CENY A TARIFY V ODVĚTVÍ ELEKTROENERGETIKY V ROCE 2009

CENY A TARIFY V ODVĚTVÍ ELEKTROENERGETIKY V ROCE 2009 První dílčí plnění k průběhu řešení smlouvy č. 81 009

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

BRNO

Květen 2008

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 právní nástupce, a. s., ŠKO-ENERGO, s. r. o., Teplárna Otrokovice a.s., Asociace energetických manažerů

Číslo smlouvy:

81 009

Název:

Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009 Závěrečná zpráva ke smlouvě č. 81 009

Zpracovali:

Ing. Jiří Jež, CSc. Ing. Jiří Procházka Ing. Jiří Malý Ing. Petr Pavlinec, CSc. Ing. Imrich Lencz, DrSc. Pavel Kučera a kolektiv sekce 0100

Ředitel sekce:

Ing. Jiří Ptáček, Ph.D.

Ředitel společnosti:

Ing. Zdeněk Špaček, CSc.

Rozsah studie:

74 stran textu

Zhotovitel je držitelem certifikátu ISO 9001 a ISO 14001

Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009

OBSAH 1

2

3

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

2

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

7

2.1

JEDNÁNÍ S OBJEDNATELEM A DALŠÍMI SUBJEKTY

8

2.2

SHRNUTÍ POSTUPU PRACÍ

9

ZKUŠENOSTI SUBJEKTŮ ENERGETIKY S METODIKOU REGULACE CEN ELEKTŘINY V OBLASTI ELEKTROENERGETIKY PŘIJATOU PRO DRUHÉ REGULAČNÍ OBDOBÍ

10

3.1

ÚVOD

10

3.2

CENY ZA SYSTÉMOVÉ SLUŽBY

11

3.3

CENY ZA SLUŽBY DISTRIBUČNÍCH SÍTÍ NA NAPĚŤOVÝCH HLADINÁCH; PŘÍSTUP KE STANOVENÍ KOREKČNÍHO FAKTORU CENY DISTRIBUCE

13

3.4

TARIFY PRO KONEČNÉ ZÁKAZNÍKY NA HLADINĚ NN; METODICKÉ PŘÍSTUPY K VYUŽITÍ TARIFNÍ STATISTIKY PRO NASTAVENÍ REGULOVANÝCH CEN DISTRIBUCE NA ÚROVNI NN 14

