeheerder 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 98

Energiekamer, Presentatie tijdens de Klankbordgroep Aansluitdichtheid, 2 september 2008. Hoofdpuntenverslag negende bijeenkomst klankbordgroep Aansluitdichtheid, 2 september 2008, p.2v.

7 juli 2009

pagina 75 van 94


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

100 101

Frontier Economics/Consentec, Impact of connection density on regional costs differences for network operators in the Netherlands, presentatie, 25 september 2008 p.26. Hoofdpuntenverslag elfde bijeenkomst klankbordgroep Aansluitdichtheid, 4 maart 2009, p.2v. Hoofdpuntenverslag elfde bijeenkomst klankbordgroep Aansluitdichtheid, 4 maart 2009, p.3.

pagina 76 van 94


Methoden om de pijp en leiding gerelateerde kosten te bepalen 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.

A.5 Het onderzoek van KEMA/PwC (2008) A.5.1 Achtergrond In 2008 hebben PricewaterhouseCoopers Advisory N.V. (PwC) en KEMA in opdracht van Essent Netwerk B.V., Delta Netwerkbedrijf B.V. en RENDO Netbeheer B.V. onderzoek gedaan naar de mogelijke relatie tussen de kosten van het aanleggen, onderhouden en beheren van energienetwerken en de relatieve efficiëntie van de netwerkbedrijven (hierna: ‘KEMA/PwC’). 102 Deze analyse heeft zich gericht op een literatuurstudie en een bottom-up analyse.

A.5.2 Literatuurstudie KEMA/PwC stellen dat het beperkte aantal Nederlandse netbeheerders inhoudt dat statistische analyses over de relatie aansluitdichtheid-eenheidskosten moeilijk uitvoerbaar zijn. Daaruit volgt dat het aantonen van een significant aansluitdichtheideffect en/of U-curve bemoeilijkt wordt. Bovendien bevat de data volgens KEMA/PwC ‘vervuiling’ door, inter alia, verschillen in efficiëntie tussen netbeheerders en reguleringseffecten. Hierdoor vertoont de statistische analyse van de steekproef geen significante relatie tussen aansluitdichtheid en netwerkkosten, of zijn de resultaten niet voldoende betrouwbaar om tot aanpassingen in de doelmatigheidskortingen te komen. Uit een literatuurstudie bleek echter dat aansluitdichtheid toch invloed heeft op de netwerkkosten. Studies op de gebieden van bijvoorbeeld elektriciteit, gas, spoor, water, post en telecom tonen volgens KEMA/PwC aan dat netwerksectoren voordelen ondervinden wanneer aansluitdichtheid toeneemt. 103 Een beperkt aantal studies hieruit is tevens ingegaan op de aanwezigheid van de U-curve. Deze kon echter niet eenduidig worden vastgesteld.

A.5.3 Bottom-up analyse Om inzicht te verkrijgen in de relatie tussen aansluitdichtheid en netwerkkosten heeft KEMA een bottom-up analyse uitgevoerd. In deze analyse is onderzocht hoeveel fysiek materiaal nodig is om verschillende gebieden van elektriciteit en gas te voorzien. Uit de bottom-up analyse volgt dat de gemiddelde kosten van de netbeheerders dalen naarmate de aansluitdichtheid toeneemt. Er lijkt evenwel geen sprake te zijn van een U-curve. In de bottom-up analyse is gewerkt met gestandaardiseerde kosten per onderdeel (transformator, kilometer kabel of leiding, etc.). Vanwege de kapitaalintensiteit van het netwerk is de investeringswaarde als leidend beschouwd en zijn de opex hiervan afgeleid. De gebruikte

102 103

KEMA en PricewaterhouseCoopers (KEMA/PwC), Netwerkkosten en aansluitdichtheid, 5 augustus 2008. KEMA/PwC, op.cit., p.7-8.

7 juli 2009

pagina 77 van 94


eenheidskosten zijn afgeleid van de waarden die in de Troostwijk waardebepaling zijn opgenomen. 104 De investeringskosten zijn teruggerekend naar jaarlijkse kapitaalkosten (capex). De afschrijvingen en de opex zijn daarbij opgeteld. Op deze wijze zijn de gestandaardiseerde eenheidskosten vastgesteld die rechtstreeks verband houden met de technische infrastructuren. Kosten van netbeheer die geen directe relatie hebben met de technische infrastructuur, zoals gebouwen en administratieve systemen, zijn buiten beschouwing gelaten. KEMA/PwC concludeerden dat de kosten per aansluiting in gebieden met een lage aansluitdichtheid veel hoger waren dan in gebieden met een hogere aansluitdichtheid. Deze relatie hangt niet alleen af van het type verzorgingsgebied waarvoor een specifiek netontwerp is uitgevoerd. Ook binnen eenzelfde type verzorgingsgebied, met hetzelfde netontwerp, dalen de kosten per aansluiting bij oplopende aansluitdichtheid. Dit effect is zowel zichtbaar voor elektriciteitsnetwerken als gasnetwerken. 105

A.6 Het onderzoek van Frontier Economics/Consentec (2007-2009) A.6.1 Achtergrond Op verzoek van de Energiekamer hebben Frontier Economics en Consentec in de periode 20072009 nader onderzoek verricht naar de relatie tussen de aansluitdichtheid en de kosten per aansluiting. 106 Ook Frontier Economics en Consentec proberen ‘grip’ te krijgen op de relatie hiertussen, waarbij onderscheiden wordt tussen het geometrische effect (de economies of scale) en het effect van urbanisatie (zie Figuur 4).

Figuur 4. Relatie tussen aansluitdichtheid en gemiddelde aansluitkosten (bron: Frontier Economics en Consentec). 107

104 105 106

107

KEMA/PwC, op.cit., p.16. KEMA/PwC, op.cit., p.19v. Frontier Economics en Consentec, Impact of connection density on regional costs differences for network operators in the Netherlands, Report, April 2009 Frontier Economics en Consentec, Report, op.cit, p.2.

pagina 78 van 94



Frontier Economics en Consentec merken hierbij op: 108 For the curve to be upward sloping as connection density increases, it must be the case that, for the relevant range of connection densities, the “urbanisation effect” more than compensates for decreasing costs per connection associated with higher density. We also note the possibility that companies in the relevant sample may be scattered around the turning point of the U-curve (provided it exists in the first place) so that while this density-cost relationship may exist in principle, it may not lead to material differences between firms in the Netherlands. [cursivering van Frontier Economics en Consentec]

A.6.2 Verschillen tussen netbeheerders Op basis van een Model Network Analysis hebben Frontier Economics en Consentec vastgesteld dat de pijp en leiding gerelateerde kosten per aansluiting proportioneel zijn aan de pijpen leidinglengte per aansluiting, tenzij de eenheidskosten afhankelijk zijn van de aansluitdichtheid: 109 Line/pipe cost per connection are proportional to line/pipe length per connection if constant unit cost (i.e. cost per km of line/pipe) are assumed. “Constant unit cost” here means that the cost of one km of line or pipe do not depend on the connection density of the area where the line/pipe is laid. If unit cost increase with connection density (this would represent the urbanisation effect) the downward slope of the relation becomes weaker; for strongly increasing unit cost the relation between connection density and line/pipe cost per connection can assume a U-shaped relationship with connection density.

