CENY A TARIFY V ODVĚTVÍ ELEKTROENERGETIKY V ROCE 2007

CENY A TARIFY V ODVĚTVÍ ELEKTROENERGETIKY V ROCE 2007 Druhé dílčí plnění ke smlouvě č. 61 007 (průběžná zpráva)

EGÚ BRNO, a. s. Sekce provozu a rozvoje elektrizační soustavy

BRNO

Srpen 2006

Zhotovitel:

EGÚ Brno, a. s. Sekce provozu a rozvoje elektrizační soustavy

Objednatel:

International Power Opatovice, a. s., ENERGETIKA TŘINEC, a. s., Teplárny Brno, a. s., Pražská teplárenská a. s., ECK Generating, s. r. o., Sokolovská uhelná, právní nástupce, a. s., Dalkia Česká republika, a. s., AES Bohemia spol. s r.o., Plzeňská teplárenská, a. s., United Energy, a. s., ŠKO-ENERGO, s. r. o., Teplárna Otrokovice a. s. Asociace energetických manažerů,

Číslo smlouvy:

61 007

Název:

Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2007 Druhé dílčí plnění ke smlouvě č. 61 007 (průběžná zpráva)

Zpracovali:

Ing. Jiří Procházka Ing. Jiří Jež, CSc. Ing. Petr Pavlinec, CSc. Ing. Jan Toufar Ing. Oldřich Muselík, CSc. Ing. Oldřich Buráň, CSc. Ing. Zdeněk Vala Ing. Zdeněk Nuzík Pavel Kučera a kolektiv sekce 0100

Ředitel sekce:

Ing. Jiří Jež, CSc.

Ředitel:

Ing. Zdeněk Špaček, CSc.

Rozsah studie:

58 stran textu

Zhotovitel je držitelem certifikátu ISO 9001 a ISO 14001

Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2007

OBSAH 1

2

3

4

SPECIFIKACE PRACÍ

1

1.1

ZADÁNÍ

1

1.2

VĚCNÝ OBSAH ŘEŠENÍ

2

1.2.1 DÚ 1: Ceny za služby přenosové sítě

2

1.2.2 DÚ 2: Ceny za služby distribučních sítí

3

1.2.3 DÚ 3: Zpracování podkladů k metodice regulace cen

3

1.3

SOUČINNOST SMLUVNÍCH STRAN

4

1.4

TERMÍNY PLNĚNÍ

4

POSTUP PRACÍ

1

2.1

JEDNÁNÍ S OBJEDNATELEM A DALŠÍMI SUBJEKTY

2

2.2

SHRNUTÍ POSTUPU PRACÍ

2

CENY ZA SLUŽBY PŘENOSOVÉ SÍTĚ

1

3.1

CENA ZA REZERVACI KAPACITY PŘENOSOVÉ SÍTĚ

1

3.2

CENA ZA POUŽITÍ PŘENOSOVÉ SÍTĚ

3

3.3

JEDNOSLOŽKOVÁ CENA ZA SLUŽBU PŘENOSOVÉ SÍTĚ

5

3.4

CENA ZA SYSTÉMOVÉ SLUŽBY V ROCE 2007

5

3.5

REKAPITULACE

7

CENY ZA SLUŽBY DISTRIBUČNÍCH SÍTÍ

1

4.1

VSTUPNÍ ÚDAJE

1

4.2

PARAMETRY ERÚ PRO REGULACI CEN DISTRIBUCE V ROCE 2007

1

4.2.1 Stálá složka ceny

1

4.2.2 Cena za použití distribuční sítě

3

4.2.3 Informativní průměrná cena elektřiny dodaná KZ na napěťové úrovni NN

4

4.2.4 Decentrální výroba

5

4.2.5 Výkup elektřiny z OZE

6

4.2.6 Podpora výroby elektřiny z KVET a druhotných zdrojů

6

4.2.7 Cena příspěvku KZ na podporu výkupu elektřiny z OZE, KVET a druhotných zdrojů

6

4.2.8 Zajištění činnosti zúčtování odchylek OTE, a. s.

7

srpen 2006

Obsah


4.3

5

PŘEDBĚŽNÉ CENY DISTRIBUCE PRO ROK 2007

8

4.3.1 Platby za rezervaci kapacity sítí VVN mezi regionálními PDS včetně vyrovnání vícenákladů na OZE a KVET se zahrnutím provozovatele PS

8

4.3.2 Ceny za rezervaci kapacity pro oprávněné zákazníky na VVN a VN

8

4.3.3 Ceny za použití sítí pro oprávněné zákazníky na VVN a VN

9

4.3.4 Jednosložková cena na hladině VN

9

4.3.5 Informativní průměrné jednosložkové ceny za službu sítě pro KZ

9

4.3.6 Vývoj průměrné jednosložkové ceny elektřiny pro KZ na úrovni NN

10

4.3.7 Vývoj průměrné ceny silové elektřiny v ES ČR na úrovni NN

11

4.4

DALŠÍ POSTUP PRACÍ

12

4.5

TARIFNÍ SAZBY NA ÚROVNI NN

12

ZPRACOVÁNÍ PODKLADŮ K METODICE REGULACE CEN

1

5.1

ZKUŠENOSTI SUBJEKTŮ ENERGETIKY S METODIKOU REGULACE CEN ELEKTŘINY

1

5.1.1 Ceny za službu přenosové sítě

3

5.1.2 Ceny za systémové služby

3

5.1.3 Ceny za služby distribučních sítí na napěťových hladinách; přístup ke stanovení korekčního faktoru ceny distribuce

5

5.1.4 Způsob úhrady distribučních služeb mezi sousedními provozovateli regionálních distribučních soustav na hladinách VVN, VN a NN

7

5.1.5 Cenové podmínky lokálních distributorů

7

5.1.6 Tarify pro konečné zákazníky na hladině NN; metodické přístupy k využití tarifní statistiky pro nastavení regulovaných cen distribuce na úrovni NN

8

5.1.7 Cena pro výrobce za decentrální výrobu a příspěvek konečných zákazníků na tuto výrobu

10

5.1.8 Podpora výroby elektřiny v obnovitelných zdrojích (OZE) a z kombinované výroby elektřiny a tepla (KVET); cena pro konečné zákazníky za krytí vícenákladů na výkup elektřiny z těchto zdrojů

12

5.1.9 Průměrná cena silové elektřiny pro stanovení nákladů na ztráty, vícenákladů na podporu OZE a KVET a pro vyhodnocení cenové přirážky za nedodržení smluvené hodnoty účiníku 13 5.1.10 Cena elektřiny zajišťovaná dodavatelem poslední instance

14

5.1.11 Cena za činnost OTE

15

5.1.12 Připomínky k cenovému rozhodnutí ERÚ

15

5.1.13 Obecné a další názory na nastavené prostředí

17

5.1.14 Oceňování elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla

19

srpen 2006

Obsah


5.2

6

METODIKA PODPORY DECENTRÁLNÍ VÝROBY

27

5.2.1 Objektivní výše podpory decentrální výroby

27

5.2.2 Zahrnutí dodávky elektřiny pro lokální spotřebu do ceny pro decentrální výrobu a analýza vlivu změny úrovně této ceny

27

5.2.3 Zhodnocení výsledků

30

ZÁVĚRY

1

6.1

PŘEDBĚŽNĚ VYPOČÍTANÉ CENY PŘENOSU A SyS

1

6.2

PŘEDBĚŽNĚ VYPOČÍTANÉ CENY DISTRIBUCE

1

6.3

ZAJIŠTĚNÍ POSTUPU PRACÍ

2

Poznámka: Tato Průběžná zpráva je v souladu se smlouvou předána objednateli v jednom písemném vyhotovení a v elektronické formě na optickém médiu CD-ROM spolu s průvodním dopisem a Potvrzením o převzetí dílčího výstupu.

srpen 2006

Obsah

1

Průběžná zpráva ke smlouvě 61007 - Specifikace prací

1

SPECIFIKACE PRACÍ

1.1

ZADÁNÍ Název studie: „Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2007“. Evidenční číslo Smlouvy o dílo zhotovitele: 61 007 Objednatelé:

International Power Opatovice, a.s., ENERGETIKA TŘINEC, a. s., Teplárny Brno, a. s., Pražská teplárenská a. s., ECK Generating, s. r. o., Sokolovská uhelná, právní nástupce, a. s., Dalkia Česká republika, a.s., AES Bohemia spol. s r.o., Plzeňská teplárenská, a. s., United Energy, a. s., ŠKO-ENERGO, s. r. o., Teplárna Otrokovice a.s., Asociace energetických manažerů.

Cíl řešení: •

Průzkum názorů a zkušeností s metodikou regulace cen elektřiny v oblasti elektroenergetiky a jejich vyhodnocení. Doporučení oprávněných požadavků k aplikaci do metodických postupů tvorby cen a tarifů pro rok 2007.

•

Příprava vstupních údajů potřebných pro stanovení regulovaných cen a tarifů v odvětví elektroenergetiky v roce 2007, návrh cen za služby přenosové a distribučních sítí, systémových služeb, návrh ceny příspěvku konečných zákazníků na podporu decentrální výroby, obnovitelných zdrojů a kombinované výroby elektřiny a tepla pro rok 2007. Zpracování podkladů k vydání cenového rozhodnutí ERÚ pro rok 2007, spolupráce na přípravě jeho návrhu a na případných úpravách sekundární legislativy.

Specifikace: Návrh tarifních cen za služby distribučních sítí pro jednotlivé kategorie sazeb na všech napěťových úrovních, návrh ceny příspěvku konečných zákazníků na podporu decentrální výroby, obnovitelných zdrojů a kombinované výroby elektřiny a tepla pro rok 2007 a návrh ceny dodavatele poslední instance. V roce 2007 se předpokládá, že by tarifní ceny měly být ovlivněny zejména meziročními parametry regulace ERÚ. Návrh cen a tarifů v odvětví elektroenergetiky pro rok 2007 bude charakterizován následujícími skutečnostmi: •

fungování trhu s elektřinou druhým rokem,

•

nadnárodní vliv na oblast přenosu elektřiny,

•

existence tří držitelů licence na distribuci provozujících regionální distribuční soustavy,

•

pravděpodobný nárůst počtu držitelů licence na distribuci provozujících lokální distribuční soustavy, kteří budou žádat o individuální ceny distribuce,

•

uplatnění institutu dodavatele poslední instance.

Pozice národního regulátora v oblasti přenosu elektřiny je vymezena existencí nařízení EU č. 1228/2003. Veškeré aktivity provozovatele přenosové soustavy jsou regulovány, přičemž je maximální snaha pro přenesení efektů z mezinárodního obchodu na domácí trh pro zákazníky. Cena silové elektřiny v režimu dodavatele poslední instance je regulovaná. ERÚ ji stanoví na přiměřené úrovni průměrné ceny v příslušné regionální DS se zahrnutím marže pro obchod a ceny odchylky, rozlišeně podle tarifních sazeb na úrovni NN. Tímto způsobem je rovněž zajištěna přiměřená velikost ceny silové elektřiny také ostatním konečným zákazníkům.

srpen 2006

Strana 1

1


Samostatnou oblastí je návrh tarifních cen distribuce elektřiny pro jednotlivé kategorie sazeb na úrovni nízkého napětí. V roce 2007 se předpokládá, že by tarifní ceny měly být ovlivněny zejména meziročními parametry regulace ERÚ. Vlastní práce na díle jsou rozděleny do částí: •

zjištění názorů a zkušeností s metodikou regulace cen elektřiny v oblasti elektroenergetiky a jejich vyhodnocení,

•

shromáždění a ověření vstupních údajů, potřebných pro stanovení cen,

•

vlastní výpočty variantních návrhů cen pro rok 2007, zahrnující případné úpravy metodiky,

•

součinnost při úpravách sekundární legislativy,

•

spolupráce na přípravě návrhu cenového rozhodnutí ERÚ pro rok 2007.

Předpokládá se úzká spolupráce objednatelů a zhotovitele jak v části zpracování vstupních údajů, tak při variantních výpočtech cen. Ve spolupráci s ERÚ budou verifikovány vstupní údaje předložené jednotlivými subjekty podle harmonogramu ERÚ. Průběžně dosažené výsledky cen přenosu, distribuce, systémových služeb, podpory obnovitelných zdrojů a kogenerace, decentrální výroby, ceny elektřiny dodavatele poslední instance na rok 2007 budou zhotovitelem konzultovány s objednateli a aktualizovány vstupy na základě upřesněných podkladů. Na základě požadavku ERÚ podle smlouvy č. 61004 se bude zhotovitel podílet na jednáních pracovních seminářů a na přípravě cenového rozhodnutí ERÚ pro rok 2007. Zhotovitel se bude rovněž podle potřeby podílet na úpravách návrhů vyhlášek týkajících se pravidel pro organizování trhu s elektřinou, postupu pro regulaci cen v energetice, pravidel pro vedení oddělené evidence tržeb, nákladů a výnosů pro účely regulace a pravidel pro rozdělení nákladů, tržeb a výnosů z vloženého kapitálu v energetice. Při řešení všech problémových okruhů, specifikovaných v dílčích úkolech bude respektován očekávaný vývoj zdokonalení tržního modelu elektroenergetiky ČR a podán návrh na jejich promítnutí do legislativy (Energetický zákon a s ním související podzákonné normy, vyhlášky týkající se pravidel pro organizování trhu s elektřinou, výkaznictví, regulace apod.) jakož i postup aplikace pravidel pro evropský vnitřní trh s elektřinou a očekávaný postup harmonizace regulace v měřítku EU.

1.2

VĚCNÝ OBSAH ŘEŠENÍ

Výsledky řešení poskytnou účastníkům Smlouvy informace o případných úpravách metodiky regulace cen v elektroenergetice a o očekávaných cenách přenosu, systémových služeb, distribuce a ostatních komodit v roce 2007. Ve své závěrečné fázi budou podkladem pro ERÚ pro stanovení cen pro rok 2007. Řešení Projektu předpokládá přímou součinnost s objednateli prostřednictvím jejich zástupců při pracovních jednáních a na koordinačních seminářích. Práce jsou řešeny ve třech dílčích úkolech:

1.2.1 DÚ 1: Ceny za služby přenosové sítě 1. Informace o oblasti řešení: Variantní výpočty cen přenosu a systémových služeb pro rok 2007 v souladu s metodikou regulace cen v elektroenergetice ve druhém regulačním období a pro parametry regulace nastavené ERÚ, jako podklad pro cenové rozhodnutí ERÚ. S využitím uvedených výsledků a v návaznosti na výsledky dosažené v roce 2005, za platnosti Článku V smlouvy o důvěrnosti předávaných informací, budou shrnuty výstupy z variantních výpočtů

srpen 2006

Strana 2


1

ceny za služby přenosové sítě pro časový horizont roku 2007 v souladu s novým energetickým zákonem, souvisejícími vyhláškami a modelem trhu s elektřinou.

1.2.2 DÚ 2: Ceny za služby distribučních sítí 1. Informace o oblasti řešení: Variantní výpočty cen distribuce pro rok 2007 (včetně tarifních sazeb na úrovni sítí NN) v souladu s metodikou regulace cen v elektroenergetice ve druhém regulačním období a pro nastavené parametry regulace ERÚ, jako podklad pro cenové rozhodnutí ERÚ. Podpora výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů a z kombinované výroby elektřiny, tepla a druhotných energetických zdrojů, aktualizované výkupní ceny, cena příspěvku konečných zákazníků. Podpora decentrální výroby a cena příspěvku konečných zákazníků. S využitím uvedených výsledků a v návaznosti na výsledky dosažené v roce 2005, za platnosti Článku V smlouvy o důvěrnosti předávaných informací, budou shrnuty výstupy z variantních výpočtů ceny za služby distribučních sítí pro časový horizont roku 2007 v souladu s novým energetickým zákonem, souvisejícími vyhláškami a modelem trhu s elektřinou.

1.2.3 DÚ 3: Zpracování podkladů k metodice regulace cen 1. Zjištění a vyhodnocení názorů a zkušeností subjektů energetiky s metodikou regulace cen elektřiny v oblasti elektroenergetiky přijatou pro druhé regulační období. 2. Analýza vlivu případných návrhů na úpravu metodiky regulace cen ve druhém regulačním období a formulace doporučení pro regulátora. 3. Přehodnocení metodiky podpory decentrální výroby tak, aby cena pro decentrální výrobu byla poskytována výrobci za každou MWh skutečně dodané elektřiny do sítě územně příslušného provozovatele distribuční soustavy a za elektřinu vyrobenou a dodanou lokální spotřebě výrobce. 4. Přehodnocení metodiky stanovování podpory decentrální výroby se zohledněním skutečnch přínosů v rámci elektrických ztrát v soustavě. 5. Přehodnotit metodiku platby za SyS u odběratelů v lokální distribuční soustavě tak, aby v případě odběru elektřiny od externího dodavatele platili plnou cenu za SyS. 6. Porovnání podpory KVET a podpory OZE z pohledu významu k ŽP (úspora primárních paliv, snižování emisí CO2, regulovatelnost, ...) 7. Spolupráce s regulátorem na stanovení individuálních cen distribuce pro provozovatele lokálních distribučních soustav v případě jejich požadavku na základě analýzy různých případů jejich zapojení v síti. 8. Zdokonalování metodiky a výpočetních algoritmů pro stanovení tarifních sazeb za služby distribučních sítí na úrovni NN. Porovnání výsledků výpočtu tarifních sazeb při variantním použití roční a klouzavé tarifní statistiky při stanovení regulovaných cen na úrovni NN. Slučitelnost průměrných cen jednotlivých tarifních skupin se skladbou výsledných cen v podmínkách otevřeného trhu. 9. Při úpravě metodiky regulace budou uplatněny výsledky koordinačních jednání s objednateli, ERÚ, ČEZ, a.s., nezávislými výrobci, sdružením velkých spotřebitelů elektřiny a s dalšími účastníky řešení této problematiky včetně jejich stanovisek k předkládaným návrhům úprav metodiky regulace. 10. Zpracování informativních výstupů o vývoji postupu a výstupech řešení systémových služeb v ES ČR.

srpen 2006

Strana 3

1


11. Na základě požadavku ERÚ spolupráce na přípravě cenového rozhodnutí ERÚ na rok 2007. 12. Na základě požadavku ERÚ spolupráce s ERÚ na úpravách vyhlášek.

1.3

SOUČINNOST SMLUVNÍCH STRAN

V případě, že jednotlivé dílčí části řešení regulace cen přenosu, distribuce a souvisejících komodit v elektroenergetice ve druhém roce druhého regulačního období dle této smlouvy č. 61 007 mají věcnou souvislost s řešením problematiky, zpracovávané na půdě zhotovitele v rámci smluvních vztahů zhotovitele s ERÚ dle smlouvy č. 61 004 a s regulovanými subjekty dle smlouvy č. 61 005, budou řešení těchto problémů koordinována za společné účasti objednatelů těchto smluv formou společného projednání připomínek zástupců smluvních stran na koordinačních seminářích, svolaných na základě rozhodnutí ERÚ. Za koordinaci tohoto postupu je zodpovědný zhotovitel. Zhotovitel poskytne individuální konzultace jednotlivým objednatelům na základě jejich žádosti.

1.4

TERMÍNY PLNĚNÍ Zahájení prací:

1. 3.2006

První dílčí plnění k průběhu řešení:

15. 5.2006

Druhé dílčí plnění k průběhu řešení:

24. 8.2006

Třetí dílčí plnění o dosažených výsledcích řešení díla:

7.12.2006

Ukončení prací:

14.12.2006

Kontrolní termíny plnění: Zhotovitel a objednatelé úkolu budou ve vzájemné součinnosti operativně koordinovat postup a obsah prací ve vazbě na proběhlá koordinační jednání zhotovitele a objednatelů a společná jednání, uskutečněná ve vazbě na ustanovení Článku II této smlouvy. Skutečný počet a termíny společných jednání budou přizpůsobeny potřebám a možnostem objednatelů a zhotovitele. Náplň jednání bude aktualizována podle skutečného stavu prací a požadavků objednatelů. Průběžné výstupy řešení budou operativně předávány objednatelům v písemné i elektronické podobě a případné připomínky k předmětu díla budou po projednání zapracovány a případné vady odstraněny. •

leden až duben 2006: Práce na DÚ 3, body 3 a 4.

•

14. 4. 2006: Shromáždění podkladů od jednotlivých subjektů, obsahující jejich názory a zkušenosti s metodikou regulace.

•

15. 5. 2006: Zpráva s vyhodnocenými názory a zkušenostmi jednotlivých subjektů s metodikou regulace, případné návrhy na úpravu metody regulace.

•

18. 8. 2006: Průběžná zpráva o postupu řešení Dílčích úkolů předaná elektronickou poštou.

•

24. 8. 2006: Koordinační seminář a presentace stavu řešení Dílčích úkolů a jejich diskuse, doporučení dalšího postupu řešení, návrh cen za služby přenosové sítě a cen za distribuci. Původně plánovaný termín na 31.8.2006 byl z technických důvodů zkrácen po dohodě s objednateli. Předání Průběžné zprávy o postupu řešení Dílčích úkolů v jednom písemném vyhotovení a v elektronické formě na optickém médiu (CD - ROM), potvrzení objednatele o převzetí.

srpen 2006

Strana 4


1

•

říjen 2006: Zhotovitel předá objednatelům pro jejich potřeby informaci o průběžných výstupech řešení v elektronické podobě.

•

14. 11. 2006: Zhotovitel předá objednatelům pro jejich potřeby informaci o stavu návrhu cen v elektroenergetice před vydáním cenového rozhodnutí ERÚ pro rok 2007 v elektronické podobě.

•

7. 12. 2006: Závěrečná zpráva.

•

14. 12. 2006: Prezentace výsledků díla.

Průběžné výstupy řešení budou operativně předávány objednatelům elektronickou poštou a případné připomínky k předmětu díla budou po projednání zapracovány a případné vady odstraněny. Zhotovitel předá materiály, určené k projednání v rámci pracovních skupin a kontrolních dnů řešení nejpozději 7 dnů před jejich konáním. Zpráva s vyhodnocenými názory a zkušenostmi jednotlivých subjektů s metodikou regulace bude předána objednatelům v jednom písemném vyhotovení a v elektronické formě na optickém médiu (CD - ROM). Objednatelé potvrdí převzetí na přiloženém formuláři. Zpráva je podkladem pro vystavení první dílčí faktury. Průběžná zpráva o postupu řešení bude předána objednatelům v jednom písemném vyhotovení a v elektronické formě na optickém médiu (CD - ROM) k 24.8.2006. Objednatelé potvrdí převzetí na přiloženém formuláři. Průběžná zpráva je podkladem pro vystavení druhé dílčí faktury. Ucelené závěrečné řešení smlouvy v podobě závěrečné zprávy o průběhu prací zhotovitele bude předáno objednatelům v jednom písemném vyhotovení a v elektronické formě na optickém médiu (CD - ROM) k 7.12.2006. Objednatelé potvrdí převzetí na přiloženém formuláři. Závěrečná zpráva je podkladem pro vystavení třetí dílčí faktury. Termíny dílčích fakturací: •

První dílčí faktura bude vystavena na základě předané a objednateli odsouhlasené zprávy s vyhodnocenými názory a zkušenostmi jednotlivých subjektů s metodikou regulace v termínu k 15.5.2006.

