Transmission Revenue Proposal Public Forum 9 July 2014

Lance Balcombe, CEO

Wayne Tucker, GM Strategic Asset Management 

Bess Clark, GM Strategy & Stakeholder Relations 

• Introducing TasNetworks• Tasmanian context• Transmission revenue proposal• Summary

2

Agenda

3

On 1 July 2014 responsibilities changed

• Merger of – Aurora’s distribution and telecommunications networks– Transend’s transmission and telecommunications networks

• Merger will deliver savings for customers• Transmission revenue proposal includes immediate savings• We will continue to seek further savings

4

TasNetworks

Purpose

Vision

Trusted  by our customers to deliver today and create a better tomorrow

Trusted  by our customers to deliver today and create a better tomorrow

We deliver electricity and telecommunications network services, creating value for our customers, our owners and our communityWe deliver electricity and telecommunications network services, creating value for our customers, our owners and our community

We understand our customers 

by making them central to all we do

We understand our customers 

by making them central to all we do

Customers

We enable our people to deliver value

We enable our people to deliver value

We care for our assets, delivering safe and reliable network services while 

transforming our business 

We care for our assets, delivering safe and reliable network services while 

transforming our business 

People One business

• Customer net promoter score

• Customer net promoter score

• Culture score• Engagement score• Culture score• Engagement score

• Zero Harm• Network service performance 

maintained• Sustainable cost reduction

• Zero Harm• Network service performance 

maintained• Sustainable cost reduction

Sustaina

ble shareh

olde

r outcomes: 

•Re

turns o

n assets & equ

ity•

Divide

nds

•Co

rporate repu

tatio

n & su

stainability indices

Sustaina

ble shareh

olde

r outcomes: 

•Re

turns o

n assets & equ

ity•

Divide

nds

•Co

rporate repu

tatio

n & su

stainability indices

To deliver our vision....

Strategic   

Objectiv

esStrategic   

Measures

• Voice of the Customer program• Framework for predictable & 

sustainable pricing

• Voice of the Customer program• Framework for predictable & 

sustainable pricing

• TasNetworks Culture program• TasNetworks Leadership 

program

• TasNetworks Culture program• TasNetworks Leadership 

program

‘One TasNetworks’ program:• governance frameworks• business systems• condition‐& risk‐based asset 

management capability

‘One TasNetworks’ program:• governance frameworks• business systems• condition‐& risk‐based asset 

management capabilityInitiatives

5

6

7

Electricity supply chain

8

Energy transmitted (GWh)

9,000

9,500

10,000

10,500

11,000

11,500

12,000

12,500

13,000

13,500

14,000

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Tasmania

Tas + export

The export component highlights the vital role that Transend’s network plays in delivering energy to mainland consumers

9

Maximum demand (MW)

0

500

1000

1500

2000

2500

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

TASMANIA BASSLINK

10

Loss of supply eventsTransmission > 0.1 system minutes

YTD

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

• Add value to our service– Maintain reliability – Improve customer relationships– Work together to develop solutions– Customer charter

• Consumer engagement activities– Survey– Focus groups– Many consumers want to know more and be involved

• A continuing focus of TasNetworks

11

Customer focus

12

Example of customer consultationBurnie Substation

Savage River Substation

Burnie Substation

Proposed 110 kV 

redevelopment 

Que Substation

Farrell Substation 

N/O

NitrogenQue Substation

Waratah  Tee

Hampshire substation

22 kV IBIS 

N/O

Farrell Substation 

Hampshire Substation

LEGEND

110 kV 22 kV 

N/O           Normally open

Savage River Substation

13

Revenue proposal objectives• Reduce the cost of transmission in Tasmania while at least 

maintaining service levels• Costs:

– based on future efficiencies, including from merger – achieve real cost reductions

• Service targets:– at least maintain level of service, extract higher performance from 

current assets– agree appropriate levels of security and reliability with customers for 

dedicated assets

• lower transmission prices to support customer sustainability• at least maintain the present level of service but at lower cost• reflect the impact of lower demand in future plans• maximise the way we use assets rather than building more• set tougher efficiency targets• reduce our rate of return • reduce the regulated asset value

14

Customer feedback themes

Supporting lower prices for consumers• Since the transitional revenue proposal and decision we have 

considered customer feedback – including adopting the AER’s view on cost of capital– further opex and capex reductions– further reduced our economic depreciation – permanently forgone $37 million under‐recovered allowable revenue

