ENERGIAMARKKINAVIRASTO PÄÄTÖS Dnro 789/430/2011 23.11.2011 ASIA ASIANOSAINEN Verkonhaltijan verkkotoiminnan tuoton ja siirtopalveluista perittävien maksujen määrittämistä koskevien menetelmien vahvistaminen 1.1.2012 alkavalle ja 31.12.2015 päättyvälle valvontajaksolle Pellon Sähkö Oy SELOSTUS ASIASTA RATKAISU PERUSTELUT Energiamarkkinavirasto varasi 21.09.2011 päivätyllä kirjeellään asianosaiselle mahdollisuuden antaa lausunto ennen päätöksen tekemistä. Energiamarkkinavirasto vahvistaa asianosaisen noudatettavaksi liitteessä 1 ilmoitetut menetelmät verkkotoiminnan tuoton ja siirtopalvelusta perittävien maksujen määrittämiseksi 1.1.2012 alkavalla ja 31.12.2015 päättyvällä valvontajaksolla. Energiamarkkinavirasto vahvistaa liitteen 2 mukaisesti asianosaisen yrityskohtaiseksi tehokkuusluvuksi (tehokkuuskerroin) 101,0% sekä yleiseksi tehostamistavoitteeksi 2,06 % vuodessa 1.1.2012 alkavalla ja 31.12.2015 päättyvällä valvontajaksolla. Asianosainen harjoittaa sähkömarkkinalain mukaista luvanvaraista sähköverkkotoimintaa ja on siten sähkömarkkinalain 3 :n 8 kohdassa määritelty verkonhaltija. Sähkömarkkinalain 38 a :n 1 momentin 1 kohdan mukaan Energiamarkkinaviraston tulee päätöksellään vahvistaa verkonhaltijan noudatettavaksi menetelmät verkonhaltijan verkkotoiminnan tuoton ja siirtopalvelusta perittävien maksujen määrittämiseksi ennen menetelmien käyttöönottamista. Sähkömarkkinalain 38 a :n 3 momentin mukaan vahvistuspäätös, jota sovelletaan 1 momentin 1 kohdassa tarkoitettuihin menetelmiin, on voimassa neljän vuoden pituisen valvontajakson ajan. Asianosaisen on otettava tämän vahvistuspäätöksen mukaiset menetelmät huomioon määrittäessään valvontajakson aikana siirtopalvelusta perittävien maksujen suuruutta. Tämän vahvistuspäätöksen mukaiset menetelmät kattavat verkkotoimintaan sitoutuneen pääoman arvostusperiaatteet, verkkotoimintaan sitoutuneelle pääomalle hyväksyttävän kohtuullisen tuottoasteen määrittämistavan, verkkotoiminnan toteutuneen oikaistun tuloksen määrittämistavan sekä näiden edellyttämän verkonhaltijan kirjanpidon mukaisen tuloslaskelman ja taseen
ENERGIAMARKKINAVIRASTO PÄÄTÖS Dnro 789/430/2011 23.11.2011 oikaisun. Osana menetelmiä Energiamarkkinavirasto vahvistaa myös kannustimet sekä niiden soveltamisessa käytettävät tavoitteet ja menetelmät, jotka tähtäävät riittävän investointitason toteutumisen, sähkönjakelun laadun kehittämiseen ja verkkotoiminnan tehostamiseen sekä innovatiivisuuteen verkkotoiminnassa. Vahvistettavat menetelmät ja niiden yksityiskohtaiset perustelut on esitetty liitteessä 1. Sähkömarkkinalain 38 a :n 2 momentin mukaan vahvistuspäätöksen on perustuttava sähkömarkkinalain 3, 4 ja 6 a luvussa sekä verkkoon pääsyä koskevista edellytyksistä rajat ylittävässä sähkön kaupassa annetussa Euroopan parlamentin ja neuvoston asetuksessa (EY N:o 714/2009) säädettyihin perusteisiin. Sähkön jakeluverkkotoiminnan ja suurjännitteisen jakeluverkkotoiminnan hinnoittelussa noudatettavien menetelmien osalta sovelletaan sähkömarkkinalain 3 luvun 10 ja 14 :ssä säädettyjä hinnoitteluperiaatteita. Sähkömarkkinalain 10 :n 1 momentin mukaan verkonhaltijan on kohtuullista korvausta vastaan myytävä sähkön siirtopalveluja niitä tarvitseville verkkonsa siirtokyvyn rajoissa (siirtovelvollisuus). Sähkömarkkinalain 