Ceny a rizika při dodávce elektřiny pro konečné zákazníky

České vysoké učení technické v Praze Fakulta elektrotechnická Katedra ekonomiky, manažerství a humanitních věd

Ceny a rizika při dodávce elektřiny pro konečné zákazníky

Bc. Jan Knára

Obsah: Úvod...............................................................................................................................3 1

Typy měření u zákazníků, převzetí odpovědnosti za odchylku, rozdělení

zákazníků .......................................................................................................................4 1.1 1.1.1

Měření typu A ........................................................................................5

1.1.2

Měření typu B ........................................................................................6

1.1.3

Měření typu C ........................................................................................6

1.2

Režim vlastní odpovědnosti za odchylku ..............................................7

1.2.2

Režim přenesené odpovědnosti za svou odchylku.................................7

1.2.3

Výpočet odchylek ..................................................................................7

1.2.4

Výtah z cenového rozhodnutí ERU č. 9/2007 .......................................9 Rozdělení zákazníků podle rovnoměrnosti diagramu spotřeby .....................9

1.3.1

Roční diagram spotřeby .......................................................................10

1.3.2

Týdenní diagram spotřeby ...................................................................13

1.3.3

Diagram spotřeby v pracovním dnu.....................................................15

Způsob obsluhy konečných zákazníků ................................................................20 2.1

Popis standardních produktových řad ..........................................................20

2.2

Diagram dodávky.........................................................................................21

2.2.1

Kombinace PEAK LOAD a BASE LOAD .........................................21

2.2.2

Kombinace PEAK LOAD, BASE LOAD a WEEKEND....................22

2.2.3

Kombinace BASE, HT a LT ................................................................22

2.2.4

Pouze HT .............................................................................................23

2.2.5

Pouze BASE.........................................................................................23

2.2.6

Kombinace BASE LOAD a BASE LOAD-WD..................................24

2.2.7

Specifický diagram ..............................................................................24

2.3

3

Převzetí odpovědnosti za odchylku ...............................................................6

1.2.1

1.3

2

Typy měření u zákazníků...............................................................................4

Predikce spotřeby elektrické energie ...........................................................25

2.3.1

Predikce s větším počtem odběratelů...................................................25

2.3.2

Predikce s menším počtem odběratelů.................................................26

Metody a techniky rozkladu diagramu spotřeby..................................................28 3.1 3.1.1

Cenotvorba...................................................................................................28 Výběrové řízení....................................................................................28

1

3.2 3.2.1

Popis odběratelů...................................................................................30

3.2.2

Otevřená pozice ...................................................................................31

3.2.3

Výpočet jednoduchým rozkladem – Odběratel A................................31

3.2.4

Výpočet jednoduchým rozkladem – Odběratel B ................................33

3.2.5

Výpočet jednoduchým rozkladem – Odběratel C ................................34

3.3

Výpočet ceny specializovaným softwarem..................................................36

3.3.1

X-energie..............................................................................................37

3.3.2

Product Optimizer................................................................................37

3.3.3

Price Evaluator.....................................................................................40

3.4

4

Stanovení ceny jednoduchým rozkladem diagramu ....................................29

Struktura konečné ceny pro zákazníka ........................................................43

3.4.1

Poplatek za systémové služby..............................................................44

3.4.2

Poplatek za přenos distribuční soustavě ..............................................44

3.4.3

Poplatek za rezervovanou kapacitu......................................................44

3.4.4

Poplatky na podporu obnovitelných zdrojů energie ............................45

3.4.5

Poplatky za činnost Operátora trhu s elektřinou ..................................45

3.4.6

Struktura celkové platby za elektrickou energii...................................46

Rizika spojená s cenotvorbou ..............................................................................48 4.1

Volatilita cen na energetických burzách ......................................................48

4.1.1

Spotová cena ........................................................................................48

4.1.2

Forwardová cena ..................................................................................50

4.1.3

Porovnání rizika spotových a forwardových obchodů.........................53

4.2

Kursová rizika..............................................................................................53

4.2.1

Hedging užitím Forwardu ....................................................................55

4.2.2

Hedging užitím Long Call opce...........................................................55

4.2.3

Hedging užitím Short Put opce ............................................................56

4.2.4

Hedging užitím Syntetického Forwardu ..............................................57

4.2.5

Hedging užitím Swapu.........................................................................58

4.3

Rizika nedodržení diagramu ........................................................................59

4.3.1

Konstantní toleranční pás po celý rok..................................................60

4.3.2

Proměnný toleranční pás během roku..................................................61

4.3.3

Motivační toleranční pás......................................................................61

Závěr ............................................................................................................................62 Literatura:.....................................................................................................................63 2

Úvod V roce 2002 byla zahájena v České republice postupná liberalizace trhu s elektrickou energií. Česká republika tak následovala trend zemí ze západní Evropy. V současné době se liberalizace trhu s elektrickou energií šíří i do východní a jihovýchodní Evropy. Tato skutečnost umožňuje obchodníkům s elektrickou energií další rozvoj přeshraničního obchodu s elektrickou energií. Rovněž je tato příležitost motivuje rozšiřovat svá portfolia konečných zákazníků do nových, dosud z tohoto pohledu neprobádaných, zemí. Téma práce mne oslovilo především z důvodu dynamického rozvoje této oblasti elektroenergetiky a zejména odlišným přístupem jednotlivých subjektů k této problematice v jednotlivých etapách liberalizace. V České republice se nejprve obchodovalo jen v rámci nízkých, vysokých a špičkových tarifů, které později nahradil projekt největšího producenta elektrické energie v České republice ČEZ, a.s. tzv. Duhová energie. Teprve dokončení procesu liberalizace energetického trhu v České republice přineslo standardní přístup k obchodování s elektrickou energií, čímž se otevřely pro obchodníky rovnocenné možnosti a podmínky. Práci jsem tvořil z pohledu středně velkého obchodníka s elektrickou energií sídlícího v České republice, který nakupuje elektrickou energii na energetické burze a pravidelně se účastí výběrových řízení na dodávku elektrické energie pro koncové uživatele s průběhovým měřením elektrické energie. Rovněž nedisponuje žádnými vlastními energetickými zdroji. Obchodník vytváří cenu pro odběratele za pomocí historických i predikovaných dat, přičemž musí zohlednit rizika změny kursu národních měn, volatilitu ceny elektrické energie na energetických burzách i riziko nedodržení diagramu spotřeby elektrické energie.

3

1 Typy měření u zákazníků, převzetí odpovědnosti za odchylku, rozdělení zákazníků 1.1 Typy měření u zákazníků Typy měření definuje vyhláška číslo 541/2005 Sb. k zákonu 458/2000 Sb. (viz. [7]), kterou se stanoví podrobnosti měření elektřiny a předávání technických údajů. Tato vyhláška stanoví podrobnosti zajišťování měření v přenosové soustavě a v distribučních soustavách včetně jeho vyhodnocování a předávání výsledků měření a dalších nezbytných informací pro zúčtování elektřiny a dále stanoví podrobnosti způsobu předávání technických údajů ze smluv o dodávce elektřiny a naměřených a vyhodnocených údajů o skutečných dodávkách elektřiny. Zajištěním měření elektřiny je provozování, obsluha, kontrola a údržba měřících zařízení, odečítání a uchovávání údajů měření. Měřením se zjišťuje množství dodané nebo odebrané činné nebo jalové elektřiny a jeho časový průběh. Směr toku elektřiny do příslušného odběrného místa hodnoceného účastníka trhu je považován za kladný. Směr toku elektřiny z příslušného odběrného nebo předávacího místa hodnoceného účastníka trhu je považován za záporný. K měření množství elektřiny a vyhodnocení předávaného výkonu se používají: a) průběhové měření elektřiny s denním dálkovým přenosem údajů („měření typu A“) b) ostatní průběhová měření elektřiny („měření typu B“) c) ostatní měření elektřiny („měření typu C“) U průběhového způsobu měření je zaznamenávána průběžně střední hodnota výkonu za měřící interval přímo měřicím zařízením. Měření a předávání skutečných a smluvních hodnot je prováděno v zimním nebo letním čase. Posledním dnem při změně zimního času na letní je dvaceti tří hodinový den, prvním dnem při změně letního času na zimní je dvaceti pěti hodinový den.

4

Výměna měřícího zařízení, které je ve vlastnictví provozovatele přenosové soustavy nebo příslušného provozovatele distribuční soustavy, nebo jeho odebrání je prováděno provozovatelem přenosové soustavy nebo příslušným provozovatelem distribuční soustavy po předchozím oznámení dotčenému účastníkovi trhu s elektřinou. Skutečné hodnoty (hodnoty naměřené, popřípadě vypočtené na základě údajů z měření) dodávek a odběrů elektřiny a další informace nezbytné pro zúčtování dodávek a odběrů elektřiny jsou předávány provozovatelem přenosové soustavy nebo příslušným provozovatelem distribuční soustavy operátorovi trhu a poskytovány příslušnému odběrateli, popřípadě i obchodníkovi. Níže zmiňovaný § 49 odst. 2 zákona 458 zní: „Výrobci a koneční zákazníci jsou povinni na svůj náklad upravit předávací místo nebo odběrné místo pro instalaci měřícího zařízení v souladu s podmínkami obsaženými v Pravidlech provozování přenosové soustavy nebo Pravidlech provozování příslušné distribuční soustavy po předchozím projednání s provozovatelem přenosové soustavy nebo s příslušným provozovatelem distribuční soustavy.“ 1.1.1

Měření typu A Mezi jednotlivými zařízeními je povolena odchylka od jednotného času

maximálně 5 sekund. Základní vyhodnocovací interval je jedna hodina, pro hodnocení rezervované kapacity je použit čtvrthodinový interval. Za účelem zajišťování měření elektřiny jsou vybavena měřením typu A: •

předávací místa mezi přenosovou soustavou a zahraničními soustavami

•

předávací místa mezi přenosovou soustavou a distribuční soustavou s napětím vyšším než 1 kV

•

odběrná místa konečných zákazníků s odběrem elektřiny z přenosové soustavy, pokud konečný zákazník splnil povinnost podle § 49 odst. 2 zákona

•

odběrná místa konečných zákazníků s odběrem elektřiny z distribuční soustavy s napětím vyšším než 52 kV, pokud konečný zákazník splnil povinnost podle § 49 odst. 2 zákona

5

•

odběrná místa konečných zákazníků s odběrem elektřiny z distribuční soustavy s napětím od 1 kV do 52 kV včetně a s rezervovaným příkonem od 400 kW, pokud konečný zákazník splnil povinnost podle § 49 odst. 2 zákona

1.1.2

Měření typu B Povolená časová odchylka od jednotného času je maximálně 1 minuta.

Základní vyhodnocovací interval je jedna hodina, pro hodnocení rezervované kapacity je použit čtvrthodinový interval. Za účelem zajišťování měření elektřiny jsou vybavena alespoň měřením typu B: •

odběrná místa konečných zákazníků s odběrem elektřiny z distribuční soustavy s napětím od 1 kV do 52 kV včetně a s rezervovaným příkonem do 400 kW, pokud konečný zákazník splnil povinnost podle § 49 odst. 2 zákona

•

odběrná místa konečných zákazníků s odběrem elektřiny z distribuční soustavy s napětím do 1 kV s rezervovaným příkonem od 100 kW nebo s hlavním jistícím prvkem o jmenovitém proudu od 200 A od první změny dodavatele elektřiny, pokud konečný zákazník splnil povinnost podle § 49 odst. 2 zákona

1.1.3

Měření typu C Povolená časová odchylka od jednotného času je maximálně 15 minut. Odečet

je prováděn minimálně jednou za kalendářní rok. Za účelem zajišťování měření elektřiny jsou vybavena alespoň měřením typu C odběrná místa ostatních konečných zákazníků s odběrem elektřiny z distribuční soustavy s instalovaným měřením.

1.2 Převzetí odpovědnosti za odchylku V ceně za činnost Operátora trhu s elektřinou (OTE) jsou na základě zákona 458/2000 Sb. [5] dvě položky: organizování trhu s elektřinou na základě smlouvy o přístupu na trh s elektřinou organizovaný OTE a zúčtování odchylek. Obchodním prostorem pro účastníky trhu, za který se vyhodnocují a zúčtovávají odchylky, je celá Česká republika.