3.5

CENA PRO VÝROBCE ZA DECENTRÁLNÍ VÝROBU A PŘÍSPĚVEK KONEČNÝCH ZÁKAZNÍKŮ NA TUTO VÝROBU

16

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

17

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

19

3.8

CENA ELEKTŘINY ZAJIŠŤOVANÁ DODAVATELEM POSLEDNÍ INSTANCE

19

3.9

PŘIPOMÍNKY K CENOVÉMU ROZHODNUTÍ

20

3.9.1 Připomínky PREdistribuce, a.s.

20

3.9.2 Připomínky Energetiky Třinec, a.s.

21

3.9.3 Připomínky AEM – SVSE

22

3.6

3.7

květen 2008

Obsah


3.10 OBECNÉ A DALŠÍ NÁZORY NA NASTAVENÉ PROSTŘEDÍ

4

24

3.10.1 Kompenzační mechanismus mezi TSO

24

3.10.2 Náklady na odchylky

25

3.10.3 Optimalizace nákupu Podpůrných služeb

26

3.10.4 Připomínky k Vyhlášce č. 540/2005 Sb.

26

3.10.5 Typové diagramy dodávek

27

3.10.6 Pravidla ve stavu nouze pro DS

28

3.10.7 Používané pojmosloví

28

ZPŮSOB STANOVENÍ MÍRY ZTRÁT A PŘÍSLUŠNÉHO KF

29

4.1

ZPŮSOB STANOVENÍ MÍRY ZTRÁT V RDS V 1. A 2. REG. OBDOBÍ

29

4.1.1 Přístup použitý v 1. regulačním období

29

4.1.2 Přístup použitý ve 2. regulačním období

29

4.1.3 Analýza průběhů míry ztrát

30

4.2

KOREKČNÍ FAKTOR ZA POUŽITÍ SÍTĚ REGIONÁLNÍCH PDS

34

4.3

ZPŮSOB STANOVENÍ MÍRY ZTRÁT V PS V 1. A 2. REG. OBDOBÍ

35

4.3.1 Přístup použitý v 1.a 2. regulačním období

35

4.4

KOREKČNÍ FAKTOR ZA POUŽITÍ PŘENOSOVÉ SÍTĚ

36

4.5

SHRNUTÍ POSTUPŮ POUŽÍVANÝCH PŘI STANOVENÍ ZTRÁT V DS

36

4.5.1 Současná metodika vykazování celkového objemu ztrát ve výkazu 12-B1

36

4.5.2 Metodika vykazování technických ztrát a jejich rozdělení v letech 2005-06

37

4.5.3 Plánovaná metoda určování technických ztrát za rok 2007

37

4.5.4 Metodika vykazování obchodních ztrát a jejich rozdělení v letech 2005-06

38

4.5.5 Způsoby vykazování nevyfakturované elektřiny

38

4.5.6 Typy měření na hladinách VVN a VN

38

4.5.7 Metodika stanovování hodnoty nákladů na ztráty ve výkazu 12-HV a účtování ztrát

38

4.5.8 Vývoj nevyfakturované elektřiny a náhrad škod za neoprávněný odběr

39

CITLIVOST METODIKY VYKAZOVÁNÍ TECHNICKÝCH ZTRÁT V DS

40

4.6.1 Ztráty technické stálé

40

4.6.2 Ztráty technické proměnné

41

4.6.3 Citlivost výsledků na změnu parametrů podle vyhlášky 153/2001 Sb.

41

HODNOCENÍ SOUČASNĚ POUŽÍVANÉ METODIKY STANOVENÍ ZTRÁT

42

4.7.1 Hledisko vykazovaných ztrát a vykazovaných hospodářských výsledků RDS

42

4.7.2 Vliv míry ztrát RDS na zúčtování odchylek

43

4.7.3 Míra ztrát a korekční faktor za použití PS

44

4.6

4.7

květen 2008

Obsah


4.8

5

6

DOPORUČENÍ PRO 3. REGULAČNÍ OBDOBÍ

46

4.8.1 Regulace proměnné složky ceny za distribuci elektřiny PDS

46

4.8.2 Regulace proměnné složky ceny za přenos elektřiny

47

ZPRACOVÁNÍ NÁVRHU KONCEPCE DISTRIBUČNÍCH TARIFŮ

48

5.1

ÚVOD

48

5.2

DATA POUŽITÁ PRO VÝPOČET

49

5.3

DOBA VYUŽITÍ JISTIČE – REZERVOVANÉHO VÝKONU V DISTRIBUČNÍCH SAZBÁCH

49

5.4

PŘEHLED ŘEŠENÝCH VARIANT A VÝSLEDKŮ

52

5.4.1 Varianta 2PZ

52

5.4.2 Varianta postupného křížení cenových křivek (rozhraní) – Var. A

56

5.4.3 Varianta úpravy jednotné dvousložkové poštovní známky – Var. B

62

5.5

ROZDÍLY V CHARAKTERISTICE ODBĚRŮ MOP A MOO

67

5.6

SHRNUTÍ NÁVRHU KONCEPCE DISTRIBUČNÍCH TARIFŮ

69

5.6.1 Varianta 2PZ (klasická dvousložková poštovní známka):

69

5.6.2 Varianty A (postupné křížení cenových křivek – varianta hraničních bodů):

69

5.6.3 Varianta B (úprava jednotné dvousložkové poštovní známky)

70

5.6.4 Doporučení definice požadovaných cílů

70

ZÁVĚRY 6.1 6.2

6.3

6.4

71


71

ZPŮSOB STANOVENÍ MÍRY ZTRÁT A PŘÍSLUŠNÉHO KF – DOPORUČENÍ PRO 3. REGULAČNÍ OBDOBÍ

71

6.2.1 Regulace proměnné složky ceny za distribuci elektřiny PDS

72

6.2.2 Regulace proměnné složky ceny za přenos elektřiny

72


73

6.3.1 Varianta 2PZ (klasická dvousložková poštovní známka):

73

6.3.2 Varianta A (postupné křížení cenových křivek – varianta hraničních bodů):

73

6.3.3 Varianta B (úprava jednotné dvousložkové poštovní známky)

74

6.3.4 Doporučení definice požadovaných cílů

74

ZAJIŠTĚNÍ POSTUPU PRACÍ

74

květen 2008

Obsah

1

První dílčí plnění smlouvy č. 81009 - Specifikace prací

1

SPECIFIKACE PRACÍ

1.1

ZADÁNÍ Název studie: „Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009“. Evidenční číslo Smlouvy o dílo zhotovitele: 81 009 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 právní nástupce, a. s. ŠKO-ENERGO, s. r. o. Teplárna Otrokovice a.s. Asociace energetických manažerů

Předmět plnění: ·

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 2009.