14 :n 2 momentin mukaan verkkopalvelujen hinnoittelun on oltava kohtuullista. Hallituksen esityksessä sähkömarkkinalaiksi (HE 138/1994) ja sen 14 :n yksityiskohtaisissa perusteluissa on todettu, että monopoliasemassa olevalta verkkotoiminnalta tulee edellyttää hinnoittelun kohtuullisuutta. Perusperiaatteena on, että hinnoittelun tulisi vastata toiminnan kustannuksia. Toisaalta perusteluissa on todettu, että hinnoittelun tulisi turvata riittävä tulorahoitus ja vakavaraisuus. Tulot saisivat kattaa verkon ylläpidon, käytön ja rakentamisen kohtuulliset kustannukset sekä antaa sitoutuneelle pääomalle kohtuulliseksi katsottavan tuoton. Eduskunnan talousvaliokunta on sähkömarkkinalakiesitystä koskevassa mietinnössään (TaVM 56/1994) katsonut, että verkonhaltijoiden keräämien maksujen tulee vastata verkon ylläpidon kustannuksia. Tämän lisäksi verkonhaltijalla on oikeus odottaa, että tulonmuodostus on riittävä sähköverkon kehittämiseen. Pakollisten käyttö-, ylläpito- ja kehittämiskustannusten kattamisen jälkeen tulonmuodostuksen tulee antaa verkonhaltijalle kohtuullinen tuotto sitoutuneelle pääomalle. Valiokunta on lähtenyt siitä, että tuoton kohtuullisuuden arvioinnissa otetaan huomioon sijoituksen vähäinen riskipitoisuus, alhaiset rahoituskulut ja laitteiston pitkä käyttöikä. Energiamarkkinavirastolle on sähkömarkkinalaissa jätetty laaja harkintavalta hinnoittelun kohtuullisuutta koskevan valvontamenetelmän valinnassa. Nyt vahvistettavat menetelmät perustuvat olennaisin osin Energiamarkkinaviraston aiemmilla valvontajaksoilla soveltamiin menetelmiin.
ENERGIAMARKKINAVIRASTO PÄÄTÖS Dnro 789/430/2011 23.11.2011 VOIMASSAOLO Energiamarkkinavirasto soveltaa tällä päätöksellä vahvistettavia menetelmiä asianosaisen hinnoittelun kohtuullisuuden valvontaan kolmannella valvontajaksolla 1.1.2012-31.12.2015. Energiamarkkinavirasto voi muuttaa tätä päätöstä antamallaan uudella päätöksellä joko verkonhaltijan hakemuksesta tai Energiamarkkinaviraston omasta aloitteesta siten kuin sähkömarkkinalain 38 b :ssä säädetään. MUUTOKSENHAKU Valitusosoitus on päätöksen liitteenä 3. Päätöstä on noudatettava muutoksenhausta huolimatta. SOVELLETUT SÄÄNNÖKSET Sähkömarkkinalaki 10 1 momentti, 14 2 momentti, 38 a 1 momentti 1 kohta sekä 2 ja 3 momentti, 52 ja 55 8 momentti Ylijohtaja Riku Huttunen Ryhmäpäällikkö Simo Nurmi LIITTEET JAKELU MAKSUTTA 1. Valvontamenetelmät sähkön jakeluverkkotoiminnan ja suurjännitteisen jakeluverkkotoiminnan hinnoittelun kohtuullisuuden arvioimiseksi 1.1.2012 alkavalla ja 21.12.2005 päättyvällä kolmannella valvontajaksolla 2. Yrityskohtaisen tehostamistavoitteen määrittely 3. Valitusosoitus Asianosainen
Liite 2 - YRITYSKOHTAISEN TEHOSTAMISTAVOITTEEN MÄÄRITTELY Asianosainen: Pellon Sähkö Oy Liittyy päätökseen dnro: 945/430/2010 Energiamarkkinavirasto on määrittänyt 1.1.2012 alkavalla ja 31.12.2015 päättyvällä valvontajaksolla sovellettavan sähkön jakeluverkkotoiminnan yrityskohtaisen tehostamistavoitteen käyttäen liitteessä 1 kuvattua menetelmää sekä alla esitettyjä lähtötietoja. Käytetyt lähtötiedot perustuvat asianosaisen Energiamarkkinavirastolle ilmoittamiin tilinpäätöstietoihin ja sähköverkkotoiminnan tunnuslukuihin. 