6

Na počátku volí účastník trhu s právem přístupu k soustavě jeden ze dvou základních režimů odpovědnosti za odchylku uskutečňovaných obchodů, čímž jsou předurčeny jeho práva a povinnosti. Prvním režimem je režim vlastní odpovědnosti za odchylku, druhým režim přenesení odpovědnosti za odchylku. Pokud účastník trhu nezvolí žádný z uvedených režimů, je jeho případná odchylka považována za neoprávněný odběr z Energetické soustavy (ES) nebo neoprávněnou dodávkou do ES. Subjektem zúčtování odchylek je dle [8] účastník trhu s elektřinou, pro kterého Operátor trhu s elektřinou na základě smlouvy o zúčtování provádí vyhodnocení, zúčtování a vypořádání odchylek. 1.2.1

Režim vlastní odpovědnosti za odchylku Režim se volí na základě smlouvy o přistoupení ke „Společným závazným

pravidlům pro vyhodnocování a zúčtování odchylek.“ Účastník se sám stává Subjektem zúčtování a je jednoznačně definován svým identifikačním číslem. Toto číslo mu je přiděleno na základě registrace u OTE. Účastník se dobrovolně zavazuje k dodržování platební kázně uvedených ve „Společných pravidlech“ (kauce, záruky, bankovní garance). Dále nese odpovědnost za svůj závazek dodat sjednané množství elektřiny do ES ČR nebo odebrat sjednané množství elektřiny z ES ČR. Subjekt zúčtování s tímto režimem se může účastnit trhů organizovaných OTE. 1.2.2

Režim přenesené odpovědnosti za svou odchylku Účastník trhu může přenést svou odpovědnost za dodávku elektrické energie

do ES ČR nebo dodání elektrické energie do ES ČR na jiný Subjekt zúčtování. Účastník trhu s tímto režimem se nemůže zúčastnit trhů organizovaných OTE. 1.2.3

Výpočet odchylek Operátor trhu prověřuje úplnost údajů a v případě nedostatků vyzve

provozovatele přenosové nebo distribuční soustavy k jejich doplnění.

7

Operátor trhu stanovuje Subjektu zúčtování hodnotu skutečné dodávky elektřiny a skutečného odběru elektřiny v každé obchodní hodině v MWh s rozlišením na 1 desetinné místo, a to jako souhrn dodávek elektřiny subjektu zúčtování do elektrizační soustavy a souhrn odběrů elektřiny subjektu zúčtování z elektrizační soustavy, zjištěný na základě údajů o skutečných dodávkách a odběrech elektřiny nebo typových diagramů. Smluvená dodávka elektřiny do elektrizační soustavy je značena kladným znaménkem a smluvený odběr z elektrizační soustavy je značen záporným znaménkem. Skutečná dodávka elektřiny do elektrizační soustavy je značena kladným znaménkem a skutečný odběr z elektrizační soustavy je značen záporným znaménkem. Za odběr elektřiny Subjektu zúčtování je považován vlastní odběr Subjektu zúčtování a odběr účastníků trhu s elektřinou, od nichž Subjekt zúčtování převzal závazek odebrat elektřinu z elektrizační soustavy. Za dodávku elektřiny Subjektu zúčtování se rozumí vlastní dodávka Subjektu zúčtování a dodávka účastníků trhu s elektřinou, od nichž Subjekt zúčtování převzal závazek dodat elektřinu do elektrizační soustavy. Odchylkou Subjektu zúčtování pro každou obchodní hodinu je součet odchylky Subjektu zúčtování za závazek dodat elektřinu do elektrizační soustavy a odchylky za závazek odebrat elektřinu z elektrizační soustavy. U smluvních přenosů elektřiny ze zahraničí a smluvních přenosů elektřiny do zahraničí je subjektem, který potvrzuje správnost údajů z těchto smluv pro účely vyhodnocování odchylek, a který má odpovědnost za odchylku od smluveného salda zahraničních výměn, provozovatel přenosové soustavy. Smluveným saldem zahraničních výměn je rozdíl mezi přenosem elektřiny ze zahraničí a přenosem elektřiny do zahraničí. Saldo je záporné, pokud je smluvní doprava elektřiny do zahraničí větší než smluvní doprava elektřiny ze zahraničí. V opačném případě je saldo kladné. Odchylky Subjektu zúčtování se vyhodnocují v MWh s rozlišením na 1 desetinné místo.

8

1.2.4

Výtah z cenového rozhodnutí ERU č. 9/2007 Toto cenové rozhodnutí ERU (viz.[6]) je ze dne 26.listopadu 2007, kterým se

stanovují ceny elektřiny a souvisejících služeb na rok 2008. Pevná vyrovnávací cena pro zúčtování rozdílů mezi hodnotami skutečné spotřeby získané na základě odečtu a hodnotami stanovenými na základě typových diagramů je: 1 617 Kč/MWh. Pevná cena za dodávku kladné regulační energie bloky, které měly v dané obchodní hodině aktivovanou pouze sekundární regulaci je 1990 Kč/MWh, tuto cenu účtuje poskytovatel regulační energie operátorovi trhu s elektřinou. Pevná cena za dodávku záporné regulační energie bloky, které měly v dané obchodní hodině aktivovanou pouze sekundární regulaci je 1 Kč/MWh, tuto cenu účtuje poskytovatel regulační energie operátorovi trhu s elektřinou. Pevné zúčtovací ceny C v Kč/MWh uplatněné operátorem trhu s elektřinou jsou: a) v případě, že v dané obchodní hodině je systémová odchylka záporná nebo rovna nule, pevná zúčtovací cena stanovena podle vzorce:

C = 1990 + 5,5 ⋅ S

(Kč / MWh )

(1.1)

S .........................absolutní hodnota systémové odchylky (MWh) b) v případě, že v dané obchodní hodině je systémová odchylka kladná, je pevná zúčtovací cena stanovena dle vzorce:

C = 1 + 3,5 ⋅ S

(Kč / MWh )

(1.2)

1.3 Rozdělení zákazníků podle rovnoměrnosti diagramu spotřeby Rozdělovat zákazníky podle diagramu spotřeby lze pouze odběratele vybavené průběhovým měřením, tedy měřením typu A nebo B. Pro stanovení roční ceny elektrické energie jak jednoproduktové, tak za pásma, je důležité posoudit nejprve roční diagram spotřeby, pak týdenní a nakonec denní pracovní.

9

1.3.1

Roční diagram spotřeby Roční diagramy spotřeby se dají rozdělit podle rovnoměrnosti odběru po celý

rok. Spotřeba může být celý rok konstantní, trvale rostoucí, závislá na okolní teplotě nebo zcela atypická. Tento druh diagramu je velmi důležitý pro pokrývání spotřeby bazickou (po celý rok konstantní) elektřinou. 1.3.1.1 Zvýšený odběr v letních měsících

450 400 350 300

kW

250 200 150 100 50 0 IX.06

X.06

XI.06

XII.06

I.07

II.07

III.07

IV.07

V.07

VI.07

VII.07

VIII.07

IX.07

Graf č. 1.3.1.1

Graf č. 1.3.1.1 je typický pro odběratele s konstantní výrobou po celý rok, kde je část výroby závislá na okolní teplotě. V teplých měsících je odběr větší v provozech, kde je třeba chladit. Spotřeba elektrické energie roste u mrazících boxů. Příkladem je potravinářská výroba.

10

1.3.1.2 Konstantní růst

1200

1000

kW

800

600

400

200

0 IX.06

X.06

XI.06

XII.06

I.07

II.07

III.07

IV.07

V.07

VI.07

VII.07

VIII.07

IX.07

Graf č. 1.3.1.2

Na Grafu č. 1.3.1.2 je patrné, že spotřeba roste v podstatě celý rok. Odběratelem je rozvíjející se firma, která se postupně rovnoměrně rozšiřuje. Příkladem může být telekomunikační společnost. Zde lze snadno přidávat menší spotřebiče bez skokového zvýšení spotřeby. 1.3.1.3 Snížený odběr v letních měsících

7

6

5

kW

4

3

2

1

0 XII.07

I.08

II.08

III.08

IV.08

IV.08

V.08

VI.08

VII.08

VIII.08

VIII.08

IX.08

X.08

XI.08

XII.08

I.09

Graf č. 1.3.1.3

Graf č. 1.3.1.3 představuje diagram, který je opakem diagramu z Grafu č. 1.3.1.1. Odběr je také závislý na teplotě, ale v letních měsících je nejmenší. Může se jednat o podnik využívající pece, například působící v hutnictví. 11

1.3.1.4 Konstantní odběr po celý rok

40

35

30

kW

25

20

15

10

5

0 XII.06

I.07

II.07

III.07

IV.07

V.07

VI.07

VII.07

VIII.07

IX.07

X.07

XI.07

XII.07

Graf č. 1.3.1.4

Špičky diagramu (Graf č. 1.3.1.4) jsou téměř konstantní po celý rok, je tedy ideální jak pro spotřebitele, tak pro dodavatele. Dlouhodobé poklesy v diagramu reprezentují celozávodní letní dovolenou a vánoční svátky. Špičkový výkon je po celý rok konstantní. Je to příklad provozu, kde se montují dohromady velké díly, například montážní továrna automobilky. 1.3.1.5 Netypický diagram

7

6

5

kW

4

3

2

1

0 VI.06

VII.06

VIII.06

IX.06

X.06

XI.06

XII.06

I.07

II.07

III.07

IV.07

V.07

VI.07

VII.07

VIII.07

Graf č. 1.3.1.5

Tento diagram (Graf č. 1.3.1.5) je jen těžko předpověditelný. Je běžný pro provozy, které se teprve staví, uvádí do provozu, nebo přímo pro stavební firmy.

12

U stavebních společností jsou zapínány velké spotřebiče podle aktuálního stavu výstavby a potřeby. 1.3.2

Týdenní diagram spotřeby Z diagramů spotřeby lze určit, zda jsou pracovní dny přes celý týden stejné a

jaký je rozdíl mezi pracovními dny a víkendy. U většiny odběrů jsou pracovní dny jasně odlišené od víkendových. Často se také vyskytuje částečný sobotní provoz. 1.3.2.1

Bez víkendového provozu

3,0 2,5

MW

2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 20.1.08

21.1.08

22.1.08

23.1.08

24.1.08

25.1.08

26.1.08

27.1.08

28.1.08

29.1.08

29.11.08

30.11.08

1.12.08

2.12.08

25.11.06

26.11.06

27.11.06

28.11.06

Graf č. 1.3.2.1a 6 5

MW

4 3 2 1 0 23.11.08

24.11.08

25.11.08

26.11.08

27.11.08

28.11.08

Graf č. 1.3.2.1b 350 300

kW

250 200 150 100 50 0 19.11.06

20.11.06

21.11.06

22.11.06

23.11.06

24.11.06

Graf č. 1.3.2.1c

13

Grafy č.1.3.2.1a až 1.3.2.1c jsou diagramy typické pro většinu spotřebitelů. Pět pracovních dnů je znatelně odlišeno od dvou víkendových. Na Grafu č. 1.3.2.1b lze vypozorovat částečný sobotní provoz. 1.3.2.2 S víkendovým provozem

1,2 1

MW

0,8 0,6 0,4 0,2 0 16.4.06

17.4.06

18.4.06

19.4.06

20.4.06

21.4.06

22.4.06

23.4.06

24.4.06

25.4.06

15.3.08

16.3.08

17.3.08

18.3.08

Graf č. 1.3.2.2a 25

MW

20 15 10 5 0 9.3.08

10.3.08

11.3.08

12.3.08

13.3.08

14.3.08

Graf č. 1.3.2.2b

V obou diagramech nelze rozeznat, který den je všední a který víkendový nebo sváteční. Graf č. 1.3.2.2a reprezentuje mlékárenskou výrobu, kde probíhá každodenní dojení, tedy činnost, která se musí provézt bez ohledu na to, zda je den pracovní, nebo sváteční. Graf č. 1.3.2.2b je typický diagram pro chemickou regulovatelnou výrobu, která není plně závislá na přítomnosti zaměstnanců, může být plně i částečně automatizovaná.