Met betrekking tot de verschillen in aansluitdichtheid tussen de netbeheerders, concluderen Frontier Economics en Consentec vervolgens: 110 We have found similar results for both gas and electricity. Specifically, we have noticed that the DNOs tend to differ significantly in terms of levels of connection density. However, these variations do not appear to be matched by similar variations in costs per connection or per unit of Composite Output. The differences in costs appear to be smaller for electricity than for gas, but, in both cases the DNOs tend to be more similar in terms of costs than in terms of connection density.

Vanwege onder andere de beperkte steekproef (twaalf gasnetbeheerders en negen elektriciteitnetbeheerders) bleek het evenwel lastig om een statistisch betrouwbare relatie aan te tonen tussen de aansluitdichtheid en de totale kosten.

A.6.3 Effect van het verschil in aansluitdichtheid op de kosten per aansluiting Om een schatting van de aan het verschil in aansluitdichtheid gerelateerde kosten te verkrijgen, hebben Frontier Economics en Consentec Model Network Analysis (hierna: ‘MNA’) toegepast. Op basis hiervan hebben zij geconcludeerd dat er een negatieve relatie bestaat tussen de aansluitdichtheid en de kosten per aansluiting alsmede dat er geen bewijs is voor het urbanisatie-effect: 111 By applying MNA we have estimated the impact of the observed differences in (actual) connection density on the (theoretically) required amount and cost of electricity lines and gas pipes. The cost estimate was based on unit cost data (i.e. cost per km of line/pipe) provided by some of the DNOs. According to the MNA the actual differences in connection density between the supply areas of the Dutch DNOs suggest a significant difference in line/pipe related cost per connection. Additionally, the MNA shows that the impact of connection density on the line/pipe length per connection substantially outweighs the unit cost differences between different degrees of urbanisation. The resulting relationship between connection density and costs per connection resulting from the MNA is therefore negative. We 108 109 110 111

Frontier Economics en Consentec, Report, op.cit, p.2. Frontier Economics en Consentec, Report, op.cit, p.20. Frontier Economics en Consentec, Report, op.cit, p.4. Frontier Economics en Consentec, Report, op.cit, p.4.

7 juli 2009

pagina 79 van 94

Methoden om de pijp en leiding gerelateerde kosten te bepalen therefore find no evidence for the existence of a so-called U-curve in the range of connection densities found in the Netherlands. [cursivering van Frontier Economics en Consentec]

A.6.4 Vaststelling van de relatie tussen aansluitdichtheid en actuele kosten Frontier Economics en Consentec hebben via verschillende methoden geprobeerd om een statistisch significante relatie vast te stellen tussen de actuele netwerkkosten en de aansluitdichtheid. Onafhankelijk hoe zij deze analyse uitvoerden (met of zonder hoogspanningsverbindingen en met verschillende definities voor kosten en aansluitdichtheid) bleek een statistisch significante relatie niet aantoonbaar: 112 The lack of significant results may be attributed to the small sample size, which makes this type of analysis more likely to be less statistically robust, and on the relatively low variance in the cost data. On the basis of this econometric analysis alone, it is therefore difficult to draw strong conclusions on the relationship between connection costs and connection density in the Netherlands.

Frontier Economics en Consentec hebben erop gewezen dat vanwege de beperktheid van statistische technieken in een dergelijke situatie geen conclusies mogen worden verbonden aan de aan- of afwezigheid van een aangetoonde relatie tussen aansluitdichtheid en kosten: 113 The lack of significant results may be attributed to the small sample size, which makes this type of analysis less robust. Therefore, any conclusion regarding the impact of connection density on costs may need to be based on the results of the MNA alone. As noted above, we did not use actual infrastructure-related costs in the analysis as this information was not available. However, it is possible that the small sample size would still prevent obtaining statistically significant results. In fact, using infrastructure-related costs does not provide any guarantee that the results will be statistically significant. [cursivering van D-Cision]

A.6.5 Vaststelling van de relatie tussen aansluitdichtheid en afgeleide kosten Om een relatie tussen kosten en aansluitdichtheid vast te stellen in de afwezigheid van een voldoende grote selectie netbeheerders om significante uitkomsten te verkrijgen uit een statistisch analyse, hebben Frontier Economics en Consentec vervolgens de relatie tussen de actuele netwerklengte (als een benadering voor de kosten) en de gemodelleerde netwerklengte (als een benadering voor de complexiteit van het netbeheer, gegeven het verschil in aansluitdichtheid) onderzocht. Hieruit blijkt wel een statistisch significante relatie. Echter, Frontier Economics en Consentec zagen ervan af om hieraan een conclusies te verbinden met betrekking tot het effect van de aansluitdichtheid op de kosten: 114 The results for electricity as well as for gas yield clearly significant relationships between MNA output per connection (being a measure of connection density) and actual line/pipe length per connection (being a proxy of actual line/pipe related cost). This confirms the applicability of MNA in the Dutch context, thereby underpinning the relevance of the above mentioned MNA results. However, these findings cannot be used to determine the impact of connection density on the total cost of the DNOs, because we could not draw conclusions about actual line/pipe related cost shares per DNO based on the available cost data.

A.6.6 Berekeningswijze van de kosten Frontier Economics en Consentec hebben bij hun berekening van de model netwerklengte in zowel de variant met constante eenheidskosten (hun ‘Approach 3’) als met variabele eenheidskosten (hun ‘Approach 4’) eenheidskosten gebruikt om de gemodelleerde pijp en lijnlengte mee te wegen.