·

Příprava vstupních údajů potřebných pro stanovení cen a tarifů v odvětví elektroenergetiky v roce 2009, 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 2009. Zpracování podkladů k přípravě návrhu cenového rozhodnutí ERÚ pro rok 2009, spolupráce 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 2009 a návrh ceny dodavatele poslední instance. V roce 2009 se předpokládá, že by tarifní ceny měly být ovlivněny zejména meziročními parametry regulace ERÚ. Návrh cen a tarifů v odvětví elektroenergetiky pro rok 2009 bude charakterizován následujícími skutečnostmi: ·

fungování plně otevřeného trhu s elektřinou třetím rokem,

·

nadnárodní vliv na oblast přenosu elektřiny,

·

existence tří držitelů licence na distribuci provozujících regionální distribuční soustavy,

květen 2008

Strana 1

1


·

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

·

uplatnění institutu dodavatele poslední instance,

·

2. rok provozu pražské energetické burzy.

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. Samostatnou oblastí je návrh tarifních cen distribuce elektřiny pro jednotlivé kategorie sazeb na úrovni nízkého napětí. V roce 2009 se předpokládá, že by tarifní ceny měly být ovlivněny zejména meziročními parametry regulace ERÚ. Vlastní práce na díle budou 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 2009, zahrnující případné úpravy metodiky,

·

součinnost při úpravách sekundární legislativy,

·

spolupráce na přípravě návrhu cenového rozhodnutí ERÚ pro rok 2009.

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 2008 budou zhotovitelem konzultovány s objednateli a aktualizovány vstupy na základě upřesněných podkladů. Na základě požadavku ERÚ podle smlouvy č. 81 006 se bude zhotovitel podílet na jednáních pracovních seminářů a na přípravě cenového rozhodnutí ERÚ pro rok 2009. 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 (v souladu s přípravou novely Energetického zákona 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.

květen 2008

Strana 2


1

Věcný obsah řešení: Řešení díla je zajišťováno ve třech dílčích úkolech: ·

DÚ 1: Ceny za služby přenosové sítě,

·

DÚ 2: Ceny za služby distribučních sítí,

·

DÚ 3: Zpracování podkladů k metodice regulace cen.

Zpráva je prvním dílčím plněním k průběhu řešení smlouvy k termínu 30.5.2008 a předkládá vyhodnocení názorů a zkušeností jednotlivých subjektů s metodikou regulace, případné návrhy na úpravu metody regulace, návrh způsobu stanovení míry ztrát v sítích PS a DS a příslušných korekčních faktorů.

1.2

VĚCNÝ OBSAH ŘEŠENÍ

Rozsah prací v dílčích úkolech je specifikován podle smlouvy uzavřené mezi zhotovitelem a objednatelem následovně:

1.2.1 DÚ 1: Ceny za služby přenosové sítě ·

Informace o oblasti řešení: Variantní výpočty cen přenosu a systémových služeb pro rok 2009 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 2007, za platnosti podmínek o důvěrnosti předávaných informací, budou shrnuty výstupy z variantních výpočtů ceny za služby přenosové sítě pro časový horizont roku 2009 v souladu s novým energetickým zákonem, souvisejícími vyhláškami a modelem trhu s elektřinou.

1.2.2 DÚ 2: Ceny za služby distribučních sítí ·

Informace o oblasti řešení: Variantní výpočty cen distribuce pro rok 2009 (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 2007, za platnosti podmínek o důvěrnosti předávaných informací, budou shrnuty výstupy z variantních výpočtů ceny za služby distribučních sítí pro časový horizont roku 2009 v souladu s novým energetickým zákonem, souvisejícími vyhláškami a modelem trhu s elektřinou.

1.2.3 DÚ 3: Zpracování podkladů k metodice regulace cen ·

Zjištění a vyhodnocení názorů a zkušeností subjektů energetiky s metodikou regulace cen elektřiny a souvisejících služeb v letech 2007 a 2008.

květen 2008

Strana 3

1


·

Návrhy a doporučení na úpravu metodiky regulace cen elektřiny v oblasti elektroenergetiky pro třetí regulační období, včetně simulace dopadů předkládaných návrhů do regulovaných cen a způsobu stanovení korekčních faktorů.