14

1.3.2.3 Bez rozlišení dnů v týdnu

200 160

kW

120 80 40 0 29.4.07

30.4.07

1.5.07

2.5.07

3.5.07

4.5.07

5.5.07

6.5.07

7.5.07

8.5.07

Graf č. 1.3.2.3

Tento typ diagramu (Graf č. 1.3.2.3) odpovídá vodnímu čerpadlu, které v případě potřeby spíná nebo vypíná. Podobně jako diagram z Grafu č. 1.3.1.5 je i tento těžko predikovatelný. 1.3.3

Diagram spotřeby v pracovním dnu Denní diagram spotřeby pracovních dnů je velmi důležitý pro výběr

špičkových časových pásem. Nejčastější obchodované produkty pro pracovní dny ve špičkách jsou High Tarif (06:00 až 22:00) a PEAK (08:00 až 20:00). Blíže o standardních produktech viz. kapitola 2.1 Popis standardních produktových řad. 1.3.3.1 High Tarif

3,0 2,5

MW

2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 22:00

0:00

2:00

4:00

6:00

8:00

10:00

12:00

14:00

Graf č. 1.3.3.1a

15

16:00

18:00

20:00

22:00

0:00

2:00

2,5

MW

2 1,5 1 0,5 0 22:00

0:00

2:00

4:00

6:00

8:00

10:00

12:00

14:00

16:00

18:00

20:00

22:00

0:00

2:00

16:00

18:00

20:00

22:00

0:00

2:00

Graf č. 1.3.3.1b 120 100

kW

80 60 40 20 0 22:00

0:00

2:00

4:00

6:00

8:00

10:00

12:00

14:00

Graf č. 1.3.3.1c

Tyto diagramy (Grafy č. 1.3.3.1a až 1.3.3.1c) odpovídají období pracovní špičky mezi 06:00 až 22:00. Jde o typický dvousměnný provoz (dvě osmihodinové směny). Mezi Grafy č. 1.3.3.1b a č. 1.3.3.1c je patrný poměrový rozdíl mezi špičkovou a mimošpičkovou spotřebou. Tento rozdíl je způsoben různými koncepcemi a technologiemi výroby nebo produkce. 1.3.3.2 PEAK

1

MW

0,8 0,6 0,4 0,2 0 22:00

0:00

2:00

4:00

6:00

8:00

10:00

12:00

14:00

Graf č. 1.3.3.2a

16

16:00

18:00

20:00

22:00

0:00

2:00

360

kW

270

180

90

0 22:00

0:00

2:00

4:00

6:00

8:00

10:00

12:00

14:00

16:00

18:00

20:00

22:00

0:00

2:00

Graf č. 1.3.3.2b

Tyto diagramy (Grafy č. 1.3.3.2a a 1.3.3.2b) odpovídají období pracovní špičky mezi 08:00 až 20:00. Reprezentují jednu dvanáctihodinovou směnu. 1.3.3.3 Celodenní provoz

10

MW

8 6 4 2 0 22:00

0:00

2:00

4:00

6:00

8:00

10:00

12:00

14:00

16:00

18:00

20:00

22:00

0:00

2:00

16:00

18:00

20:00

22:00

0:00

2:00

Graf č. 1.3.3.3a 25

MW

20 15 10 5 0 22:00

0:00

2:00

4:00

6:00

8:00

10:00

12:00

14:00

Graf č. 1.3.3.3b

17

4

MW

3

2

1

0 22:00

0:00

2:00

4:00

6:00

8:00

10:00

12:00

14:00

16:00

18:00

20:00

22:00

0:00

2:00

Graf č. 1.3.3.3c

Tyto provozy (Grafy č. 1.3.3.3a až 1.3.3.3c) mají po celý den stejný odběr. Tato situace je buď způsobena provozem trojsměnným (čtyřsměnným), případně částečně nebo plně automatizovaným. Opticky mají Grafy č. 1.3.3.3a a 1.3.3.3b menší odchylku od konstantní spotřeby než Graf č. 1.3.3.3c. Jejich relativní odchylka je skutečně menší. Pro absolutní hodnotu odchylky to ale neplatí. Největší absolutní odchylku od konstantního průběhu má Graf č. 1.3.3.3b. Tato skutečnost je způsobena měřítkem osy y reprezentující výkon elektrické energie v MW. 1.3.3.4 Netypický provoz

6 5

MW

4 3 2 1 0 22:00

0:00

2:00

4:00

6:00

8:00

10:00

12:00

14:00

16:00

18:00

20:00

22:00

0:00

2:00

18:00

20:00

22:00

0:00

2:00

Graf č. 1.3.3.4a 1,2 1

MW

0,8 0,6 0,4 0,2 0 22:00

0:00

2:00

4:00

6:00

8:00

10:00

12:00

14:00

Graf č. 1.3.3.4b

18

16:00

0,35 0,3

MW

0,25 0,2 0,15 0,1 0,05 0 22:00

0:00

2:00

4:00

6:00

8:00

10:00

12:00

14:00

16:00

18:00

20:00

22:00

0:00

2:00

Graf č. 1.3.3.4c

Tyto diagramy (Grafy č. 1.3.3.4a až 1.3.3.4c) se nepřibližují k žádnému z předchozích. Špička kulminuje v jednom okamžiku, zcela chybí nebo je vícenásobná. Tyto diagramy se nejčastěji vyskytují zpravidla u menších odběratelů.

19

2 Způsob obsluhy konečných zákazníků 2.1 Popis standardních produktových řad Diagramy spotřeby se pokrývají pomocí standardních produktů (Graf č. 2.1), které se nakupují na burzách s elektrickou energií. Základní produktovou řadou je BASE LOAD (báze). Tento produkt obsahuje konstantní dodávku elektrické energie na celých 24 hodin po celý rok. Varianta BASE LOAD-WD pokrývá pouze dny pracovní. Obchoduje se denní, týdenní, měsíční a roční BASE LOAD. Tato elektřina pokrývá základ (spodní část) diagramu. Elektřina je vyráběna v základních zdrojích elektrické energie (jaderné elektrárny, některé kondenzační elektrárny), proto je tento produkt (po přepočítání na 24 hodin) nejlevnější. BASE se rozděluje pro pracovní dny podle potřeby dvěma způsoby. Buď na High Tarif a Low Tarif, nebo na PEAK LOAD a OFF-PEAK LOAD. Týden lze rozdělit podobně na BASE-WD a WEEKEND. Způsoby dělení se liší podle délky pracovní špičky. Zatímco špičkový High Tarif trvá 16 hodin (06:00 – 22:00), PEAK LOAD jen 12 hodin (08:00 – 20:00). Tyto špičkové odběry se uplatňují v pracovních dnech v nejzatěžovanějších hodinách, proto je jejich cena za MWh nejvyšší. Elektřina na pokrývání těchto špiček pochází z pološpičkových (některé kondenzační elektrárny, vodní elektrárny) a špičkových (plynové elektrárny, přečerpávací elektrárny) zdrojů. Tyto zdroje jsou lépe regulovatelné, než zdroje základní. Mimošpičkové tarify Low Tarif a OFF-PEAK LOAD pouze doplňují jim odpovídající špičkové tarify do 24 hodin. Poslední standardní produktovou řadou je víkendový celodenní tarif WEEKEND, který pokrývá celých 24 hodin a uplatňuje se i o svátcích a ve dnech pracovního klidu. Pokud je diagram spotřeby pravidelný, ale neodpovídá žádné standardní produktové

řadě,

můžeme

pokrýt

jeho

špičkový

odběr

SPECIFICKÝM

DIAGRAMEM. Žádný

diagram

spotřeby

není

produktových řad se pouze blíží.

20

ideální

a

kombinacím

standardních

23-24

22-23

21-22

20-21

19-20

LT

18-19

17-18

HT

16-17

15-16

14-15

13-14

OFF-PEAK

12-13

11-12

PEAK

10-11

BASE

09-10

08-09

07-08

06-07

05-06

04-05

03-04

02-03

01-02

00-01

WEEKEND

Graf č. 2.1

2.2 Diagram dodávky Diagramy spotřeby se pokrývají diagramy dodávky. Diagramy dodávky se skládají ze standardních produktových řad a specifických diagramů viz. bod 2.1. Čím se diagram spotřebitele více blíží standardním produktům, tím bude jeho konečná platba za MWh nižší. Proto se dnes snaží hlavně velcí odběratelé své diagramy spotřeby co nejvíce přizpůsobit. V následujících bodech uvádím některé elementární příklady pokrývání diagramu spotřeby. Aby byla demonstrace co nejpřehlednější volím diagramy týdenní. Na osu x jsem vždy vynesl pořadové číslo hodiny v daném týdnu. 2.2.1

Kombinace PEAK LOAD a BASE LOAD PEAK

BASE

SKUTEČNOST

360 320 280

kW

240 200 160 120 80 40 0 0

6

12

18

24

30

36

42

48

54

60

66

72

78

84

90

h

Graf č. 2.2.1

21

96

102 108 114 120 126 132 138 144 150 156 162 168

Kombinace viz. Graf č. 2.2.1 je jednou z nejčastěji využívaných. Základ pracovních dnů a celé víkendy jsou kryté BASE LOAD. Špičky odběru se nejvíce blíží standardní produktové řadě PEAK LOAD. 2.2.2

Kombinace PEAK LOAD, BASE LOAD a WEEKEND PEAK

WEEKEND

BASE

SKUTEČNOST

360 320 280

kW

240 200 160 120 80 40 0 0

6

12

18

24

30

36

42

48

54

60

66

72

78

84

90

96

102 108 114 120 126 132 138 144 150 156 162 168

h

Graf č. 2.2.2

Tento způsob pokrytí (Graf č. 2.2.2) je téměř identický jako v bodě 2.2.1 s tím rozdílem, že spotřebitel odebírá i o víkendu a ve dnech pracovního klidu. 2.2.3

Kombinace BASE, HT a LT HT

LT

BASE

SKUTEČNOST

3

2,5

kW

2

1,5

1

0,5

0 0

6

12

18

24

30

36

42

48

54

60

66

72

78

84

90

96

102 108 114 120 126 132 138 144 150 156 162 168

h

Graf č. 2.2.3

Kombinací HT a LT (Graf č. 2.2.3) je pokryt tento 16-ti hodinový pracovní provoz. Odběratel dodržuje dodávkový diagram téměř dokonale, jeho odchylka je minimální, méně než 3 %.

22

2.2.4

Pouze HT HT

SKUTEČNOST

120

100

kW

80

60

40

20

0 0

6

12

18

24

30

36

42

48

54

60

66

72

78

84

90

96

102 108 114 120 126 132 138 144 150 156 162

h

Graf č. 2.2.4

Tento odběratel (Graf č. 2.2.4) dodržuje stejně jako v bodě 2.2.3 svůj High Tarif. Jedná se o velmi malého spotřebitele elektrické energie, který má mimo pracovní směnu téměř nulový odběr. 2.2.5

Pouze BASE BASE

SKUTEČNOST

10 9 8 7

kW

6 5 4 3 2 1 0 0

6

12

18

24

30

36

42

48

54

60

66

72

78

84

90

96

102 108 114 120 126 132 138 144 150 156 162 168

h

Graf č. 2.2.5

Tento typ odběratele (Graf č. 2.2.5) dokáže svou spotřebu elektrické energie flexibilně regulovat, a tím udržovat odběr na téměř stálé hodnotě. Tento zákazník je velmi výhodný pro dodavatele elektřiny z hlediska komerčních důvodů. Zároveň je snadnější pro provozovatele přenosové soustavy (ČEPS) vyrovnat tento odběr ze systému.