112 113 114

Frontier Economics en Consentec, Report, op.cit, p.5. Frontier Economics en Consentec, Report, op.cit, p.63v. Frontier Economics en Consentec, Report, op.cit, p.5.

pagina 80 van 94



Bij de berekening met constante eenheidskosten (vaste kosten per km leiding of pijp) zijn de kosten van de verschillende spanningsniveaus relatief ten opzichte van elkaar bepaald. Voor gas heeft dit niet plaatsgevonden aangezien de Model Network Analysis voor gas niet differentieerde naar drukniveau. 115 Bij de berekening met variabele eenheidskosten (kosten per kilometer leiding of pijp) is een toename van de eenheidskosten voor gebieden met een hogere aansluitdichtheid verondersteld. Hierbij zijn vijf klassen van urbanisatie gehanteerd (van stedelijk tot landelijk) waarbij de kosten lineair zijn geïnterpoleerd (zie Figuur 5). De eenheidskosten in stedelijke gebieden zijn 20 % hoger verondersteld voor gas respectievelijk 20-30 % hoger voor elektriciteit dan in landelijke gebieden. De gehanteerde data is gereproduceerd in Tabel 8. 116

Figuur 5. Wijze van vaststelling van de eenheidskosten voor gebieden met een verschillende urbanisatiegraad door interpolatie in de studie van Frontier Economics en Consentec. 117

Tabel 8. Eenheidskosten zoals gebruikt in de studie van Frontier Economics en Consentec. 118

115 116 117 118

Frontier Economics en Frontier Economics en Frontier Economics en Frontier Economics en

7 juli 2009

Consentec, Report, Consentec, Report, Consentec, Report, Consentec, Report,

op.cit, p.27. op.cit, p.27v. op.cit, p.28. op.cit, p.29.

pagina 81 van 94

Appendix B. Nadere beschrijving van methode #5: (modelberekening) B.1 Inleiding Het deze bijlage wordt een nadere uitwerking gepresenteerd van methode #5, de bepaling van de pijp en leiding gerelateerde kosten via een modelberekening.

B.2 Kostenstructuur Figuur 6 geeft een overzicht van de kostenstructuur van pijp en leiding gerelateerde kosten. De verschillende componenten zullen hieronder nader worden toegelicht. 1: Total cost of ownership

1.1: Capex

1.1.1 Materiaalkosten

1.1.2 Planningskosten

1.2:Opex

1.1.3 Uitvoeringskosten

1.1.1.1 Pijp/kabel

1.1.2.1 Vergunning

1.1.3.1 Graafkosten

1.1.1.2 Verbindingen

1.1.2.2 Afstemming met andere infra

1.1.3.2 Legkosten

1.1.1.3 Kunstwerken

1.1.2.3 Werkvoorbereiding

1.1.3.3 Montagekosten

1.1.1.4 Hulpdiensten (bijv KB (G))

1.1.2.4 Ontwerptiijd

1.1.3.3 Registratiekosten

1.2.1 Productverlies

1.2.1.1 Warmteontwik keling 1.2.1.2 GAslekkage

1.2.1.3 Afblaasverlies (G)

1.2.2 Beehr en onderhoudskosten

1.2.2.1 Inspectiekosten

1.2.3 Storingskosten

1.2.3.1 Foutlocalisatie

1.2.2.2 Kosten hulpdiensten

1.2.3.2 Omschakelkosten

1.2.2.3 Herstelkosten

1.2.3.3 Reparatiekosten

1.2.2.4 Beheerkosten (KLIC)

1.1.2.5 Interne overhead

Figuur 6. Overzicht van de kostenstructuur van pijp en leiding gerelateerde kosten.

B.3 Total cost of ownership De ‘total cost of ownership’ (hierna: TCO) is de som van de capex en de opex. In het model wordt met de equivalente jaarlijkse kosten gewerkt. Mocht het model uitgebreid worden met andere assets, dan biedt dit een eerlijker vergelijkingsbasis voor een diversiteit aan assets met hun verschillende levensduren. 119

B.3.1 Capex De capex omvat alle (geactiveerde) kosten die toe te wijzen zijn aan de aanleg van de asset. Dat zijn de materiaalkosten, de diensten van derden, de direct op de aanleg geboekte eigen uren, en (een gedeelte van) de overhead van de interne uitvoerende organisatie. 120 Bedrijven kunnen een verschillend boekingsbeleid en activeringsbeleid hebben. Dit bepaalt hoeveel interne kosten tot de capex gerekend worden. Dit zijn echter managementkeuzen en

119 120

Zie §2.3.3 voor de twee berekeningswijzen van de totale kosten. Alleen in deze bijlage wordt (een gedeelte van) de overhead van de interne uitvoerende organisatie meegenomen, vooral vanuit het oogpunt van volledigheid van de beschrijving. Een mogelijk argument hiervoor zou kunnen zijn dat ook de overhead van een aannemer in zijn prijs zit, dus dat turnkey gekochte assets ook een overhead component zullen hebben.


geen objectiveerbaar regionaal verschil. De capex in het model omvat daarom alle vier componenten. B.3.1.1

Materiaalkosten

De materiaalkosten betreffen de zuivere aanschafprijs van de materialen, inclusief de logistieke kosten (de aanname is dat materialen direct op de bouwplaats geleverd kunnen worden) maar exclusief de montagekosten. Een verder onderscheid is mogelijk in de kosten van het materiaal zelf (pijp of kabel), de kosten van de verbindingen (moffen, lassen, eindsluitingen), de kosten van kunstwerken (boringen, zinkers, bruggen) en de kosten van de hulpdiensten (kathodische bescherming, communicatielijnen (voor differentiële beveiliging) en toonfrequent schakeling. A. Kosten van de pijp/lijn Deze kosten betreffen de inkoopkosten inclusief aflevering op de bouwplaats van de kabel en pijpleiding. Drivers die het kostenniveau van de pijp bepalen zijn: – – – –

diameter, materiaal, spanning/druk en kwaliteit/functionaliteit van de pijp of lijn, inkoopvolume, inkoopstrategie (zowel standaardisatie als aanbesteding), en de logistieke organisatie.

De inkoopstrategie en de logistieke organisatie zijn managementkeuzes en vallen dus buiten scope van de analyse. B. Kosten van verbindingen De kosten van verbindingen zijn de inkoopkosten inclusief aflevering op de bouwplaats van de materialen voor de verbindingen. Voor de prijs per verbinding gelden dezelfde drivers als voor de pijp/kabel (zie hierboven). Een verbinding is echter een puntkost, geen lengtekost. Er moet dus met een aantal verbindingen per eenheidslengte gerekend worden. Dit aantal hangt onder meer af van: – – – – – –

diameter van de pijp/kabel (bij dikker past er minder op een rol), materiaal bij gas (op rol of in pijplengtes), hoeveelheid kunstwerken in het tracé (twee verbindingen per kunstwerk), afstand tussen stations (elke verbinding heeft twee eindsluitingen), volheid van de ondergrond ( bepaalt de maximaal hanteerbare lengtes), volheid bovengronds (bepaalt de maximaal toelaatbare sleuflengte).

C. Kosten van kunstwerken Dit zijn de inkoopkosten inclusief aanleg (want turnkey opgeleverd) van de kunstwerken. Voor de prijs per kunstwerk gelden gedeeltelijk dezelfde drivers als voor de pijp/kabel, dus: – – –

diameter, materiaal en kwaliteit/functionaliteit van het kunstwerk, inkoopvolume, inkoopstrategie (zowel standaardisatie als aanbesteding).

Ook kunstwerken zijn puntkosten, geen lengtekosten. Er moet dus met een aantal kunstwerken per eenheidslengte gerekend worden. Dit kan van verschillende zaken afhangen.

pagina 84 van 94



D.