•

Druhá dílčí faktura bude vystavena na základě předané a objednateli odsouhlasené průběžné zprávy o vykonaných pracích v termínu k 24.8.2006.

•

Třetí dílčí faktura bude vystavena po předání díla v podobě závěrečné zprávy a odsouhlasení díla v termínu k 7.12.2006.

Předkládaná dílčí zpráva je podkladem k dílčí fakturaci a uvádí průběžné výsledky prací dosažené v rámci řešení dílčích úkolů v březnu až srpnu 2006.

srpen 2006

Strana 5

2

Průběžná zpráva ke smlouvě 61007 - Postup prací

2

POSTUP PRACÍ

Práce probíhaly v souladu s věcným obsahem specifikovaným ve smlouvě o dílo. V souladu se smlouvou o dílo byla k 15.5.2006 objednatelům předána samostatná zpráva s vyhodnocenými názory a zkušenostmi jednotlivých subjektů s metodikou regulace, včetně návrhů na úpravu metody regulace, na základě podkladů shromážděných od těchto subjektů. V květnu až červenci 2006 byly dále zajišťovány následující činnosti: •

Ověření vstupních údajů, potřebných pro stanovení cen, na základě výkazů PDS předávaných ERÚ k 30.4.2006 a výkazu ČEPS, a.s. k 15.5.2006. ERÚ byl průběžně informován o zjištěných nesrovnalostech ve vykazovaných údajích a byly mu předkládány návrhy na řešení disproporcí.

•

Prostřednictvím ERÚ byly společnosti ČEPS, a.s. poskytnuty podklady týkající se některých technických vstupů a parametrů regulace pro stanovení ceny přenosu a ceny systémových služeb pro rok 2007.

•

Ověření výsledků regulace v roce 2005, stanovení korekčních faktorů přenosu, systémových služeb a OZE-KVET a jejich promítnutí do ceny přenosu, systémových služeb a do pravidelných měsíčních plateb na podporu OZE-KVET zprostředkovaných PPS od přímých odběratelů z PS a lokální spotřeby v roce 2007. Posouzení možnosti úhrady korekčních faktorů z příjmů z aukcí na přeshraničních profilech.

•

ERÚ byl předložen návrh na úpravu textu Přílohy 9 vyhlášky ERÚ č. 438 / 2001 Sb. ve znění pozdějších předpisů uvedené ve Sbírce zákonů č. 575 / 2004, Částka 195, týkající se ověření výsledků regulace a stanovení korekčních faktorů přenosu, systémových služeb a korekčního faktoru OZE-KVET.

•

Doplňování dodatečně upřesněných údajů ČEPS, a. s. a regionálních PDS.

•

Vytváření a postupné upřesňování výpočetních tabulek cen přenosu a distribuce pro rok 2007.

•

Variantní výpočty cen přenosu a systémových služeb pro rok 2007 v souladu s metodikou regulace cen v elektroenergetice ve druhém regulačním období a pro parametry regulace nastavené ERÚ, jako podklad pro návrh cenového rozhodnutí pro rok 2007.

•

K 21.6.2006 byly ERÚ poskytnuty podklady týkající se nastavení cen přenosu pro rok 2007.

•

Konzultační činnost pro regionální distributory, týkající se regulace cen distribuce.

•

Prošetření možnosti přehodnocení metodiky podpory decentrální výroby tak, aby cena pro decentrální výrobu byla poskytována výrobci za každou MWh skutečně dodané elektřiny do sítě územně příslušného provozovatele distribuční soustavy a za elektřinu vyrobenou a dodanou lokální spotřebě výrobce.

•

Přehodnocení metodiky stanovování podpory decentrální výroby se zohledněním skutečných přínosů v rámci elektrických ztrát v soustavě.

•

V červenci 2006 byly nastaveny výchozí předpoklady pro výpočet cen za službu přenosové sítě a služby distribučních sítí, se zahrnutím návrhu ceny přenosu elektřiny a systémových služeb předloženého ČEPS, a.s. a cen pro činnost operátora trhu, navržených OTE, a. s.

•

Dne 21.7.2006 byl ERÚ předán komplex výpočetních tabulek cen přenosu a distribuce pro jednotlivé regulované subjekty jako podklad pro schválení cen přenosu a systémových služeb

srpen 2006

Strana 1

Průběžná zpráva ke smlouvě 61007 - Postup prací

2

a dále jako podklad pro jednotlivé regionální distribuční společnosti k nastavení cen distribuce pro rok 2007. •

2.1

K 18.8.2006 byla objednatelům předána elektronickou poštou tato průběžná zpráva o postupu řešení Dílčích úkolů, jako podklad pro jednání koordinačního semináře za společné účasti objednatelů dalších souvisejících smluv 61 004 s ERÚ, 61 005 s regionálními distributory, 61 006 s ČEZ, a. s. a 61 021 s dodavateli poslední instance, jehož termín byl proti smlouvě o dílo změněn z 31.8.2006 na 24.8.2006 se souhlasem objednatelů. Na semináři bude podána stručná informace o stavu řešení dílčích úkolů a návrhu cen za služby přenosové sítě a cen za distribuci, s následnou diskusí a doporučením dalšího postupu řešení. Rovněž se objednatelům předává Průběžná zpráva v jednom písemném vyhotovení a v elektronické formě na optickém médiu (CD - ROM) proti potvrzení objednatelů o převzetí.

JEDNÁNÍ S OBJEDNATELI A DALŠÍMI SUBJEKTY

V rámci řešení proběhla dvoustranná a vícestranná jednání řešitele s objednateli a dalšími subjekty. Upřesňování vstupních podkladů bylo zajišťováno zejména telefonicky nebo elektronickou poštou. V průběhu května a června byly práce zaměřeny zejména na verifikace výkazů regionálních PDS a opravy údajů ve spolupráci s ERÚ a koordinován postup pro kontaktování subjektů. Dne 8. června 2006 proběhlo jednání se zástupci SVSE ohledně jejich připomínek zaslaných zhotoviteli v rámci plnění DÚ3 – zpracování názorů a zkušeností subjektů energetiky s metodikou regulace cen. Výsledky tohoto jednání se projevili při dodatečných připomínkách SVSE k dokumentu zpracovaných zkušeností. Dne 1.8. předal ERÚ zhotoviteli aktualizované podklady – výkazy a připomínky k úpravě výpočtu – k nastavení cen přenosu distribuce a systémových služeb a dalších regulovaných položek. Údaje byly zkontrolovány, dodatečně opraveny o další podklady a z těchto podkladů aktualizovaným ke dni 9.8.2006 byly vypočteny ceny prezentované v této průběžné zprávě.

2.2

SHRNUTÍ POSTUPU PRACÍ

V souladu s věcnou náplní smlouvy byly kontrolovány vstupní technické údaje, poskytnuté provozovatelem přenosové soustavy a provozovateli regionálních distribučních soustav ERÚ. Byly sestaveny výpočetní tabulky cen přenosu, systémových služeb a cen distribuce, zohledňující přijatou metodiku regulace cen v elektroenergetice pro druhé regulační období. Postup řešení byl koordinován ERÚ. Výsledkem řešení je podklad pro zpracování návrhu cen přenosu a SyS pro rok 2007 a podklad pro stanovení cen distribuce. Rovněž probíhala spolupráce s ERÚ na novelizaci vyhlášky ERÚ č. 438 / 2001 Sb. (o regulaci), ve znění pozdějších předpisů a vyhlášky ERÚ č. 439 / 2001 Sb. (výkaznictví) ve znění pozdějších předpisů. Konstatuje se, že práce na studii probíhají v souladu s dohodnutým harmonogramem věcného a časového řešení úkolu uvedeným ve smlouvě 61 007. Současný stav prací dává záruku, že podklady potřebné pro stanovení cen distribuce pro rok 2007 budou k dispozici příslušným subjektům v požadovaných termínech, daných harmonogramem podle vyhlášek ERÚ, jako podklad pro vydání cenového rozhodnutí ERÚ pro rok 2007.

srpen 2006

Strana 2

3

Průběžná zpráva ke smlouvě 61007 - Ceny za služby přenosové sítě

3

CENY ZA SLUŽBY PŘENOSOVÉ SÍTĚ

V této kapitole se předkládá informace o variantních výpočtech cen přenosu a systémových služeb pro rok 2007 v souladu s metodikou regulace cen v elektroenergetice ve druhém regulačním období a pro parametry regulace nastavené ERÚ, jako podklad pro cenové rozhodnutí ERÚ. Předložené výsledky výpočtů ceny za služby přenosové sítě a systémových služeb pro časový horizont roku 2007 jsou v této fázi řešení předběžné, předpokládá se však, že k podstatným změnám do vydání cenového rozhodnutí již nedojde.

3.1

CENA ZA REZERVACI KAPACITY PŘENOSOVÉ SÍTĚ

Klíčování stálých nákladů PPS pro tvorbu plateb za rezervovanou kapacitu je shodná jako v roce 2006: •

Na rozhraní PPS a PDS jsou zohledněny zpětné toky z DS do PS. Na rozhraní PPS a konečného zákazníka ACTHERM, spol. s r. o. odebírajícího elektřinu přímo z PS se uvažuje tok jedním směrem z PS.

•

Stálé náklady na RK PS jsou rozděleny mezi regionální PDS podle průměru hodinových maxim bilančních sald odběru z PS ve 4 zimních měsících (XI-II) za 3 předcházející období. V případě přímého odběratele se uvažuje průměr hodinových maxim 4 posledních zimních měsíců (XI/2005 až II/2006) ve směru ze sítě PPS.

RK PS nehradí export a PVE v režimu čerpání. PVE platí za režim čerpání pouze za použití přenosové sítě, export se na platbě za použití přenosové sítě nepodílí. Stejně jako v roce 2006 není aplikována komponenta G. V roce 2007 platí cenu za rezervaci kapacity 3 PDS a ACTHERM, spol. s r. o. V tabulce 3.1 jsou uvedeny průměrné hodnoty uvažovaných 4 měsíčních maxim jednotlivých odběratelů za 3 zimní období, velikost rezervované kapacity a velikost ročních plateb jednotlivých odběratelů z přenosové sítě, zaokrouhlených na částky umožňující hradit pevné měsíční ceny za roční rezervovanou kapacitu přenosové sítě v celých tisících korunách. Procentní podíly jsou znázorněny v diagramu na obrázku 3.1. Tab. 3.1 Platby za rezervaci kapacity přenosové sítě v roce 2007 Společnost

Platba za rezervaci přenosové kapacity

[%] ACTHERM, s.r.o.

[tis.Kč/rok]

[tis.Kč/měsíc]

Průměrná měsíční hodinová maxima výkonů na RK rozhraní PS/110 kV (bilanční saldo) za 4 měsíce (XI - II) v předcházejících 3 zimních obdobích 2003/2004

2004/2005

2005/2007

[MW]

[MW]

[MW]

-

-

0,05

1 944

162

ČEZ Distribuce, a.s.

64,81

2 440 392

203 366

4 161,9

EON Distribuce,a.s.

27,48

1 034 760

86 230

PREdistribuce, a.s.

7,66

288 408

24 034

100,00

3 765 504

313 792

Celkem

PREdistribuce, a.s. 7,66%

(průměr maxim)

za 3 zimní období [MW] 3,3

3,3

4 331,0

3 851,4

4 114,8

1 660,8

1 760,5

1 812,8

1 744,7

474,6

484,3

500,0

486,3

6 297,3

6 575,8

6 167,4

6 349,0

ACTHERM, s.r.o. 0,05%

EON Distribuce,a.s. 27,48%

ČEZ Distribuce, a.s. 64,81%

Obr. 3.1 Pevná cena za rezervaci kapacity ČEPS, a. s. hrazená jednotlivými společnostmi v roce 2007 srpen 2006

Strana 1

3


Jako pomocná veličina je určena jednotková cena za RK přenosové sítě v roce 2007 ve výši 593 082,27 Kč/MW za rok, která je dána podílem povolených výnosů ČEPS, a. s. a celkového průměrného maximálního výkonu z PS. V tabulce 3.2 a v diagramu na obrázku 3.2 je uveden vývoj ceny za RK přenosové sítě v prvním a druhém regulačním období od roku 2002 do roku 2007.

Tab. 3.2 Vývoj ceny za rezervaci kapacity přenosové sítě Cena za rezervaci přenosové kapacity 2002 Cena [tis.Kč/MW]

574,384

2003

2004

603,054

2005

624,305

2006

610,844

2007

511,266

593,082

Obr. 3.2 Vývoj ceny za RK PS 650

tis.Kč/MW

600

550

500

450 2002

2003

2004

2005

2006

2007

rok

Pro rok 2007 se u ČEZ Distribuce, a. s. pro stanovení RK již uvažuje ve vstupních datech za měsíce leden a únor 2006 soudobé maximum. Cena v roce 2007 je proti roku 2006 ovlivněna snížením velikosti části příjmů z aukcí na přeshraničních profilech zahrnuté do PV na 600 mil.Kč, které byly v roce 2006 mimořádně vyšší. Povolené výnosy dále mírně ovlivnilo zvýšení hodnoty odpisů o 6,7 mil.Kč a snížení hodnoty provozních aktiv o 433,9 mil.Kč v roce 2005. Vliv na náklady dále mají následující činitelé: -

Průmyslový eskalační faktor = 101,0 % (4/2006)

-

Mzdový eskalační faktor = 104,7 % (váha 0,15)

-

Faktor efektivity = 2,085 %

Vývoj plateb jednotlivých společností za rezervaci kapacity v letech 2002 – 2007 je uveden v diagramu na obrázku 3.3. Obr. 3.3 Vývoj plateb za RK PS 350 000

PRE

tis.Kč/měs

300 000

JME

250 000

E.ON (JČE )

200 000

ZČE VČE

150 000

STE

100 000

SME ČEZ (SČE )

50 000

ACTHERM 0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

rok

srpen 2006

Strana 2

3


3.2

CENA ZA POUŽITÍ PŘENOSOVÉ SÍTĚ

Povolené proměnné náklady přenosové sítě v roce 2007 jsou odvozeny z povoleného objemu ztrát, vypočteného z povolené míry ztrát ve výši 1,442 % stanovené ERÚ a z plánovaného množství elektřiny na vstupu z PS včetně kontrahovaného tranzitu, přenesené v síti PPS v roce 2007. Ztráty jsou oceněny průměrnou nákupní cenou elektřiny ve výši 1159,- Kč/MWh, se zohledněním dorovnání korekčního faktoru ve výši -0,515 mil.Kč za použití PS v roce 2005 s uvážením časové hodnoty peněz. Cenu za použití přenosové sítě platí následující subjekty: •

3 regionální PDS,

•

1 konečný zákazník (ACTHERM, spol. s r.o.),

•

výrobci odebírající elektřinu z PS (ČEZ, a.s., SU, a.s.),

•

PVE v režimu čerpání.

Podíl plateb jednotlivých společností v roce 2006 je znázorněn graficky na obrázku 3.4.

PVE 2,17%

Výrobci 0,88%

ACTHERM 0,04%

PRE 7,62%

EON Distribuce 30,54%

ČEZ Distribuce 58,77%

Obr. 3.4 Procentní podíl plateb společností za použití PS v roce 2007

Cena za použití PS v roce 2006 ve výši 27,37 Kč/MWh (21,13 Kč/MWh v roce 2006, 20,13 Kč/MWh v roce 2005, 13,41 Kč/MWh v roce 2004 a 15,61 Kč/MWh v roce 2003) je stanovena podílem povolených nákladů na ztráty a plánovaného množství elektřiny odebrané v roce 2007 (přičemž se uvažuje bilanční saldo toku elektřiny na rozhraní sítě PPS se sítěmi regionálních distributorů). Vývoj ceny za použití přenosové sítě v období let 2002 – 2007 je uveden v tabulce 3.3 a na obrázku 3.5. Vliv na vývoj ceny: •

vyjmutí exportu z plateb za použití PS znamenal nárůst ceny od roku 2005,

•

větší část korekčního faktoru roku 2005 byla vrácena do fondu aukcí,

•

vyšší hodnota povolené míry ztrát,

•

vyšší cena silové elektřiny na krytí ztrát v porovnání s rokem 2006.

srpen 2006

Strana 3

3


Tab. 3.3 Vývoj ceny za použití přenosové sítě Cena za použití přenosové sítě 2002 Cena [Kč/MWh]

17,45

2003

2004

15,61

2005

13,41

20,13

2006

2007

21,13

27,37

Obr. 3.5 Vývoj ceny za použití PS 30 25

Kč/MWh

20 15 10 5 0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

rok

Následující graf na obrázku 3.6 znázorňuje vývoj plateb jednotlivých společností za použití přenosové sítě v tis.Kč/rok pro skutečnost v průběhu let 2002 až 2005 a pro plánované odběry elektřiny v letech 2006 a 2007. Obr. 3.6 Vývoj plateb za použití PS 1 000 000

PRE JME

800 000

tis.Kč/rok

E.ON (JČE ) ZČE

600 000

VČE 400 000

STE SME ČEZ (SČE )

200 000

ACTHERM 0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

rok

Od roku 2005 se uvádí platby pro společnost E.ON Distribuce, a. s. a od roku 2006 již také pro společnost ČEZ Distribuce, a. s. Nárůst plateb od roku 2005 je způsoben zejména vyjmutím exportu z přenosové sítě z podílu na platbě za použití přenosové sítě a cenou silové elektřiny na krytí ztrát. Vyšší platby v roce 2007 proti roku 2006 jsou rovněž způsobeny vyšší povolenou mírou ztrát, převedením větší části korekčního faktoru za rok 2005 do fondu aukcí na přeshraničních profilech a také očekávaným nižším obchodovaným množstvím elektřiny v PS o 1,238 TWh v roce 2007.

srpen 2006

Strana 4


3.3

3

JEDNOSLOŽKOVÁ CENA ZA SLUŽBU PŘENOSOVÉ SÍTĚ

Jednosložkové vyjádření ceny za službu přenosové sítě je pouze informativní. Zahrnuje jak náklady stálé (na RK) tak i proměnné (na použití sítě). Vývoj jednosložkové ceny za službu přenosové sítě od roku 2003 byl následující:

rok

Jednosložková cena (Kč/MWh)

2002

119,22

2003

126,79

2004

134,56

2005

130,14

2006

110,15

2007

133,81

Změna jednosložkové ceny za službu přenosové sítě pro rok 2007 v porovnání s rokem 2006 je způsobena okolnostmi uvedenými výše pro cenu za rezervaci kapacity a pro cenu za použití přenosové sítě.

3.4

CENA ZA SYSTÉMOVÉ SLUŽBY V ROCE 2007

Cena za systémové služby je jednotná pro všechny hladiny napětí. Plnou cenu platí koneční zákazníci připojení k PS a DS a ostatní spotřeba PDS. Systémové služby neplatí exportér z přenosové a distribuční soustavy a PVE za elektřinu odebranou při čerpání. Výrobci a samovýrobci nehradí systémové služby za elektřinu spotřebovanou pro výrobu elektřiny nebo pro výrobu elektřiny a tepla. Výrobce platí sníženou cenu za systémové služby za elektřinu své ostatní spotřeby a cizí spotřeby v areálu výrobny (lokální spotřeba) bez ohledu na to, zda je napájena z odbočkového transformátoru nebo s využitím sítě. Samovýrobci platí systémové služby v plné výši za energii odebíranou ze sítě příslušného držitele licence, nižší cenu platí za svoji i cizí spotřebu napájenou bez použití přenosové nebo regionální distribuční soustavy (lokální spotřeba). Platba za systémové služby je konečným zákazníkem připojeným k elektrizační soustavě hrazena spolu s platbou za přenos nebo distribuci elektřiny provozovateli přenosové soustavy nebo distribuční soustavy, ke které je odběrné elektrické zařízení konečného zákazníka připojeno, a to na základě smlouvy o přenosu nebo distribuci elektřiny. Platba je určena součinem spotřeby elektřiny konečného zákazníka a ceny za systémové služby v Kč/MWh v souladu s cenovým rozhodnutím Úřadu. Platby za systémové služby vůči ČEPS, a. s. zajišťují regionální distributoři, a to i za lokální distributory, kteří mu sdělují ve stanovených termínech potřebné technické údaje. Regionální držitelé licence na distribuci přeúčtovávají cenu za systémové služby po skončení běžného měsíce ve smluvně dohodnutých termínech provozovateli přenosové sítě, který je zodpovědný za nákup podpůrných služeb a za spolehlivý a bezpečný provoz elektrizační soustavy. Náklady na PpS pro rok 2006 stanovil ERÚ ve výši 8,0 mld.Kč. K této hodnotě se přičítají povolené náklady a odpisy pro obchod s PpS/SyS, povolený zisk za organizování trhu s PpS a korekce za skutečnost nákladů a výnosů v roce 2005. Takto stanovené celkové finanční prostředky jsou pro rok 2007 rozděleny na část hrazenou konečnými zákazníky ES ČR bez ostrovních provozů a na část se sníženou cenou, kterou hradí výrobci, samovýrobci za tzv. lokální spotřebu ve výši 57,19 Kč/MWh. Část připadající na lokální spotřebu stanovil ERÚ ve výši 40 % z ceny, kterou by hradili všichni odběratelé včetně lokální

srpen 2006

Strana 5

3


spotřeby, bez spotřeby v ostrovních provozech. Velikost lokální spotřeby je odhadnuta ČEPS, a. s. ve výši 5,873 TWh na základě skutečnosti fakturace v roce 2005, plánu a očekávané skutečnosti roku 2006. Spotřeba konečných zákazníků ES ČR napájená z přenosové a regionálních distribučních soustav, která hradí plnou cenu systémových služeb v roce 2007, byla určena z výkazů těchto provozovatelů sítí ve výši 51,349 TWh. Pro stanovenou výši finančních prostředků na podpůrné služby a po odečtení očekávaných plateb za systémové služby od lokální spotřeby, vychází pevná cena za systémové služby poskytované ČEPS, a. s. v roce 2007 pro konečné zákazníky ES ČR, napájené přímo z přenosové a regionálních distribučních soustav, ve výši 152,78 Kč/MWh. Cena systémových služeb je nižší v porovnání s rokem 2006 vzhledem k tomu, že objem finančních prostředků na podpůrné služby je v rámci regulace ve druhém regulačním období meziročně snižován o 100 mil.Kč. Vývoj ceny systémových služeb v období let 2002 – 2007 je uveden v tabulce 3.4 a na obrázku 3.7. Tab. 3.4 Vývoj ceny systémových služeb Cena systémových služeb v Kč/MWh 2002 Koneční zákazníci Lokální spotřeba

2003

2004

2005

2006

2007

157,90

159,00

172,00

171,80

156,28

152,78

58,04

58,00

64,00

64,00

58,64

57,19

Obr. 3.7 Vývoj ceny systémových služeb 180 160

Kč/MWh

140 120 100 80 60 40 2002

2003

2004

rok

Koneční zákazníci

2005

2006

2007

Lokální spotřeba

V porovnání s rokem 2006 je cena systémových služeb v roce 2007 ovlivněna: •

meziročním snížením nákladů na nákup podpůrných služeb o 100 mil. Kč na 8,0 mld. Kč,