23

2.2.6

Kombinace BASE LOAD a BASE LOAD-WD BASE-WD

BASE

SKUTEČNOST

40 35 30

MW

25 20 15 10 5 0 0

6

12

18

24

30

36

42

48

54

60

66

72

78

84

90

96

102 108 114 120 126 132 138 144 150 156 162 168

h

Graf č. 2.2.6

V případě, že diagram (Graf č. 2.2.6) neodpovídá základním produktovým řadám, lze použít některé méně běžné. V tomto případě se jedná o BASE LOAD-WD, tedy bázi uplatňující se pouze v pracovních dnech (stejně jako PEAK LOAD a High Tarif). 2.2.7

Specifický diagram SPECIFICKÝ DIAGRAM

BASE

SKUTEČNOST

6

5

MW

4

3

2

1

0 0

6

12

18

24

30

36

42

48

54

60

66

72

78

84

90

96

102 108 114 120 126 132 138 144 150 156 162 168

h

Graf č. 2.2.7

Ve zvláštním případě lze po dohodě s výrobcem elektrické energie objednat specifický diagram (Graf č. 2.2.7) a doplnit s ním tak například BASE LOAD. Tyto produkty jsou méně standardní, a proto také dražší.

24

2.3 Predikce spotřeby elektrické energie Predikce spotřeby je velmi důležitým nástrojem jak v obchodě, tak v distribuci elektrické energie. Při predikci spotřeby se uplatňuje mnoho různých, námi neovlivnitelných, aspektů. Nejvýznamnějšími jsou venkovní teplota a sluneční osvit. Predikce se nejčastěji tvoří roční, týdenní a denní (D+1). Dlouhodobé roční kontrakty elektrické energie jsou za nejvýhodnější ceny (výrobce má garantovaný dlouhodobý odběr), proto je roční predikce nejdůležitější a zároveň také nejméně přesná. Rozdíly mezi dlouhodobými a krátkodobými predikcemi jsou vyrovnávány na burze, krátkodobých a denních trzích. Správný odhad budoucí spotřeby v daném segmentu slouží jako podklad pro celou řadu rozhodnutí z hlediska volby správné obchodní strategie, přístupu k zákazníkům a uzavírání pozic na velkoobchodním trhu. Poptávka má dvě části a to závislou, která koreluje se změnou klimatických podmínek, a nezávislou, která koreluje se změnou HDP. Parametry ovlivňující chování budoucí spotřeby jsou tyto: •

přímá závislost mezi růstem HDP a spotřebou

•

změna struktury poptávky – uzavírání neefektivních provozů, budování nových odběratelů, efektivnější spotřebiče (stejný výkon, menší spotřeba) vedou ke snižování spotřeby

•

roční, týdenní a denní sezónnost – hlavním faktorem je předpokládaná teplota, která se často přepočítává pomocí tzv. teplotního gradientu, který udává nárůst (relativně či absolutně) ve vztahu ke změně teploty

• 2.3.1

růst ceny elektřiny má za následek snížení spotřeby

Predikce s větším počtem odběratelů Obchodníci s elektrickou energií

potřebují pro predikci spotřeby údaje

Českého hydrometeorologického ústavu (ČHMÚ). Tato data využívají nejvíce velcí obchodníci s elektrickou energií a obchodníci distribučních společností.

25

Analytici obchodníka s elektřinou nejprve za pomoci specializovaného softwaru, roční predikce z ČHMÚ a z loňských dat stanoví plánovanou roční spotřebu svých odběratelů. Tato predikce je v zásadě stanovována na dlouhodobý teplotní normál, odchylky predikce způsobené klimatickými vlivy jsou řešeny na krátkodobé bázi. Obchodníci na základě predikce nakoupí základní roční množství elektrické energie. Tato dlouhodobá predikce je pravidelně upravována týdenními predikcemi, tvořenými stejným principem jako u ročních predikcí. Rozdíly mezi týdenní a roční predikcí se vyrovnají na burze s elektrickou energií. Posledními a zároveň nejkratšími predikcemi jsou predikce denní (D+1). Analytik distributora má k dispozici aktuální minutové průběhy spotřeby na jeho území distribuce, teplotu a sluneční osvit. Tyto hodnoty porovnává s včerejšími (D-1) a předvčerejšími (D-2) průběhy teploty, slunečního osvitu a spotřeby. Na základě těchto hodnot a zkušenosti stanoví predikci. Rozdíly mezi týdenní a denní predikcí se vyrovnávají na krátkodobém trhu s elektřinou provozovaném Operátorem trhu s elektřinou (OTE). Rozdíly skutečnosti od této predikce budou vyúčtovány OTE jako odchylka. Výhodou distribučních společností a velkých obchodníků je možnost využití portfolio efektu. Sloučením většího množství zákazníků lze kompenzovat disproporce jednotlivých odběrových diagramů. Obchodníci distributora elektrické energie využívají k portfolio efektu Hromadné dálkové ovládání (HDO). Pomocí HDO lze jednoduše regulovat období nabíjení akumulačních spotřebičů, a tím si velmi významně přizpůsobit spotřebitelský diagram vlastní potřebě. 2.3.2

Predikce s menším počtem odběratelů Společnosti

s menším

počtem

konečných

zákazníků

(typicky

menší

obchodníci s elektrickou energií) tvoří predikce méně náročným způsobem. Roční predikce tvoří součtem ročních predikcí zaslaných jejich zákazníky (koncovými odběrateli). Krátkodobější predikce (maximálně však D+1) jsou tvořeny na základě zkušeností a komunikace s konečnými zákazníky.

26

Důležitá je znalost historie chování jednotlivých zákazníků, zejména v oblasti odchylek a odhadů změny struktury budoucí spotřeby, spojená s rozšířením provozu a sezónním nárůstem zakázek. Tuto nejistotu je rovněž nutné predikovat s možností zahrnout jí do konkrétních složek cen. Proto je problematické při sjednávání nového zákazníka odhadnout chování jeho spotřeby. Většinou nejsou k dispozici relevantní historická data a návazný model spotřeby. Obchodní riziko stojí v tomto případě na straně obchodníka, musí počítat s delší návratnosti takto realizovaných obchodů.

27

3 Metody a techniky rozkladu diagramu spotřeby 3.1 Cenotvorba Metody a techniky rozkladu diagramu spotřeby slouží k tvorbě ceny za elektrickou energii pro koncové zákazníky. Ve druhé polovině kalendářního roku uzavírají koncoví odběratelé smlouvy o dodávkách elektrické energie na příští kalendářní rok s obchodníky s elektřinou. Smlouva se uzavírá na základě e-mailové poptávky nebo formou výběrového řízení. Výběrové řízení uskutečňuje spotřebitel v zastoupení specializovanou společností. 3.1.1

Výběrové řízení Pořadatel výběrového řízení rozešle obchodníkům s elektřinou zadávací

dokumentaci, která obsahuje: •

diagramy spotřeby za minulá období

•

strukturovanou nabídku Obchodní soutěže na dodavatele elektřiny v daném roce k vyplnění

•

informační listy odběrového místa

•

přehled odběrných míst

Ve strukturované nabídce vyplní uchazeč následující údaje: •

základní údaje o právnické společnosti

•

prohlášení uchazeče o pozorném prostudování a plnému porozumění

•

datum závaznosti nabídky

•

cenová nabídka (jednotná za každou MWh, pásmová, nebo vlastní)

•

platebních podmínky (splatnost faktur a výše záloh)

K vyplněné strukturované nabídce musí obchodník přiložit následující dokumenty: •

doklad o platné licenci na obchodování s elektřinou

•

doklad o registraci u Operátora trhu s elektřinou

28

•

seznam vybraných významných zákazníků v minulých letech

•

závazný či nezávazný návrh smlouvy

Po odeslání nabídky čeká obchodník na výsledek prvního kola výběrového řízení, po kterém bude buď vyloučen, nebo postoupí do kola druhého. Do druhého kola obchodník upřesní nabídku přiložením smlouvy připravené k podepsání a prodlouží termín její závaznosti.

3.2 Stanovení ceny jednoduchým rozkladem diagramu Tato základní metoda je používána u obchodníků s elektřinou s malým počtem koncových zákazníků. Spočívá v postupné analýze diagramu spotřeby zaslaného odběratelem. Prvním krokem je analýza ročního diagramu spotřeby jako celku. Tento pohled ukáže roční minima a maxima, pravidelnost, období odstávek a dovolených. Pokud zákazník odebírá standardně bez víkendového provozu, lze v ročním diagramu rozpoznat jednotlivé týdny, více viz. 1.3.1. Druhým krokem je výběr dvou typických týdnů z ročního diagramu. Pokud je diagram nerovnoměrný, volíme týden z větší a menší spotřebou. Týdenní digramy jsou důležité pro analýzu typu víkendové spotřeby, více viz. 1.3.2. Poslední a také nejdůležitější analýzou je rozbor několika (alespoň osmi) náhodně vybraných pracovních dnů v roce, který je rozhodující pro cenotvorbu, více viz. 1.3.3. Na základě rozboru diagramu se určí skladba standardních produktů, kterými bude diagram spotřeby pokryt. Poté vypočítáme procento odchylky přesahující diagram Ω následujícím způsobem: n

Ω=

ETOT − ∑ Ei i =1

ETOT

n

⋅ 100 =

ETOT − ∑ (k i ⋅ Pi ) i =1

ETOT

⋅ 100

(%)

ETOT ....................celková roční spotřeba energie (MWh) Ei ........................energie i-tého standardního produktu (MWh) n..........................počet užitých standardních produktů v skladbě

29

(3.1)

Pi.........................výkon elektrické energie i-tého standardního produktu (MW) ki .........................časová konstanta i-tého standardního produktu (h)

Stanovené procento odchylky přesahující diagram Ω je třeba přepočítat na roční spotřebu elektrické energie EODCH:

EODCH =

Ω ⋅ ETOT 100

(MWh)

(3.2)

Nyní lze již snadno vypočítat finální cenu za elektrickou energii podle aktuální skladby standardních energetických produktů cFIN: n

c FIN =

∑ (E i =1

i

⋅ ci ) + EODCH ⋅ cODCH ETOT

⋅m

(Kč / MWh ) (3.3)

ci .........................cena za elektrickou energii i-tého standardního produktu (Kč/MWh) cODCH ..................cena za odchylku (Kč/MWh) m ........................podíl marže na finální ceně

Výpočet jsem demonstroval na třech příkladech. 3.2.1

Popis odběratelů Odběratel A je zástupcem menších zákazníků. Jeho špičky většinou

nepřesahují 350 kW a roční spotřeba činí 1879 MWh. Odběratel B spotřebuje ročně řádově více než Odběratel A. Maxima sahají až k 9 MW a roční spotřeba činí 65,185 GWh. Zástupcem největších spotřebitelů elektrické energie je Odběratel C s roční spotřebou 120,127 GWh a špičkovým výkonem pod 30 MW. Odběratelé B a C jsou připojeni k napěťové hladině VVN, Odběratel A k napěťové hladině VN.