1 YRITYSKOHTAISEN TEHOSTAMISPOTENTIAALIN MITTAAMINEN 2 LÄHTÖTIEDOT Sähkömarkkinalain 38 a :ää koskevan hallituksen esityksen (HE 1172/2004 vp) mukaan tehostamistavoitteen asettaminen edellyttää verkonhaltijan nykyisen tehostamispotentiaalin arviointia tehokkuusmittauksen avulla. Tehokkuusmittauksen tavoitteena on selvittää eroja yritysten välisessä kustannustehokkuudessa ja kunkin yrityksen tehostamispotentiaali suhteessa tehokkaimpiin saman toimialan yrityksiin. Yrityskohtaisen tehostamistavoitteen tulee perustua yrityksen havaittuun tehostamispotentiaaliin. Energiamarkkinavirasto käyttää tehokkuusmittauksessa StoNED-menetelmää. (engl. Stochastic Nonsmooth Envelopment of Data ). Kolmannella valvontajaksolla käytetään yrityskohtaisen tehostamistavoitteen laskennassa verkonhaltijan Energiamarkkinavirastolle ilmoittamia vuosien 2005-2010 valvontatietoja. Lähtötiedot muodostuvat panos-, tuotos- ja toimintaympäristömuuttujista. 2.1 Panosmuuttujat Panosmuuttujina käytetään verkonhaltijan tehostamiskustannuksia, jotka muodostuvat kontrolloitavissa olevien operatiivisten kustannusten ja keskeytyskustannusten puolikkaan summasta. Verkonhaltijan kontrolloitavissa oleviin operatiivisiin kustannuksiin tehostamiskustannuksissa sisältyvät erät on esitetty vahvistuspäätöksen liitteen 1 (Valvontamenetelmät sähkön jakeluverkkotoiminnan ja suurjännitteisen jakeluverkkotoiminnan hinnoittelun kohtuullisuuden arvioimiseksi 1.1.2012 alkavalla ja 31.12.2015 päättyvällä kolmannella valvontajaksolla) kappaleessa 6.6.2.1. Taulukossa 1 on esitetty asianosaisen tehostamiskustannusten mukaiset kontrolloitavissa olevat operatiiviset kustannukset vuosina 2005-2010.
Kontrolloitavissa olevat operatiiviset kustannukset (tuhatta euroa) Muut ostot tilikauden Taulukko 1. Asianosaisen tehostamiskustannusten mukaiset kontrolloitavissa olevat operatiiviset kustannukset vuosina 2005-2010 -0,12-0,01-0,13-0,02-1,87 0,00 aikana +/- Varastojen muutos 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 + Henkilöstökulut -17,29-16,59-15,35-23,80-21,05-29,42 + Vuokrakulut 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 + Verkkovuokrat ja verkon leasingmaksut siltä osin kun sisältävät käytön ja kunnossapidon kustannuksia 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 + Muut ulkopuoliset palvelut -54,82-45,87-48,07-61,46-51,88-54,63 + Sisäiset kulut 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 + Muut liiketoiminnan muut kulut -14,86-15,98-14,13-19,74-22,50-29,00 + Maksetut vakiokorvaukset, elleivät sisälly muihin kustannuksiin 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 - Valmistus omaan käyttöön 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Oikaisuerät = Kontrolloitavissa olevat operatiiviset kustannukset yhteensä = Kontrolloitavissa olevat operatiiviset kustannukset yhteensä korjattuna vuoden 2010 rahanarvoon Panostekijänä käytettäviin operatiivisiin kustannuksiin tehdyt oikaisut -87,09-78,45-77,69-105,02-97,30-113,04-93,10-95,54-84,54-81,74-106,23-98,18-113,04-96,55 Verkonhaltijan sähkönjakelun keskeytysten aiheuttaman haitan arvostamisessa on käytetty vahvistuspäätöksen liitteen 1 kappaleessa 6.5.1 ilmoitettuja hintoja ja samassa kappaleessa määritettyjä laskentamenetelmiä. Taulukossa 2 on esitetty asianosaisen tehostamiskustannusten mukaiset keskeytyskustannukset vuosina 2005-2010.