•

převedením větší části korekčního faktoru roku 2005 do fondu aukcí,

•

mírně vyšší očekávanou spotřebou KZ o cca 0,267 TWh v roce 2007, ve které je zahrnuta ostatní spotřeba PDS ve výši 0,091 TWh.

srpen 2006

Strana 6

3


3.5

REKAPITULACE Pro rok 2007 byly vypočítány následující ceny přenosu a systémových služeb:

•

Jednotková cena za RK přenosové sítě

•

Cena za použití PS

•

Jednosložková cena za službu PS

•

Cena SyS pro lokální spotřebu

•

Cena SyS pro konečné zákazníky

593 082,27 Kč/MW.r 27,37 Kč/MWh 133,81 Kč/MWh 57,19 Kč/MWh 152,78 Kč/MWh

Ceny odpovídají podkladům a informacím, které měl zhotovitel díla k dispozici v době zpracování této průběžné zprávy. Předpokládá se, že k podstatným změnám do vydání cenového rozhodnutí již nedojde.

srpen 2006

Strana 7

4

Průběžná zpráva ke smlouvě 61007 - Ceny za služby distribučních sítí

4

CENY ZA SLUŽBY DISTRIBUČNÍCH SÍTÍ

Výpočet cen distribuce pro rok 2007 předložený v této kapitole byl prováděn v souladu s platnou metodikou regulace cen v elektroenergetice ve druhém regulačním období a pro předběžně nastavené parametry regulace ERÚ. Podpora výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů zatím vychází z výkupních cen a zelených bonusů platných pro rok 2006 stejně jako velikost příspěvků k tržní ceně elektřiny z kombinované výroby elektřiny, tepla a druhotných energetických zdrojů, protože ceny pro rok 2007 jsou na ERÚ ve stadiu zpracování. Výpočty je nutné považovat v této fázi řešení za předběžné, velmi informativní a nezávazné vzhledem k tomu, že ceny distribuce budou dále ovlivněny výsledkem projednání vstupních údajů a metodických postupů, které se týkají:

4.1

§

průměrné ceny silové elektřiny, kterou ERÚ stanoví později,

§

návrhů distributorů, velkých odběratelů a výrobců vyjádřených v rámci dotazníkové akce zpracované zhotovitelem a předložené ERÚ ke zvážení,

§

upřesnění výkupních a pevných cen z OZE a KVET a použití velikosti vykupovaného objemu elektřiny z těchto zdrojů podle skutečnosti roku 2005,

VSTUPNÍ ÚDAJE

Vstupní údaje použité při přípravě podkladů pro návrh cen distribuce byly převzaty z výkazů distribučních společností předaných ERÚ v termínu do 30.4.2006. Tabulky výkazů byly upraveny do tvaru vhodného k propojení s výpočetními tabulkami a zkontrolovány. Výsledky chyb zjištěných ve výkazech byly předány ERÚ k dalšímu projednání. Vstupní údaje jsou průběžně aktualizovány v souladu s výsledky jednání ERÚ se zástupci jednotlivých distribučních společností. Povolené výnosy regionálních distributorů pro výpočet cen distribuce v roce 2007 stanovil ERÚ. Byly vytvořeny výpočetní tabulky pro stanovení cen distribuce, přičemž algoritmus výpočtu je průběžně upřesňován v souladu s požadavky ERÚ. Pracovní verze výpočetních tabulek cen distribuce byla předána ERÚ a následně regionálním distributorům dne 21.7.2006 v týdenním předstihu proti harmonogramu prací na smlouvě. Další verze výpočetních tabulek byly aktualizovány na základě požadavků ERÚ a předávány Úřadu v průběhu srpna 2006.

4.2

PARAMETRY ERÚ PRO REGULACI CEN DISTRIBUCE V ROCE 2007

4.2.1 Stálá složka ceny Stálá složka ceny, tj. cena za rezervaci kapacity oprávněných zákazníků na napěťových hladinách VVN a VN distribuční sítě v Kč/MW za rok, je určena velikostí povolených výnosů pro rok 2006 a velikostí rezervované kapacity oprávněných zákazníků na úrovních VVN a VN distribuční sítě. Hodnoty složek povolených výnosů, tj. povolených nákladů, odpisů a zisku, stanovil ERÚ v souladu s vyhláškou ERÚ č. 438/2001 Sb. ve znění pozdějších předpisů. Povolené náklady jsou eskalovány na rok 2007 pomocí průmyslového eskalačního faktoru k dubnu 2006 a mzdovým eskalačním faktorem za rok 2005, přičemž váha těchto faktorů je dána velikostí koeficientu mzdového eskalačního faktoru. Současně je výchozí hodnota povolených nákladů redukována faktorem efektivity v souladu s regulačním vzorcem uvedeným ve vyhlášce ERÚ.

srpen 2006

Strana 1


4

Odpisy vychází z úrovně roku 2006 a jsou eskalovány pouze průmyslovým eskalačním faktorem k dubnu 2006. Provozní aktiva vychází z úrovně roku 2006 a jsou upravena o změnu v roce 2005 z vykázané skutečnosti za rok 2005 a z údajů auditu k roku 2004, podle výkazů regionálních PDS. Do povolených výnosů jsou dále promítnuty náklady na unbundling (cca. 200 mil. Kč/původní REAS se rozpouštějí postupně do konce 2. regulačního období). Pro úroveň nízkého napětí je spočtena informativní průměrná jednosložková cena za službu sítě. Výpočet dvousložkové ceny na NN ve formě tarifních sazeb je zpracováván samostatně v návaznosti na jednání s ERÚ a na tarifní statistiku. Průmyslový eskalační faktor = 101,0 (4/2005) Údaj uvádí ČSÚ. Je použit v regulačním vzorci k eskalaci povolených nákladů a odpisů z roku 2006 na úroveň roku 2007. Mzdový eskalační faktor = 104,7 (2004) Údaj uvádí ČSÚ. Je použit v regulačním vzorci k eskalaci povolených nákladů z roku 2006 na úroveň roku 2007. Koeficient mzdového eskalačního faktoru = 0,35 p.j. Údaj byl analyticky stanoven ERÚ. Je použit v regulačním vzorci jako váha vlivu průmyslového a mzdového eskalačního faktoru při eskalaci povolených nákladů z roku 2006 na úroveň roku 2007. Faktor efektivity = 2,085 % Redukuje vliv eskalace povolených nákladů s cílem zvyšování efektivity a zůstává ve stejné výši po celé regulační období. Je stanoven tak, aby jím násobená hodnota dosáhla na konci regulovaného období 90 % výše z hodnoty na začátku regulačního období. Míra výnosnosti provozních aktiv distribuce = 7,955 % Míra výnosnosti je stanovena pomocí WACC. Pro rok 2005 byla hodnota WACCPDS ve výši 8,114 %, přičemž v roce 2006 byla upravena na hodnotu 7,955 % o změnu sazby daně z příjmů z 26 % na 24 % v souladu s vyhláškou ERÚ č. 438/2001 Sb. ve znění pozdějších předpisů. V roce 2007 se ponechává na úrovni roku 2006. RK mezi napěťovými hladinami RK mezi napěťovými hladinami se stanoví pomocí technických maxim transformací odvozených s pomocí teoretických vzorců stejně jako pro rok 2006. Přitom se předpokládá, že doba využití transformace VVN/VN je dána dobou využití úrovně VN. Doba využití transformace VN/NN je rovněž dána dobou využití úrovně VN. Stabilizace cen na jednotlivých úrovních napětí je umožněna prostřednictvím koeficientu korekce povolených výnosů, umožňujícího korigovat rozdělení kumulativní části stálých nákladů mezi napěťovými úrovněmi. Koeficient korekce při stanovení cen pro rok 2007 použit nebyl. Koeficient znevýhodnění rezervace kapacity pro měsíční tarif Koeficient je dán součtem koeficientu nerovnoměrnosti a procentní přirážky stanovené ERÚ jednotně pro všechny PDS ve výši 8 %. Koeficient nerovnoměrnosti je dán poměrem ročního technického maxima a kumulativní hodnoty technických maxim vyděleným 12. Korekční faktor a rozptyl povolených výnosů pro rok 2005 = 0 % Korekční faktor za hospodářské výsledky roku 2005 je ve výpočtu zahrnut v souladu s vyhláškou ERÚ č. 438/2001 Sb. ve znění pozdějších předpisů. Povolený rozptyl skutečné hodnoty povolených výnosů od stanovené hodnoty povolených výnosů byl pro roky spadající do prvního regulačního období ponechán ve výši 3 %, ve druhém regulačním období je roven 0%.

srpen 2006

Strana 2

4


Stálá složka výnosů od CHZ a OZ na NN v roce 2005 je stanovena z tarifní statistiky, u které byla celková spotřeba přepočtena na celkovou spotřebu vykázanou jako skutečnost ve výkazu B2-12. Bazický index spotřebitelských cen = 2,6 % (rok 2005); 2,3 % (rok 2006); Indexy jsou použity k zohlednění časové hodnoty peněz u korekčního faktoru za skutečnost roku 2005. Časová hodnota peněz se respektuje při stanovení korekčních faktorů v rámci ověřování výsledků regulace v elektroenergetice ve druhém regulačním období vzhledem k tomu, že korekční faktor může být uplatněn v ceně až s určitým časovým zpožděním.

4.2.2 Cena za použití distribuční sítě Proměnné náklady na napěťových úrovních distribuční sítě jsou stanoveny z povoleného množství ztrát a z ceny SE na krytí ztrát. Povolené množství ztrát na jednotlivých napěťových úrovních distribuční sítě je určeno pomocí koeficientu podílu ztrát napěťové úrovně distribuční soustavy na celkových ztrátách. Celkové ztráty jsou určeny mírou celkových ztrát v distribuční soustavě vztažené ke vstupujícímu toku elektřiny do celé distribuční soustavy v poměrných jednotkách. Míra celkových ztrát je dána součtem míry technických ztrát a míry obchodních ztrát v distribuční soustavě v příslušném roce regulačního období, vztažených ke vstupujícímu toku elektřiny do celé distribuční soustavy a stanovených analyticky Úřadem v procentech. Pro povolenou míru obchodních ztrát se pro rok 2007 uplatňuje koeficient meziročního snížení obchodních ztrát v procentech, stanovený ERÚ. V roce 2006 nebyl uvedený koeficient uplatněn vzhledem k upřesnění míry technických a obchodních ztrát pro rok 2006 na základě analýzy. Kumulativní regionální ceny za použití napěťových hladin distribučních sítí v Kč/MWh pro konečné zákazníky jsou určeny velikostí povolených ztrát na těchto napěťových hladinách, cenou ztrát, náklady na použití sítě vyšších napěťových úrovní a sítí sousedních PDS a odběry elektřiny z příslušné části distribučního systému, které se skládají z odběrů všech konečných zákazníků z dané distribuční napěťové úrovně včetně odběru lokálních distributorů, z exportu, odběru PVE v čerpadlovém provozu a z odběrů výrobců včetně jejich odběru na výrobu elektřiny nebo na výrobu elektřiny a tepla, odběru samovýrobců do areálu výrobny a elektřiny transformované na nižší distribuční úroveň napětí kromě NN.

Míra celkových, technických a obchodních ztrát Výchozí hodnoty míry technických a obchodních ztrát stanovil ERÚ pro rok 2006 na základě analýzy následovně:

Míra technických ztrát

Míra obchodních ztrát

Míra celkových ztrát

%

%

%

ČEZ Distribuce, a. s.

5,84

0,84

6,68

E.ON Distribuce, a. s.

6,35

1,58

7,93

PRE, a. s.

5,69

0,59

6,28

Koeficient meziročního snížení míry obchodních ztrát = 2,085 % Koeficient meziročně snižuje obchodní ztráty tak, že se v průběhu celé druhé regulační periody sníží o 10 %. Přitom celkové náklady na ztráty za společnost nejsou předmětem regulační korekce. Pro rok 2007 je pak míra celkových ztrát následující:

srpen 2006

Strana 3

4


Míra technických ztrát

Míra obchodních ztrát

Míra celkových ztrát

%

%

%


5,84

0,822

6,662


6,35

1,547

7,897

PRE, a. s.

5,69

0,578

6,268

Koeficient podílu ztrát napěťové úrovně distribuční soustavy na celkových ztrátách Koeficienty přiřazení celkových ztrát na jednotlivé napěťové úrovně jsou odvozeny ze statistiky roků 2002, 2003 a plánu pro roky 2004 a 2005. Ve výpočtech byly uvažovány ve výši:

VVN

VN

NN


0,15280

0,24914

0,59806


0,11076

0,33850

0,55074

PRE, a. s.

0,10000

0,23441

0,66559

Průměrné nákupní ceny elektřiny pro krytí ztrát Tab. 4.1 Průměrné nákupní ceny elektřiny Spole čnos t

Prům ě r né nák upní ce ny e le k třiny [Kč/M Wh]

ČEZ Dis tribuce , a. s .

1 167,3

E.ON Dis tribuce , a. s .

1 188,4

PRE, a. s .

1 203,4

Průměrné nákupní ceny silové elektřiny pro krytí ztrát, uvedené v tabulce 4.1, zahrnují průměrné ceny odchylek ve výši 10,- Kč/MWh a byly v této fázi výpočtů cen pro rok 2007 ponechány na úrovni roku 2006. Budou upřesněny ERÚ v průběhu druhé poloviny roku 2006. Uvedené průměrné ceny silové elektřiny jsou rovněž použity pro stanovení vícenákladů na výkup elektřiny z OZE v jednotlivých distribučních společnostech v roce 2007. Průměrné ceny silové elektřiny pro konečné zákazníky, uvažované v jednosložkových cenách, jsou o 1 % až 2,4 % vyšší.

4.2.3 Informativní průměrná cena elektřiny dodaná KZ na napěťové úrovni NN V roce 2007 jsou všichni koneční zákazníci oprávněnými. Informativní průměrná jednosložková cena dodávky elektřiny pro konečného zákazníka v Kč/MWh v roce 2007 je stanovena z průměrné individuální ceny silové elektřiny (mírně vyšší než ceny uvedené v tabulce 4.1) s připočtením marže obchodu, celostátně jednotné pevné ceny za činnost zúčtování OTE vztažené k odběru konečných zákazníků, ceny za systémové služby, ceny příspěvku na podporu OZE a KVET, z kumulativní jednosložkové ceny za službu distribuční sítě na úrovni NN, z příspěvku pro decentrální výrobu a příspěvku za zprostředkování plateb PDS. Informativní hodnota marže obchodu s elektřinou je dána ziskem obchodu ve výši 12,- Kč/MWh předpokládané ERÚ a cenou obchodu pro KZ na jednotlivých napěťových hladinách v úrovni roku 2006.

srpen 2006

Strana 4

4


4.2.4 Decentrální výroba Celostátně jednotná pevná cena pro decentrální výrobu Pro rok 2007 se ve výpočtu zatím předpokládá, že cena pro decentrální výrobu po napěťových hladinách bude ve stejné výši jako pro rok 2006. §

VVN

20,- Kč/MWh,

§

VN

27,- Kč/MWh,

§

NN

64,- Kč/MWh.

Vývoj ceny pro decentrální výrobu v období let 2002 až 2007 je znázorněna na obrázku 4.1 a v tabulce 4.2. Tab. 4.2 Vývoj ceny pro decentrální výrobu Cena účtovaná výrobci za decentrální výrobu v Kč/MWh

Úroveň napětí

2002 20,00 20,00 20,00

VVN VN NN

2003 20,00 27,59 64,59

2004 20,00 27,00 64,00

2005 20,00 27,00 64,00

2006 20,00 27,00 64,00

2007 20,00 27,00 64,00

Obr. 4.1 Vývoj ceny pro decentrální výrobu 75

Kč/MWh

50

VVN VN NN 25

0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

rok

Regionální příspěvek na decentrální výrobu konečných zákazníků k ceně distribuce Pro druhé regulační období se v této fázi řešení předpokládá, že bude existovat regionálně jednotný příspěvek všech konečných zákazníků, odběru výrobců včetně odběru PVE v čerpadlovém provozu, odběru výrobců včetně jejich odběru na výrobu elektřiny nebo na výrobu elektřiny a tepla a včetně dodávek do zahraničí z distribuční soustavy, bez rozlišení po napěťových úrovních. Průměrná hodnota za ČR je 9,27 Kč/MWh. Vývoj průměrné ceny příspěvku KZ je znázorněn na obrázku 4.2. Obr. 4.2 Vývoj průměrné ceny příspěvku KZ na decentrální výrobu na úrovních VVN, VN a NN 10

Kč/MWh

9

Průměr PDS VVN

8

Průměr PDS VN 7

Průměr PDS NN

6 5 2002

2003

2004

2005

2006

2007

rok

srpen 2006

Strana 5

4


V ceně příspěvku je zahrnut korekční faktor za hospodářské výsledky v roce 2005 s uvážením časové hodnoty peněz. Pro všechny PDS je ve výši cca 23,9 mil.Kč, takže korekční faktor zvyšuje cenu příspěvku v průměru o cca 0,44 Kč/MWh.

4.2.5 Výkup elektřiny z OZE Průměrné nákupní ceny elektřiny pro stanovení vícenákladů na výkup elektřiny z OZE v jednotlivých distribučních společnostech Regionální průměrné nákupní ceny silové elektřiny pro stanovení vícenákladů na výkup elektřiny z OZE v jednotlivých distribučních společnostech jsou předběžně uvažovány ve výši uvedené v tabulce 4.1. Schéma podpory je zakotveno v návrhu zákona o podpoře výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů energie č. 180/2001. Předpokládá se uplatnění volitelného systému výrobcem: •

Výkupní ceny je možno uplatnit jen za elektřinu skutečně dodanou provozovateli regionální distribuční soustavy nebo přenosové soustavy (výkup na ztráty).

•

Zelené bonusy tj. pevné ceny je možné uplatnit na všechnu (licencovanou) výrobu z OZE u provozovatele regionální distribuční nebo přenosové soustavy. Budou stanoveny jako rozdíl mezi minimální výkupní cenou a tržní cenou elektřiny + prémie za zvýšené riziko uplatnění elektřiny na trhu.

Podpora směsného spalování biomasy je uplatněna pouze v systému zelených bonusů, přičemž je zavedena výrazná cenová diferenciace podle výkonu a druhu spalované směsi. Podpora výroby elektřiny z OZE v roce 2007 pro jednotlivé kategorie ve formě minimálních výkupních cen a zelených bonusů byla v této fázi řešení uvažována ve výpočtech stejná jako v roce 2006. V roce 2007 se ve výpočtu předpokládá výkup cca 1,359 TWh z OZE podle skutečnosti v roce 2005.

4.2.6 Podpora výroby elektřiny z KVET a druhotných zdrojů V souladu s platným energetickým zákonem se podpora výroby elektřiny z KVET a druhotných zdrojů uskutečňuje pouze ve formě příspěvků jako pevné ceny k tržní ceně elektřiny. V této fázi řešení se výše příspěvků pro rok 2007 uvažovala ve výpočtech stejná jako v roce 2006. V roce 2007 se předpokládá celková podpora cca 9,556 TWh z KVET (z toho na zdroje do 5 MW e připadá 1,141 TWh) podle skutečnosti roku 2005.

4.2.7 Cena příspěvku KZ na podporu výkupu elektřiny z OZE, KVET a druhotných zdrojů Je zachován jednotný celostátní příspěvek KZ na podporu výkupu elektřiny z OZE, KVET a druhotných energetických zdrojů, uvedený samostatně jako položka na fakturách všech konečných zákazníků včetně domácností. Celostátně jednotnou cenu na podporu OZE, KVET a druhotných zdrojů hradí také koneční zákazníci umístění v ostrovním provozu prokazatelně odděleném od elektrizační soustavy ČR, lokální spotřeba výrobců a samovýrobců s instalovaným výkonem nad 100 kW a ostatní spotřeba provozovatelů distribučních soustav. Příspěvek na podporu OZE, KVET a druhotných zdrojů v roce 2007 činí 45,56 Kč/MWh, což znamená meziroční nárůst z 28,26 Kč/MWh vůči roku 2006. Přitom korekční faktor za výsledek roku 2005 ve výši -213,460 mil.Kč snižuje cenu příspěvku o 3,69 Kč/MWh pro úroveň spotřeby očekávané v roce 2007.

srpen 2006

Strana 6

4


Vzhledem k poměrně velké nejistotě skutečného rozdělení podpory mezi režim minimálních výkupních cen a režim bonusů, které nelze na základě údajů z roku 2005 stanovit, se předpokládá, že ERÚ stejně jako v roce 2006 uplatní v uvedené ceně příspěvku na OZE, KVET a druhotné zdroje určité navýšení (výše této rezervy bude ještě upřesněna, prozatím je uvažováno s částkou 9,Kč/MWh). Toto navýšení zůstává u PPS a PDS jako rezerva na podporu OZE, KVET a druhotných zdrojů a vyrovnává se v korekčním faktoru. Vyrovnání vícenákladů platí E.ON Distribuce, a. s. a PRE, a. s. vůči ČEZ Distribuce, a. s. a ČEPS, a. s. v souladu s vykázanými technickými údaji pro OZE, KVET a druhotné zdroje a spotřebou konečných zákazníků včetně lokální spotřeby se zahrnutím regulační korekce za hospodářské výsledky roku 2005. Vývoj ceny příspěvku je uveden na obrázku 4.3 a v tabulce 4.3. Tab. 4.3 Cena příspěvku KZ na podporu výroby elektřiny v OZE a KVET Cena příspěvku KZ na podporu výroby elektřiny v OZE a KVET 2002 OZE-KVET

2003 8,72

2004 19,04

2005 41,51

2006 39,45

2007 45,56

28,26

Obr. 4.3 Vývoj ceny příspěvku KZ na podporu výroby elektřiny v OZE a KVET 50,0

Kč/MWh

40,0 30,0

OZE-KVET 20,0 10,0 0,0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

rok

4.2.8 Zajištění činnosti zúčtování odchylek OTE, a. s. Ve druhém regulačním období hradí činnost zúčtování odchylek OTE, a. s. koneční zákazníci, ostatní spotřeba PDS, export z DS do ostrovů v zahraničí a lokální spotřeba výrobců. Pro rok 2007 se cena OTE, a. s. za činnost zúčtování předpokládá ve výši 4,63 Kč/MWh, stejně jako v roce 2006, která se na faktuře uvádí samostatně. Vývoj ceny je znázorněn na obrázku 4.4 a v tabulce 4.4. Tab. 4.4 Cena za činnost zúčtování OTE, a. s. Cena za činnost zúčtování OTE, a. s. 2002 OTE

2003 4,10

2004 4,10

2005 4,10

2006 4,63

4,63

2007 4,63

Obr. 4.4 Vývoj ceny za činnost zúčtování OTE, a. s. 5,0

Kč/MWh

4,8 4,6

OTE 4,4 4,2 4,0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

rok

srpen 2006

Strana 7

4


4.3

PŘEDBĚŽNÉ CENY DISTRIBUCE PRO ROK 2007

Vzhledem k upřesňování některých vstupních údajů jsou ceny distribuce pro rok 2007 ještě předběžné. Jsou uvedeny v následujících tabulkách, které jsou součástí cenového rozhodnutí. S ohledem na stav výpočtu cen pro rok 2007 jsou jejich hodnoty doplněny vývojem pouze průměrné ceny za ES ČR od roku 2002. Vývoj cen distribuce jednotlivých regionálních distributorů bude uveden v navazujících výstupech.