Kosten hulpdiensten

Dit zijn de inkoopkosten inclusief aanleg (want turnkey opgeleverd) van de hulpdiensten zoals communicatielijnen voor de differentiële beveiliging, kathodische bescherming voor stalen gasbuizen etc. Deze hulpdiensten gaan per lengte. Kostendrivers zijn: – –

inkoopvolume, inkoopstrategie (zowel standaardisatie als aanbesteding).

B.3.1.2

Aanlegkosten

De planningskosten betreffen de kosten die de netbeheerder moet maken voordat met aanleg begonnen kan worden. Dit omvat in ieder geval de direct toewijsbare kosten als de legvergunning, afstemming met andere netbeheerders (in geval van combi-aanleg), ontwerptijd, werkvoorbereiding. Niet elk bedrijf zal echter alle kosten die direct geboekt kunnen worden, ook direct boeken (hetgeen een interne efficiëntieafweging betreft). De planningskosten kunnen ook een deel van de interne overhead omvatten. Dit zit bij turnkey projecten immers ook in de prijs. De toelaatbare overheadfractie zal echter kleiner zijn indien er meer direct geboekt wordt. In het model worden alle kosten meegenomen, ongeacht boekings- en activeringsbeleid. A. Vergunning Dit zijn de volledige kosten die gemoeid zijn met het verkrijgen van een vergunning voor de uitvoering van de werkzaamheden (dus leges plus voorbereidingstijd). Aangenomen wordt dat deze afhankelijk zijn van de lengte. B. Afstemming andere infra Dit zijn de kosten die bijvoorbeeld in nieuwbouwwijken gemaakt worden om te zorgen dat alle infrastructuur voor de woningen (elektriciteit, gas, kabel, telefoon, water, riool) in één keer aangelegd wordt. Dit heeft een gunstig effect op de graafkosten per eenheidslengte. Een ander voorbeeld is het meegaan in een reconstructie. C. Werkvoorbereiding Dit zijn de kosten die gemaakt worden in de voorbereiding van het werk. De kosten gaan per meter lengte, maar zijn ook afhankelijk van het benodigde aantal verbindingen en het aantal kunstwerken. De prijs is een interne efficiëntie en valt dus buiten scope van het model. D. Ontwerptijd Dit zijn de kosten die gemaakt worden in het maken van het ontwerp van de verbinding. De kosten gaan grofweg per tracé (van station tot station) en niet per meter lengte, maar kennen een afhankelijkheid van de hoeveelheid kunstwerken (hetgeen een aparte capaciteitsberekening vraagt). De prijs per uur is een interne efficiëntie en valt dus buiten scope van het model. E. Interne overhead Dit zijn de overheadkosten die toegewezen kunnen worden aan de mensen die direct uren op de assets (kunnen) boeken, zoals de personeelsadministratie, IT ondersteuning, etc. B.3.1.3

Uitvoeringskosten

De uitvoeringskosten omvatten de kosten die tijdens de daadwerkelijke aanleg gemaakt worden. Dit betreft dus niet de logistiek (materialen worden geacht direct op de bouwplaats geleverd te zijn), maar wel de graafkosten, de legkosten, de montagekosten (met name

7 juli 2009

pagina 85 van 94


lassen/moffen maar ook hulpdiensten) en de kosten van de registratie van de asset in de datasystemen. A. Graafkosten Dit zijn de kosten die gemaakt worden voor het graven van sleuven. B. Legkosten Dit zijn de kosten die gemaakt worden voor het leggen van de kabel/pijp. C. Montagekosten Dit zijn de kosten die gemaakt worden voor het monteren van de verbindingen en eindsluitingen van de kabel/pijp en de aansluiting van de hulpdiensten. D. Registratiekosten Dit zijn de kosten die gemaakt worden voor het vastleggen van de pijp of leiding in de systemen. Dit is grotendeels een prijs per eenheid lengte.

B.3.2 Opex De opex is het bedrag dat nodig is om de asset operationeel te houden. Dit is een jaarlijks terugkerend bedrag. In het model wordt dit als een constant bedrag gezien, alhoewel de opex in de praktijk van jaar tot jaar kan variëren (met name voor storingen en onderhoud). De opex bestaat uit de productverliezen (gaslekkage, warmteontwikkeling voor elektriciteitsnetten), de beheer- en onderhoudskosten en de storingskosten. Voor het model wordt met een gemiddelde over de levenscyclus gerekend. B.3.2.1

Productverlies

Dit zijn de kosten die gemoeid zijn met het feit dat niet alle product dat in de pijp of leiding gestopt wordt, er aan het einde ook uitkomt. Een gedeelte van de elektrische energie zal omgezet worden in warmte, een gedeelte van het gas zal via lekkage ontsnappen. Bovendien zal bij een aantal gaswerkzaamheden een gedeelte van het net drukvrij gemaakt moeten worden waarbij het gas wordt afgeblazen. A. Warmteontwikkeling Een gedeelte van de getransporteerde elektriciteit zal omgezet worden in warmte, hetgeen kosten met zich meebrengt (netverliezen). B. Gaslekkage Een gedeelte van het getransporteerde gas zal uit de leiding ontsnappen. C. Gasafblaas Bij werkzaamheden wordt de gasleiding in een aantal gevallen drukloos gemaakt. Het in de gaspijp aanwezige volume gas wordt hierbij afgeblazen. B.3.2.2

Instandhoudingskosten

Een operationele asset vereist kosten om in stand gehouden te worden. Deze omvatten tenminste de inspecties, kosten van de hulpdiensten, kosten van de het onderhoud en de kosten van het beheer van de data.

pagina 86 van 94



A. Kosten van inspectiediensten Kabels worden nauwelijks geïnspecteerd, gaspijpen daarentegen wel (gaslekzoeken). B. Kosten van hulpdiensten De hulpdiensten worden in het algemeen per lengte afgenomen. C. Kosten van herstel De kosten van het herstel zijn afhankelijk van de hoeveelheid niet acute fouten die optreedt, bijvoorbeeld door corrosie. D. Kosten van databeheer De kosten van databeheer zijn grotendeel gerelateerd aan de lengte. Een andere driver is de hoeveelheid graafwerkzaamheden in het gebied in verband met het benodigd aantal KLIC meldingen. B.3.2.3

Storingskosten

Storingen zijn fouten die acuut herstel vereisen, zoals kortsluiting en grotere gaslekkage. Storingskosten bestaan uit vier onderdelen, namelijk het lokaliseren van de fout (dit is inclusief aanrijdtijd), het isoleren van de fout en veiligstellen van de situatie, het herstellen van de voorziening en het repareren van de asset. A. Kosten van storingslokalisatie De kosten van storingslokalisatie zijn de kosten die gemaakt worden totdat bekend is in welke sectie de fout zich bevindt en men kan beginnen met het isoleren van de fout. B. Kosten storingsisolatie en herstel levering De kosten van storingsisolatie zijn de kosten die gemaakt worden vanaf dat bekend is in welke sectie de fout zich bevindt totdat de fout is geïsoleerd en de levering hervat is en men kan beginnen met het herstel. C. Kosten van reparatie De kosten van de reparatie van de gestoorde asset.