• Our revenue proposal is lower than AER March decision outcome– we have used our lower revenue figure to set prices for 2014‐15 

rather than use the transitional decision revenue

Full revenue proposal (31 May submission)

15

16

Capex

Projects Needs Potential solutions Customer consultation Preferred solution

Governance Robust internal approval process External engagement and consultation Project monitoring and control

Program Optimise projects, costs, timing, impacts

17

Capex methodology

Capital investment is halving ($m 2013‐14)

18

19

Capex incurred over the longer term ($m 2013‐14)

1400

1500

1600

1700

1800

1900

2000

2100

2200

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029Year

20

Winter maximum demand forecast

MW

AEMO 2014

2014 Med

2014 Low

Historic

21

Capex profile by type$m June 2014

22

Development projects > $5 million$41 m of $56 m total

Project Description Estimated cost ($m) Completion Category

Waddamana - Palmerston 220 kV Security Augmentation

21 2018–19 Augmentation

Newton - Queenstown Security Augmentation

14 2016–17 Augmentation

Rosebery Substation transformer capacity augmentation

6 2016–17 Connection

23

Renewals:Transmission line insulator replacements

• We spent $115 million (17%) less than the allowance in the previous period ($2013‐14)

• We are forecasting significant reductions for 2014‐19 (expenditure is halving)

• The ongoing program reflects a continuing need to manage risks, renew assets and deliver a reliable electricity supply

24

Capex summary

25

Opex

26

24/7 control room Annual cost ($2014)

Base:2012‐13

$5.2

Step: New responsibilities from market operator

$0.4

Trend: Labour & growth escalation

Minimal

Productivity target ‐ efficiencies >$0.6

Total = real decrease $5.0

Operating expenditure methodology

Working hard to achieve opex reductions ($m 2013‐14)

27

28

Controllable opex reductions ($June 2014)

$7.9m

• We spent nearly $40 million (14%) less than our allowance in the previous period ($2013‐14)

• Forecasting operating expenditure to reduce further in real terms

• Setting challenging operating expenditure targets and we will work hard to achieve them

• Not compromising safety and reliability 

29

Opex summary

30

Revenue & pricing

• WACC ‐ based on a benchmark business (as per the Rules)• Will be updated based on interest rates during the agreed 

observation period• Transitioning to a rolling 10 year average cost of debt (as per 

AER guidelines)• We’ve accepted the AER’s cost of equity parameters• We’ve accepted the AER’s gamma for calculating the tax 

allowance• Expert evidence suggests higher parameters

31

Rate of return (weighted average cost of capital)

32

Total revenue ($m nominal)

33

Reducing the cost of transmission:Average impact of Revenue Proposal ($/MWh)

34

Price impact (weighed average $ nominal)

2013–14Impact on annual charge

2014–15 2015–16 2016–17 2017–18 2018–19

ResidentialTotal $2,256

‐$54 +$4 +$1 +$5 +$5Transmission $338

Small businessTotal $3,782

‐$91 +$7 +$2 +$8 +$8Transmission $567

% change in transmission component ‐16.0% +1.4% +0.5% +1.7% +1.6%

• Incentives to reduce costs and maintain or improve service• Service target performance incentive scheme (STPIS)

– Service– Market impact– Network capability

• Expenditure– Opex: Efficiency benefit sharing scheme (EBSS)– Capex: Capex expenditure sharing scheme (CESS)

35

Incentive schemes

• We are confident that the revenue proposal strikes the right balance for Tasmania’s future– we have listened to customers – we will maintain reliability and reduce our costs and revenue

• Transmission customer charges are falling • Customer engagement will continue

– TasNetworks’ 5 year corporate plan– annual planning report forums – ongoing account management, engagement and briefings 

• Supporting our vision:  trusted by our customers to deliver today and create a better tomorrow

Summary

36

• Revenue proposal materials & annual planning reports• www.tasnetworks.com.au

• 2014 Revenue Reset Project Manager• Michael Seddon• Michael.Seddon@tasnetworks.com.au• 6271 6736

• GM Strategy & Stakeholder Relations• Bess Clark• Bess.Clark@tasnetworks.com.au• 6271 6009

37

More information

38