4.3.1 Platby za rezervaci kapacity sítí VVN mezi regionálními PDS včetně vyrovnání vícenákladů na OZE a KVET se zahrnutím provozovatele PS Tab. 4.5 Měsíční cena za roční RK mezi regionálními PDS na napěťových úrovních nad 52 kV včetně vyrovnání vícenákladů výkupu elektřiny z OZE a KVET se zahrnutím ČEPS, a.s. Měsíční cena za roční rezervovanou kapacitu mezi provozovateli regionálních distribučních soustav na napěťových úrovních nad 52 kV v Kč/měsíc, včetně vyrovnání vícenákladů výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů a kombinované výroby elektřiny a tepla se zahrnutím ČEPS, a.s. ČEPS, a. s. Plátce ČEPS, a. s. EON Distribuce, a.s. PREdistribuce, a.s. ČEZ Distribuce, a. s.

EON Distribuce, a. s. 0 51 496 14 445 0


PREdistrbuce, a.s. 0 0

0 5 041 199

0 29 311 072 41 323 598

7 239 928

Platby mezi regionálními PDS za rezervaci kapacity sítí sousedních PDS na napěťové hladině 110 kV, uvedené v tabulce 4.5 obsahují také platby pro vyrovnání vícenákladů na OZE a KVET vůči ČEZ Distribuce, a. s. a ČEPS, a. s.

4.3.2 Ceny za rezervaci kapacity pro oprávněné zákazníky na VVN a VN Tab. 4.6 Měsíční cena za roční RK a měsíční cena za měsíční RK pro odběr z DS Společnost

Úroveň napětí

Měsíční cena za roční rezervovanou kapacitu v Kč/MW a měsíc

Měsíční cena za měsíční rezervovanou kapacitu v Kč/MW a měsíc

E.ON Distribuce, a.s.

VVN VN VVN VN VVN VN

41 925 98 549 50 818 122 754 49 044 117 600

50 412 118 499 60 488 146 112 53 738 128 855

PREdistribuce, a.s. ČEZ Distribuce, a. s.

Vývoj průměrných měsíčních cen regionálních PDS za roční RK a měsíčních cen za měsíční RK v období let 2002 až 2007 je znázorněn v diagramech na souhrnném obrázku 4.5. Vývoj průměrné ceny za měsíční RK na VVN a VN

120 000

140 000

100 000

120 000

80 000

Průměr PDS VVN

60 000

Průměr PDS VN

40 000 20 000

Kč/MW a měs

Kč/MW a měs

Vývoj průměrné ceny za roční RK na VVN a VN

100 000 80 000

Průměr PDS VVN

60 000

Průměr PDS VN

40 000 20 000

0

0 2002

2003

2004

2005

rok

2006

2007

2002

2003

2004

2005

2006

2007

rok

Obr. 4.5 Vývoj průměrné měsíční ceny za roční RK a měsíční ceny za měsíční RK

srpen 2006

Strana 8

4


4.3.3 Ceny za použití sítí pro oprávněné zákazníky na VVN a VN Tab. 4.7. Cena za použití sítí provozovatelů regionálních DS nad 1 kV Společnost

Úroveň napětí

Cena za použití sítí VVN a VN včetně příspěvku na decentrální výrobu a za zprostředkování plateb v Kč/MWh

E.ON Distribuce, a.s.

VVN VN VVN VN VVN VN

39,64 77,10 36,39 57,68 41,41 70,45

PREdistribuce, a.s. ČEZ Distribuce, a. s.

Vývoj průměrné ceny regionálních PDS za použití sítí nad 1 kV v období let 2002 až 2007 je znázorněn v diagramech na obrázku 4.6. Vývoj průměrné ceny za použití sítí VVN a VN 80

Kč/MWh

60

Průměr PDS VVN

40

Průměr PDS VN

20

0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

rok

Obr. 4.6 Vývoj průměrné ceny za použití sítí nad 1 kV v regionálních DS

4.3.4 Jednosložková cena na hladině VN Jednosložková cena za použití sítí provozovatelů regionálních distribučních soustav nad 1 kV na hladině vysokého napětí je nastavena tak, že je výhodná pro oprávněné zákazníky s dobou využití maxima zatížení menším než 300 hodin za rok. Pro vyšší doby využití maxima je pro konečného zákazníka vhodnější platit dvousložkovou cenu za rezervaci kapacity a za použití sítě VN uvedenou v tabulkách 4.6 a 4.7. V případě, že odběratel zvolí jednosložkovou cenu, neúčtují se dvousložkové ceny za rezervaci kapacity a použití sítě VN podle tabulek 4.6 a 4.7 a tato cena je uplatňována po dobu minimálně 12 měsíců. V tabulce 4.8 jsou uvedeny jednosložkové ceny na VN pro rok 2007. Tab. 4.8 Jednosložková cena za službu sítí regionálních PDS nad 1 kV na VN Společnost

Jednosložková cena za službu sítí VN včetně příspěvku na decentrální výrobu a za zprostředkování plateb v Kč/MWh

E.ON Distribuce, a.s. PREdistribuce, a.s. ČEZ Distribuce, a. s.

4 019,06 4 967,84 4 774,45

4.3.5 Informativní průměrné jednosložkové ceny za službu sítě pro KZ Vzhledem k průběžnému stadiu stanovení cen pro rok 2007 je v diagramu na obrázku 4.7 znázorněn vývoj průměrných jednosložkových cen distribuce na jednotlivých úrovních napětí pro ES ČR. Diagram je velmi informativní vzhledem k tomu, že vyjádření dvousložkových cen ve formě jednosložkové ceny není zcela korektní.

srpen 2006

Strana 9

4


ES ČR - Vývoj průměrné jednosložkové ceny distribuce na úrovních VVN, VN a NN 1 200

Kč/MWh

1 000 800

Průměr PDS VVN Průměr PDS VN

600

Průměr PDS NN

400 200 0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

rok

Obr. 4.7 Vývoj průměrné jednosložkové ceny v ES ČR na VVN, VN a NN V cenovém rozhodnutí se však stanovují pevné ceny za rezervaci kapacity a použití sítě na úrovních VVN a VN, ceny na úrovni NN a příslušné podmínky pro konečné zákazníky připojené k síti nízkého napětí ve formě jednotarifních a dvoutarifních sazeb.

4.3.6 Vývoj průměrné jednosložkové ceny elektřiny pro KZ na úrovni NN Rovněž následující diagram na obrázku 4.8 má informativní charakter. Průměrná jednosložková cena elektřiny 2 578,47 Kč/MWh pro KZ v ES ČR předběžně stanovená pro rok 2007, která je uvedena v diagramu, je bez DPH a zahrnuje: §

průměrnou cenu silové elektřiny včetně ceny odchylek a marže obchodu, která je v dané fázi řešení zatím ponechána na úrovni roku 2006. Tato cena je tržní a není regulována (např. průměr pro ES ČR na úrovni NN je zatím uvažován ve výši 1 255,47 Kč/MWh). Cenu silové elektřiny ERÚ upřesnění ve druhé polovině roku 2006,

§

pevnou cenu za zajištění činnosti zúčtování odchylek OTE, a. s. ve výši 4,63 Kč/MWh,

§

pevnou cenu systémových služeb ve výši 152,78 Kč/MWh,

§

pevnou cenu příspěvku na krytí vícenákladů na výkup elektřiny z OZE a KVET ve výši 45,56 Kč/MWh,

§

pevnou cenu příspěvku na decentrální výrobu v průměrné výši 9,27 Kč/MWh za ES ČR,

§

pevnou cenu pro PDS za zprostředkování plateb ve výši 0,10 Kč/MWh,

§

průměrnou pevnou kumulativní jednosložkovou cenu distribuce na úrovni NN ve výši 1 108,42 Kč/MWh za ES ČR. ES ČR - Vývoj informativní průměrné jednosložkové ceny elektřiny pro KZ na úrovni NN

Kč/MWh

2 550

2 450

PDS NN

2 350

2 250

2 150 2002

2003

2004

2005

2006

2007

rok

Obr. 4.8 Vývoj průměrné jednosložkové ceny elektřiny pro KZ na úrovni NN

srpen 2006

Strana 10

4


Průměrná jednosložková cena elektřiny dodaná konečnému zákazníkovi v ČR se skládá z položek znázorněných v procentech na obrázku 4.9.

Obr. 4.9 Podíl jednotlivých složek ceny za dodávku elektřiny pro zákazníky na úrovni NN v roce 2007 Elektřina včetně ceny obchodu a obchodní marže 41,28%

DPH 15,97%

Operátor trhu 0,15%

Distribuce elektřiny 32,97%

Přenos elektřiny 3,18%

Decentrální výroba 0,30%

Systémové služby ČEPS Obnovitelné zdroje a 4,98% kogenerace 1,49%

4.3.7 Vývoj průměrné ceny silové elektřiny v ES ČR na úrovni NN V tabulce 4.9 a na obrázku 4.10 je znázorněn vývoj průměrné ceny silové elektřiny v ES ČR na úrovni nízkého napětí. Cena je složena z průměrné ceny silové elektřiny včetně průměrné ceny odchylek, stejné pro všechny úrovně napětí a z marže obchodu rozlišené po napěťových úrovních. Cena silové elektřiny bez marže obchodu byla použita v období let 2002 až 2005 jako průměrná nákupní cena elektřiny na krytí ztrát a jako cena pro stanovení vícenákladů OZE-KVET. V roce 2007 není průměrná cena silové elektřiny pro konečné zákazníky proti roku 2006 navýšena, očekává se však její zvýšení ze strany výrobců na základě stanovení ceny Duhové elektřiny ČEZ, a. s. ve druhé polovině roku 2006. Bude upřesněna ERÚ na základě jednání s obchodníky s elektřinou a s distributory elektřiny. Tab. 4.9 Průměrná cena SE v ES ČR včetně marže obchodu a průměrné ceny odchylek Průměrná cena silové elektřiny v ES ČR včetně marže obchodu a průměrné ceny odchylek 2002 1 021,00

SE

2003

2004 1 005,87

950,51

2005 1 074,01

2006 1 255,46

2007 1 255,47

Obr. 4.10 Vývoj průměrné ceny SE v ES ČR 1 300,0 1 250,0

Kč/MWh

1 200,0 1 150,0

SE

1 100,0 1 050,0 1 000,0 950,0 900,0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

rok

srpen 2006

Strana 11


4.4

4

DALŠÍ POSTUP PRACÍ

V navazujících pracích na DÚ 2 budou ve výpočtu cen za služby distribučních sítí zohledněna upřesnění vstupních údajů od provozovatelů regionálních distribučních sítí a regulačních parametrů ERÚ. Zejména se jedná o zahrnutí aktualizovaných výkupních cen a zelených bonusů pro OZE a velikosti příspěvků ve formě pevné ceny k tržní ceně elektřiny pro podporu výroby elektřiny z KVET a druhotných zdrojů, dále budou aktualizovány ceny silové elektřiny pro nákup elektřiny na krytí ztrát a pro konečné zákazníky. Proběhnou další variantní výpočty cen za služby distribučních sítí pro držitele licence na distribuci v roce 2007 a výpočty tarifních sazeb za distribuci na úrovni NN, jako podklad pro návrh cenového rozhodnutí ERÚ na rok 2007 a na spolupráci při přípravě tohoto návrhu.

4.5

TARIFNÍ SAZBY NA ÚROVNI NN

V této fázi řešení nejsou tarify na úrovni NN podrobněji zpracovány. Výpočetní soubory pro určení distribučních tarifů na NN byly sice vytvořeny, avšak jedná se zatím o pracovní verzi bez bližšího upřesnění. Postup výpočtu cen na úrovni NN pro rok 2007 se předpokládá stejný jako pro rok 2006. Ve výpočetních souborech byly u jednotlivých regionálních PDS pracovně ponechány alokační koeficienty dělení distribučních nákladů na jednotlivé sazby a cenové složky z výpočtu pro rok 2006. V oblasti cen silové elektřiny byly rovněž ponechány ceny letošního roku, avšak s možností prozatímního pracovního navýšení o zadané procento, a to přímo úměrně ve všech sazbách (nabízených produktech). Až bude známa cena silové elektřiny na velkoobchodním trhu pro rok 2007, dané především nabídkou společnosti ČEZ, a. s., bude možné stanovit ceny pro dodavatele poslední instance a v návaznosti na to kontrolovat procentní dopady změn celkových cen daných nastavením distribučních cen a cen dodavatele poslední instance.

srpen 2006

Strana 12

5

Průběžná zpráva ke smlouvě 61007 - Zpracování podkladů k metodice regulace cen

5

ZPRACOVÁNÍ PODKLADŮ K METODICE REGULACE CEN

V této kapitole jsou presentovány výsledky prací průběžně dosažené v rámci DÚ 3, které představují v této fázi plnění prvních čtyř bodů tohoto dílčího úkolu: 1.

Zjištění a vyhodnocení názorů a zkušeností subjektů energetiky s metodikou regulace cen elektřiny v oblasti elektroenergetiky přijatou pro druhé regulační období.

2.

Analýza vlivu případných návrhů na úpravu metodiky regulace cen ve druhém regulačním období a formulace doporučení pro regulátora.

3.

Přehodnocení metodiky podpory decentrální výroby tak, aby cena pro decentrální výrobu byla poskytována výrobci za každou MWh skutečně dodané elektřiny do sítě územně příslušného provozovatele distribuční soustavy a za elektřinu vyrobenou a dodanou lokální spotřebě výrobce.

4.

Přehodnocení metodiky stanovování podpory decentrální výroby se zohledněním skutečných přínosů v rámci elektrických ztrát v soustavě.

Probíhá plnění bodu 7, týkající se spolupráce s regulátorem na stanovení individuálních cen distribuce pro provozovatele lokálních distribučních soustav na základě jejich požadavku se zohledněním různých případů jejich zapojení v síti. V rámci plnění posledního dvanáctého bodu dílčího úkolu byl ERÚ předložen návrh na úpravu Přílohy 9, vyhlášky ERÚ č. 438 / 2001 Sb. ve znění pozdějších předpisů uvedené ve Sbírce zákonů č. 575 / 2004, Částka 195, týkající se ověření výsledků regulace a stanovení korekčních faktorů přenosu, systémových služeb a korekčního faktoru OZE-KVET pro provozovatele přenosové soustavy. Navazující práce se zaměří na plnění zbývající části věcné náplně DÚ 3, tj. na •

uplatnění výsledků koordinačních jednání s objednateli, ERÚ, ČEZ, a.s., nezávislými výrobci, sdružením velkých spotřebitelů elektřiny a s dalšími účastníky řešení této problematiky včetně jejich stanovisek k předkládaným návrhům úprav metodiky regulace,

•

zdokonalování metodiky a výpočetních algoritmů pro stanovení tarifních sazeb za služby distribučních sítí na úrovni NN. Porovnání výsledků výpočtu tarifních sazeb při variantním použití roční a klouzavé tarifní statistiky při stanovení regulovaných cen na úrovni NN. Slučitelnost průměrných cen jednotlivých tarifních skupin se skladbou výsledných cen v podmínkách otevřeného trhu,

•

přehodnocení metodiky platby za SyS u odběratelů v lokální distribuční soustavě tak, aby v případě odběru elektřiny od externího dodavatele platili plnou cenu za SyS,

•

porovnání podpory KVET a podpory OZE z pohledu významu k ŽP (úspora primárních paliv, snižování emisí CO2, regulovatelnost, ...),

•

zpracování informativních výstupů o vývoji postupu a výstupech řešení systémových služeb v ES ČR,

•

spolupráci při přípravě cenového rozhodnutí ERÚ na rok 2007 na základě požadavku ERÚ.

srpen 2006

Strana 1

5


5.1

ZKUŠENOSTI SUBJEKTŮ ENERGETIKY S METODIKOU REGULACE CEN ELEKTŘINY

Ve shodě se smlouvami a po dohodě s ERÚ požádal zhotovitel jednotlivé objednatele smluv o dílo č. 61 004 (ERÚ), č. 61 005 (REAS), č. 61 006 (ČEZ), č. 61 007 (IPP) a č. 61 021 (DPI), aby vyjádřili své názory, stanoviska a zkušenosti s metodikou regulace cen elektřiny přijatou pro druhé regulační období, fungování nastaveného prostředí a na přístupy, aplikované v roce 2006. Termín odevzdání písemných stanovisek byl do 14. dubna 2006. V této fázi řešení DÚ 3 zpracoval zhotovitel dokument s názvem „Zkušenosti subjektů energetiky s metodikou regulace cen elektřiny v oblasti elektroenergetiky přijatou pro druhé regulační období“, který byl jednotlivým zadavatelům poslán v elektronické formě k 15.5.2006. Tento materiál je v kapitole 5.1 aktualizován o dodatečně zaslané názory a reakce SVSE k materiálu „Zkušenosti…“ a připomínku teplárenských společností ze skupiny IPP. Změny v kapitole jsou oproti zprávě z května 2006 pro snazší orientaci v textu zvýrazněny šedým podbarvením. Tématicky byla problematika rozdělena do následujících oblastí: •

ceny za službu přenosové sítě,

•

ceny za systémové služby,

•

ceny za služby distribučních sítí na napěťových hladinách; přístup ke stanovení korekčního faktoru ceny distribuce,

•

způsob úhrady distribučních služeb mezi sousedními provozovateli regionálních distribučních soustav na hladinách vvn, vn a nn,

•

cenové podmínky lokálních distributorů,

•

tarify pro konečné zákazníky na hladině nn; metodické přístupy k využití tarifní statistiky pro nastavení regulovaných cen distribuce na úrovni nn,

•

cena pro výrobce za decentrální výrobu a příspěvek konečných zákazníků na tuto výrobu,

•

podpora výroby elektřiny v obnovitelných zdrojích (OZE) a z kombinované výroby elektřiny a tepla (KVET); cena pro konečné zákazníky za krytí vícenákladů na výkup elektřiny z těchto zdrojů,

•

průměrná cena silové elektřiny pro stanovení nákladů na ztráty, vícenákladů na podporu OZE a KVET a pro vyhodnocení cenové přirážky za nedodržení smluvené hodnoty účiníku,

•

cena elektřiny zajišťované dodavatelem poslední instance,

•

cena za činnost OTE.

Výsledek dotazníkové akce je zpracován v tomto dokumentu. Řešiteli byly v termínu i po termínu předloženy celkem 7 písemných podkladů: Tab. 1 Přehled respondentů ke zkušenostem s metodikou regulace cen Číslo

Společnost

Respondent

1 2 3 4 5

Regulované subjekty PRE, a. s. PRE, a. s. E.ON Distribuce, a. s. E.ON Energie, a. s. Za Skupinu ČEZ

Ing. Stanislav Peleška Ing. Diana Stuchlíková Ing. Ladislav Nerad, Ing. Sylva Ossosová Ing. Jiří Vastl Ing. Jan Kanta, Ing. Ludmila Vrbová

6

Výrobci, samovýrobci, průmyslová energetika AES Bohemia spol. s r. o.

Ing. Libor Doležal, jednatel společnosti

srpen 2006

Strana 2

5


7

International Power Opatovice, a.s.

8

Organizace energetiky Sdružení velkých spotřebitelů energie

Ing. Jiří Pěnka, obchodní ředitel Ing. Luděk Piskač

V odpovědi od Sdružení velkých spotřebitelů energie (SVSE) byly vyjádřeny připomínky a náměty za skupinu několika subjektů v elektroenergetice, které sdružuje. Kromě uvedených bodů se odpovědi týkaly připomínek k Cenovému rozhodnutí ERÚ. V dalším textu je přehled zkušeností a názorů respondentů zpracován podle tématických okruhů. První podkapitola každého tématického okruhu s názvem „Zkušenosti a názory“ obsahuje shrnutí obdržených názorů a návrhů respondentů, v druhé podkapitole s názvem „Komentář a návrh dalšího postupu“ jsou názory komentovány ze strany zhotovitele popř. navržen další postup. Poslední dvě podkapitoly každého tématického okruhu jsou členěny na: •

Shrnutí jednotně doporučeného dalšího postupu,

•

Identifikace problémových otázek a možných kompromisních řešení k rozhodnutí ERÚ.

Zdůrazňuje se, že návrhy uvedené v těchto posledních dvou podkapitolách nejsou stanoviskem předloženým zhotovitelem, pokud to není výslovně napsáno, ale jde o návrhy subjektů. V každém případě musí o přijetí těchto návrhů rozhodnout ERÚ.

5.1.1 Ceny za službu přenosové sítě K regulovaným cenám za službu přenosové sítě (cena za RK přenosové sítě a cena za použití přenosové sítě) nebyly vzneseny žádné připomínky.

5.1.2 Ceny za systémové služby 5.1.2.1 Zkušenosti a názory K této problematice se vyjádřili 3 respondenti. SVSE navrhuje zásadní změny v platbách za systémové služby a to především na straně výrobců, neboť využívání podpůrných služeb je nutné zejména kvůli dodavatelům energie. Navíc se zákazníci podílejí i na platbách za podpůrné služby nutné pro exportní saldo. Navrhují platbou za systémové služby zatížit všechny účastníky trhu včetně exportu a výroby elektřiny (dodávky do sítě). Z platby by měla být vyjmuta pouze vlastní spotřeba na výrobu na výrobu elektřiny nebo vlastní spotřeba na výrobu elektřiny a tepla. Společnost AES Bohemia s.r.o. navrhuje přehodnotit metodiku platby za SyS u odběratelů v lokální distribuční soustavě, jejíž spotřeba je pokryta výrobcem s vyvedeným výkonem do této lokální distribuční soustavy. V případě uzavření smlouvy na odběr elektřiny od externího dodavatele by měli tito odběratelé platit plnou cenu za SyS tak, jako platí ostatní odběratelé. Dnes jsou již všichni odběratelé oprávněnými zákazníky a mají možnost využít svého postavení k realizaci pro ně obchodně nejvýhodnější nabídky dodávky silové elektřiny. Podle názoru AES Bohemia s.r.o. není správné v takovémto případě ponechávat odběratelům výhodu snížených sazeb za systémové služby v porovnání k ostatním odběratelům elektřiny. Skupina ČEZ doporučuje, vzhledem k ekonomicko-politické situaci a pozitivní medializaci obnovitelných zdrojů energie, zejména pak větrných elektráren, přehodnotit každoroční snižování objemu prostředků o 100 mil Kč pro obstarání podpůrných služeb. Tato změna by byla též v souladu s přijatou směrnicí 2005/89/ES o opatřeních pro zabezpečení dodávek elektřiny a investic do

srpen 2006

Strana 3


5

infrastruktury článek 5 odst. 1 písmeno b) – členské státy budou požadovat po provozovatelích přenosových soustav, aby zajistili dostupnou přiměřenou úroveň výrobní rezervní kapacity pro účely udržování rovnováhy nebo přijali rovnocenná opatření vyplývající z trhu.