B.4 Modelbeschrijving B.4.1 Driver opbouwstructuur In het model zijn de volgende kostenfactoren geïdentificeerd, elk met hun respectievelijke drivers:

7 juli 2009

pagina 87 van 94


Factor 1 Diameter kabel/pijp

1.1 1.2 1.3 2 Spanning/druk 2.1 2.2 3 materiaalsoort 3.1 4 Kwaliteit/functionaliteit 4.1 5 inkoopprijs 5.1 5.2 5.3 6 # verbindingen per km 6.1 6.2 7 lengte boring 7.1 8 diameter boring 8.1 9 complexiteit boring 9.1 10 # boringen per km 10.1 11 soort hulpdienst 11.1 12 # per km 12.1 13 Leges 13.1 14 Proceduretijd 14.1 15 # vergunningen per km 15.1 16 Afstemtijd 16.1 17 fractie combiwerk 17.1 17.2 18 # projecten per km 18.1 19 Grondsoort 19.1 20 sleufomvang 20.1 21 Grootte graafbak 21.1 22 Aard bodembedekking 22.2 23 Prijs (per kuub) 23.1 23.2 24 # bochten per km 24.1 24.2 25 # aansluitingen per km 25.1 26 Overhead % 26.1 27 geleidermateriaal 27.1 28 Piekbelasting 28.1 29 Bedrijfstijd verlies 29.1 30 Prijs energie 30.1 31 # lekkages 31.1 31.2 32 Omvang lekkages 32.1 33 Duur lekkages 33.1 34 Inspectieinterval 34.1 35 # herstel per km 35.1 36 # wijzigingen per km 36.1 37 # Informatieverzoeken per km 37.1 38 Hulpdiensten 38.1 39 Aanrijdtijd 39.1 39.2 40 # secties per km 40.1 41 # storingen per km 41.1 41.2 41.3

pagina 88 van 94

Drivers Vermogensvraag Transportafstand Parallelligging (alleen E) Vermogensvraag Transportafstand Spanning/druk Spanning/druk Materiaalsoort Inkoopvolume Inkoopstrategie volheid van ondergrond aansluitdichtheid Aard kruisende infra Diameter kabel/pijp volheid van ondergrond benuttingsgraad grond Materiaalsoort Materiaalsoort Gemeentebeleid Gemeentebeleid gemiddelde tracelengte Aantal infra in combi fractie nieuwbouwwijk fractie reconstructies gemiddelde tracelengte Grondsoort Diameter kabel/pijp volheid van ondergrond aard bodembedekking Inkoopvolume Inkoopstrategie volheid van ondergrond rechtheid trace aansluitdichtheid overhead% Materiaalsoort Vermogensvraag Vermogenssoort Prijs energie Materiaalsoort ouderdom Materiaalsoort Inspectieinterval Inspectieinterval # lekkages Wijzigingen grondgebruik # graafwerkzaamheden Materiaalsoort Grootte storingskring Verkeersdichtheid aansluitdichtheid Materiaalsoort ouderdom # graafwerkzaamheden

Aard omgevingsinvloed direct indirect indirect indirect indirect indirect indirect indirect organisatie organisatie direct direct direct indirect direct direct indirect indirect direct direct direct direct direct direct direct direct indirect direct direct organisatie organisatie direct direct direct organisatie indirect indirect direct organisatie indirect organisatie indirect organisatie organisatie indirect direct direct indirect indirect direct direct indirect organisatie direct

uitleg indi aansluitdic volheid on Belastingd aansluitdic vermogen vermogen Spanning/

vermogen

Spanning/ Spanning/

vermogen

Spanning/

Spanning/ Spanning/

materiaals

Spanning/ aansluitdic

Spanning/



Een aantal van deze drivers hebben een relatie naar de omgeving:

Drivers 1 Vermogensvraag 2 volheid van ondergrond 3 aansluitdichtheid 4 Aard kruisende infra 5 benuttingsgraad grond 6 Gemeentebeleid 7 gemiddelde tracelengte 8 Aantal infra in combi 9 fractie nieuwbouwwijk 10 fractie reconstructies 11 Grondsoort 12 aard bodembedekking 13 rechtheid trace 14 Vermogenssoort 15 Wijzigingen grondgebruik 16 # graafwerkzaamheden 17 Verkeersdichtheid

Omgevingsinvloed Belastinggraad Aansluitdichtheid Aansluitdichtheid Gebiedsgebruik Gebiedsgebruik Lokaal Aansluitdichtheid constant Gebiedsgebruik Gebiedsgebruik Lokaal Gebiedsgebruik Lokaal Klantsoort Gebiedsgebruik Gebiedsgebruik Gebiedsgebruik

B.4.2 Correlatiematrix Op basis hiervan is de relatie tussen drivers en omgevingsvariabelen geïdentificeerd: 1

1 1

1

1 1

1 1

1

1

1

1

1

1 1

1 1

1

1

1

1

1 1

1

1

7 juli 2009

aansluitdichtheid

indirect

indirect

indirect

organisatie

organisatie

direct

direct

direct

indirect

direct

direct

direct

direct

direct

direct

direct

direct

direct

organisatie

direct

organisatie

organisatie

organisatie

indirect

direct

direct

indirect

direct

Spanning /druk

Materiaalsoort

Inkoopv olume

Inkoopstrategie

volheid van ondergrond

aansluitd ichtheid

Aard kruisende infra

Diameter kabel/pijp

benuttin gsgraad grond

Gemeentebeleid

gemiddelde tracelengte

Aantal in fra in combi

fractie nieuwbouwwijk

fractie reconstructies

Grondsoo rt

aard bo dembedekking

rechtheid trace

overhead%

Vermogenssoort

Prijs energie

ouderd om

Inspectieinterval

# lekkages

Wijzigingen grondgebruik

# graafw erkzaamheden

Grootte s toringskring

Verkeers dichtheid

materiaalsoort

vermogensvraag/afstand

indirect

Parallellig ging (alleen E)