30

3.2.2

Otevřená pozice Pro stanovení ceny je nutné znát aktuální pozici obchodníka. Cenotvorba je

kalkulována z pořizovacích cen již nakoupené elektrické energie na příští rok. Rizika spojená s přebytkem nebo naopak nedostatkem zákazníků vůči nakoupenému množství elektrické energie budou blíže definována v kapitole 4. Pro potřeby výpočtů v kapitole 3.2 předpokládám následující otevřenou pozici: BASE LOAD – 1550 Kč/MWh, PEAK LOAD – 2250 Kč/MWh, BASE LOAD-WD – 2000 Kč/MWh a High Tarif – 2200 Kč/MWh. Odchylku budu oceňovat částkou 3500 Kč/MWh. 3.2.3

Výpočet jednoduchým rozkladem – Odběratel A Roční diagram spotřeby odběratele A je zobrazen v kapitole 1.3.1.1 (Graf

č. 1.3.1.1). Na první pohled je pravidelný se zvýšeným odběrem v šestém a sedmém měsíci. Dva vybrané týdenní diagramy jsou na Grafech č. 3.2.3a a č. 3.2.3b. Grafy mají téměř stejný tvar se slabším víkendovým provozem. 480 400

kW

320 240 160 80 0 19.11.06

20.11.06

21.11.06

22.11.06

23.11.06

24.11.06

25.11.06

26.11.06

27.11.06

28.11.06

21.7.07

22.7.07

23.7.07

24.7.07

Graf č. 3.2.3a 480 400

kW

320 240 160 80 0 15.7.07

16.7.07

17.7.07

18.7.07

19.7.07

20.7.07

Graf č. 3.2.3b

31

Z ročního diagramu spotřeby jsem náhodně vybral 8 pracovních dnů. Všech osm bylo tvarově téměř shodných, proto přikládám pouze jeden, a to Graf č. 3.2.3c. Špičky v pracovních dnech se velmi blíží standardnímu produktu PEAK LOAD. 480 400

kW

320 240 160 80 0 22:00

0:00

2:00

4:00

6:00

8:00

10:00

12:00

14:00

16:00

18:00

20:00

22:00

0:00

2:00

Graf č. 3.2.3c

Po analýze všech tří typů diagramů jsem zvolil následující pokrytí spotřebního diagramu standardními produkty. Spodní část jsem pokryl 0,1 MW BASE LOAD, špičky 0,25 MW PEAK LOAD. Procento odchylky přesahující diagram Ω se spočítá dosazením do vzorce (3.1): Ω= =

ETOT − E BSLD − E PEAK E − 365 ⋅ 24 ⋅ PBSLD − 260 ⋅ 12 ⋅ PPEAK ⋅ 100 = ⋅ 100 = TOT ETOT ETOT

1879 − 365 ⋅ 24 ⋅ 0,1 − 260 ⋅ 12 ⋅ 0,25 ⋅ 100 = 11,88 % 1879

EBSLD ..................roční spotřeba BASE LOAD elektrické energie (MWh) EPEAK ..................roční spotřeba PEAK LOAD elektrické energie (MWh) PBSLD ........................... výkon BASE LOAD elektrické energie (MW) PPEAK ..................výkon PEAK LOAD elektrické energie (MW)

Časovou konstantu produktu BASE LOAD výkonu tvoří součin 365 dnů (rok) a 24 hodin (den). Časovou konstantu produktu PEAK LOAD tvoří součin 260 pracovních dnů v roce a 12 hodin (8:00-20:00). Energie v odchylce EODCH a finální cena cFIN se vypočítají dosazením do vzorců (3.2) a (3.3). Marži z tržeb uvažuji 2 %.

EODCH =

11,88 ⋅ 1875 = 223,3 MWh 100

32

c FIN = =

E BSLD ⋅ c BSLD + E PEAK ⋅ c PEAK + EODCH ⋅ cODCH ⋅ 1,02 = ETOT

876 ⋅ 1550 + 780 ⋅ 2250 + 223,3 ⋅ 3500 ⋅ 1,02 = 2114 Kč / MWh 1879

cBSLD ...................cena za BASE LOAD elektrickou energii (Kč/MWh) cPEAK ...................cena za PEAK LOAD elektrickou energii (Kč/MWh) 3.2.4

Výpočet jednoduchým rozkladem – Odběratel B Roční diagram spotřeby odběratele B je celkem rovnoměrný (Graf č. 3.2.4a).

Poklesy spotřeby ke 2 MW jsou pravidelně každý 21. den v měsíci v 21:00, a proto se lze na tyto poklesy připravit. 10 9 8 7

MW

6 5 4 3 2 1 0 VII.06

VIII.06

IX.06

X.06

XI.06

XII.06

I.07

II.07

III.07

IV.07

V.07

VI.07

VII.07

VIII.07

Graf č. 3.2.4a

Týdenní diagram se podobá ročnímu (Graf č. 3.2.4b). Víkendy nelze rozpoznat. 10

MW

8 6 4 2 0 2.9.06

3.9.06

4.9.06

5.9.06

6.9.06

7.9.06

Graf č. 3.2.4b

33

8.9.06

9.9.06

10.9.06

11.9.06

Rovněž denní diagramy se velmi podobají ročnímu i týdennímu. Vybral jsem typický denní průběh pro příklad (Graf č. 3.2.4c). 10

MW

8 6 4 2 0 22:00

0:00

2:00

4:00

6:00

8:00

10:00

12:00

14:00

16:00

18:00

20:00

22:00

0:00

2:00

Graf č. 3.2.4c

Po analýze všech tří typů diagramů jsem se rozhodl pro pokrytí diagramu spotřeby pouze produktem BASE LOAD (7 MW), a pro přebytky použít odchylku. Výpočty procenta odchylky Ω, roční spotřeby elektřiny v odchylce QODCH a finální ceny pro zákazníky cFIN po dosazení do vzorců (3.1), (3.2) a (3.3):

Ω=

ETOT − E BSLD E − 365 ⋅ 24 ⋅ PBSLD 65185 − 365 ⋅ 24 ⋅ 7 ⋅ 100 = TOT ⋅ 100 = ⋅ 100 = 5,93 % ETOT ETOT 65185

EODCH =

c FIN = =

3.2.5

Ω 5,93 ⋅ ETOT = ⋅ 65185 = 3865 MWh 100 100

E BSLD ⋅ c BSLD + EODCH ⋅ cODCH ⋅ 1,02 = ETOT

61320 ⋅ 1550 + 3865 ⋅ 3500 ⋅ 1,02 = 1699 Kč / MWh 65185

Výpočet jednoduchým rozkladem – Odběratel C Roční diagram spotřeby odběratele C (Graf č. 3.2.5a) je specifický velkým

poměrem špiček ku základu. Je to způsobeno minimálními odběry o víkendu. Diagram velmi dobře zobrazuje týdenní cykly.

34

30

25

MW

20

15

10

5

0 VI.06

VII.06

VIII.06

IX.06

X.06

XI.06

XII.06

I.07

II.07

III.07

IV.07

V.07

VI.07

VII.07

VIII.07

Graf č. 3.2.5a

Týdenní diagram spotřeby (Graf č. 3.2.5b) jen potvrzuje předpoklad usouzený z ročního diagramu. Zatímco špičky sahají až k 30 MW, většina víkendu je pod 5 MW. 30 25

MW

20 15 10 5 0 3.6.07

4.6.07

5.6.07

6.6.07

7.6.07

8.6.07

9.6.07

10.6.07

11.6.07

12.6.07

Graf č. 3.2.5b

Denní spotřební diagram (Graf č. 3.2.5c) se přímo neshoduje s žádným standardním produktem, výroba však začíná 6:00 stejně jako u produktu High Tarif. 30 25

MW

20 15 10 5 0 22:00

0:00

2:00

4:00

6:00

8:00

10:00

12:00

Graf č.3.2.5c

35

14:00

16:00

18:00

20:00

22:00

0:00

2:00

Pro vytvoření ceny odběrateli C jsem se rozhodl použít 4 MW BASE LOAD, 4 MW BASE LOAD-WD a 14 MW High Tarif. Odchylka přes plán Ω bude v tomto případě určitě menší než u odběratelů A i B, protože High Tarif nebude zdaleka celý spotřebován. Přebytky bude třeba prodávat na krátkodobých trzích. Výpočet Ω je dle vzorce (3.1) následující: Ω=

ETOT − E BSLD − E BSLD −WD − E HT ⋅ 100 = ETOT

=

ETOT − 365 ⋅ 24 ⋅ PBSLD − 260 ⋅ 24 ⋅ PBSLD −WD − 260 ⋅ 16 ⋅ PHT ⋅ 100 = ETOT

=

120127 − 365 ⋅ 24 ⋅ 4 − 260 ⋅ 24 ⋅ 4 − 260 ⋅ 16 ⋅ 14 ⋅ 100 = 1,57 % 120127

EBSLD-WD .............roční spotřeba BASE LOAD-WD elektrické energie (MWh) EHT......................roční spotřeba High Tarif elektrické energie (MWh) PBSLD-WD .............výkon BASE LOAD-WD elektrické energie (MW) PHT ......................výkon High Tarif elektrické energie (MW) Časovou konstantu produktu BASE LOAD-WD tvoří součin 260 pracovních dnů v roce a 24 hodin (den).Časovou konstantu standardního produktu High Tarif tvoří součin 260 pracovních dnů v roce a 16 hodin (6:00-22:00). Následuje dosazení do vzorců (3.2) a (3.3):

EODCH = 0,0157 ⋅ 120127 = 1886 MWh c FIN = =

E BSLD ⋅ c BSLD + E BSLD −WD ⋅ c BSLD −WD + E HT ⋅ c HT + EODCH ⋅ cODCH ⋅ 1,02 = ETOT

35040 ⋅ 1550 + 24960 ⋅ 2000 + 58240 ⋅ 2200 + 1886 ⋅ 3500 ⋅ 1,02 = 2029 Kč / MWh 120127

cBSLD-WD ..............cena za BASE LOAD-WD elektrickou energii (Kč/MWh) cHT ......................cena za High Tarif elektrickou energii (Kč/MWh)

3.3 Výpočet ceny specializovaným softwarem Větší energetické společnosti s širším portfoliem zákazníků využívají pro tvorbu cen za silovou elektřinu pro koncové zákazníky specializovaného softwaru.

36

V České

a

Slovenské

republice

je

v současné

době

jednoznačně

nejrozšířenějším softwarem slovenský X-energie. 3.3.1

X-energie Software X-energie je rozdělen do několika modulů (programů): Profile

Explorer, Profile Viewer, Contract Manager, Product Optimizer, Price Evaluator a jiné… Základním modulem určeným pro práci s profily v X-energii je Profile Explorer. Jak název napovídá, jde o správce profilů. V tomto programu lze přesouvat nebo vytvářet jednotlivé profily, měnit jejich názvy. Velmi užitečnou možností je vytváření takzvaných počítaných profilů (sumy profilů), čímž lze velmi snadno získat přehled o celkovém portfoliu, či jeho segmentech. Druhým nejužívanějším programem pro práci s profily je Profile Viewer. Zde lze pomocí tabulek vyplňovat profily daty získanými od zákazníka nebo od Operátora trhu s elektřinou. Nejdůležitější schopností této části je grafické zobrazování profilů a vytváření bilancí za větší celky (pomocí počítaných profilů). Hlavním modulem a zároveň srdcem X-energie je Contract Manager. Sem zadávají obchodníci realizované kontrakty, které jsou za pomocí uživatelem definovaných filtrů přiřazované do správných výkonových nebo platebních profilů. Pro vytváření cen pro konečného odběratele je určena komponenta Product Optimizer, která počítá na základě zadaných parametrů minimální možnou cenu pro konečného zákazníka. Modul zaměřený na výpočet nákladových cen zákazníků v X-energii se nazývá Price Evaluator. Je to modul, který dokáže bilancovat celé portfolio zákazníků a analyzovat tak přínosy jednotlivých odběratelů v rámci celého portfolia. Komponenta Price Evaluator nemůže fungovat bez komponenty Produkt Optimizer, jedná se vlastně o jeho nadstavbu, přičemž Price Evaluator vypočítává ceny jednotlivých zákazníků z produktů již nastavených v Produkt Optimizeru. 3.3.2

Product Optimizer Product Optimizer pracuje na základě velmi rozsáhlé matice nerovnic. Na

základě vložených dat hledá optimální variantu, v tomto případě minimální cenu.

37

První záložkou v programu Product Optimizer je záložka Produkty (Obrázek č. 3.3.2a). Zde nadefinuje obchodník všechny produkty, které jsou obchodovatelné na trhu s elektrickou energií. V příkladu, který uvádím, je celkem 16 produktů. Jsou zde zastoupeny produkty a jejich modifikace definované v kapitole 2.1 (Grafu č. 2.1) a to: BASE LOAD, BASE LOAD-WD, PEAK LOAD a High Tarif, všechny měsíční i roční. Novými, doposud nezmiňovanými, produkty jsou zde Reziduum prodej a Reziduum nákup. Tato Rezidua představují odchylky od standardních produktů. Reziduum prodej odchylku nad standardní produkty a Reziduum nákup pod standardní produkty. Pro každý produkt lze nadefinovat typ (roční, měsíční a hodinový), v kterých denních hodinách a dnech se uplatňuje. Soubor nadefinovaných produktů lze uložit do databáze.