5.1.2.2 Komentář a návrh dalšího postupu K připomínkám SVSE: K problematice zatížení exportu platbou za systémové služby uvádí zhotovitel následující ustanovení Nařízení 1228/2003 Evropské komise: •

Odstavec (13): „(13) Je nežádoucí používat tarify vycházející ze vzdálenosti, či za předpokladu, že existuje vhodný systém místní signalizace, aby kromě běžných poplatků za přístup do národní sítě platili určité tarify jen vývozci nebo dovozci.“ (převzato z oficiálního překladu platného znění EEA)

•

Článek 4, odstavec 2: „2. Výrobcům a odběratelům („zatížení“) lze zpoplatnit přístup k sítím. S ohledem na nutnost správného a efektivního fungování místních signálů bude podíl z celkové částky účtovaný výrobci nižší, než podíl odběratele. Všude, kde je to vhodné, by výše tarifů určených pro výrobce a odběratele měla poskytovat místní signály na evropské úrovni a brát v úvahu velikost ztrát v síti, způsobenou neprůchodnost a investiční náklady na infrastrukturu. To by nemělo bránit členským státům dávat v rámci svého území místní signály nebo používat mechanismy, jež tvoří základ jednotných sazeb pro odběratele (zatížení) za přístup k síti na celém území daného členského státu.“ (převzato z oficiálního překladu platného znění EEA)

Ve zmíněných odstavcích se uvádí, že export nemůže být zatížen žádnou zvláštní platbou, kterou by nebyly zatíženi ostatní účastníci trhu, a že pokud jsou výrobci zatížení platbami za přístup k síti, podíl jejich platby by měl být menší než podíl platby na straně spotřeby. Otázka zatížení exportu platbou za systémové služby je tedy otázkou právního výkladu dotčené směrnice. O zahrnutí exportu do platby za SyS musí rozhodnout ERÚ, stejně jako o zahrnutí výrobců do plateb za SyS. K připomínkám AES Bohemia spol. s r. o.: Je možné uvažovat o změně metodiky v platbách za SyS tak, jak uvedlo AES Bohemia. Snížená cena za SyS pro lokální spotřebu byla při tvorbě metodiky opodstatněna skutečností, že odběr v lokální distribuční soustavě (LDS), ve které je výroba elektřiny (popř. v areálu výrobce), je určitým způsobem svázán s výrobou tak, že:

–

v případě výpadku výroby dojde i k útlumu spotřeby,

–

v případě velké změny na straně spotřeby je výrobce připojený do LDS schopen svou výrobu elektřiny přizpůsobit.

V obou případech je vliv na nadřazenou soustavu menší, než bez existence vazby výrobaspotřeba. Pokud ovšem tato vazba není, což se dá předpokládat v případě, že tyto subjekty spolu nemají smluvní vztah o dodávce elektřiny (popř. ke krytí vlastních odchylek v diagramu), pak výhoda nižší ceny za SyS ztrácí opodstatnění. Určitým drobným problémem při změně této metodiky může být nedostatek vstupních podkladů pro výpočet, neboť v současnosti se vychází z odhadu podle skutečně fakturovaných hodnot z předchozího roku. Při nerespektování této metodické změny by provozovateli přenosové soustavy

srpen 2006

Strana 4


5

vznikl nadvýnos za SyS daný mírou změn ve vztazích výrobce-odběratel v LDS, tento rozdíl by však mohl být vypořádán v dalším roce v korekčním faktoru. Doplnění názoru SVSE ERÚ k otázce zpoplatnění exportu platbou SyS sdělilo, že v žádné evropské zemi není export takovou platbou zatížen. SVSE je názoru, že jejich požadavek je v souladu s ustanovením zmíněné směrnice a nařízení. V té souvislosti SVSE upřesnilo svůj požadavek takto: „SVSE nepožaduje výslovně zatížení exportu platbou za SyS; to by bylo skutečně v rozporu s legislativou EU. Přesný požadavek: Rozdělení SyS mezi odběratele a výrobce.“ V této souvislosti SVSE navrhuje, aby byl proveden rozbor možností a metodických postupů, které by bylo možno uplatňovat v případě potřeby rozdělit platby za SyS mezi stranu spotřeby (L) a stranu výroby (G). SVSE nesouhlasí s požadavkem ČEZ na přehodnocení každoročního snižování objemu na podpůrné služby. Identifikace problémových otázek a možných kompromisních řešení k rozhodnutí ERÚ •

Návrh: kromě strany spotřeby elektřiny zatížit platbou za SyS i stranu výroby a rovněž export elektřiny – upřesnění SVSE proti zprávě z května 2006.

•

Návrh: Odběratelé v LDS, kteří uzavřou smlouvu na odběr elektřiny od externího dodavatele (mimo LDS), budou platit plnou cenu za SyS (tj. v letošním roce 156,28 Kč/MWh)

•

Přehodnotit každoroční snižování objemu prostředků o 100 mil Kč pro obstarání podpůrných služeb v souvislosti s podporou výroby elektřiny z OZE (zejména větrných elektráren).

5.1.3 Ceny za služby distribučních sítí na napěťových hladinách; přístup ke stanovení korekčního faktoru ceny distribuce 5.1.3.1 Zkušenosti a názory Na dané téma se vyjádřili 3 respondenti. Podle PRE, a.s. by ceny za služby distribučních sítí na napěťových hladinách u variabilní složky měly být stanoveny průhledněji, zřejmě by měly být opřeny o znalost předpokládaného vývoje tržní ceny, za níž je schopen distributor energii na ztráty pořídit. Stanovení korekčního faktoru distribuce by se mělo opírat o údaje dodané elektřiny konečným zákazníkům vyplývající z bilanční rovnováhy opatřené a dodané elektřiny, včetně ztrát – použití tarifních statistik je pro stanovení korekčního faktoru nevhodné a nedává správný obrázek o velikosti distribuované elektřiny provozovatelem distribuční soustavy. E.ON Distribuce, a. s. vznesl požadavek na seznámení se s metodou očišťování dat na teplotní průměry a jejími výsledky použití, a to dříve než v říjnu t.r.. Na základě této metody byly Energetickým regulačním úřadem v posledních letech zvyšovány technické jednotky spotřeby zákazníků promítnuté do cen dalšího období (obdobně i rezervovaná kapacita) . Tyto změny potřebuje E.ON včas zahrnout do svého plánování. Dalším dotazem E.ONu je, jakou roli budou hrát v procesu stanovování regulovaných cen a tarifů obchodníci s elektřinou, zejména co se týče účasti na Tarifní komisi. Skupina ČEZ doporučuje, aby regulované ceny, pokud se váží na výhled fyzických jednotek, vycházely buď z konzervativního odhadu vývoje nebo by nejlépe měly vycházet z plánů jednotlivých

srpen 2006

Strana 5


5

účastníků. Zvlášť markantní to bude v případě, když se bude dělat nějaká extrapolace z letošního roku do budoucnosti (mimořádné nárůsty spojené s letošní zimou).

5.1.3.2 Komentář a návrh dalšího postupu K připomínkám PRE, a. s.: Variabilní složka ceny za služby distribučních sítí na napěťových hladinách je stanovena na základě předpokládaného množství ztrát a předpokládané ceny na nákup ztrát. Předpokládané množství ztrát je dáno mírou ztrát stanovenou ERÚ a předpokládaným množstvím elektřiny na vstupu do distribuční soustavy (DS), které vychází z plánu bilance toků elektřiny v sítích PDS. Nákupní cena na ztráty je stanovena ERÚ na základě zveřejněných cen výrobců (především produktů Duhové elektřiny společnosti ČEZ, a. s.) zhruba v období září až říjen. Vypočtené náklady na ztráty jsou na hladinách VVN a VN rozpuštěny mezi konečné zákazníky přímo úměrně jejich odběrů, přičemž se používá tzv. kumulativní cena, což znamená, že v nákladech na ztráty v napěťové hladině jsou úměrně zahrnuty náklady na ztráty ve vyšších hladinách. Na hladině NN není pro distribuční ceny přijat koncept klasické dvousložkové poštovní známky, podíly krytí stálých a proměnných nákladů jsou různé v jednotlivých distribučních tarifech, tzn. že v proměnných složkách cen nejsou hrazeny pouze náklady na ztráty, ale i povolené výnosy PDS. Korekční faktor distribuce je sice počítán na základě údajů z tarifní statistiky (TS), ale hodnoty odběrů v TS jsou přímo úměrně přepočteny na hodnotu skutečné dodávky, která je převzata z výkazu bilance provozovatele distribuční soustavy (B2-12). K faktor se tak opírá o hodnoty elektřiny, které jsou v kalendářním roce skutečně dodány. Tento postup byl použít v loňském roce a letos se nepředpokládá změna tohoto postupu. K připomínkám E.ON Distribuce, a. s.: Při stanovení cen za použití sítí na hladinách VVN a VN a distribučních tarifů na hladině NN byly použity spotřeby, stanovené úřadem. Tyto spotřeby byly stanoveny následujícím postupem:

–

Základem byly údaje jednotlivých PDS o dodávce konečným zákazníkům v jednotlivých měsících roku 2004, zasílané prostřednictvím statistických výkazů (údaje převzaty z TISSEL).

–

Tyto údaje byly přepočteny na teplotní normál. Metodika přepočtu na teplotní normál je poměrně rozsáhlou problematikou a disponuje jí ERÚ, který má zpracován její popis.

–

Na takto očištěné údaje se aplikovaly koeficienty nárůstu spotřeby pro rok 2005 a 2006 podle scénáře vývoje tuzemské spotřeby předpokládané v aktualizovaném scénáři zpracovávaném pro OTE, a. s.

–

Na takto stanovené výše spotřeb byly přepočteny tarifní statistiky za rok 2004 a také upraveny plány ve výkazu B2-12, přičemž úprava bilance (vyrovnání) byla provedena na straně zdrojů připojených přímo do DS, nikoliv na vstupu z PS.

Z uvedeného vyplývá, že technické jednotky stanovené ERÚ pro výpočet regulovaných cen, jsou ovlivněny kromě podkladů předaných provozovatelem distribuční soustavy také scénářem vývoje tuzemské spotřeby zpracovávaném na OTE, a. s. v rámci zpracování Bilancí o provozu ES. Již zaběhlým pravidlem je, že jsou tyto scénáře aktualizovány dvakrát ročně, poprvé v průběhu února až března, podruhé v průběhu srpna až září. Zájmem ERÚ je použít pro výpočet cen vždy nejaktuálnější dostupný údaj o spotřebě, proto se snaží požívat oficiální scénáře OTE, a. s. ze září. Z toho důvodu je údaj dostupný nejdříve v průběhu září. Připomínka E.ON Distribuce, a. s. ohledně procesu stanovování regulovaných cen a tarifů se týká organizačních záležitostí zabezpečení povinností provozovatele distribuční soustavy vyplývajících z energetického zákona z §25a (Oddělení provozovatelů distribuční soustavy). Podle tohoto

srpen 2006

Strana 6


5

ustanovení musí PDS přijmout vnitřním předpisem program, kterým stanoví opatření k vyloučení diskriminačního chování ve vztahu k ostatním účastníkům trhu s elektřinou, dále pravidla pro zpřístupňování informací o provozování a rozvoji distribuční soustavy a přístupu do ní; informace, jejichž poskytnutí pouze určitým účastníkům trhu s elektřinou by mohlo tyto účastníky zvýhodnit na úkor ostatních, je provozovatel distribuční soustavy povinen zpřístupnit neznevýhodňujícím způsobem i ostatním účastníkům trhu s elektřinou. Pro tento program se vžil termín tzv. „Compliance program“. Tento program je schvalován ERÚ, který také vyžaduje prokazování jeho plnění. Distribuční tarify na hladině NN byly nastavovány v koordinaci nastavení cen dodavatele poslední instance (DPI), vzhledem k návaznosti na předcházející tarify pro chráněné zákazníky. V blízké budoucnosti se nepředpokládá výraznější změna v tomto přístupu, z toho důvodu se dá předpokládat, že nastavování cen distribuce bude i nadále prováděno v součinnosti s nastavením cen DPI. Za schválení regulovaných cen (včetně cen DPI) je odpovědný ERÚ. Připomínka se týká organizačního zabezpečení při nastavování cen tak, aby provozovatelé neporušili „Compliance program“. Identifikace problémových otázek a možných kompromisních řešení k rozhodnutí ERÚ •

Zabezpečit koordinaci práce při nastavení regulovaných cen distribuce na hladině NN a cen DPI tak, aby PDS neporušili „Compliance program“.

5.1.4 Způsob úhrady distribučních služeb mezi sousedními provozovateli regionálních distribučních soustav na hladinách vvn, vn a nn K dané tématice se nikdo nevyjádřil.

5.1.5 Cenové podmínky lokálních distributorů 5.1.5.1 Zkušenosti a názory K cenovým podmínkám lokálních distributorů se vyjádřil 1 respondent. SVSE navrhuje zjednodušit situaci provozovatelů LDS a jejich vnořených zákazníků, neboť zde existuje jistý problém. Pokud faktický provozovatel LDS (splňuje všechny znaky LDS) je disciplinovaný, pořídí si licenci a je vystaven rozsáhlé administrativě podobné u PDS. V případě, že provozovatel licenci nevlastní nebo ji vrátí, dostanou se podružní provozovatelé do obtížné situace (pokud nedojde k dohodě s provozovatelem LDS). Mohou totiž nastat tyto problémy:

–

Podružný odběratel se nemůže stát oprávněným zákazníkem

–

Provozovatel faktické LDS nemá povinnost dodávat podružnému odběrateli energii

–

Tento stav nespadá pod působnost energetického zákona a nelze tedy vyvolat správní řízení

Jedná se o velmi obtížný úkol nalézt kompromis mezi všemi zapojenými stranami. SVSE nabídlo svou pomoc při řešení tohoto problému. Doplnění názoru SVSE SVSE souhlasí s konstatováním ERÚ, že statisticky takových sporů není příliš mnoho a jako řešení navrhuje v příští novele EZ dosáhnout toho, aby spory vedené z tohoto titulu spadaly pod ERÚ. Tímto způsobem se vyhne složitým formulacím, které stejně nemohou pamatovat na všechny možnosti a ustavením věrohodného arbitra by bylo pomoženo oběma stranám.

srpen 2006

Strana 7

5


5.1.6 Tarify pro konečné zákazníky na hladině NN; metodické přístupy k využití tarifní statistiky pro nastavení regulovaných cen distribuce na úrovni NN 5.1.6.1 Zkušenosti a názory Na dané téma se vyjádřily 3 respondenti. PRE, a.s. doporučuje, aby tarify pro konečné zákazníky na hladině NN fungovaly v co největší míře na principu DSM a podporovaly rovnoměrný průběh DDZ. SVSE podalo připomínku ke zvýhodněným sazbám. Podle zkušeností provozovatelů LDS dochází k využívání/zneužívání těchto zvýhodněných sazeb u vnořených OZ k jiným účelům, než jsou určeny. Příkladem je odběratel, který si nainstaluje jeden bojler, získá sazbu (shodnou s REAS) za nízký tarif. Následně pak přesune výrobu do období nízkého tarifu (většinou noční směny). SVSE navrhuje, aby provozovatel LDS měl možnost osadit samostatné měření pro blokovaný spotřebič. Skupina ČEZ je názoru, že tarify jsou stanoveny pouze pro zákazníky bez průběhového měření (připomínka je dána do souvislosti s novelou vyhlášky o měření, která stanoví, u kterých OPM má být odečítána elektřina s obchodním hodinovým intervalem i na hladině NN – odběry s průběhovým měřením). Doporučuje přistoupit k metodice stanovení cen a tarifů pro tento segment zákazníků samostatně, neboť u zákazníků s průběhovým měřením tarify neodpovídají nákladům na tyto odběry (provozování průběhového měření, měsíční zpracování, …). Pro vyhodnocování rezervované kapacity VN, VVN a jističe na NN v návaznosti na předpokládaný dynamický nárůst odběrů s průběhovým měřením na hladině NN a v návaznosti na vyhlášku 218 Sb. v platném znění doporučuje Skupina ČEZ sjednocení vyhodnocování průběhového měření u zákazníků na všech napěťových hladinách. Je zde vazba na odečty a způsob komunikace naměřených a vyhodnocovaných dat. V oblasti topenářských sazeb s osazeným průběhovým měřením navrhuje Skupina ČEZ vyhodnocovat spotřebu pro potřeby platby za rezervovanou kapacitu po celou dobu topení (tzn. i ve "vysokém tarifu"). Vyhodnocením odběru v celém rozsahu spotřeby se odstraní problematická vazba obchodních a distribučních tarifů v návaznosti na blokování spotřebičů, které je problematické měnit formou softwarové parametrizace elektroměru. Poznámka:

V současnosti se rezervovaná kapacita u zákazníků s těmito sazbami vyhodnocuje v době, kdy jsou spotřebiče blokovány – viz. Cenové rozhodnutí ERÚ č. 14/2005, odst. (4.18.): “Pro odběratele odebírající z hladiny VN s akumulačním nebo přímotopným vytápěním, nebo odběrem pro závlahy anebo odběrem pro chlazení, kde podíl instalovaného příkonu pro ohřev teplé užitkové vody a pro akumulační vytápění nebo pro přímotopné vytápění, pro závlahy anebo pro chlazení činí minimálně 80 % z celkového instalovaného příkonu a je instalováno řízení blokování spotřebičů provozovatelem distribuční soustavy, se rezervovaná kapacita vyhodnocuje v době, kdy jsou spotřebiče pro ohřev teplé užitkové vody, spotřebiče pro akumulační a přímotopné vytápění, spotřebiče pro závlahy a chlazení blokovány, pokud se odběratel s příslušným provozovatelem distribuční soustavy nedohodnou jinak.“

U přímotopného vytápění MOO doporučuje Skupina ČEZ vyřešit vysoký meziroční nárůst plateb za elektřinu jako celek u zákazníků MOO s topnými sazbami (oproti průměrnému nárůst za celou sazbu), kteří skutečně topí, který je dán tím, že sazbu využívají i zákazníci s nízkou spotřebou a malým (možná téměř žádným) podílem elektřiny na vytápění. Prostor pro řešení problému je potřeba hledat jak v oblasti regulované části ceny (např. rozdělení sazby podle spotřeby a pro každou část nastavit jiné ocenění), tak i v oblasti neregulované části ceny (vytvořit minimálně 2 TDD pro danou sazbu a to podle spotřeby za rok, což dá prostor k dvou různě vysokým cenám za silovou elektřinu).

srpen 2006

Strana 8


5

5.1.6.2 Komentář a návrh dalšího postupu K připomínce PRE, a. s.: Ceny za služby distribučních sítí na hladině NN jsou doposud ovlivněny návazností výsledných cen pro KZ na hladině NN (v součtu za regulovanou i neregulovanou část) na předchozí regulované tarify dodávky elektřiny chráněným zákazníkům, jejichž povaha vedla k podpoře DSM (Demand side management – řízení diagramu na straně spotřeby). Zachování těchto relací tedy podporuje princip DSM. K připomínce SVSE: Problém „zneužívání“ dvoutarifní sazby je patrný zejména u LDS, které podle regulační vyhlášky přejímají ceny nadřazených regionálních DS. Pokud by docházelo k masivnímu „zneužívaní“ dvoutarifní sazby u regionálních PDS, projevilo by se to ve změněných technických jednotkách tarifní statistiky, která je podkladem pro výpočet těchto regulovaných cen a tedy i k úpravě cen. U LDS, kde je daleko menší počet zákazníků, je vliv „zneužití“ dvoutarifu na výnosy za distribuci značný. Řešením je zažádat ERÚ o stanovení individuálních cen podle podkladů LDS, které by vedlo k nastavení takových cen, u kterých případné „zneužití“ dvoutarifů nevede ke ztrátám distributora. Zjednodušujícím řešením by byla možnost osadit samostatné měření pro blokovaný spotřebič, což je prozatím v rozporu s koncepcí dvoutarifu, takové požadavky zatím nebyly zavedeny. K připomínce Skupiny ČEZ: Distribuční ceny NN jsou stanovovány pro celý segment zákazníků na hladině NN současně. Výpočet vychází z postupné alokace distribučních nákladů na jednotlivé zákaznické skupiny, tarify a tarifní složky, přičemž je brán v potaz problém návaznosti cen na předchozí tarify. Segmentace zákazníků podle druhu měření vytváří další zákaznickou skupinu. Požadavek na samostatné stanovení distribučních cen pro segment zákazníků na hladině NN s průběhovým měřením vede k nutnosti stanovení rozdělení distribučních nákladů na tuto skupinu zákazníků a zbytek (alokační koeficient). Tato připomínka se dá chápat jako obecná připomínka k metodice stanovení distribučních tarifů na NN. Požadavek na vyhodnocování odběru s osazeným průběhovým měřením u topenářských sazeb z hladiny VN (včetně závlah a chlazení) za účelem platby za rezervovanou kapacitu (RK) po celou dobu topení znamená vyhodnocovat výkon (RK) po dobu 24 hodin denně. „Úleva“ pro vyhodnocení RK v době blokování spotřebičů byla opodstatněná tím, že tyto spotřebiče byly v době maximálního celkového zatížení sítě blokovány, navíc u těchto zákazníků docházelo k neúměrnému nárůstu plateb za elektřinu oproti předcházejícím tarifům při použití běžného vyhodnocování RK (bez rozlišení blokování). Z toho důvodu se navrhuje stanovit pro tyto odběry samostatnou cenu za RK – nižší než běžnou cenu pro ostatní odběr z VN – a to v návaznosti na dnešní objem plateb za distribuci. K připomínce Skupiny ČEZ – přímotopné vytápění MOO: Problém vysokých nárůstů plateb za elektřinu u zákazníků s topnými sazbami byl diskutován i v rámci projektu TDD řešeného v EGÚ Brno, a. s. V té souvislosti je nutné udělat analýzu o skladbě zákazníků v přímotopných sazbách (v TDD7) podle výše spotřeby, neboť ceny a hlavně vyjádření procentních změn cen jsou počítány podle tarifní statistiky, která ukazuje průměr za všechny zákazníky. Jako první krok se nabízí analýza měřených vzorků TDD7 – za ČR je jich však pouze 128 vzorků, celkový počet odběrných míst v ČR v TDD 7 (přímotopy + tepelná čerpadla) je cca 290 tis. Doplnění názoru SVSE SVSE si dovoluje navrhnout kompromisní řešení k instalaci samostatného měření pro blokované spotřebiče: Instalace samostatného měření pro blokované spotřebiče by nebyla povinná, ale možná.

srpen 2006

Strana 9

5


Pokud by se distributor rozhodl tuto možnost využít, teprve poté by byla povinná pro všechny jeho dotčené odběratele. K tomu SVSE navrhuje možnou konkrétní formulaci: „V případě odběru z LDS, který významně (např. více než 5% spotřeby celé LDS) ovlivňuje spotřebu LDS, má provozovatel LDS právo namontovat samostatné měření blokovaných spotřebičů“. SVSE navrhuje sjednotit distribuční tarify (platba za jistič a distribuci) u srovnatelných typů sazeb pro obyvatelstvo a podnikatelský maloodběr, např. D02 a C02. SVSE je názoru, že pro rozdílné poplatky schází jakýkoliv technický důvod. Komentář zhotovitele zprávy Sjednocení distribučních tarifů u srovnatelných typů sazeb pro MOO a MOP je technickyvýpočetně možné, zcela zásadně však mění přístup ke stanovení distribučních tarifů na hladině NN. Při změně přístupu by bylo možné navrhnout zcela jednoduchý a transparentní přístup a to stanovení jediné – byť dvousložkové – jednotkové ceny bez rozlišení charakteru odběru, což by mělo dopad na velké disproporce v cenových změnách jednotlivých odběratelských skupin. Identifikace problémových otázek a možných kompromisních řešení k rozhodnutí ERÚ •

Návrh: Umožnit provozovatelům LDS osadit samostatné měření pro blokovaný spotřebič.