Spanning/druk

direct

volheid ondergrond

1

Transportafstand

Factor

Driver

aard invloed

1

Vermog ensvraag

Uitleg indirect


aansluitdichtheid

1

Omgevingsinvloed Belastingdichtheid Aansluitdichthe id 1 Gebiedsgebruik Klantsoort lokaal

pagina 89 van 94


pagina 90 van 94

aansluitdichtheid

direct

direct

direct

direct

organisatie

direct

organisatie

organisatie

organisatie

indirect

direct

direct

indirect

direct

aard bodembedekking

rechtheid trace

overhead%

Vermogenssoort

Prijs energie

ouderdom

Inspectieinterval

# lekkages


# graafwerkzaamheden

Grootte storingskring

Verkeersdichtheid

1

Grondsoort

direct gemiddelde tracelengte

1

direct

direct Gemeentebeleid

1


direct

1

direct

indirect

benuttingsgraad grond

1


direct

Diameter kabel/pijp

1 1

Aantal infra in combi

direct


1 1

materiaalsoort

vermogensvraag/afstand direct

aansluitdichtheid

organisatie Inkoopvolume

organisatie

indirect Materiaalsoort


indirect Spanning/druk

Inkoopstrategie

indirect

Spanning/druk

indirect

Parallelligging (alleen E)


direct

Factor Diameter kabel/pijp Spanning/druk materiaalsoort Kwaliteit/functionaliteit inkoopprijs Diameter kabel/pijp Spanning/druk materiaalsoort Kwaliteit/functionaliteit inkoopprijs # verbindingen per km lengte boring diameter boring complexiteit boring # boringen per km inkoopprijs soort hulpdienst # per km Leges Proceduretijd # vergunningen per km Afstemtijd fractie combiwerk # projecten per km # verbindingen per km # boringen per km Grondsoort sleufomvang Grootte graafbak Aard bodembedekking Prijs (per kuub) Diameter kabel/pijp Diameter kabel/pijp Spanning/druk

Transportafstand

1.1.1.1.1 1.1.1.1.2 1.1.1.1.3 1.1.1.1.4 1.1.1.1.5 1.1.1.2.1 1.1.1.2.2 1.1.1.2.3 1.1.1.2.4 1.1.1.2.5 1.1.1.2.6 1.1.1.3.1 1.1.1.3.2 1.1.1.3.3 1.1.1.3.4 1.1.1.3.5 1.1.1.4.1 1.1.1.4.2 1.1.2.1.1 1.1.2.1.2 1.1.2.1.3 1.1.2.2.1 1.1.2.2.2 1.1.2.3.1 1.1.2.3.2 1.1.2.3.3 1.1.3.1.1 1.1.3.1.2 1.1.3.1.3 1.1.3.1.4 1.1.3.1.5 1.1.3.2.1 1.1.3.3.1 1.1.3.3.2

Driver

aard invloed

Vermogensvraag

Uitleg indirect

volheid ondergrond

aansluitdichtheid

Hierbij hangen de drivers als volgt samen:

1

1

1 1 1

1 1

1 1

1 1 1 1

1

1 1 1 1 1

1

1

1 1 1 1 1 1 1 1

1 1 1

1

1

1 1 1 1

1 1 1

1 1 1

1

1 1


7 juli 2009

aansluitdichtheid

direct

direct

indirect

direct

direct

direct

direct

direct

direct

direct

direct

direct

organisatie

direct

organisatie

organisatie

organisatie

indirect

direct

aansluitdichtheid


Diameter kabel/pijp


Gemeentebeleid

gemiddelde tracelengte




Grondsoort

aard bodembedekking

rechtheid trace

overhead%

Vermogenssoort

Prijs energie

ouderdom

Inspectieinterval

# lekkages


direct

direct volheid van ondergrond

indirect

organisatie Inkoopstrategie

Verkeersdichtheid

organisatie Inkoopvolume

1

direct

indirect Materiaalsoort

1 1


indirect Spanning/druk

materiaalsoort


indirect

Spanning/druk

indirect


volheid ondergrond

direct

Transportafstand

Factor # verbindingen per km # bochten per km # aansluitingen per km # verbindingen per km # boringen per km Overhead % Diameter kabel/pijp geleidermateriaal Piekbelasting Bedrijfstijd verlies Prijs energie # lekkages Omvang lekkages Duur lekkages Inspectieinterval Aard bodembedekking Diameter kabel/pijp Spanning/druk materiaalsoort Kwaliteit/functionaliteit # herstel per km inkoopprijs # wijzigingen per km # Informatieverzoeken per km Hulpdiensten Aanrijdtijd # secties per km # storingen per km Aanrijdtijd # secties per km # storingen per km Diameter kabel/pijp Spanning/druk materiaalsoort # boringen per km inkoopprijs


1.1.3.3.3 1.1.4.1.1 1.1.4.1.2 1.1.4.1.3 1.1.4.1.4 1.1.5.1.1 1.2.1.1.1 1.2.1.1.2 1.2.1.1.3 1.2.1.1.4 1.2.1.1.5 1.2.1.2.1 1.2.1.2.2 1.2.1.2.3 1.2.2.1.1 1.2.2.1.2 1.2.2.2.1 1.2.2.2.2 1.2.2.2.3 1.2.2.2.4 1.2.2.2.5 1.2.2.2.6 1.2.2.3.1 1.2.2.3.2 1.2.2.4.1 1.2.3.1.1 1.2.3.1.2 1.2.3.1.3 1.2.3.2.1 1.2.3.2.2 1.2.3.2.3 1.2.2.2.1 1.2.2.2.2 1.2.2.2.3 1.2.2.2.4 1.2.2.2.5

Driver

aard invloed

Vermogensvraag

Uitleg indirect


aansluitdichtheid


1

1

1 1 1 1 1 1

1

1

1 1

1 1 1

1

1 1

1 1 1 1

1 1

1 1

1 1 1 1 1

1 1 1

1 1 1

1

1 1

1 1 1 1

1 1

1

1 1 1 1

1

pagina 91 van 94


B.4.3 Resulterend kostenniveau Op basis hiervan is het kostenniveau te koppelen aan de omgevingsvariabelen: 1

1 1

1

1 1

1 1

1

1

1

1

1

1 1

1 1

1

1

1

1

1 1

1

1

direct

direct

direct

organisatie

direct

organisatie

organisatie

organisatie

indirect

direct

direct

indirect

direct

rechtheid trace

overhead%

Vermogenssoort

Prijs energie

ouderdom

Inspectieinterval

# lekkages




Verkeersdichtheid

1

direct

1

aard bodembedekking

1

direct

direct gemiddelde tracelengte

1

Grondsoort

direct

1

direct

direct

1


indirect

Gemeentebeleid

1


direct


1


direct

Diameter kabel/pijp

materiaalsoort

aansluitdichtheid

1

vermogensvraag/afstand direct

Spanning/druk


1

aansluitdichtheid

1 1


1 1

organisatie

1

Inkoopstrategie


1 1

organisatie

volheid ondergrond

1 1

Inkoopvolume

Factor Diameter kabel/pijp Spanning/druk materiaalsoort Kwaliteit/functionaliteit inkoopprijs Diameter kabel/pijp Spanning/druk materiaalsoort Kwaliteit/functionaliteit inkoopprijs # verbindingen per km lengte boring diameter boring complexiteit boring # boringen per km inkoopprijs soort hulpdienst # per km Leges Proceduretijd # vergunningen per km Afstemtijd fractie combiwerk # projecten per km # verbindingen per km # boringen per km Grondsoort sleufomvang Grootte graafbak Aard bodembedekking Prijs (per kuub) Diameter kabel/pijp Diameter kabel/pijp Spanning/druk # verbindingen per km # bochten per km # aansluitingen per km # verbindingen per km # boringen per km Overhead % Diameter kabel/pijp geleidermateriaal Piekbelasting Bedrijfstijd verlies Prijs energie # lekkages Omvang lekkages Duur lekkages Inspectieinterval Aard bodembedekking Diameter kabel/pijp Spanning/druk materiaalsoort Kwaliteit/functionaliteit # herstel per km inkoopprijs # wijzigingen per km # Informatieverzoeken per km Hulpdiensten Aanrijdtijd # secties per km # storingen per km Aanrijdtijd # secties per km # storingen per km Diameter kabel/pijp Spanning/druk materiaalsoort # boringen per km inkoopprijs