Obrázek č. 3.3.2a

Druhá záložka Ceny (Obrázek 3.3.2b) přiřazuje ceny za produkty vytvořené v předchozí záložce Produkty. Ceny, zde uváděné v eurech, jsou nadefinovány buď v návaznosti na již nakoupenou elektřinu, nebo na její aktuální cenu na burze s elektrickou energií. Pro produkty definované jako roční stačí vyplnit jedna hodnota, pro produkty měsíční hodnot dvanáct.

38

Ceny hodinových odchylek lze zadat buď přímo jednotnou hodnotou (konstantní po celý rok) nebo je nadefinovat pomocí hodinového profilu. Ceny hodinových odchylek jsou tajemstvím každého obchodníka s elektrickou energií.

Obrázek č. 3.3.2b

Předposlední záložkou v Product Optimizeru je záložka Omezení (Obrázek č. 3.3.2c). Zde se zadávají omezení na výkon elektrické energie v MW. Pokud mám již veškerou elektřinu nakoupenou, mohu zadat přesná omezení výkonu v MW, tento způsob se však příliš neužívá. Praktičtější je možnost vyplnění sloupce Hodina, kde lze definovat maximální a minimální počet MWh v časovém úseku, na který byl produkt dříve nastaven v záložce Produkty. Tímto způsobem se snadno od sebe rozliší Reziduum prodej (jen záporné hodnoty) a Reziduum nákup.

Obrázek č. 3.3.2c

39

Poslední záložkou je záložka Řešení (Obrázek č. 3.3.2.d). Nejprve je třeba zadat do Vstupního profilu databázový profil konečného odběratele, pro kterého chceme vypočítat cenu. Pak stačí jen spustit proces řešení. Algoritmus nerovnic vytvořený námi zadanými hodnotami a omezeními najde během několika vteřin minimální cenu. Řešení je prezentováno přehlednou tabulkou. Sloupec MW/MWh znázorňuje kolik MW se spotřebuje každou hodinu v daném období (měsíc, rok). Pro rezidua je uváděna maximální, minimální a průměrná hodnota za celý rok. Sloupec Celková energie vyjadřuje spotřebovanou energii v MWh. V sloupci Celková platba je vynásobená spotřebovaná energie odpovídající cenou zadanou v záložce Cena. V poslední řádce jsou jednotlivé agregace a výsledná cena, v tomto případě 55,1 EU/MWh. Profily výkonu i platby lze uložit a posléze zobrazit v Profile Vieweru.

Obrázek č.3.3.2d

3.3.3

Price Evaluator Product Optimizer je vhodný k nalezení ceny pro jednoho zákazníka.

Kdybychom chtěli najít optimální cenu pro portfolio zákazníků, museli bychom nejprve sečíst jejich profily v modulu Profile Explorer. Daný postup jistě najde hledanou minimální cenu, ale nedozvíme se důležitost jednotlivých zákazníků a jejich zisky či ztráty k celému portfoliu. Právě za účelem analýzy působení jednotlivých zákazníků na celé portfolio byl vytvořen Price Evaluator.

40

První záložka Zákazníci (Obrázek č. 3.3.3a) nám dává přehled zákazníků. Aktuální portfolio tvoří pouze jeden zákazník, pro kterého jsem vypočítal cenu v bodě 3.3.2. Zákazníci č.1 a č.2 jsou noví zákazníci, které jsem zatím nepřidal do portfolia, ani jsem pro ně zatím nevypočítal cenu. Sloupec Profil vyjadřuje adresu v databázi daného profilu a sloupec Produkty adresu v databázi produktů, se kterými se bude počítat. Celková energie v MWh se automaticky vypočítá z profilu daného zákazníka, rovněž můžeme zadat pravděpodobnost odchodu zákazníka.

Obrázek č. 3.3.3a

Tabulka v záložce HC, HD je na začátku prázdná, po provedení výpočtu se zaplní čísly (Obrázek č. 3.3.3b). První sloupec HC (Horní cena) vyjadřuje cenu pro zákazníka, jako kdyby byla vypočítána Product Optimizerem, to znamená cenu, za kterou by si zákazník obstaral energii sám. Druhý sloupec DC (Dolní cena) znázorňuje cenu jako rozdíl plateb celkového portfolia s a bez počítaného zákazníka poděleného jeho roční spotřebou. Rozdíl plateb mezi HC a DC představuje portfolio efekt. Abychom se dostali v součtu plateb na nákladovou cenu celého portfolia včetně nových zákazníků, potřebujeme vzniklý portfolio efekt rozdělit mezi jednotlivé zákazníky. V tomto případě nejprve zjistíme rozdíl plateb za náklad na celkové portfolio (55,05 * 601 248,08) a součtu plateb za DC jednotlivých zákazníků. Potom se tento rozdíl poměrně, dle energie, přerozdělí mezi jednotlivé zákazníky, čímž získáme poměrnou částku za portfolio efekt. Výsledná cena Návrh ceny zákazníka je součet platby za DC a poměrné částky za portfolio efekt podělené energií konkrétního zákazníka.

41

Obrázek č. 3.3.3b

V záložce Náklady (Obrázek č. 3.3.3c) můžeme specifikovat náklady na jednotlivé zákazníky nebo na celek. Příkladem mohou být mimořádné cestovní výlohy nebo administrativní náklady způsobené zákazníkem. Součtem Návrhu ceny a Náklady na zákazníka (celek) získáme Nákladovou cenu.

Obrázek č. 3.3.3c

V případě započítání pouze cen za nakoupenou elektřinu a nákladů spojených se zákazníky, bude náš zisk nulový. K započtení zisku z tržeb slouží záložka Zisky (Obrázek č. 3.3.3d). Ziskovou cenu získáme jako součet Nákladové ceny a Zisku na zákazníka nebo celek.

42

Obrázek č. 3.3.3d

Pokud zákazník vyžaduje místo jednosložkové ceny vícesložkovou, Price Evaluator snadno převede jednosložkovou cenu do tarifů za pomoci záložky Tarify (Obrázek č. 3.3.3e). Tarifní cena je pro obchodníka výhodnější tím, že se zákazník snaží spořit v obdobích, kdy je elektřina skutečně nejdražší.

Obázek č. 3.3.3e

3.4 Struktura konečné ceny pro zákazníka V předcházejících kapitolách 3.2 a 3.3 jsem se zabýval metodami a technikami tvorby ceny za silovou elektřinu pro koncového odběratele u obchodníka s elektřinou na liberalizovaném trhu. Cena za silovou elektřinu však není pro odběratele zdaleka cenou konečnou, je však jedinou složkou konečné ceny, kterou může odběratel ovlivnit pomocí výběru dodavatele. Ostatní složky ceny za elektrickou energii jsou regulované státem. Koncem roku vydává Energetický regulační úřad (ERU) Cenová rozhodnutí vztahující se na následující rok. Z Cenového rozhodnutí se standardních zákazníků týkají tyto poplatky:

43

•

za systémové služby

•

za přenos distribuční soustavě

•

za rezervovanou kapacitu

•

na podporu obnovitelných zdrojů

•

za činnost Operátora trhu s elektřinou.

Následující poplatky vycházejí z Cenového rozhodnutí ERU [6], platného pro rok 2008. 3.4.1

Poplatek za systémové služby Pevná cena za systémové služby poskytované provozovatelem přenosové

soustavy účastníkům trhu s elektřinou, jejichž zařízení je připojeno k elektrizační soustavě České republiky. Poplatek činí 147,81 Kč/MWh celkového množství elektřiny v MWh dopravené provozovatelem distribuční soustavy konečnému zákazníkovi, jehož zařízení je připojeno k jeho distribuční soustavě, a pro ostatní spotřebu provozovatele distribuční soustavy, s výjimkou elektřiny nakoupené mimo elektrizační soustavu České republiky, která je spotřebovaná v ostrovním provozu prokazatelně odděleném od elektrizační soustavy České republiky. Tento poplatek účtuje provozovatel distribuční soustavy konečnému zákazníkovi s výjimkou lokální spotřeby výrobce elektřiny. 3.4.2

Poplatek za přenos distribuční soustavě Cena za použití sítí přenosové soustavy ke každé MWh dodané

prostřednictvím zařízení provozovatele přenosové soustavy provozovateli distribuční soustavy, konečnému zákazníkovi a výrobci elektřiny, jejichž zařízení je připojeno k přenosové soustavě včetně odběru přečerpávacích vodních elektráren v čerpadlovém provozu je 41,25 Kč/MWh. 3.4.3

Poplatek za rezervovanou kapacitu Ceny za rezervovanou kapacitu jsou ceny za maximální hodnotu 1/4

hodinového elektrického výkonu, kterou smí odběratel odebrat v jednom odběrném místě ze zařízení provozovatele distribuční soustavy. 44

Cena za rezervovanou kapacitu pro odběr z distribuční soustavy je uplatňována na kalendářní rok s pevnou měsíční cenou za roční rezervovanou kapacitu nebo na kalendářní měsíc s pevnou měsíční cenou za měsíční rezervovanou kapacitu, přičemž měsíční cenu za roční rezervovanou kapacitu lze kombinovat s měsíční cenou za měsíční rezervovanou kapacitu pro daný kalendářní rok. Roční rezervovanou kapacitu lze v odběrném místě snížit až po uplynutí doby 12 měsíců od poslední změny výše roční rezervované kapacity, pokud se smluvní strany nedohodnou jinak. Cena za rezervovanou kapacitu provozovatele distribuční soustavy je:

Tabulka č.3.2.3

Cena za překročení rezervované kapacity v kalendářním měsíci je rovna pětinásobku pevné měsíční ceny za roční rezervovanou kapacitu, vztaženou na každý kW nejvyššího překročení smluvené maximální měsíční hodnoty 1/4 hodinového elektrického výkonu. Pokud není roční rezervovaná kapacita v daném měsíci sjednána, je základem pro stanovení ceny za překročení rezervované kapacity cena měsíční rezervované kapacity. 3.4.4

Poplatky na podporu obnovitelných zdrojů energie Cena na krytí vícenákladů spojených s podporou elektřiny z obnovitelných

zdrojů, kombinované výroby elektřiny a tepla a druhotných zdrojů je 40,75 Kč/MWh. Cena je účtována provozovatelem přenosové nebo distribuční soustavy za množství elektřiny spotřebované konečným zákazníkem. 3.4.5

Poplatky za činnost Operátora trhu s elektřinou Cena za zúčtování 4,75 Kč/MWh je účtována za veškerou elektřinu

spotřebovanou konečným zákazníkem.

45

3.4.6

Struktura celkové platby za elektrickou energii Pro grafické znázornění celkové struktury konečné ceny za elektrickou energii

v poměrné podobě (kruhovém diagramu) nestačí porovnat ceny v jednotkách Kč/MWh, protože poplatek za rezervovanou kapacitu je definován pro roční množství. Po přepočítání ročních cen jsem získal pro odběratele A, B a C z bodu 3.2.1 tyto kruhové diagramy ročních nákladů na elektrickou energii:

Odběratel A 1,50%

0,17%

13,76%

silová elektřina systémové služby

1,51%

distribuce

5,43%

rezervovaná kapacita OZE OTE 77,62%

Graf č. : .3.2.6a

Odběratel B 2,00% 4,91%

0,23%

2,03%

silová elektřina

7,27%

systémové služby distribuce rezervovaná kapacita OZE OTE 83,55%

Graf č.: 3.2.6b

46

Odběratel C 6,56%

1,68%

0,20%

1,70%

silová elektřina

6,10%

systémové služby distribuce rezervovaná kapacita OZE OTE 83,76%

Graf č.:3.2.6c

Odběratel A (Graf. č.:3.2.6a) má největší podíl rezervované kapacity u distributora. Je to způsobeno připojením na síť VN, kde je cena vyšší, viz Tabulka č.: 3.2.3. Odběratelé B (Graf. č.: 3.2.6b) a C (Graf č.:3.2.6c) mají téměř totožnou strukturu konečné ceny. Pro výpočet poplatku za rezervovanou kapacitu jsem použil o čtvrtinu navýšené hodinové maximum. Roční náklady koncových odběratelů na elektrickou energii bez DPH a bez daně za elektrickou energii jsou popsané v Tabulce č. 3.2.6:

silová elektřina systémové služby přenos rezervovaná kap. OZE OTE celkem

A 3 971 667 Kč 277 735 Kč 77 509 Kč 704 356 Kč 76 569 Kč 8 925 Kč 5 116 761 Kč

B 124 022 134 Kč 10 790 130 Kč 3 011 250 Kč 6 511 892 Kč 2 974 750 Kč 346 750 Kč 147 656 906 Kč Tabulka č.3.2.6

47

C 243 744 121 Kč 17 755 972 Kč 4 955 239 Kč 19 087 027 Kč 4 895 175 Kč 570 603 Kč 291 008 137 Kč

4 Rizika spojená s cenotvorbou Obchodník s elektrickou energií dodává elektřinu na rok i déle dopředu za fixní cenu. Trh s elektrickou energií je dnes již plně liberalizován, proto se cena během roku vyvíjí dle aktuálních situací na trhu. Z toho plyne první riziko z volatility cen na energetických burzách. Druhé zásadní riziko spojené s cenou tvoří proměnné kurzy národních měn. Zákazníci v České republice platí svým dodavatelům většinou v českých korunách, obchodník však uhrazuje závazky dodavatelům v eurech. Proti tomuto riziku se lze částečně i plně zajistit. Třetí největší riziko vztahující se k cenotvorbě nesouvisí přímo s penězi, ale s chováním zákazníka. Přesněji s dodržováním jím oznámeného diagramu.