•

Upřesněný návrh: Umožnit provozovatelům LDS, pokud bude chtít, osadit samostatné měření pro blokovaný spotřebič.

•

Návrh: pro segment zákazníků na hladině NN s průběhovým měřením stanovovat regulované ceny samostatně – odděleně od tarifů.

•

Návrh: u odběrů z hladiny VN s akumulačním nebo přímotopným vytápěním, nebo odběrem pro závlahy anebo odběrem pro chlazení (Pinst min. 80%) vyhodnocovat RK po dobu 24 hod. denně (ne pouze v době blokování) a pro tento segment stanovit zvláštní cenu za RK v návaznosti na dnešní objem plateb za distribuci u těchto zákazníků.

5.1.7 Cena pro výrobce za decentrální výrobu a příspěvek konečných zákazníků na tuto výrobu 5.1.7.1 Zkušenosti a názory K tomuto tématu se vyjádřili 2 respondenti. Podle PRE, a.s. by příspěvek konečných zákazníků na decentrální výrobu mohl být vyčíslován samostatně od nákladů na užití sítě. Cena pro výrobce za decentrální výrobu by mohla být vyhodnocena vzhledem k reálnému přínosu úspory ztrát v DS. Zástupci společnosti AES Bohemia spol. s r.o. navrhují provést analýzu objektivní výše podpory decentrální výroby se zohledněním skutečných přínosů v rámci elektrických ztrát v soustavě. Dále pokládají za nutné přehodnotit metodiku podpory decentrální výroby tak, aby cena pro decentrální výrobu byla poskytována výrobci za každou MWh skutečně dodané elektřiny do sítě územně příslušného provozovatele distribuční soustavy a za elektřinu vyrobenou a dodanou spotřebě v lokální distribuční soustavě. Lokální výrobce dodává vyrobenou elektřinu jednak do lokální distribuční soustavy a jednak do nadřazené distribuční soustavy pokud má přebytek výroby. V současné době se mu dostává podpory za decentrální výrobu pouze na tento přebytek výroby dodaný do sítě nadřazené distribuční soustavy. Lokální výrobce však odlehčuje přenosové kapacity i díky přímé dodávce elektřiny odběratelům v lokální distribuční soustavě, kteří se svými poplatky zároveň podílí na krytí podpory.

srpen 2006

Strana 10

5


5.1.7.2 Komentář a návrh dalšího postupu K připomínkám PRE, a. s. a AES Bohemia spol. s r. o.: Příspěvek pro výrobce za decentrální výrobu byl v 1. roce 1. regulačního období jednotný pro všechny napěťové hladiny ve výši 20 Kč/MWh, v druhém roce byl rozlišen po napěťových hladinách, v dalším roce byl pouze zaokrouhlen a prozatím zůstává beze změny, jak vyplývá z následující tabulky: hladina VVN VN NN

2002

2003

2004

2005

2006

20,00 20,00 20,00

20,00 27,59 64,59

20,00 27,00 64,00

20,00 27,00 64,00

20,00 27,00 64,00

V roce 2003 byl příspěvek pro výrobce dodávající do hladiny VVN odvozen od ceny za použití přenosové sítě (za ztráty), příspěvky pro výrobce dodávajících do nižších hladin byly odvozeny od ceny za použití sítě vyšší napěťové hladiny, ke kterým se přičetly kalkulované ceny ztrát v transformaci. V případě použití tohoto postupu by ceny příspěvků pro výrobce za DV v roce 2007 (aktualizace proti zprávě z května, kde byly uvedeny ceny roku 2006) byly následující:

–

hladina VVN

27,00 Kč/MWh (cena za použití PS zaokrouhlená na celé Kč/MWh)

–

hladina VN

38,00 Kč/MWh (zaokrouhleno na celé Kč/MWh)

–

hladina NN

87,00 Kč/MWh (zaokrouhleno na celé Kč/MWh)

Zaokrouhlení cen na celé Kč/MWh je praktické zejména u nižších napěťových hladin vzhledem k možnostem informačních systémů (fakturačních) a jednotkově menším výkonům připojeným do těchto napěťových hladin. Oproti zprávě z května je patrný nárůst již prvního příspěvku na hladině VVN, který se následně promítá do nižších hladin. Je to dáno nárůstem ceny za použití PS vlivem očekávané vyšší ceny SE na krytí ztrát. Při použití navrhovaného kalkulačního přístupu stanovení ceny příspěvku pro decentrální výrobu by byl nárůst ceny příspěvku KZ na krytí decentrální výroby následující:

–

minimum

1,09

1,48

(36%)

–

průměr PDS

9,27

12,44

(34%)

–

maximum

13,19

17,58

(33 %)

Požadavek, aby příspěvek za DV dostával výrobce za veškerou vyrobenou elektřinu (kromě vlastní spotřeby) byl vznesen i v loňském roce a nebyl akceptován. Podle Cenového rozhodnutí ERÚ č. 14/2005 odst. (1) účtuje výrobce územně příslušnému provozovateli distribuční soustavy cenu příspěvku za DV za každou MWh skutečně dodané elektřiny naměřené v předávacím místě výrobce, podmínka tedy není rozlišena na regionální nebo lokální DS. Zaleží to na smluvním vztahu mezi výrobcem a distributorem. Cena příspěvku KZ na krytí DV je počítána samostatně – nezávisle na cenách distribuce, v cenovém rozhodnutí jsou ceny distribuce vydány jako původní spočítané ceny distribuce povýšené a tento kalkulovaný příspěvek. Identifikace problémových otázek a možných kompromisních řešení k rozhodnutí ERÚ •

Návrh: Cenu příspěvku pro výrobce za DV počítat výše popsaným kalkulačním přístupem odvozením od cen za použití sítě vyšších napěťových hladin.

•

Návrh: příspěvek za DV budou dostávat výrobci za veškerou vyrobenou elektřinu (kromě vlastní spotřeby)

srpen 2006

Strana 11

5


•

Návrh: Cenu příspěvku KZ na krytí DV vydávat v cenové rozhodnutí samostatně – nepřičítat ji k ceně za použití distribuční sítě.

5.1.8 Podpora výroby elektřiny v obnovitelných zdrojích (OZE) a z kombinované výroby elektřiny a tepla (KVET); cena pro konečné zákazníky za krytí vícenákladů na výkup elektřiny z těchto zdrojů 5.1.8.1 Zkušenosti a názory K dané problematice se vyjádřili 2 respondenti. SVSE uvádí, že v oblasti obnovitelných zdrojů je nutno transparentně uvádět veškeré náklady, které s jejich instalací a provozem souvisejí. Všechny tyto náklady je nutno zahrnout do příplatku na OZE. Jedná se zejména o: 1)

Nárůst potřeby podpůrných služeb a následné zvýšení jejich ceny v absolutní roční hodnotě. Současně lze předpokládat i nárůst ceny jednotkové. Tento mechanismus zcela jistě funguje již nyní a lze s povděkem kvitovat skutečnost, že ERÚ kvantifikoval zvýšení ceny podpůrných služeb v budoucnu. V této kvantifikaci však schází současnost a bylo by vhodné ji doplnit alespoň o roky 2004, 2005 a dále.

2)

ČEPS a PDS – povinnost výkupu energie z OZE na krytí ztrát. Pokud bude povinný výkup vyšší než ztráty, bude to znamenat následující mechanismus:

–

vznik odchylky

–

ČEPS, nebo PDS zaplatí a dá do nákladů

–

Zvýšené náklady zaplatí koneční zákazníci

Je tudíž nutno nalézt přijatelný mechanismus řešení této situace. Jako jedna z možností se uvádí povinný výkup jen do skutečné výše ztrát, přičemž je nutno vyřešit, co se zbývající částí. 3)

Blokování přenosových cest kruhovými toky mající důsledky buď v omezení přenosových možností pro obchod, nebo vyvolání nutnosti stavby nových vedení.

SVSE uvádí, že společnou transparentní cestou by mohlo být přiřazení všech těchto nákladů jejich původcům, tj. provozovatelům OZE. Z této částky by pak měla vycházet výše příspěvku na provoz OZE. Návrh AES Bohemia spol. s r. o. je objektivně reflektovat přínos kombinované výroby elektřiny a tepla (KVET) zvláště ve vztahu k vyššímu využití primárních zdrojů energie a přínosu k životnímu prostředí. Dle jejich názorů současná výše podpory neodráží skutečný přínos KVET. Rovněž International Power Opatovice, a.s. podpořil za teplárenské společnosti IPP návrh na zvýšení podpory KVET s ohledem na její přínos. Zhotoviteli byla k tomu účelu poskytnuta studie pana Prof. Kadrnožky a Dr. Vlacha „Oceňování elektřiny z KVET“, jejíž stručný výtah a závěry jsou uvedeny v samostatné kapitole 5.1.14.

5.1.8.2 Komentář a návrh dalšího postupu K připomínkám SVSE: Zákon o podpoře výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů energie (OZE) č. 180/2005 Sb. vstoupil v platnost v loňském roce. Podle zákona musí ERÚ nastavovat takové výkupní ceny elektřiny z OZE,

srpen 2006

Strana 12


5

popř. výši zelených bonusů (tj. příspěvku k tržně vykoupené elektřině), která provozovateli OZE zajistí požadovanou návratnost investic. V případě přiřazení zvýšených nákladů spojené s provozem OZE jejich původcům, tj. provozovatelům OZE by ERÚ podle zákona musel v odpovídající míře zvýšit i výkupní ceny, čímž by se náklady stejně nakonec promítly do ceny KZ. Kvantifikace nárůstu nákladů na podpůrné služby vlivem provozu OZE v letech 2004 a 2005 je obtížně proveditelná, neboť zatím nedošlo k jejich masivnímu nasazení např. v podobě velkých větrných parků. Přestože jejich počet v posledních letech roste, prozatím se jedná o zdroje většinou bez průběhového měření vyvedené do hladiny VN a NN. V roce 2005 byla navíc drobně upravena metodika výpočtu vícenákladů na OZE, kdy se za technické jednotky povinného výkupu nebo podporované výroby vzala skutečnost za rok 2004 s tím, že případné disproporce jsou vyrovnány v korekčním faktoru v dalším roce. V 1. regulačním období docházelo k „nestabilní“ situaci, kdy jeden rok byly předpoklad povinného výkupu podhodnocen, v dalším roce zase naopak nadhodnocen, což mělo za následek velké změny právě v korekčním faktoru. V tomto počátečním období nasazování obnovitelných zdrojů je predikce obtížná i pro PDS. Proto se ERÚ rozhodl jít cestou výpočtu podle skutečně dosažených technických jednotek. Předpokládané vícenáklady na podporu OZE pro rok 2006, které byly kalkulované na základě skutečných technických jednotek povinného výkupu a podporované elektřiny v roce 2004 činí 1,065 mld. Kč. Skutečné vícenáklady na OZE v roce 2004 dosáhly 1,102 mld. Kč, v roce 2003 to bylo pouze 641 mil. Kč. Skutečnost za rok 2005 zatím není spočítána. Doplnění názoru SVSE SVSE chápe složitost spravedlivého rozdělení nákladů. Upozorňuje, že tato problematika bude postupně nabývat stále většího významu, kdy při podílu OZE ve výši 8 % by odhad zvýšených nákladů na SyS činil 3,7 mld. Kč/rok a při podílu 16,8% již 6 mld. Kč/rok. Za důkaz SVSE poukazuje na požadavek ČEZu nesnižovat objem prostředků na SyS z titulu OZE. SVSE navrhuje, jako první krok nezbytný k návrhu spravedlivého systému, analýzu dostupných dat a popřípadě jejich doplnění. Dále SVSE navrhuje vypracovat studii s cílem stanovení očekávané velikosti navýšení požadovaných objemů PpS (v MW) a navýšení nákladů na nákup PpS (v mil. Kč), které v soustavě vyvolá provoz větrných elektráren (VtE). Identifikace problémových otázek a možných kompromisních řešení k rozhodnutí ERÚ – podle doplnění SVSE •

Vypracovat studii s cílem stanovení očekávané velikosti navýšení požadovaných objemů PpS (v MW) a navýšení nákladů na nákup PpS (v mil. Kč), které v soustavě vyvolá provoz větrných elektráren (VtE).

5.1.9 Průměrná cena silové elektřiny pro stanovení nákladů na ztráty, vícenákladů na podporu OZE a KVET a pro vyhodnocení cenové přirážky za nedodržení smluvené hodnoty účiníku 5.1.9.1 Zkušenosti a názory Podle PRE, a. s. je vyhodnocení cenové přirážky za nedodržení smluvené hodnoty účiníku účelné z hlediska informace o její efektivitě ve vztahu k technickým ztrátám a kvalitě napětí v DS. Další připomínka PRE, a. s. týkající se nákupní ceny na ztráty již byla zmíněna a komentována v kapitole 5.1.3. PDS by měl své připomínky ohledně nákupní ceny na ztráty uplatnit přímo při vzájemném jednání s ERÚ při předkládání návrhu distribučních cen.

srpen 2006

Strana 13


5

Další připomínky k této problematice nebyly vzneseny.

5.1.10 Cena elektřiny zajišťovaná dodavatelem poslední instance 5.1.10.1 Zkušenosti a názory K této problematice se vyjádřili 3 respondenti. Podle PRE, a. s. musí způsob určení ceny elektřiny zajišťované DPI respektovat rizika dodavatele, který nakupuje elektřinu na trhu, odrážejícím momentální bilanci nabídky a poptávky po elektřině. Na druhé straně plní dodavatel závazek univerzální služby, dodat elektřinu domácnostem a malým zákazníkům, kteří o to požádají, resp. dodat elektřinu po dobu nejdéle 3 měsíců těm konečným zákazníkům, jejichž dodavatel, kterého si tito zákazníci zvolili, pozbyl práva být účastníkem trhu s elektřinou organizovaným operátorem trhu. Cena elektřiny pro zákazníky poslední instance by měla být stanovena transparentně, odrážet zmíněná rizika a být srovnatelná s jinými typy služeb s podobnými riziky. PRE, a. s. navrhuje navýšení ceny energie pro zákazníky dodavatele poslední instance o 10% – 20% oproti cenám pro ostatní zákazníky z těchto důvodů: 1.

spotřebu pro zákazníka, který se stane zákazníkem poslední instance, nemá obchodník zahrnutou do svého portfolia – musí pro něj nakoupit zvlášť a proto by v ceně mělo být zahrnuto riziko vyšší nákupní ceny

2.

do té doby, než obchodník nenakoupí, způsobí spotřeba zákazníka poslední instance odchylku – i toto riziko by mělo být zahrnuto do ceny

3.

cena by měla zákazníky motivovat k tomu, aby pečlivě vybírali svého dodavatele elektřiny – mají právo výběru, ale na druhé straně by měli nést i zodpovědnost. Pokud je cena pro zákazníky poslední instance stejná jako pro oprávněné, zákazník nenese žádné riziko a to není správné.

E.ON Energie, a. s. poukazuje na problém času při nastavení cen dodavatele poslední instance a cen pro ostatní zákazníky, problém segmentu potenciálních zákazníků DPI a konstrukce ceny a také problém návaznosti cen DPI a cen pro ostatní zákazníky. Ceny dodavatele poslední instance byly stanovovány s termínem k 30.listopadu. Ceny pro oprávněné zákazníky maloodběratele podnikatele ale musely být k dispozici daleko dříve. Pokud se dodavatel chce zúčastnit výběrových řízení vypsaných zákazníky, je nucen mít „dvoje ceny“ pro jeden segment. Ceny dodavatele poslední instance se týkají podle zákona 458/2000 Sb. tzv. malých zákazníků. Pro dodavatele je však v současnosti možné nastavovat ceny pro celý segment MOP. Hranice stanovená zákonem je ale nejasná. Cena elektřiny nebyla nakonec pro všechny oprávněné zákazníky podnikatele dána pouze základním ceníkem, ale zákazníci si požadavky a zadáními výběrových řízení vynutili používání dalších cenových nástrojů např. slev nebo individuálních jednotných cen pro odběry s více odběrnými místy. V těchto případech dochází ke zlevněním vůči veřejným ceníkovým cenám. Při použití obvyklé metodiky dochází ke snížení celkové průměrné prodejní ceny. Z důvodu časové posloupnosti, omezení výše cen zákazníkům dodavatele poslední instance a aplikací na celý segment maloodběru nebylo možné ceny mezi jednotlivými řadami produktů stanovit tak, aby na sebe navazovaly. Je logické a zákazníky očekávané, aby cena elektřiny s velikostí odběru klesala. Z důvodu časové posloupnosti, termínů a metodiky stanovení cen dodavatele poslední instance došlo k tomu, že ceny elektřiny pro malé zákazníky jsou nižší, než pro zákazníky s odebíraným množstvím mnohonásobně vyšším.

srpen 2006

Strana 14

5


Skupina ČEZ je názoru, že ceny zákazníků dodavatele poslední instance by měly zaručovat (pro dodavatele) oprávněný zisk a měly by pokrývat rizika spojená s takovými zákazníky, zejména nejistotu v jejich počtu, nejistotu v jejich platební morálce a vyšší administrativní náročnost.

5.1.10.2 Komentář a návrh dalšího postupu O koncepci ceny dodavatele poslední instance rozhoduje ERÚ. V počátcích otevírání trhu byly diskutovány dva možné přístupy k pojetí ceny DPI. První pojetí spočívalo v převzetí stávající struktury tarifů pro chráněné zákazníky a nastavením cen pro DPI v podstatě nadále regulovat cenu pro malé zákazníky z řad podnikatelů a domácnosti. Druhé pojetí spočívalo ve stanovení jedné ceny pro DPI, která bude větší než ceny běžně nabízené na trhu, přičemž větší bude zejména o rizika spojená s dodávkou elektřiny nejméně vhodným zákazníkům, kteří „spadnou“ pod dodavatele poslední instance. V počátku otevírání trhu se ERÚ rozhodl pro prvně jmenované pojetí s tím, že ceny jsou samozřejmě stanoveny jako ceny pouze za dodávku „silové elektřiny“, cena za distribuci je oddělená, i když jsou tyto dvě regulované ceny kalkulovány ve vzájemné součinnosti. O změně přístupu lze uvažovat v souvislosti s analýzou vývoje trhu na NN, především četnosti změn – přecházení zákazníků na této napěťové hladině k jiným dodavatelům. Doplnění názoru SVSE SVSE navrhuje sjednotit cenu elektřiny od dodavatele poslední instance u srovnatelných typů sazeb pro obyvatelstvo a podnikatelský maloodběr, např. D02 a C02. SVSE je názoru, že pro rozdílné poplatky schází jakýkoliv technický důvod a vzhledem k tomu, že cena pro dodavatele poslední instance je ze strany dodavatelů používána i jako běžná cena silové elektřiny, dochází k poškozování podnikatelských subjektů. Identifikace problémových otázek a možných kompromisních řešení k rozhodnutí ERÚ •

Návrh: Cenu pro zákazníky dodavatele poslední instance zvýšit oproti cenám pro ostatní zákazníky, analyzovat potřebnou míru tohoto navýšení.

•

Návrh: Cenu pro DPI uzavřít současně s cenou za distribuci co nejdříve po zveřejnění nabídek cen silové elektřiny od hlavních dodavatelů.

Poznámka:

V současné regulační vyhlášce nejsou ceny pro DPI jmenovány a není ani stanoven termín k jejich vydání, jediný termín je termín vydání cenového rozhodnutí – 30.listopadu.

5.1.11 Cena za činnost OTE 5.1.11.1 Zkušenosti a názory K této problematice nebyly vzneseny žádné připomínky.

5.1.12 Připomínky k Cenovému rozhodnutí ERÚ SVSE poslala několik připomínek přímo k cenovým rozhodnutím ERÚ č. 14/2005 (ceny elektřiny a souvisejících služeb) a č. 10/2005 (podpora výroby elektřiny z OZE a KVET). Připomínky jsou v textu uvedeny tak, jak byly obdrženy a jsou ponechány bez komentáře zhotovitele, pokud není uvedeno jinak.

5.1.12.1 Připomínky k Cenového rozhodnutí ERÚ č. 14/2005 (30.listopadu 2005), kterým se stanovují ceny elektřiny a souvisejících služeb pro rok 2005 Odst. (1.3.) – Znění ERÚ: Výrobce, jehož zařízení je připojeno do napěťové hladiny NN distribuční soustavy, účtuje na základě smlouvy územně příslušnému provozovateli distribuční

srpen 2006

Strana 15


5

soustavy cenu 64,00 Kč/MWh za každou MWh skutečně dodané elektřiny naměřené v předávacím místě výrobce. Návrh: Cenu NN výkupu přiblížit k ceně dle bodu (1.2.) nebo zohlednit pouhý tranzit přes distribuční soustavu u všech napěťových hladin Komentář EGÚ Brno, a. s. K tomuto bodu platí komentář zhotovitele v kapitole 5.1.7.2. požadavek na přiblížení ceny příspěvku pro výrobce pracujícího NN k cenám pro výrobce do VN jde proti požadavku na kalkulační přístup stanovení příspěvku pro decentrální výrobce zohledňující úsporu ztrát v sítích distributora.