indirect

1.1.1.1.1 1.1.1.1.2 1.1.1.1.3 1.1.1.1.4 1.1.1.1.5 1.1.1.2.1 1.1.1.2.2 1.1.1.2.3 1.1.1.2.4 1.1.1.2.5 1.1.1.2.6 1.1.1.3.1 1.1.1.3.2 1.1.1.3.3 1.1.1.3.4 1.1.1.3.5 1.1.1.4.1 1.1.1.4.2 1.1.2.1.1 1.1.2.1.2 1.1.2.1.3 1.1.2.2.1 1.1.2.2.2 1.1.2.3.1 1.1.2.3.2 1.1.2.3.3 1.1.3.1.1 1.1.3.1.2 1.1.3.1.3 1.1.3.1.4 1.1.3.1.5 1.1.3.2.1 1.1.3.3.1 1.1.3.3.2 1.1.3.3.3 1.1.4.1.1 1.1.4.1.2 1.1.4.1.3 1.1.4.1.4 1.1.5.1.1 1.2.1.1.1 1.2.1.1.2 1.2.1.1.3 1.2.1.1.4 1.2.1.1.5 1.2.1.2.1 1.2.1.2.2 1.2.1.2.3 1.2.2.1.1 1.2.2.1.2 1.2.2.2.1 1.2.2.2.2 1.2.2.2.3 1.2.2.2.4 1.2.2.2.5 1.2.2.2.6 1.2.2.3.1 1.2.2.3.2 1.2.2.4.1 1.2.3.1.1 1.2.3.1.2 1.2.3.1.3 1.2.3.2.1 1.2.3.2.2 1.2.3.2.3 1.2.2.2.1 1.2.2.2.2 1.2.2.2.3 1.2.2.2.4 1.2.2.2.5

indirect

element Pijp/kabel Pijp/kabel Pijp/kabel Pijp/kabel Pijp/kabel Verbindingen Verbindingen Verbindingen Verbindingen Verbindingen Verbindingen Boringen Boringen Boringen Boringen Boringen Hulpdiensten Hulpdiensten Legvergunning Legvergunning Legvergunning Afstemming combiwerk Afstemming combiwerk Ontwerp/Werkvoorbereiding Ontwerp/Werkvoorbereiding Ontwerp/Werkvoorbereiding Graafkosten Graafkosten Graafkosten Graafkosten Graafkosten Legkosten Montagekosten Montagekosten Montagekosten Registratiekosten Registratiekosten Registratiekosten Registratiekosten Overhead Warmteontwikkeling (alleen E) Warmteontwikkeling (alleen E) Warmteontwikkeling (alleen E) Warmteontwikkeling (alleen E) Warmteontwikkeling (alleen E) Gasverlies Gasverlies Gasverlies Inspecties (alleen gaslekzoeken) Inspecties (alleen gaslekzoeken) onderhoud/Herstel onderhoud/Herstel onderhoud/Herstel onderhoud/Herstel onderhoud/Herstel onderhoud/Herstel Databeheer Databeheer Hulpdiensten Storingslocalisatie Storingslocalisatie Storingslocalisatie storingsisolatie en herstel levering storingsisolatie en herstel levering storingsisolatie en herstel levering Reparatie Reparatie Reparatie Reparatie Reparatie

indirect

1.1.1.1 1.1.1.1 1.1.1.1 1.1.1.1 1.1.1.1 1.1.1.2 1.1.1.2 1.1.1.2 1.1.1.2 1.1.1.2 1.1.1.2 1.1.1.3 1.1.1.3 1.1.1.4 1.1.1.5 1.1.1.6 1.1.1.4 1.1.1.4 1.1.2.1 1.1.2.1 1.1.2.1 1.1.2.2 1.1.2.2 1.1.2.3 1.1.2.3 1.1.2.3 1.1.3.1 1.1.3.1 1.1.3.1 1.1.3.1 1.1.3.1 1.1.3.2 1.1.3.3 1.1.3.3 1.1.3.3 1.1.4.1 1.1.4.1 1.1.4.1 1.1.4.1 1.1.5.1 1.2.1.1 1.2.1.1 1.2.1.1 1.2.1.1 1.2.1.1 1.2.1.2 1.2.1.2 1.2.1.2 1.2.2.1 1.2.2.1 1.2.2.2 1.2.2.2 1.2.2.2 1.2.2.2 1.2.2.2 1.2.2.2 1.2.2.3 1.2.2.3 1.2.2.4 1.2.3.1 1.2.3.1 1.2.3.1 1.2.3.2 1.2.3.2 1.2.3.2 1.2.3.3 1.2.3.3 1.2.3.3 1.2.3.3 1.2.3.3

indirect

Subklasse Materiaal Materiaal Materiaal Materiaal Materiaal Materiaal Materiaal Materiaal Materiaal Materiaal Materiaal Materiaal Materiaal Materiaal Materiaal Materiaal Materiaal Materiaal Planning/werkvoorbereiding Planning/werkvoorbereiding Planning/werkvoorbereiding Planning/werkvoorbereiding Planning/werkvoorbereiding Planning/werkvoorbereiding Planning/werkvoorbereiding Planning/werkvoorbereiding Aanleg Aanleg Aanleg Aanleg Aanleg Aanleg Aanleg Aanleg Aanleg Registratie Registratie Registratie Registratie Overhead productverlies productverlies productverlies productverlies productverlies productverlies productverlies productverlies Instandhouding Instandhouding Instandhouding Instandhouding Instandhouding Instandhouding Instandhouding Instandhouding Instandhouding Instandhouding Instandhouding Storingsherstel Storingsherstel Storingsherstel Storingsherstel Storingsherstel Storingsherstel Storingsherstel Storingsherstel Storingsherstel Storingsherstel Storingsherstel