Taulukko 2. Asianosaisen tehostamiskustannusten mukaiset keskeytyskustannukset vuosina 2005-2010 Sähkön toimituksen keskeytyksistä aiheutunut keskeytyskustannus (tuhatta euroa) odottamattomista keskeytyksistä aiheutunut vuosienergioilla painotettu keskeytysaika, h odottamattomista keskeytyksistä aiheutunut vuosienergioilla painotettu keskeytysmäärä, kpl suunnitelluista keskeytyksistä aiheutunut vuosienergioilla painotettu keskeytysaika, h suunnitelluista keskeytyksistä aiheutunut vuosienergioilla painotettu keskeytysmäärä, kpl aikajälleenkytkennöistä aiheutunut vuosienergioilla painotettu keskeytysmäärä, kpl pikajälleenkytkennöistä aiheutunut vuosienergioilla painotettu keskeytysmäärä, kpl Loppukäyttäjille luovutettu sähköenergia, 0.4 kv verkko, GWh Loppukäyttäjille luovutettu sähköenergia, 1-70 kv verkko, GWh Loppukäyttäjille luovutettu sähköenergia, 0,4 kv ja 1-70 kv verkko yheensä, GWh Keskeytyskustannus kyseisen vuoden rahanarvossa 0,43 0,25 0,46 5,23 0,85 1,00 1,37 1,45 1,46 1,15 3,64 2,95 1,83 2,08 0,00 0,28 0,00 0,59 0,30 0,40 0,26 0,00 0,17 0,00 0,24 0,45 0,30 0,19 5,45 8,28 12,17 6,29 6,29 13,06 8,59 5,61 5,01 2,07 2,21 4,29 4,25 3,91 22,25 22,44 22,28 21,79 21,75 22,49 22,17 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 22,25 22,44 22,28 21,79 21,75 22,49 22,17 39,13 47,14 54,55 192,95 65,68 91,91 81,89
Keskeytyskustannuksen puolikas kyseisen vuoden rahanarvossa Keskeytyskustannuksen puolikas vuoden 2010 rahanarvossa 2.2 Tuotosmuuttujat 19,57 23,57 27,27 96,47 32,84 45,95 40,95 21,47 25,40 28,70 97,59 33,14 45,95 42,04 Tuotosmuuttujina käytetään verkonhaltijan kulutukseen ja verkkoihin siirretyn energian määrää, sähköverkon kokonaispituutta ja asiakasmäärää. Tuotosmuuttujista energian määrä on painotettu eri jännitetasojen (0,4, 1-70 ja 110 kv) keskimääräisillä valtakunnallisilla siirtohinnoilla, siten että painokertoimet on kiinnitetty vuosien 2005-2010 keskimääräiselle tasolle. Taulukkossa 3 on esitetty nämä painokertoimet ja taulukossa 4 a. ja b. asianosaisen loppukäyttäjille ja toisille verkonhaltijoille siirtämä energiamäärä jännitetasoittain vuosina 2005-2010. Taulukko 3. Energian määrän painokertoimet jännitetasoittain Jännitetaso Painokerroin 0,4 kv 1 1-70 kv 0,43174 110 kv 0,27110 Taulukko 4 a. Asianosaisen loppukäyttäjille siirtämä energiamäärä jännitetasoittain vuosina 2005-2010 Loppukäyttäjille siirretty energiamäärä (GWh) 0,4 kv 22,25 22,44 22,28 21,79 21,75 22,49 22,17 1-70 kv 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 110 kv 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Taulukko 4 b. Asianosaisen toisille verkonhaltijoille siirtämä energiamäärä jännitetasoittain vuosina 2005-2010 Toisille verkonhaltijoille siirretty energiamäärä (GWh) 0,4 kv 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1-70 kv 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 110 kv 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Tuotosmuuttujista sähköverkon kokonaispituus ja asiakasmäärä ovat verkonhaltijan Energiamarkkinavirastolle ilmoittamien valvontatietojen ja vuosilta 2005-2010. Taulukossa 5 on esitetty asianosaisen sähköverkon kokonaispituus