Odst. (2.1.), písmeno b) – Znění ERÚ: b) za systémové služby ke každé 1 MWh celkového množství elektřiny v MWh dopravené provozovatelem distribuční soustavy všem konečným zákazníkům odebírajícím z původně odděleného ostrovního provozu v případě jeho plného nebo částečného napojení na elektrizační soustavu České republiky nad rámec diagramu schváleného v denní přípravě provozu 781,40 Kč/MWh, tuto cenu účtuje provozovatel přenosové soustavy provozovateli distribuční soustavy, Návrh: Vypustit odst. (2.1.), písmeno b) Zdůvodnění: Zvýšenou cenu systémových služeb (nyní pětinásobek) za připojení ostrovního provozu si provozovatel přenosové soustavy již promítá do zúčtování odchylky (podpůrné služby) a do rezervované kapacity, kterou musí provozovatel držet nebo do cenové přirážky za překročení Komentář EGÚ Brno, a. s. V platbě za systémové služby hradí zákazníci provozovateli přenosové soustavy náklady spojené s držením výkonových rezerv pro potřeby regulace (nákup podpůrné služby). Při zúčtování odchylky hradí ten, který odchylku způsobil náklady spojené s aktivací podpůrné služby. Cena pětinásobku běžné ceny SyS pro opětovné připojení původně odděleného ostrovního provozu zpět na ES ČR je motivací k tomu, aby se PDS, pokud se rozhodne provozovat ostrovní provoz, snažil napájení ostrova zabezpečit pokud možno co nejspolehlivěji, aby nedocházelo k výpadkům a tím způsobeným náhlým připojením velké zátěže na ES ČR. V platbě za rezervaci kapacity přenosové sítě nejsou distributorem hrazeny žádné náklady spojené s podpůrnými službami a regionální distributor ani nehradí překročení kapacity PS. Odst. (4.9.) – Znění ERÚ: Cena za překročení rezervované kapacity podle bodu (4.6.) se neuplatňuje u lokálních distribučních soustav v případě, že překročení sjednané rezervované kapacity v příslušném měsíci je nižší nebo rovno 10 %. … Návrh znění: … je nižší nebo rovno 20% … Zdůvodnění: Hodnota 10 % je neúměrně nízká. Doplnění názoru SVSE SVSE argumentuje, že při překročení hranice 10-ti % například o 0,2% je odběrateli účtována penalizační sankce nikoliv za překročené o 0,2 %, ale o celé překročení tj. o 10,2 %, což již představuje značné částky. Paradoxem je situace u odběratele, který má fakturační měření na sekundární straně transformátoru. K naměřenému ¼ hodinovému maximu se ještě připočítává hodnota ztrátového výkonu transformátoru až do výše 2%, pokud není smluvně stanoveno jinak. SVSE proto doporučuje dosáhnout změny v penalizování pouze za překročení nad 10%, pokud se nepodaří zvednout hranici na 20%.

srpen 2006

Strana 16

5


Odst. (4.9.) – Znění ERÚ: … Za překročení rezervované kapacity v této toleranci je provozovatelem regionální distribuční soustavy uplatňována pevná měsíční cena za měsíční rezervovanou kapacitu podle bodu (4.5). … Navrhované znění: Za překročení rezervované kapacity v této toleranci je provozovatelem regionální nebo lokální distribuční soustavy uplatňována pevná měsíční cena za měsíční rezervovanou kapacitu podle bodu (4.5)). Zdůvodnění: Zapomnělo se na postavení LDS napojenou na jinou LDS a není to jednoznačně pospáno, že i jiná LDS má stejná práva jako nadřazená LDS.

5.1.12.2 Připomínky a komentáře k jednotlivým bodům Cenového rozhodnutí ERÚ č. 10/2005, kterým se stanovuje podpora výroby elektřiny z OZE a KVET: Odst. (5.2.) – Znění ERÚ: Výrobce elektřiny z KVET s celkovým instalovaným výkonem nad 5 MW e účtuje územně příslušnému provozovateli REAS příspěvek k ceně elektřiny 45 Kč/MWh za každou vykázanou MWh ….. Návrh: Zvýšení této částky. Zdůvodnění: Částka 45 Kč/MWh je v porovnání s nižšími instalovanými výkony nesrovnatelně menší: instalovaný výkon do 1 MWe

- 580 Kč/MWh

Odst. (2.2.)

instalovaný výkon od 1 do 5 MWe

- 500 Kč/MWh

Odst. (3.2.)

Jedná se o 11 – 12 x menší příspěvek, přestože podmínky výroby a náklady na výrobu jsou srovnatelné. Domníváme se, že jde o diskriminaci výrobců elektřiny, kteří mají instalovaný výkon větší jak 5 MWe . Doplnění názoru SVSE SVSE nepovažuje připomínky k bodu (5.2.) tohoto CR pro přípravu CR pro rok 2007 za zásadní a tudíž je dále neuplatňuje. Připomínky k bodu (5.2.) jsou diskutovány uvnitř SVSE. Odst. (7.2.) – Znění ERÚ: Výrobce elektřiny při spalování druhotných energetických zdrojů s výjimkou degazačního plynu účtuje územně příslušnému provozovateli REAS příspěvek k ceně elektřiny 45 Kč/MWh za každou vykázanou MWh ….. Návrh: Zvýšení této částky nebo rozčlenění příspěvku podle jednotlivých druhotných zdrojů dle jejich náročnosti na výrobu tepla. Zdůvodnění: Částka 45 Kč/MWh je v porovnání s příspěvkem, který je stanoven při spalování degazačního plynu 1030 Kč/MWh je velmi nízká uvědomíme-li si, že příspěvek 45 Kč/MWh je určen i pro elektřinu vyrobenou z tepla ze spaloven komunálních a nebezpečných odpadů (velké náklady na stabilizaci plamene, náročné čistění spalin), náklady na takto vyrobené teplo jsou porovnatelné jako při spalování degazačního plynu.

5.1.13 Obecné a další názory na nastavené prostředí 5.1.13.1 Zkušenosti a názory Přeshraniční obchodování Skupina ČEZ vznesla připomínky k přeshraničnímu obchodování, konkrétně ke kompenzačnímu mechanismu mezi provozovateli přenosových soustav, který je v současnosti založen na:

srpen 2006

Strana 17

5


–

určení nákladů relevantní části sítě používané k zprostředkování přeshraničních přenosů („host cross border flows“)

–

alokaci těchto nákladů každému TSO v rozsahu zprostředkování přeshraničních přenosů

–

financování těchto nákladů těmi TSO, kteří toky způsobují (kde vznikají a kde končí)

Poznámka:

TSO – Transmission System Operator – provozovatele přenosové soustavy.

Ocenění nákladů je založeno na tzv. tranzitním klíči (tranzit/tranzit+národní spotřeba) a nákladech horizontální sítě. ETSO vyvinulo Zlepšenou metody alokace nákladů přenosové infrastruktury (Improved Method of Infrastructure Cost Allocation) (IMICA). ERGEG (Skupina evropských regulátorů pro elektřinu a plyn) navrhuje, aby metoda IMICA byla použita pro rok 2007. IMICA na jedné straně sice obsahuje vylepšení některých identifikovaných problémů současně používaného mechanismu, na druhé straně vytváří problémy jiné. Důsledky změn na kompenzační platby účastníků jsou extrémně nerovnoměrné a vedou k naprosto neodůvodněným platbám, které neodpovídají účelu kompenzačního mechanismu. Dopad na Českou republiku, respektive domácí odběratele by byl nespravedlivě veliký a znamenal by tlak na zvýšení ceny pro konečné dodavatele v řádu eur na MWh. Z tohoto důvodu Skupina ČEZ navrhuje konzultovat s ERÚ, MPO a ČEPS negativní stanovisko k metodě IMICA a doporučit zachování stávající upravené metody. Další připomínka skupiny ČEZ se týká alokace přeshraničních kapacit. Ve stávajícím systému koordinovaných aukcí se uvažuje o použití tzv. „flow based“ metody (metody založené na toku elektřiny), při které je uvažováno rozložení toků na jednotlivé přeshraniční profily při exportu daným směrem (hovoří se o tzv. PTDF matici – matici rozložení přenosových toků). Skupina ČEZ je názoru, že tato metoda nepomáhá k optimálnímu využití přeshraničních kapacit a navrhuje zachování stávajícího systému koordinovaných aukcí. Dalšími náměty Skupiny ČEZ k řešení jsou:

–

Dlouhodobé kontrakty na přeshraniční kapacitu,

–

Investice do rozvoje sítí - neexistuje jasný plán pro investice do regionálního rozvoje sítí tak, aby byla odstraněna úzká hrdla; TSOs by měli mít finanční motivaci odstraňovat úzká hrdla,

–

Intraday přeshraniční obchodování neexistuje, je potřeba jej zavést.

Náklady na unbundling SVSE poslalo tuto připomínku k nákladům na unbundling. ČEZ při slučování s REASY argumentuje snižováním nákladů a zefektivněním celého procesu. Unbundling by měl být pokryt z těchto úspor. Z těchto důvodů považujeme za nutné zdůraznit, že náklady na unbundling by neměly být započteny do ceny regulovaných služeb. V následujícím období by pak mělo dojít ke snížení těchto regulovaných cen na základě úspor vzniklých sloučením. Konkrétně: Podle informací cianews ze 6.4.2006 ČEZ vyčíslil úspory v jednotlivých letech následovně: Skutečnost 2005 1 mld. Kč, předpoklad 2006 1,4 mld., rok 2008 2.5 až 3 mld. Kč. Původní REASy (nyní ČEZ, EON,PRE distribuce) jsou historicky distribuční společnosti, již z dob, kdy neexistoval volný trh s elektřinou jako komoditou nikde ve světě. Proto to, co se nyní odděluje, jsou obchodní společnosti těchto původně distribučních organizací. Tedy by náklady na vznik měly platit nově vznikající obchodní organizace (čímž by tyto náklady musely zahrnovat do svých marží a tyto náklady by tak byly prověřeny alespoň "zdánlivou" konkurencí mezi nimi). Tento způsob považujeme za rozumnější než zahrnutí těchto nákladů do distribučních cen.

srpen 2006

Strana 18


5

5.1.13.2 Komentář Vyčíslení nákladů na unbundling je předmětem činnosti ERÚ. Ve vyhlášce o regulaci (438/2001 Sb. ve znění pozdějších předpisů) je sloučení provozovatelů distribučních soustav do jedné licence zohledněno v povolených výnosech distributora v tzv. faktoru U v Kč, tzn. že mají přímý dopad do regulovaných cen za služby distribučních sítí. V energetickém zákoně v §25a, odst. 10 je uvedeno, že Energetický regulační úřad může rozhodnout o možnosti zahrnutí prokazatelných minimálních oprávněných nákladů vzniklých držiteli licence na distribuci elektřiny v souvislosti s plněním povinnosti oddělení provozovatele distribuční soustavy do regulovaných cen. ERÚ tedy má oporu v zákoně pro zahrnutí minimálních nákladů na unbundling do regulovaných cen distribuce. Zhotovitel není do procesu vyhodnocení nákladů na unbundling zahrnut, proto nemůže poskytnout žádné další podrobnější informace. Při stanovení povolených výnosů distribuce na rok 2006 bylo kromě zahrnutí nákladů na unbundling uvažováno i s úsporou v provozních nákladech vlivem unbundlingu. Doplnění SVSE k nákladům na unbundling SVSE akceptuje stanovisko ERÚ týkající se promítnutí pouze nezbytných nákladů na unbundling do regulace. V následujícím období však SVSE očekává snížení těchto regulovaných cen na základě úspor vzniklých sloučením.

5.1.14 Oceňování elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla V této kapitole 5.1.14 je stručně uveden výtah a závěry ze studie Prof. Kadrnožky a Dr. Vlacha „Oceňování elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla“, kterou autoři zpracovávali pro MPO a teplárenské sdružení. International Power Opatovice, a.s. požádal zhotovitele, aby závěry z této studie byly použity do studie "Ceny a tarify pro r. 2007...", jako připomínka teplárenských společností IPP. Výtah ze studie se předkládá bez komentáře zhotovitele. Cílem studie „Oceňování elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla“ bylo ověření, rozšíření a případné prohloubení návrhu způsobu ohodnocení elektřiny vyráběné v různých typech zařízení pro KVET a na základě rozboru jednotlivých působících faktorů a jejich vztahů ocenit přínosy KVET a vyjasnit možnou bonifikaci elektřiny z KVET tak, aby výsledky studie mohly být využívány v navazujících pracích. V úvodu studie se poukazuje na problematiku omezení těžby a spalování fosilních paliv v souvislosti s omezenými zásobami paliv a s ekologickou zátěží vlivem spalování – produkcí skleníkových plynů, zejména CO2. Je zde připomenut proces předcházející a následující podpisu Kyotského protokolu a v té souvislosti je rovněž zmíněno opatření Evropské unie v podobě vydání Směrnice 2004/8/EC (Směrnice o podpoře kogenerace) Základní vlastností KVET je úspora paliva v porovnání se samostatnou výrobou stejného množství elektřiny a samostatnou výrobou stejného množství tepla jako při KVET. To má za následek zmenšení produkce CO2 a řadu dalších ekonomických a ekologických přínosů. Proto téměř všechny provedené výpočty a rozbory vychází z poměrné úspory tepla v palivu při KVET vztažené na spotřebu tepla v palivu při oddělené výrobě stejného množství elektřiny a stejného množství tepla jako při KVET. Vztah použitý ve studii je shodný se vztahem uváděným ve směrnici o podpoře kogenerace, tedy s veličinou PES (Primary energy savings – úspora primárních energetických zdrojů).

srpen 2006

Strana 19

5


5.1.14.1 Výchozí podklady a metoda zpracování V předcházející rámcové studii byly analyzovány tři externí přínosy KVET, tj. přínosy ve prospěch životního prostředí a národního hospodářství: •

zmenšení emisí C02,

•

prodloužení tuzemských zásob uhlí,

•

odlehčení zahraničního obchodu v důsledku snížení importu zemního plynu.

V této etapě byly uvedené analýzy prohloubeny a provedeny analýzy dalších vlivů KVET: •

spalování biomasy,

•

lokální ekologické aspekty KVET,

•

zmenšení nákladů v elektrizační soustavě,

•

úspory nákladů na dopravu zemního plynu vlivem snížení spotřeby fosilních paliv,

•

srovnání efektivnosti KVET při úspoře fosilních paliv s jinými technologiemi užívanými pro dosažení stejného cíle,

•

vliv tepelné sítě při CKVET,

•

součinnost tepláren s kondenzačními elektrárnami při pokrývání zatížení v elektrizační soustavě v průběhu roku.

Při vypracování studie byly využity zejména údaje o našich třech velkých parních teplárnách, jedné teplárně paroplynové, malých kogeneračních zařízeních se spalovacími motory dodávaných firmou TEDOM a o Jaderné elektrárně Temelín. Pro porovnání jednotlivých energetických technologií byly využity údaje z odborné literatury, zejména tam, kde chyběly údaje o našich zařízeních.

5.1.14.2 Porovnání efektivnosti KVET a jiných technologií pro zmenšení emisí CO2 Základní cíl podpory KVET je stejný jako u podpory obnovitelných zdrojů energie: dosáhnout snížení emisí C02. Protože poměrné zmenšení emisí C02 je stejné jako poměrná úspora paliva, je porovnání založeno na měrné úspoře paliva, vyjádřené pro srovnatelnost v měrném palivu, vztažené na 1 000 Kč vložených investičních prostředků. Výsledky porovnání jsou ve studii uvedeny v příloze 10 a jsou shrnuty do pořadí podle výhodnosti v závislosti na jejich ekonomické efektivnosti, přičemž nejvyšší efektivností se vyznačují: •

jaderná elektrárna (JETE),

•

nasazení regulační a měřicí techniky ve vytápěcích systémech,

•

KVET,

•

některé způsoby využití biomasy.

Vzhledem k tomu, že kombinovaná výroba elektřiny a tepla se může uplatnit i při využívání nefosilních energetických zdrojů (jaderné energie a biomasy) a tím může zvýšit rozsah pokrývání energetických potřeb z těchto energetických zdrojů, je zřejmé, že KVET je jednou z nejvýznamnějších a nejvýhodnějších výrobních technologií pro zmenšení čerpání energetických zdrojů a zmenšení emisí CO2. Na předposledním místě stupnice ekonomické efektivnosti, uvedené v příloze č. 10, jsou s velkým odstupem větrné elektrárny a na posledním místě fotovoltaické elektrárny. Přitom ekonomická efektivnost větrných elektráren je o řád nižší než ekonomická efektivnost technologií z prvních tří míst a ekonomická efektivnost fotovoltaických elektráren je nižší o jeden až dva řády. Z tohoto porovnání je zřejmé, že z hlediska výkupní ceny za elektřinu je dnes KVET neúnosně diskriminována. Podpora

srpen 2006

Strana 20


5

KVET, např. zvýšením výkupní ceny elektřiny z KVET formou objektivně zdůvodněných bonifikací k tržní ceně elektřiny z monovýroby elektřiny, je proto nezbytná.

5.1.14.3 Druhy centrál pro KVET Zařízení pro KVET se dělí podle pracovní látky na: •

Parní – turbíny protitlaké, kondenzační odběrové, kondenzační s malým neregulovaným odběrem, s parními stroji,

•

Plynové – plynové turbíny, pístové spalovací motory

•

Paroplynové.

Teplotní úroveň dodávaného tepla ovlivňuje u parních zařízení pro KVET podstatně elektrický výkon centrály a tudíž i výrobu elektřiny. U plynových centrál neovlivňuje dodávka tepla podstatněji elektrický výkon a výronu elektřiny. Soustavy KVET se dělí na:

–

CKVET (centralizovaná KVET) – velké centrály, menší měrné investiční náklady, možnost využívat ekologicky méně jakostní a levnější paliva, variabilita používaných paliv, vyšší komíny zajišťující větší rozptyl, investičně a provozně nákladný rozvod tepla.

–

DKVET (decentralizovaná KVET) – menší až malá zařízení, bez vnější tepelné sítě, nebo jen s velmi malou tepelnou sítí s hlediska investičních a provozních nákladů. Dodává elektřinu do blízkosti její spotřeby a proto zmenšuje ztráty v distribuci elektřiny. Nejčastěji se uplatňují pístové spalovací motory a malé plynové turbíny (méně časté – méně negativních ekologických vlastností)

5.1.14.4 Vyhodnocení jednotlivých přínosů KVET - dílčí bonifikace Vliv tepelné sítě je analyzován jednak z důvodu nezbytného rozlišení CKVET a DKVET, jednak proto, že úspory paliva jsou vztahovány na teplo na prahu centrály. Tato bilanční hranice byla zvolena z těchto důvodů: •

směrnice EU vychází analogicky z výroby elektřiny na svorkách elektrických generátorů (brutto - cross electricity production),

•

dodávané teplo musí snadno a prokazatelně měřitelné ( to nelze zajistit na konci tepelné sítě ve velkém počtu fakturačních měřidel, která navíc mohou patřit jinému subjektu).

Při hodnocení přínosů KVET se vychází, ve shodě se směrnicí EU, ze stejné porovnávací základny: •

stávající (stará) centrála pro KVET se srovnává se stávajícími (starými) centrálami pro monovýrobu elektřiny a monovýrobu tepla, obdobně nová centrála pro KVET se srovnává s novými centrálami pro monovýroby,

•

centrála pro KVET určitého typu se srovnává s centrálami pro monovýrobu obdobného typu (např. parní teplárna s parní elektrárnou, paroplynová teplárna s paroplynovou elektrárnou atd.)

•

dané palivo užité při KVET proti stejnému palivu u monovýrob.

Centrály pro KVET na plyn mají podle směrnice EU relativně tvrdší porovnávací podmínky než centrály pro KVET na uhlí, neboť v naších podmínkách, kdy nemáme žádné elektrárny na plyn, je třeba vycházet z účinnosti výroby elektřiny v paroplynových elektrárnách. Protože rovněž porovnávací účinnost výroby tepla je mnohem vyšší než při spalování uhlí, je relativní úspora tepla v palivu stanovována v náročnějších podmínkách.

srpen 2006

Strana 21


5

Jednotlivé dílčí bonifikace jsou, na základě analýzy přínosů KVET, uvedeny v jednotlivých přílohách. Jednotnou bonifikaci platnou pro všechny druhy KVET stanovit nelze, protože rozdíly mezi jednotlivými druhy KVET jsou dosti velké. Je proto nutné stanovit celkovou bonifikaci pro každý druh KVET zvlášť. I tak je rozpětí hodnot dílčích bonifikací a celkové bonifikace značné. V rámci uvedeného rozpětí lze vyjádřit větší či menší zájem státu podporovat KVET. V následujících odstavcích se uvádí stručný popis jednotlivých dílčích bonifikací bez číselných výsledků. Bonifikace daná zmenšením produkce CO2 Bonifikace (Kč/MWh) je dána úsporou paliva při KVET (t/MWhe), měrnou produkcí CO2 (kgCO2/kgmp) a cenou CO2 (Kč/t). Cena CO2 je stanovena z odhadnuté anuity vztažené na měrnou úsporu produkce CO2 (t/r.1000Kč), která je dána součinem úspory fosilního paliva pro jednotlivé technologie (kgmp/1000Kč) a měrné produkce CO2. Nejvýznamnějším přínosem KVET a tomu odpovídající bonifikaci je úspora emisí CO2. Tento přínos a tudíž i bonifikace je menší u centrál pro KVET spalující zemní plyn. Je to dáno jednak výše uvedenými tvrdšími porovnávacími podmínkami, jednak tím, že zemní plyn má nižší měrné produkce CO2. Bonifikace daná prodloužením tuzemských zásob uhlí Dílčí bonifikace byla v předchozí rámcové studii dána prodloužením zásob tuzemského uhlí pro konstantní hodnotu meziročního přírůstku ceny uhlí 0,03 a pro úrokovou míru 0,02 a 0,025. V této studii byla dílčí bonifikace rozšířena i na zemní plyn a vývoj meziročních přírůstků cen fosilních paliv používaných v rozhodující míře při KVET byl zobecněn. Oprávněně lze předpokládat, že meziroční přírůstky cen fosilních paliv budou ke konci životnosti zásob těchto paliv vzrůstat. Proto byl vývoj meziročního přírůstku modelován pomocí exponenciální závislosti. Bonifikace daná prodloužením zásob fosilních paliv je určena poměrnou úsporou paliva při KVET a zvýšením ceny paliva prodloužením zásob. Lokálně ekologické aspekty Pod pojem lokálně ekologické aspekty spadají nejen otázky znečišťování ovzduší, ale i další případné účinky KVET: odpadnutí nebo zmenšení rozsahu dopravy paliv a zbytků po spalování paliv, menší poškozování komunikací těmito dopravami, snížená prašnost atd. Tyto další vedlejší účinky jsou jednak poměrně malé v porovnání s analyzovanými a vyčíslenými účinky, jednak jsou přesněji nevyčíslitelné. Lze je však na základě volnější úvahy zahrnout do hodnocení provedeného v příloze čís. 4, která má globální charakter. Vzhledem k odlišnosti CKVET a DKVET byla analýza bonifikace elektřiny u těchto soustav provedena diferencovaně. Mezi lokálně ekologické aspekty analyzované ve studii patřili náklady na zvětšení výšky komína, zhodnocení zvětšení imisí škodlivin z KVET, poplatky za vypouštění škodlivin podle zákona o ochraně ovzduší (86/2002 Sb.), porovnání emisí a imisí v městské zástavbě zásobované teplem z DKVET, lokálně ekologické aspekty CKVET jako závislost koncentrace škodlivin v ovzduší na stupni centralizace zásobování teplem a bonifikace lokálně ekologického přínosu CKVET. Vzhledem k velmi nízké ceně komínů a velmi nízké úrovni poplatků za vypouštěné škodliviny (NOx a CO) nelze odůvodněně a dostatečně citlivě bonifikovat elektřinu z KVET na základě

srpen 2006

Strana 22

5


rozdílných lokálně ekologických vlivů DKVET a CKVET. Proto je bonifikace elektřiny z KVET zpracována na základě lokálně ekologických aspektů centralizovaného zásobování teplem. Tato bonifikace je však poměrně velmi malá a lze ji uplatňovat jen u elektřiny z velkých centrál pro KVET. Masivnější KVET na bázi spalovacích motorů v městské zástavbě s intenzivní autodopravou je z lokálně ekologických hledisek nepřijatelná. Bonifikace elektřiny z KVET při spalování biomasy Vychází se z měrných investičních nákladů na elektrárny spalujících biomasu. Z výhřevnosti sušiny a účinnosti elektrárny se určí měrná spotřeba bio-paliva. Vynásobením cenou sušiny se dostanou měrné palivové náklady. Při spalování biomasy dojde k úspoře produkce CO2. Z úspory měrného paliva a měrné produkce CO2 se určí měrná produkce CO2, která se ocení cenou CO2 a dostanou se tak náklady na CO2. Součtem investičních, palivových nákladů a nákladů na CO2 a přiměřeného zisku jsou dány celkové měrné náklady, čímž by měla být dána úroveň výkupních cen, které jsou ve studii srovnány s výkupními cenami z biomasy vydanými ERÚ, přičemž v těchto cenách je již započítáno snížení produkce CO2. K těmto cenám je tedy potřeba v závislosti na konkrétních podmínkách přičíst další bonifikace (prodloužení zásob paliv, odlehčení zahraniční obchodní bilance, vliv tepelné sítě, …). Vliv tepelné sítě – záporná bonifikace V analýze je zahrnut vliv zvýšení spotřeby paliva na krytí tepelných ztrát a čerpací práce v tepelné síti. Bonifikace je určena pro jednotlivé typy tepláren, přičemž se zohledňují jednotlivé druhy tepelných sítí. Tato bonifikace je záporná, tzn. že v celkové bonifikaci snižuje hodnotu součtu jednotlivých dílčích bonifikací. Bonifikace na zmenšení nákladů v elektrizační soustavě V analýze je kromě zmenšení nákladů na ztráty v elektrických sítí zahrnut i vliv zmenšení dlouhodobých marginálních nákladů. Vychází se z doporučení ze závěrečné zprávy SEVEn. Bonifikace daná odlehčením zahraničního obchodu – zmenšením dovozu paliv Úsporou paliva se zmenší potřeba dovážet paliva a tím dojde k zlepšení platební bilance státu – odlehčení zahraničního obchodu. Rozhodujícím dováženým palivem je zemní plyn a proto tato bonifikace vychází z ceny zemního plynu. Bonifikace daná odlehčením zahraničního obchodu je tedy součinem poměrné úspory zemního plynu při KVET vztažené na výrobu elektřiny, ceny zemního plynu a koeficientem odlehčení zahraničního obchodu (bonifikaci odlehčení zahraničního obchodu nelze brát jako prostý součin úspory zemního plynu a jeho ceny, neboť úspora nákladů na dovoz se projeví makroekonomicky zmenšením schodku v zahraničním obchodu a z mikroekonomického hlediska zmenšením úvěrového zatížení ekonomických jednotek, u dovozu paliva jde především o krátkodobé úvěry). Bonifikace daná zmenšením transportních nákladů a nákladů na distribuci zemního plynu Tato bonifikace navazuje na bonifikaci danou odlehčením zahraničního obchodu a vychází z poměrné úspory zemního plynu, z nákladů na přepravu od hranic státu k distribuční soustavě a z nákladů na distribuci.