4.1 Volatilita cen na energetických burzách V České republice mohou nakupovat energetické společnosti a obchodníci s elektrickou energií na Pražské energetické burze PXE. PXE je poměrně novou burzou, proto zobchodovaná množství nejsou velká. PXE umožňuje obchod s produkty BASE LOAD a PEAK LOAD, od 10.1.2008 lze obchodovat také hodinové produkty na spotovém trhu. Nejvýznamnější burzou, která se vyskytuje v středoevropském regionu, a kterou Pražská energetická burza plně kopíruje, je německá EEX. Všechny grafy prezentované v této kapitole byly vytvořeny z dat EEX [2]. 4.1.1

Spotová cena Pro analýzu vývoje spotových (hodinových) cen jsem zvolil porovnání let

2006 a 2007. Podle předpokladů by měly mít roční průběhy spotových cen podobná relativní roční maxima, minima a trendy.

48

80 70

EUR/MWh

60 50 40 30 20 10 0 I.06

II.06

III.06

IV.06

V.06

VI.06

VII.06

VIII.06

IX.06

X.06

XI.06

XII.06

VIII.07

IX.07

X.07

XI.07

XII.07

Graf č. 4.1.1a

70 60

EUR/MWh

50 40 30 20 10 0 I.07

II.07

III.07

IV.07

V.07

VI.07

VII.07

Graf č. 4.1.1b

Z grafů průměrných měsíčních spotových cen za rok 2006 (Graf č. 4.1.1a) a 2007 (Graf č. 4.1.1b) není patrná žádná vzájemná závislost. Rozdíl průměrné hodnoty (červená přímka) o více než 10 EUR může být způsoben rozdílnými cenami pohonných hmot, ropy nebo emisních povolenek v daných letech. Grafy však mají i zcela odlišný relativní průběh, což přestavuje pro predikci velký problém. Znamená to, že cena elektrické energie významně závisí na mnoha dalších aspektech jako je teplota, síla větru, výpadky elektráren a přerušení elektrických vedení. Všechny společnosti obchodující s elektrickou energií zaměstnávají celé týmy analytiků zabývající se tímto problémem.

49

Při analýze spotových cen na EEX jsem nalezl i některé shody v relativních průbězích. Jak je zřejmé z Grafů č. 4.1.1c (rok 2006) a č. 4.1.1d (rok 2007) křivky ročních hodinových průměrů za rok 2006 a 2007 se téměř shodují. Na obou grafech je jasně patrná polední a večerní špička.

90 80

EUR/MWh

70 60 50 40 30 20 10 0 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Graf č. 4.1.1c

70 60

EUR/MWh

50 40 30 20 10 0 1

2

3

4

5

6

7

8

9

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Graf č. 4.1.1d

4.1.2

Forwardová cena Forwardové produkty jsou dlouhodobé produkty zakoupené buď za účelem

dodávky konečným zákazníkům, nebo spekulace. Jde většinou o produkty BASE LOAD nakupované na období měsíce, kvartálu nebo roku.

50

Na rozdíl od předcházející kapitoly 4.1.1, kde jsem hledal souvislosti ve vývoji spotových cen mezi roky 2006 a 2007, forwardové průběhy budu zkoumat z pohledu spojitého cenového vývoje daného produktu v jednom roce. Průběhy ceny forwardových produktů demonstruji na kvartálech (tři po sobě následující měsíce) na rok 2007. Na následujících grafech je vždy znázorněn vývoj ceny kvartálu v třech předcházejících měsících. V legendě jsou měsíce symbolizovány pořadovým číslem v roce.

10

11

12

80 70

EUR/MWh

60 50 40 30 20 10 0 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

70

80

90

100

den

Graf č. 4.1.2a

EUR/MWh

1

2

3

50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 0

10

20

30

40

50 den

Graf č. 4.1.2b

51

60

4

5

6

60

EUR/MWh

50 40 30 20 10 0 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

80

90

100

den

Graf č. 4.1.2c

EUR/MWh

7

8

9

50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 0

10

20

30

40

50

60

70

den

Graf č. 4.1.2d

Graf č. 4.1.2a zobrazuje vývoj ceny za první kvartál roku 2007 v posledních třech měsících roku 2006. Cena za identickou komoditu byla v listopadu 71,60 EUR a na konci prosince 56,75 EUR, rozdíl tvoří více než 20 %. Průběh ceny za druhý kvartál roku 2007 (Graf č. 4.1.2b) konstantně klesá z lednových hodnot přes 40 EUR na březnových pod 30 EUR. Pokud bych spekulativně nakoupil v lednu druhý kvartál na rok 2007, tvořila by na konci března má nerealizovaná ztráta přes 30 %. Vývoj třetího kvartálu na rok 2007 (Graf č. 4.1.2c) je téměř identický s vývojem kvartálu prvního (Graf č. 4.1.2a).

52

Ceny na čtvrtý kvartál roku 2007 nekolísají tolik jako ostatní kvartály. Průběh je téměř konstantní, rozdíly mezi minimální a maximální hodnotou tvoří 9 %. 4.1.3

Porovnání rizika spotových a forwardových obchodů Po provedené analýze mohu konstatovat, že volatilita forwardových produktů

je řádově menší než u spotových. Analytici obchodníků s elektřinou však musí věnovat analýze forwardových trhů minimálně stejnou pozornost jako spotovým trhům, protože množství zobchodované energie na forwardovém trhu je řádově větší než na hodinovém spotovém trhu. Jedno procento ztráty na ročním produktu vytvoří nesrovnatelně vyšší finanční ztrátu než 200 % ztráta v několika hodinách na spotovém trhu. Obchodník s elektrickou energií může zmenšit objem energie obchodované na spotových trzích vhodnou kombinací odběratelů. Rovněž v konečném důsledku součet všech dodávek v rámci příslušné přenosové soustavy znamená vždy snížení velikosti odchylky, a tím i pokles rizika spojeného s nárůstem nákladů na pokrytí příslušného diagramu spotřeby.

4.2 Kursová rizika Obchodník s elektřinou zpravidla v delším časovém předstihu uzavírá dlouhodobé kontrakty za fixní ceny jak se svými dodavateli, tak i s odběrateli. Rovněž je v České republice běžnou záležitostí uskutečnění nákupu a prodeje elektřiny v různých měnách. Nastává situace, kdy odběratel hradí své závazky obchodníkovi v českých korunách,

zatímco dodavatel musí dostat své peníze v eurech

z obchodníkova účtu vedeného rovněž v eurech. Kurs se neustále mění, ale obchodník musí být schopen své závazky v stanovený čas uhradit vždy. Pro vysvětlení problému jsem použil elementární příklad. Předpokládám, že společnost, pro kterou mám provést zajištění proti kursovému riziku má pouze jednoho odběratele s konstantním měsíčním odběrem a jednoho dodavatele. Nezapočítávám obchodníkovu marži ani poplatky bankám.

53

Dne 11.12.2007 jsem uzavřel smlouvu s dodavatelem o pravidelných měsíčních dodávkách za 1 000 000 EUR, které budu vždy ve dvou měsíčních splátkách (500 000 EUR) vždy každý pátý a dvacátý den v měsíci. Smlouva nabude platnosti 1.1.2008. Dne 12.12.2007 byla uzavřena smlouva s odběratelem na pravidelné měsíční dodávky elektrické energie. Předfakturace bude probíhat vždy první a patnáctý den v měsíci částkou 12 400 000 CZK počínaje 1.1.2008. Aktuální kurs v době uzavření smluv činil 24,8 CZK za 1 EUR. Pokud by koruna posilovala, byla by situace pro obchodníka velice výhodná. Kdyby posílila v daném měsíci na 24 CZK za 1 EUR, činil byl by obchodníkův měsíční zisk ze změny kursu Z: Z=

Fodb 24 800 000 − Fdod = − 1 000 000 = 33 333 EUR k 24

Fodb .....................měsíční platba odběratele (CZK) Fdod .....................měsíční platba dodavateli (CZK) k..........................aktuální kurs (CZK/EUR) Tato situace by se jistě líbila každému obchodníkovi s elektřinou, bohužel ale může nastat zcela opačný makroekonomický vývoj, a koruna oslabí v daném měsíci například na 25,5 CZK za 1 EUR. V tomto případě je měsíční zisk ze změny kursu Z záporný a stává se ztrátou:

Z=

Fodb 24 800 000 − Fdod = − 1 000 000 = − 27 451 EUR k 25,5 Většina obchodníků s elektrickou energií nemá vlastní zdroje elektrické

energie, ani jiná významná aktiva srovnatelná s ročními fakturami dodavatelům. Proto si nemůže dovolit riskovat dlouhodobý negativní vývoj měnového kursu a musí se proti němu odpovídajícím způsobem zajistit. Zajištění proti kursovému riziku se nazývá se Hedging a provádí se pomocí forwardu, opcí nebo swapu.

54

4.2.1

Hedging užitím Forwardu Forward představuje dohodu dvou stran, kde každá získává právo směny

předem stanoveného množství za určenou směnu v stanovený čas. V tomto případě dohodneme s bankou každý čtvrtý a devatenáctý den v měsíci výměnu 12 400 000 CZK za 500 000 EUR, tj. kurzem 24,80 EUR/CZK. Forwardová křivka je znázorněná na Grafu č. 4.2.1.

Graf č. 4.2.1

Forwardová dohoda (Graf č. 4.2.1) pro obchodníka znamená zisk v případě vzestupu kursu EUR/CZK (vykompenzuje ztrátu z reálného obchodu). V případě poklesu kursu koruny obchodník ztrácí, protože nezískává výnos z příznivého vývoje kursu koruny (pokles EUR/CZK). Tím ztratí zisk z reálného obchodu.

4.2.2

Hedging užitím Long Call opce Nejsnadnější způsob zajištění je pomocí jedné Long Call (LC) opce, kupní

opce. Po zaplacení opční prémie (OP) získává obchodník právo k danému dni vyměnit stanovené množství korun za kurs zadaný v opčním kontraktu. V tomto případě musí zadat datum uskutečnění opce (EXPIRY) maximálně tři dny před fakturací dodavateli, aby měl převedená eura k dispozici (DELIVERY) před platbou. Po zaplacení opční prémie zní opce následovně: obchodník má právo každý druhý a šestnáctý den v měsíci vyměnit 12 400 000 CZK za 500 000 EUR.

55

Graf č. 4.2.2

Jak je zřejmé z Grafu č. 4.2.2, pokud bude kurs EUR/CZK klesat, obchodník opci neuplatní, a jeho ztráta činí opční prémii, získává však rozdílem kursu. V případě že kurs vzroste, opci uplatní a obdrží zisk. Povinnost zaplatit opční prémii vzniká v případě uskutečnění i neuskutečnění opce. Právě tato skutečnost je velkou nevýhodou této metody. Pokud je cena opční prémie vyšší, než cena, kterou je obchodník ochotný zaplatit za pokrytí kursových rizik, musí volit jinou metodu.