Spanning/druk

1.1.1 1.1.1 1.1.1 1.1.1 1.1.1 1.1.1 1.1.1 1.1.1 1.1.1 1.1.1 1.1.1 1.1.1 1.1.1 1.1.1 1.1.1 1.1.1 1.1.1 1.1.1 1.1.2 1.1.2 1.1.2 1.1.2 1.1.2 1.1.2 1.1.2 1.1.2 1.1.3 1.1.3 1.1.3 1.1.3 1.1.3 1.1.3 1.1.3 1.1.3 1.1.3 1.1.4 1.1.4 1.1.4 1.1.4 1.1.5 1.2.1 1.2.1 1.2.1 1.2.1 1.2.1 1.2.1 1.2.1 1.2.1 1.2.2 1.2.2 1.2.2 1.2.2 1.2.2 1.2.2 1.2.2 1.2.2 1.2.2 1.2.2 1.2.2 1.2.3 1.2.3 1.2.3 1.2.3 1.2.3 1.2.3 1.2.3 1.2.3 1.2.3 1.2.3 1.2.3

direct

Hoofdklasse Capex Capex Capex Capex Capex Capex Capex Capex Capex Capex Capex Capex Capex Capex Capex Capex Capex Capex Capex Capex Capex Capex Capex Capex Capex Capex Capex Capex Capex Capex Capex Capex Capex Capex Capex Capex Capex Capex Capex Capex Opex Opex Opex Opex Opex Opex Opex Opex Opex Opex Opex Opex Opex Opex Opex Opex Opex Opex Opex Opex Opex Opex Opex Opex Opex Opex Opex Opex Opex Opex


1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.2 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2

Transportafstand

Naam 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten 1 totale kosten

Driver

aard invloed

Vermogensvraag

Uitleg indirect

1

Materiaalsoort

aansluitdichtheid

1

Omgevingsinvloed Belastingdichtheid Aansluitdichtheid 1 Gebiedsgebruik Klantsoort lokaal

1

1

1

1

1 1

1 1

1 1 1 1 1

1

1 1 1 1 1 1 1 1

1 1 1

1

1

1 1 1 1

1 1 1

1 1 1

1

1 1 1 1 1

1 1 1 1 1 1

1

1

1 1

1 1 1

1

1 1

1 1 1 1

1 1

1 1

1 1 1 1 1

1 1 1

1 1 1

1

1

1

1

1 1 1 1

1 1

1 1 1 1

1

B.5 Vaststelling van de pijp en leiding gerelateerde kosten per netbeheerder B.5.1 Definitie van standaard-gebiedsvormen Allereerst worden een aantal standaard-gebiedsvormen gedefinieerd. Voor elke gebiedsvorm worden vervolgens een aantal standaardwaarden bepaald, bijvoorbeeld:

pagina 92 van 94



Kantoorwijk

Industrieel licht

Industrieel zwaar

Ruraal landaanwinning

Ruraal oud

Dorpskern

Villawijk

Buitenwijk laagbouw

Buitenwijk hoogbouw

Binnenstad met tram en grachten

Binnenstad met grachten

Omgevingsinvloed Belastingdichtheid (kw/ha Aansluitdichtheid (kl/ha) Gebiedsgebruik (schaalfac Klantsoort (bedrijfstijd) lokaal

Binnenstad met tram

Binnenstad

Gebiedssoort

2000 2000 2000 2000 40 40 30 80 10 1 1000 100 200 1000 1000 1000 1000 40 40 20 40 1 0,1 0,01 1 1 4 8 12 16 1 1 1 1 1 0,5 1 1 1 5000 5000 5000 5000 2000 2000 2000 4000 4000 4000 8760 4000 2000 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

B.5.2 Bepaling van de prijs per netlengte Vervolgens kan op basis van het voorafgaande een gemiddelde prijs per eenheid pijp of leiding per gebiedssoort worden uitgerekend:

Gemiddelde prijs

2000 2000 2000 2000 40 40 30 80 10 1 1000 100 200 1000 1000 1000 1000 40 40 20 40 1 0,1 0,01 1 1 4 8 12 16 1 1 1 1 1 0,5 1 1 1 5000 5000 5000 5000 2000 2000 2000 4000 4000 4000 8760 4000 2000 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 xxxx

xxxx xxxx xxxx xxxx xxxx xxxx xxxx xxxx xxxx xxxx xxxx xxxx

B.5.3 Bepaling van de netlengte per gebiedsvorm Vervolgens kan per netbeheerder de fractie van de netlengte per gebiedsvorm (dus niet de fractie van het oppervlak) opgegeven worden, opdat de voor die netbeheerder een gemiddelde kostprijs per eenheid net vastgesteld kan worden:

7 juli 2009

Kantoorwijk

Industrieel licht

Industrieel zwaar


Ruraal oud

Dorpskern

Villawijk

Buitenwijk laagbouw

Buitenwijk hoogbouw



Omgevingsinvloed Belastingdichtheid (kw/ha Aansluitdichtheid (kl/ha) Gebiedsgebruik (schaalfac Klantsoort (bedrijfstijd) lokaal

Binnenstad met tram

Binnenstad

Gebiedssoort

pagina 93 van 94

B.6

Kantoorwijk

10%

Industrieel licht

10%

5% 5% 5% 5% 5%

Industrieel zwaar

10%

15% 15% 15% 15% 15%


10%

10% 10% 10% 10% 10%

Ruraal oud

10%

Dorpskern

10% 20%

Villawijk

10%

Buitenwijk laagbouw

10% 20% 40%

Buitenwijk hoogbouw



Binnenstad

Netbeheetotaal NB1 100% NB2 100% NB3 100% NB4 100% NB5 100% NB6 100%

Binnenstad met tram


5% 5% 5% 15% 5% 10%

15% 15% 15% 45% 15% 40%

5% 5% 5% 5% 5% 5%

1% 1% 1% 1% 1% 5%

2% 2% 2% 2% 2% 30%

2% 2% 2% 2% 2% 10%

Implementatie

B.6.2 Toepasbaarheid van het model Het model vereist veel data, die voor een (groot) deel moeilijk objectief vast te stellen zijn. De toepasbaarheid hangt dus sterk af van de bereidheid van de participanten om uitkomsten te accepteren op basis van onzekere inputs (hetgeen voor het dossier Objectiveerbare regionale verschillen niet een heel realistische aanname is). Pas indien de partijen de wens hebben om te onderzoeken hoe de kostenopbouw tot stand komt, vormt dit model een interessant alternatief.

B.6.2 Vervolgstappen Voor implementatie van het model moeten een aantal vervolgstappen worden gezet: –

Vaststellen van het niveau van de kostenfactoren voor de referentiesituatie,

–

Vaststelling van de standaard-gebiedsvormen,

–

Vaststelling van de scores per gebiedsvorm t.o.v. een referentie,

–

Vaststellen van de netfractie per gebiedsvorm voor elke netbeheerder,

–

Vaststellen van de eenheidskosten per netbeheerder,

–

Bepaling van de netlengte per netbeheerder, en tenslotte

–

Vaststellen van de pijp en leiding gerelateerde kosten per netbeheerder.

pagina 94 van 94


Methoden om de pijp en leiding gerelateerde kosten te bepalen

Recommend Documents