5.1.14.5 Celková bonifikace Celkové bonifikace je dána součtem dílčích bonifikací.

srpen 2006

Strana 23


5

Podrobné rozbory ukázaly, že vyhodnocení jednotlivých přínosů a z toho plynoucí vyčíslení bonifikací je možné, ale často s nutným využíváním různých postupů, odpovídajícím podstatě daných přínosů. Výpočet není rovněž možné opřít o jednu, ve všech kategoriích KVET dominující bonifikaci. Tyto okolnosti komplikují, resp. znemožňují použití způsobu vyjádření celkové bonifikace jedním vzorcem. Bonifikace je způsob, kterým se oceňuje elektřina z KVET z hlediska snížení nepříznivých dopadů výroby elektřiny a tepla na životní prostředí a efektivnost ekonomiky. Bonifikace je stanovena podle externích přínosů KVET. Nemá tedy nic společného s výkupní cenou, která se stanovuje podle jiných principů. Jistou návaznost, resp. průnik může mít bonifikace se zelenými certifikáty. Je třeba zdůraznit, že některé bonifikace jsou citlivé na prognózované parametry, např. dlouhodobý vývoj cen paliv, vývoj úrokové míry při hodnocení prodloužení zásob fosilních paliv.

5.1.14.6 Časová platnost bonifikace Pro nejbližší období lze očekávat, že většina bonifikací se bude měnit poměrně málo. Zejména cenové údaje se však s časem mohou měnit a proto je platnost předložené bonifikace časově omezena. Záleží samozřejmě na rychlosti cenových změn, ale zhruba lze odhadnout, že navržené bonifikace bude možné považovat za platné po dobu 5 let a potom by měly být podrobeny revizi pokud se dříve nevyskytnou jiné důvody. Takovými důvody mohou být výrazněji odlišné dohodnuté porovnávací účinnosti monovýrob, jak je předpokládáno ve směrnici EU, v porovnání s hodnotami porovnávacích účinností, s nimiž se počítalo v této studii (tj. = 0,35...0,42 pro parní elektrárny a = 0,50...0,55 pro paroplynové elektrárny a = 0,80 pro výtopny na uhlí a = 0,90 pro výtopny na plyn). Je potřebné zvážit, zda by nebylo účelné zvážit rozdělení výsledné bonifikace na část relativně stabilní, platnou po delší dobu a část více proměnnou, která se mění rychleji. Za relativně nejvíce proměnnou je třeba považovat bonifikaci na úsporu produkce CO2, takže B = c.BCO2 +

∑B

kde B

je celková bonifikace,

n

1

i

BCO2

– bonifikace za úsporu produkce CO2

c

– koeficient časové změny,

∑B n

1

i

– ostatní dílčí bonifikace.

Taková koncepce se jeví účelná zejména u velkých uhelných tepláren, kde bonifikace na úsporu produkce CO2 je relativně velká, nebo dokonce největší. Studie byla zpracována jako podklad pro další práce a rozhodování na MPO, ERÚ a v Teplárenském sdružení.

5.1.14.7 Výsledné celkové bonifikace elektřiny z KVET Poznamenává se, že studie byla vypracována v polovině roku 2004. V následujících tabulkách jsou uvedeny výsledné celkové bonifikace elektřiny z KVET pro různé druhy paliv a zdrojů. Oproti studii jsou hodnoty zaokrouhlené na celé Kč a nejsou uvedeny výsledky dílčích bonifikací. Z původních tabulek s dílčími bonifikacemi je patrné, že u parních tepláren spalujících uhlí představuje hlavní přínos, a tudíž i bonifikaci, zmenšení produkce CO2. U tepláren na zemní plyn a zejména pak u tepláren s plynovými turbinami a spalovacími motory jsou významnější jiné přínosy a bonifikace.

srpen 2006

Strana 24

5


Pro úspory paliva vztažené na výrobu elektřiny jsou uvedeny minimální a maximální mez v závislosti na poměru výroby elektřiny a tepla (např. E/Q = od 0,1 do 0,5 pro parní teplárny na uhlí) a rovněž v závislosti na srovnávací účinnosti elektrárenské výroby (např. 0,35; 0,38 a 0,42 pro elektrárny na uhlí). Jelikož řada dílčích bonifikací vychází z poměrné úspory paliva, jsou v původní studii výsledné bonifikace uvedeny rovněž v maximálních a minimálních mezích. V této zprávě se jako celková výsledná bonifikace uvádí pouze minimální mez. Záporná bonifikace, vyjadřující vliv tepelné sítě u CKVET, je sice významná, nikoli však rozhodující. Bonifikace je uvedena pro 2 druhy sítě tepelného rozvodu – horkovodní a parní, u kterých jsou rozdílné záporné bonifikace.

Tab. 1 Bonifikace elektřiny z KVET pro parní teplárny Druh paliva

hnědé uhlí

černé uhlí

zemní plyn

Poměrná úspora měrného paliva vztažená na výrobu elektřiny Δmp [GJ/MWhe]

5,01 ÷ 9,23

5,01 ÷ 9,23

2,68 ÷ 3,68

0,150 ÷ 0,276

0,150 ÷ 0,276

0,080 ÷ 0,110

Poměrná úspora zemního plynu vztažená na výrobu elektřiny ΔZP [1000 m3/MWhe]

Celková bonifikace [Kč / MWhe] - minimální mez a) horkovodní tepelná síť

422

443

167

b) parní síť

393

393

44

Tab. 2 Bonifikace elektřiny z KVET pro teplárny na zemní plyn Druh teplárny

s plynovými turbinami

paroplynová


2,05 ÷ 2,81

2,43 ÷ 3,12


0,0612 ÷ 0,0838

0,0725 ÷ 0,0931

a) horkovodní tepelná síť

246

292

b) parní síť

229

277

Celková bonifikace [Kč / MWhe] - minimální mez

srpen 2006

Strana 25

5


Tab. 3 Bonifikace elektřiny z KVET pro decentralizované centrály na zemní plyn Druh teplárny

s plynovými turbinami

s pístovými spalovacími motory

bez rekuperátoru

s rekuperátorem


0,05 ÷ 1,19

1,00 ÷ 1,94

1,78 ÷ 2,66


0,00136 ÷ 0,03539

0,02998 ÷ 0,05801

0,05326 ÷ 0,07928

134

228

306

Celková bonifikace [Kč / MWhe] - minimální mez Bez vlivu tepelné sítě

Tab. 4 Bonifikace elektřiny z KVET pro teplárny spalující biomasu Druh teplárny

velká parní:

malá parní:

biomasa + uhlí

jen biomasa


6,75 ÷ 8,36

6,75 ÷ 8,36


0,20157 ÷ 0,24957

0,20157 ÷ 0,24957

a) horkovodní tepelná síť

368

420

b) parní síť

338

420

Celková bonifikace [Kč / MWhe] - minimální mez

5.1.14.8 Shrnutí bonifikace elektřiny z KVET V kapitole 5.1.14 je uveden výtah ze studie „Oceňování elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla“, jako připomínka teplárenských společností IPP k uplatnění závěrů z této studie do studie „Ceny a tarify …“. Studie byla zpracována jako podklad pro další práce a jako podpora rozhodování na úrovni MPO ČR a ERÚ a současně jako podkladový materiál pro navazující činnosti v rámci Teplárenského sdružení. Z výsledných celkových bonifikací jsou uvedeny minimální meze – jako minimální ocenění ekologických přínosů KVET. Práce ještě vyžaduje další odbornou diskusi všech zainteresovaných stran (teplárenských společností, MPO, ERÚ). Poznámka EGÚ Brno, a. s.: Pokud by se měla uvažovat bonifikace podle uvedené studie jako příspěvek k ceně elektřiny pro kogenerační výrobu elektřiny, pak by se z ní měla vyjmout dílčí bonifikace na zmenšení nákladů v elektrizační soustavě, která je v současnosti bonifikována ve stávajícím systému v rámci podpory decentrální výroby. Podle výsledků studie by tak celková bonifikace měla být nižší v rozsahu o 35 až 75 Kč/MWh (ve studii není bonifikace rozlišena na napěťové úrovně, jako je tomu u podpory decentrální výroby).

srpen 2006

Strana 26

5


5.2

METODIKA PODPORY DECENTRÁLNÍ VÝROBY V souladu s věcným obsahem prací se požaduje:

•

Přehodnotit metodiku podpory decentrální výroby tak, aby cena pro decentrální výrobu byla poskytována výrobci za každou MWh skutečně dodané elektřiny do sítě územně příslušného provozovatele distribuční soustavy a za elektřinu vyrobenou a dodanou lokální spotřebě výrobce.

•

Analýza objektivní výše podpory decentrální výroby.

•

Posouzení možnosti oddělení podpory decentrální výroby od ceny distribuce a vytvoření samostatné položky pro cenu příspěvku konečných zákazníků na podporu decentrální výroby na faktuře.

5.2.1 Objektivní výše podpory decentrální výroby Konstatuje se, že výše podpory decentrální výroby je posouzena v kapitole 5.1.7.2 z hlediska respektování úspory ztrát elektrické energie v sítích a v transformacích na nižší napěťové úrovně tak, že cena pro výrobce za decentrální výrobu na úrovni VVN je dána cenou za použití přenosové sítě (za ztráty). Příspěvky pro výrobce dodávajících elektřinu do nižších hladin se odvozují od ceny za použití sítě vyšší napěťové hladiny, ke které je přičtena výpočtem stanovená cena ztrát v transformaci. V tomto případě je objektivní výše ceny pro výrobce na úrovních VVN – VN – NN ve výši 27 – 38 – 87 Kč/MWh. Zohlednění nákladů na přepravu primárních zdrojů energie do místa výroby elektřiny by zřejmě vyžadovalo zavedení G komponenty k narovnání cenových relací mezi výrobci. V současné době není v Evropské unii tato problematika sjednocena, diskutuje se zavedení lokalizačních signálů do komponenty G, které umožní zajistit optimální rozvoj výrobní základny a sítí v Evropě, přičemž komponenta G může být v deficitních oblastech i záporná. V případě zavedení G komponenty pro výrobce v ES ČR by současný způsob podpory decentrální výroby mohl být zrušen.

5.2.2 Zahrnutí dodávky elektřiny pro lokální spotřebu do ceny pro decentrální výrobu a analýza vlivu změny úrovně této ceny Požadavek na přehodnocení metodiky podpory decentrální výroby se zahrnutím elektřiny dodané lokální spotřebě výrobce je vzhledem k uvedenému analyzován ve dvou variantách: 1.

Dosavadní úroveň ceny pro výrobce za decentrální výrobu.

2.

Objektivní úroveň ceny pro výrobce za decentrální výrobu, z hlediska respektování úspory ztrát.

Vzhledem k tomu, že podklady o lokální spotřebě nejsou členěny po napěťových úrovních, předpokládalo se ve výpočtech její umístění na úrovni VN. Z logiky věci se rovněž předpokládalo, že při poskytnutí ceny pro decentrální výrobu včetně dodávky pro lokální spotřebu přispívají koneční zákazníci náležící do lokální spotřeby také na tuto výrobu. Vývoj ceny pro decentrální výrobu pro variantu se stávající úrovní v roce 2007 a pro variantu respektující úspory ztrát vyplývá z obrázku 5.1a 5.2 a tabulek 5.5 a 5.6.

srpen 2006

Strana 27

5


Tab. 5.5 Vývoj ceny pro decentrální výrobu - stávající stav Cena účtovaná výrobci za decentrální výrobu v Kč/MWh

Úroveň napětí

2002 20,00 20,00 20,00

VVN VN NN

2003 20,00 27,59 64,59

2004 20,00 27,00 64,00

2005 20,00 27,00 64,00

2006 20,00 27,00 64,00

2007 20,00 27,00 64,00

Obr. 5.1 Vývoj ceny pro decentrální výrobu - stávající stav 75

Kč/MWh

50

VVN VN NN 25

0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

rok

Tab. 5.6 Vývoj ceny pro decentrální výrobu při respektování úspory ztrát Cena účtovaná výrobci za decentrální výrobu v Kč/MWh

Úroveň napětí

2002 20,00 20,00 20,00

VVN VN NN

2003 20,00 27,59 64,59

2004 20,00 27,00 64,00

2005 20,00 27,00 64,00

2006 20,00 27,00 64,00

2007 27,00 38,00 87,00

Obr. 5.2 Vývoj ceny pro decentrální výrobu při respektování úspory ztrát 100

Kč/MWh

75

VVN VN NN

50

25

0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

rok

Vývoj průměrného příspěvku konečných zákazníků na decentrální výrobu je uveden na obrázcích 5.3 až 5.5: rok 2007 •

Obr. 5.3 – stávající stav bez zahrnutí lokální spotřeby

9,27 Kč/MWh

•

Obr. 5.4 – stávající stav se zahrnutím lokální spotřeby

11,02 Kč/MWh

•

Obr. 5.5 – respektování úspory ztrát se zahrnutím lokální spotřeby

14,96 Kč/MWh

srpen 2006

Strana 28

5


Obr. 5.3 Vývoj průměrné ceny příspěvku KZ na decentrální výrobu na úrovních VVN, VN a NN stávající stav, bez lokální sppotřeby 10

Kč/MWh

9

Průměr PDS VVN

8

Průměr PDS VN 7

Průměr PDS NN

6 5 2002

2003

2004

2005

2006

2007

rok

Obr. 5.4 Vývoj průměrné ceny příspěvku KZ na decentrální výrobu na úrovních VVN, VN a NN stávající stav, s lokální spotřebou 12 11

Kč/MWh

10

Průměr PDS VVN

9

Průměr PDS VN

8

Průměr PDS NN

7 6 5 2002

2003

2004

2005

2006

2007

rok

Obr. 5.5 Vývoj průměrné ceny příspěvku KZ na decentrální výrobu na úrovních VVN, VN a NN respektováno snížení ztrát, s lokální spotřebou 15

Kč/MWh

13

Průměr PDS VVN

11

Průměr PDS VN 9

Průměr PDS NN

7 5 2002

2003

2004

2005

2006

2007

rok

srpen 2006

Strana 29

5


5.2.3 Zhodnocení výsledků Z analýzy vyplývá, že zahrnutí dodávky elektřiny pro lokální spotřebu zvýší cenu příspěvku konečných zákazníků (včetně těch, kteří náleží do lokální spotřeby). Tato cena se navíc zvyšuje v případě respektování úspory ztrát v sítích a v transformacích proti stávajícímu stavu o: •

Stávající stav se zahrnutím lokální spotřeby

1,75 Kč/MWh

•

Respektování úspory ztrát se zahrnutím lokální spotřeby

5,69 Kč/MWh

Požadavek na oddělení podpory decentrální výroby od ceny distribuce a vytvoření samostatné položky pro cenu příspěvku konečných zákazníků na podporu decentrální výroby na faktuře nevyžaduje dodatečné výpočty, protože ho lze splnit vzhledem k tomu, že cena příspěvku konečných zákazníků se stanoví při výpočtu samostatně. Rozhodnutí je v pravomoci ERÚ, přičemž by bylo nutné zajistit příslušná administrativní a technická opatření u provozovatelů regionálních distribučních soustav. Jedná se o podobné změny jako v případě oddělení příspěvků KZ na OZE-KVET od ceny za použití distribuční sítě, kdy bylo nutné zajistit u regionálních PDS potřebné úpravy v IS a fakturačních systémech.

srpen 2006

Strana 30

6

Průběžná zpráva ke smlouvě 61007 - Závěry

6

ZÁVĚRY

Průběžná zpráva dokladuje postup prací na smlouvě o dílo č. 61 007 „Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2007“ a je podkladem pro druhou dílčí fakturaci. Průběžná zpráva o postupu řešení byla odeslána objednatelům elektronickou poštou dne 18.8.2006 a předána v jednom písemném vyhotovení a v elektronické formě na optickém médiu (CD-ROM) dne 24.8.2006 na koordinačním semináři. Objednatelé potvrdí převzetí zprávy na formuláři. Práce probíhaly v souladu s věcným obsahem specifikovaným ve smlouvě o dílo. V souladu se smlouvou o dílo byla k 16.5.2006 objednatelům předána samostatná zpráva s vyhodnocenými názory a zkušenostmi jednotlivých subjektů s metodikou regulace, včetně návrhů na úpravu metody regulace, na základě podkladů shromážděných od těchto subjektů. V rámci přípravy návrhu cen za služby sítí byly kontrolovány vstupní technické údaje a sestaveny výpočetní tabulky cen přenosu a distribuce. Postup řešení byl koordinován ERÚ. Výsledkem řešení byl podklad pro ERÚ a ČEPS, a. s. sloužící ke zpracování návrhu cen přenosu a systémových služeb pro rok 2007. Podkladem pro návrh cen distribuce jsou výpočetní tabulky průběžně předávané ERÚ, které slouží regionálním distributorům k návrhu cen distribuce. Rovněž proběhla spolupráce s ERÚ na úpravách vyhlášky ERÚ č. 438 / 2001 Sb. (o regulaci), ve znění pozdějších předpisů a vyhlášky ERÚ č. 439 / 2001 Sb. (výkaznictví), ve znění pozdějších předpisů

6.1

PŘEDBĚŽNĚ VYPOČÍTANÉ CENY PŘENOSU A SyS

Pro rok 2007 za předpokladů uvedených ve zprávě byly předběžně vypočteny následující ceny přenosu a systémových služeb: Jednotková cena za RK přenosové sítě Cena za použití PS Jednosložková cena za službu PS Cena SyS pro lokální spotřebu Cena SyS pro konečné zákazníky

593 082,27 Kč/MW.r 27,37 Kč/MWh 133,81 Kč/MWh 57,19 Kč/MWh 152,78 Kč/MWh

Konstatuje se, že ceny přenosu a systémových služeb mohou ještě doznat mírné změny v souvislosti s dořešením některých metodických postupů a s případným upřesněním některých vstupních údajů.

6.2

PŘEDBĚŽNĚ VYPOČÍTANÉ CENY DISTRIBUCE

Povolené výnosy pro rok 2007 byly ve výpočtu stanoveny ERÚ. Ceny distribuce budou dále ovlivněny výsledkem projednání vstupních údajů a metodických postupů, které se týkají: §

průměrné ceny silové elektřiny, kterou ERÚ stanoví později,

§

návrhů distributorů, velkých odběratelů a výrobců vyjádřených v rámci dotazníkové akce zpracované zhotovitelem a předložené ERÚ ke zvážení,

§

upřesnění výkupních cen a zelených bonusů pro OZE, pevných cen k tržním cenám pro KVET a použití velikosti vykupovaného objemu elektřiny z těchto zdrojů podle skutečnosti roku 2005.

srpen 2006

Strana 1

6

Průběžná zpráva ke smlouvě 61007 - Závěry

Jako příklad se pro informaci uvádí předběžně vypočtená průměrná cena elektřiny v ČR pro konečného zákazníka na úrovni NN v r. 2006 za předpokladů uvedených ve zprávě:

Činnost operátora trhu Systémové služby Příspěvek na OZE a KVET Služba sítě celkem Kumulativní jednosložková cena Příspěvek na decentrální výrobu cena pro PDS za zprostředkování plateb Průměrná cena silové elektřiny Cena obchodu s elektřinou pro KZ

Kč/MWh 4,63 152,78 45,56 1 117,79 1 108,42 9,27 0,10 1 210,70 44,77

Průměrná cena elektřiny celkem

2 576,23 Kč/MWh

(úroveň roku 2006)

Cena elektřiny pro konečné zákazníky v ČR bude upřesněna zejména v souvislosti se stanovením ceny Duhové elektřiny ČEZ ve druhé polovině roku 2006. Změna ceny silové elektřiny ovlivní cenu příspěvku na OZE-KVET a cenu za použití distribučních sítí.Ostatní složky ceny elektřiny pro KZ by neměly být změněny zásadním způsobem.

6.3

ZAJIŠTĚNÍ POSTUPU PRACÍ

Konstatuje se, že práce na studii probíhají v souladu s dohodnutým harmonogramem věcného a časového řešení úkolu uvedeným ve smlouvě 61 007. Současný stav prací dává záruku, že podklady potřebné pro stanovení cen distribuce pro rok 2007 budou k dispozici v požadovaných termínech, daných harmonogramem podle vyhlášek ERÚ, jako podklad pro vydání cenového rozhodnutí ERÚ pro rok 2007.

srpen 2006

Strana 2

CENY A TARIFY V ODVĚTVÍ ELEKTROENERGETIKY V ROCE 2007

Recommend Documents