4.2.3

Hedging užitím Short Put opce V případě, že opční prémie z LC opce (viz.4.2.2) je pro obchodníka příliš

vysoká, může pokrýt kursové riziko pomocí jedné Short Put opce (SP), prodejní opce. V tomto případě získává obchodník opční prémii (OP), čím mu ale vzniká povinnost vyměnit stanovené množství korun za kurs zadaný v opčním kontraktu, za předpokladu, že protistrana své opční právo uplatní. Tj., pokud partner opci uplatní, obchodník má povinnost každý druhý a šestnáctý den v měsíci vyměnit 12 400 000 CZK za 500 000 EUR.

56

Graf č. 4.2.3

Graf č. 4.2.3 popisuje prodejní opci SP . Pokud kurs EUR/CZK vzroste, partner opci neuplatní a obchodníkovi zůstává zisk z opční prémie. V případě poklesu kursu uplatní partner svou opci a obchodník je nucen vyměnit CZK za nevýhodný kurs (horší než spot).

4.2.4

Hedging užitím Syntetického Forwardu V případě, že je vyplácená opční prémie příliš vysoká (LC), ale současně se

očekává růst kurzu EUR/CZK (SP), musí obchodník zvolit jinou variantu. V tomto případě je optimální volba tzv. Zero-cost strategie, kombinace kupní a prodejní opce. Vyplacená i obdržená opční prémie je stejná, proto obchodníkovi nevzniká vytvořením opčního kontraktu žádný náklad. Současně může profitovat při neomezeném růstu EUR/CZK a stoprocentně kompenzovat kursové ztráty z prodeje energie. Long Call opcí získává právo na výměnu peněz s kursem 24,8 CZK za 1 EUR, za toto právo platí opční prémii. Naopak Short Put opce dává obchodníkovi povinnost vyměnit peníze s kursem 24,8 CZK za 1 EUR partnerovi, za tuto povinnost dostává opční prémii.

57

Graf č. 4.2.4

Pokud se stanoví opce LC a SP na stejná data, opční prémie, částky a kursy, získávám přímkovou charakteristiku z Grafu 4.2.4 (znázorněnou zelenou barvou). Tato situace plně zajišťuje mé měnové riziko. Pokud kurs klesne (koruna posílí), uplatní můj partner své právo výměny a realizuje zisk. Naopak, pokud kurs vzroste (koruna oslabí), využiji svého práva na směnu za daný kurs a vyhnu se tak ztrátě. Kursové riziko je tak plně zajištěno.

4.2.5

Hedging užitím Swapu Swap se skládá z kombinace jedné spotové a jedné forwardové operace, nebo

ze dvou forwardových operací. Výsledná cena swapu závisí na úrokových sazbách jednotlivých měn. V případě, že obchodník nakupuje od protistrany lépe úročenou měnu, musí za to zaplatit (zaznamená ztrátu), naopak jestli nakupuje hůře úročenou měnu, obdrží zisk. Příkladem bude zajištění obchodníka kombinaci spotového a forwardového obchodu. Spotový obchod spočívá v nákupu 24 800 000 CZK za 1 000 000 EUR dne 3.1.2008. Proti tomuto spotovému obchodu postaví obchodník forwardový prodej 24 800 000 CZK za 997 980 EUR dne 17.1.2008. Kursové riziko tak obchodník zajistil za 2 020 EUR. Výše rozdílu částky v EUR je přímo úměrně závislá na rozdílu úrokových sazeb daných měn (IREUR>IRCZK).

58

4.3 Rizika nedodržení diagramu Riziko nedodržení diagramu je spojené s přesností dodržování předem zadaného diagramu spotřeby elektrické energie odběratelem. Pokud obchodník přebírá zodpovědnost za odchylku od odběratele, mohou velké poplatky za odchylky několikanásobně překonat zisky z dodávky elektrické energie. Toto riziko se snaží obchodník minimalizovat vhodnými smluvními podmínkami. Rozdíl mezi predikovaným diagramem spotřeby odběratele a skutečným diagramem spotřeby je patrný z Obrázku č. 4.3. Tento odběratel je velmi přesný a jeho odchylky od předikovaného diagramu spotřeby jsou minimální.

Predikce

Skutečnost

40 35 30

MW

25 20 15 10 5 0 XII.06

I.07

II.07

III.07

IV.07

V.07

VI.07

VII.07

VIII.07

IX.07

X.07

XI.07

Obrázek č. 4.3

Na Obrázku č. 4.3 je porovnávána roční predikce s roční spotřebou. Odběratel si ale většinou vyhradí ve smlouvě právo svůj diagram v určitých časových úsecích upřesňovat. Výsledek je nakonec lepší jak pro odběratele, tak pro obchodníka, protože odchylka se s upřesňováním dat zmenšuje. Tabulka č. 4.3 názorně popisuje k jakému snížení odchylky dochází měsíčním upřesňováním odchylek. V tomto případě poklesla celková odchylka téměř o polovinu. Čím častěji probíhá aktualizace predikce spotřeby odběratelem, tím množství energie spotřebované (či nespotřebované) v odchylce klesá. Zároveň se však zvyšuje vytížení obchodníků obchodujících na krátkodobých trzích s elektrickou energií.

59

XII.07

Roční predikce 249 081 4 894 16 213 1,96 6,51 8,47

Roční plánovaná spotřeba: Energie v kladné odchylce Energie v záporné odchylce Podíl kladných odchylek Podíl záporných odchylek Podíl odchylek celkem

Měsíční predikce 245 737 2 128 10 103 0,87 4,11 4,98

Jednotka MWh MWh MWh % % %

Tabulka č. 4.3

Cena za odchylku je v České republice velmi vysoká, proto je třeba motivovat odběratele k co možná nejpřesnějšímu dodržování predikovaného diagramu spotřeby. Obchodník má jen jeden nástroj jak odběratele přimět k dodržování diagramu spotřeby, a to rozsahem tolerančního pásu odchylek definovaným ve smlouvě. Možnosti jsou následující: konstantní toleranční pás po celý rok, proměnný toleranční pás během roku a motivační toleranční pás.

4.3.1

Konstantní toleranční pás po celý rok Pokud dodává obchodník odběrateli již několik let, má dostatek dat i

zkušeností k odhadnutí tolerančního pásu. Pokud se odběratel z tohoto pásu odchylkou vychýlí, je tato energie penalizována vyšší sazbou za jednu MWh. Toleranční pásy jsou voleny nejčastěji od pěti do patnácti procent, přičemž sazba za odchylku mimo toleranční pás bývá zhruba o 25 % vyšší než dohodnutá cena za MWh. Pokud bych odběrateli z bodu 4.3 stanovil toleranční pás odchylky skutečnosti ku ročnímu plánu plus minus pět (patnáct) procent, byl by objem energie přes toleranční pás viz. Tabulka č. 4.3.1. Z tabulky vyplývá, že v případě 5 % tolerančního pásu zaplatí odběratel zvýšenou sazbou 5,38 % odebrané elektrické energie, ale v případě 15 % pásma již jen 3,34 %.

Roční plánovaná spotřeba: Energie v kladné odchylce Energie v záporné odchylce Podíl kladných odchylek Podíl záporných odchylek Podíl odchylek celkem

5 % pásmo 249 081 3 632 9 780 1,46 3,93 5,38 Tabulka č. 4.3.1

60

15 % pásmo 249 081 2 616 5 698 1,05 2,29 3,34

Jednotka MWh MWh MWh % % %

4.3.2

Proměnný toleranční pás během roku Proměnný toleranční pás během roku se používá u nově vzniklých,

renovovaných, případně výrazně rozšířených provozů. U nich téměř nelze vytvořit dlouhodobější predikci, a proto je třeba ze začátku toleranční pás nechat širší. Může dosahovat stovky procent. Po každém uplynulém měsíci je třeba konzultovat s odběratelem jeho diagram spotřeby elektrické energie a zdokonalovat tak přesnost predikce. Rovněž musí docházet dle smlouvy k průběžnému snižování tolerančního pásu odchylky. Po třech až šesti měsících poklesne toleranční pás k běžným hodnotám 5 až 15 %.

4.3.3

Motivační toleranční pás Modely prezentované v kapitolách 4.3.1 a 4.3.2 měly represivní charakter, kdy

obchodník s elektrickou energií hrozil sankcemi za „neukázněný“ odběr. Pokud má však odběratel možnost větší regulace vlastní spotřeby elektrické energie, případně vlastní regulační zdroj energie, dochází často k nastavení motivačního tolerančního pásu. Model spočívá v menší sazbě za jednu MWh. V případě dodržování tolerančního pásu, tzn. v případě dodržení stanovené minimální tolerance, je cena snížena. Ve většině případů je vzájemně dohodnutý toleranční pás 10 % a dopad na snížení ceny je v tomto případě 10 % z původně sjednané ceny.

61

Závěr Při zpracování práce jsem vycházel z dat a poznatků, které jsem získal jak při studiu, tak při praktických aplikacích ve společnosti Korlea Invest a.s., která se zabývá obchodem s elektrickou energií. Práci jsem rozdělil do čtyř kapitol. V první kapitole jsem rozdělil zákazníky podle jejich diagramů spotřeby v rámci tří časových kategorií (rok, měsíc a den) v závislosti na jejich charakteru spotřeby. V druhé kapitole jsem se věnoval popisu standardních produktových řad, které jsou obchodovány na energetických burzách a demonstrací pokrývání diagramu spotřeby pomocí standardních produktových řad (diagram dodávky) na několika příkladech. Dále jsem se zabýval predikcí spotřeby elektrické energie, která hraje při cenotvorbě elektrické energie pro koncové odběratele velmi významnou roli. Veškeré vstupy uváděné k výpočtům v třetí kapitole metodou jednoduchého rozkladu diagramu jsou fiktivní a pouze orientační. Z výsledků výpočtů jasně vyplývá, že čím má odběratel rovnoměrnější spotřebu, tím je jeho cena za MWh menší. Tvorbou druhé části třetí kapitoly zabývající se cenotvorbou za pomoci specializovaného softwaru jsem si prohloubil a rozšířil své dosavadní znalosti softwaru X-Energie. Obchodník s elektrickou energií pomocí specializovaného softwaru snadno ocení přínosy nového odběratele pro celé portfolio. Obchod s elektřinou znesnadňují rizika, která popisuji ve čtvrté kapitole. Obchodník se může zajistit pomocí nákupu či prodeje finančních instrumentů (forward, opce, swap) vůči kursovému riziku. Rovněž riziko nedodržování diagramu lze částečně vhodnou formulací jednotlivých ustanovení smlouvy o dodávce elektrické energie s odběratelem snížit. Proti riziku velké volatility ceny elektrické energie na evropských burzách se však zajistit prakticky nelze.

62

Literatura: [1] Energetický regulační úřad [online]. 2002 [cit. 2008-01-01]. Dostupný z WWW: . [2] Německá energetická burza [online]. 2002 [cit. 2008-02-01]. Dostupný z WWW: . [3] Pražská energetická burza [online]. 2007 [cit. 2008-02-01]. Dostupný z WWW: . [4] MÁLEK, J. Opce a Futures. Praha : VŠE, 2003. 163 s. ISBN 80-245-0488X. [5] Zákon č. 458/2000 Sb. Zákon o podmínkách podnikání a o výkonu státní správy v energetických odvětvích a o změně některých zákonů (energetický zákon), ve znění pozdějších předpisů. Dostupný z WWW: . [6] Cenové rozhodnutí Energetického regulačního úřadu č. 9/2007. 2007. Dostupný z WWW: . s. 13. [7] Vyhláška č. 541/2005 Sb. k zákonu č. 458/2000 Sb. Vyhláška o Pravidlech trhu s elektřinou, zásadách tvorby cen za činnosti operátora trhu s elektřinou a provedení některých dalších ustanovení energetického zákona, ve znění pozdějších předpisů. Dostupný z WWW: . [8] Zásady obchodování s elektřinou od 1. 1. 2002, sdělení ERÚ, 2001. Dostupný z WWW: . s. 5.

63