Liite 2 - YRITYSKOHTAISEN TEHOSTAMISTAVOITTEEN MÄÄRITTELY Asianosainen: Järvi-Suomen Energia 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 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). 2 LÄHTÖTIEDOT 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.
Taulukko 1. Asianosaisen tehostamiskustannusten mukaiset kontrolloitavissa olevat operatiiviset kustannukset vuosina 2005-2010 Kontrolloitavissa olevat operatiiviset kustannukset (tuhatta euroa) Muut ostot tilikauden aikana -1,42-1,30-14,53-7,66-1,93-1,64 +/- Varastojen muutos 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 + Henkilöstökulut -1398,01-1530,27-1563,88-1564,64-1677,31-1834,91 + Vuokrakulut -216,77-217,46-209,91-191,43-270,85-230,44 + Verkkovuokrat ja verkon leasingmaksut siltä osin kun sisältävät käytön ja kunnossapidon kustannuksia + Muut ulkopuoliset palvelut 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00-242,68-183,87-243,84-125,84-160,49-45,89 + Sisäiset kulut 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 + Muut liiketoiminnan muut kulut + Maksetut vakiokorvaukset, elleivät sisälly muihin kustannuksiin -7913,35-7869,68-9151,81-9224,00-9889,81-13982,41-7,98-84,71-47,62 0,00 - Valmistus omaan käyttöön 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Oikaisuerät 17,71 = Kontrolloitavissa olevat operatiiviset kustannukset yhteensä = Kontrolloitavissa olevat operatiiviset kustannukset yhteensä korjattuna vuoden 2010 rahanarvoon Panostekijänä käytettäviin operatiivisiin kustannuksiin tehdyt oikaisut -9780,21-9869,58-11231,59-11113,57-12000,40-16095,28-11681,77-10729,52-10635,93-11816,96-11241,62-12109,46-16095,28-12104,79 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 keskeytyskustannus (tuhatta euroa) odottamattomista keskeytysaika, h odottamattomista keskeytysmäärä, kpl suunnitelluista keskeytysaika, h suunnitelluista 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 2,07 2,82 1,91 3,36 0,93 7,81 3,15 3,49 3,92 3,65 3,17 1,95 4,32 3,42 0,59 0,40 0,48 0,46 0,45 0,44 0,47 0,17 0,28 0,35 0,28 0,29 0,33 0,28 6,07 5,67 8,90 6,54 4,43 9,55 6,86 13,24 10,69 14,31 10,94 9,91 15,10 12,37 859,57 957,36 878,76 857,23 922,07 993,31 911,38 229,65 184,08 260,44 240,44 208,74 224,67 224,67 1089,22 1141,44 1139,20 1097,67 1130,80 1217,97 1136,05
kyseisen vuoden rahanarvossa 5553,65 6624,58 6170,92 7495,92 3664,93 17204,97 7785,83 Keskeytyskustannuksen puolikas kyseisen vuoden rahanarvossa Keskeytyskustannuksen puolikas vuoden 2010 rahanarvossa 2776,83 3312,29 3085,46 3747,96 1832,47 8602,49 3892,92 3046,36 3569,48 3246,27 3791,14 1849,12 8602,49 4017,48 2.2 Tuotosmuuttujat 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 859,57 957,36 878,76 857,23 922,07 993,31 911,38 1-70 kv 229,65 184,08 260,44 240,44 208,74 224,67 224,67 110 kv 7,66 8,01 8,44 8,46 7,69 9,09 8,23 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 0,03 0,00 0,02 0,00 0,59 0,01 0,11 110 kv 0,00 0,19 0,00 0,00 0,04 0,61 0,14
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 16024,00 16414,00 16981,30 17125,50 17470,90 17729,50 16957,53 1-70 kv 8555,00 8569,00 8597,30 8568,20 8615,20 8619,80 8587,42 110 kv 405,30 405,30 405,30 409,70 409,70 418,80 409,02 Verkkopituus yhteensä 24984,30 25388,30 25983,90 26103,40 26495,80 26768,10 25953,97 Taulukko 6. Asianosaisen asiakasmäärä jännitetasoittain vuosina 2005-2010 Asiakasmäärä (asiakasta) 0,4 kv 93183 94596 96118 97346 98131 99257 96438,50 1-70 kv 51 54 55 54 54 54 53,67 110 kv 2 2 2 2 2 2 2,00 Asiakasmäärä yhteensä 93236 94652 96175 97402 98187 99313 96494,17 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 1,50 1,55 1,64 1,71 1,81 1,89 1,68
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 indeksiluvut 2005 2006 2007 2008 2009 2010 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 1,20%, joka sisältää sekä yrityskohtaisen, että yleisen tehostamistavoitteen.