jännitetasoittain vuosina 2005-2010 ja taulukossa 6 asianosaisen asiakasmäärä jännitetasoittain vuosina 2005 - ja 2010. Taulukko 5. Asianosaisen sähköverkon kokonaispituus jännitetasoittain vuosina 2005-2010 Verkkopituus (kilometriä) 0,4 kv 84,60 86,20 86,50 88,20 88,70 89,00 87,20 1-70 kv 46,00 46,00 46,00 47,40 47,50 47,50 46,73 110 kv 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Verkkopituus yhteensä 130,60 132,20 132,50 135,60 136,20 136,50 133,93 Taulukko 6. Asianosaisen asiakasmäärä jännitetasoittain vuosina 2005-2010 Asiakasmäärä (asiakasta) 0,4 kv 1477 1453 1464 1472 1472 1468 1467,67 1-70 kv 0 0 0 0 0 0 0,00 110 kv 0 0 0 0 0 0 0,00 Asiakasmäärä yhteensä 1477 1453 1464 1472 1472 1468 1467,67 2.3 Toimintaympäristömuuttuja Tuotosmuuttujia täydennetään toimintaympäristömuuttujalla, joka kuvaa paremmin erityyppisen verkkotoiminnan eroja taajama- ja kaupunkiolosuhteissa. Toimintaympäristöä kuvaavana muuttujana käytetään keskijänniteverkon (1-70 kv) maakaapelointiastetta. Tehostamistavoitteen määrittelyssä toimintaympäristömuuttujasta käytetään vuosien 2005-2010 a. Asianosaisen keskijänniteverkon maakaapelointiaste vuosina 2005-2010 on esitetty taulukossa 7. Taulukko 7. Asianosaisen keskijänniteverkon (1-70 kv) maakaapelointiaste vuosina 2005-2010 Maakaapelointiaste 1-70 kv 9,50 10,07 10,07 11,85 11,87 11,89 10,88 2.4 Inflaatiokorjauksen indeksiluvut Tehostamiskustannusten panosmuuttuja-arvojen inflaatiokorjauksessa on valvontamenetelmien normaalista käytännöstä poiketen käytetty saman vuoden kuluttajahintaindeksin pistelukua (huhti - kesäkuun pistelukujen ). Tämä johtuu siitä, että lähtötason laskennassa käytettävien vuosien (2005-2010) osalta
kuluttajahintaindeksin pisteluvut tunnetaan kustannusrintaman estimointihetkellä. Taulukossa 8 on esitetty inflaatiokorjauksessa käytetyt indeksiluvut yhden desimaalin tarkkuudella, laskennassa on käytetty tarkkoja arvoja. Taulukko 8. Panosmuuttuja-arvojen indeksikorjauksessa käytetyt indeksiluvut Indeksikorjauksessa käytetyt 2005 2006 2007 2008 2009 2010 indeksiluvut Indeksipisteluku (1995 = 100) 114,7 116,8 119,6 124,4 124,7 125,8 3 VERKONHALTIJAKOHTAINEN TEHOSTAMISTAVOITE Verkonhaltijakohtainen tehostamistavoite on laskettu tämän liitteen 2 kappaleessa 2 esitettyjen lähtötietojen perusteella käyttäen liitteessä 1 esitettyjä menetelmiä. Asianosaisen tehostamiskustannuksiin kohdistuu vuosina 2012-2015 verkonhaltijakohtainen tehostamistavoite 1,93%, joka sisältää sekä yrityskohtaisen, että yleisen tehostamistavoitteen.