·

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 (analýza rozložení spotřeb a sazeb pro LDS–obchodní domy).

·

Zpracování návrhu koncepce distribučních tarifů, přičemž u zpracovaných variant budou vyjádřeny změny průměrných cen i finanční dopad na platby KZ jak v distribuci, tak v celkových cenách pro podmínky cen distribuce a DPI roku 2008; dopad bude vyjádřen jak pro průměrné hodnoty spotřeb dané tarifní statistikou, tak pro typické skupiny odběratelů v závislosti na velikosti roční spotřeby elektřiny.

·

Návrhy a doporučení způsobu stanovení míry ztrát a příslušného korekčního faktoru na ztráty v přenosové a distribučních soustavách pro další regulační období.

·

Na základě požadavku objednatele spolupráce na úpravách návrhů vyhlášek.

·

Na základě požadavku objednatele spolupráce na přípravě návrhu cenového rozhodnutí ERÚ na rok 2009.

Při úpravě metodiky regulace budou uplatněny výsledky koordinačních jednání s ERÚ, nezávislými výrobci, sdružením velkých spotřebitelů elektřiny, ČEPS, a.s., ČEZ, a.s. a s dalšími účastníky řešení této problematiky včetně jejich stanovisek k předkládaným návrhům úprav metodiky regulace.

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. 81 009 mají věcnou souvislost s řešením problematiky, zpracovávané na půdě zhotovitele v rámci smluvních vztahů zhotovitele s ERÚ dle smlouvy č. 81 006, s regulovanými subjekty dle smlouvy č. 81 007, č. 81 010 a č. 81 011 a s ČEZ, a. s. dle smlouvy č. 81 008 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:

15.3.2008

První dílčí plnění k průběhu řešení (Zpráva o zkušenostech, Metodika míry ztrát, Varianty distribučních tarifů, ): 30.5.2008 Druhé dílčí plnění k průběhu řešení (Průběžná zpráva): Třetí dílčí plnění o dosažených výsledcích řešení díla (Závěrečná zpráva): Ukončení prací (Závěrečná prezentace):

květen 2008

22.8.2008 12.12.2008 do 19.12.2008

Strana 4

1


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. ·

23. 4. 2008: Shromáždění podkladů od jednotlivých subjektů, obsahující jejich názory a zkušenosti s metodikou regulace.

·

23. 5. 2008: Zpráva v elektronické podobě s vyhodnocenými názory a zkušenostmi jednotlivých subjektů s metodikou regulace, zpracováním návrhu koncepce distribučních tarifů a s návrhy a doporučením způsobu stanovení míry ztrát a příslušného korekčního faktoru na ztráty v přenosové a distribučních soustavách pro další regulační období, případné návrhy na úpravu metody regulace.

·

30.5.2008: Koordinační seminář a presentace stavu řešení dílčích úkolů „Zjištění a vyhodnocení názorů a zkušeností subjektů energetiky s metodikou regulace cen elektřiny a souvisejících služeb v letech 2007 a 2008“, „Zpracování návrhu koncepce distribučních tarifů“ (návrh možných varianta řešení) a „Návrhy a doporučení způsobu stanovení míry ztrát a příslušného korekčního faktoru na ztráty v přenosové a distribučních soustavách pro další regulační období“, jejich diskuse a předání tištěné průběžné zprávy.

·

Do 22. 8. 2008: Průběžná zpráva o postupu řešení Dílčích úkolů v elektronické podobě.

·

Do 22. 8. 2008: 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, předání tištěné průběžné zprávy.

·

10. 11. 2008: Zhotovitel předá objednatelům pro jejich potřeby informaci o stavu návrhu cen v elektroenergetice před vydáním cenového rozhodnutí ERÚ pro rok 2009 v elektronické podobě.

·

12. 12. 2008: Závěrečná zpráva v elektronické podobě.

·

Do 19. 12. 2008: Prezentace výsledků díla, předání tištěné závěrečné zprávy.

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 elektronické formě na optickém médiu (CD - ROM) k 23. 5. 2008 a v jednom písemném vyhotovení k 30.5.2008. 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) do 22. 8. 2008. Objednatelé potvrdí převzetí na přiloženém formuláři. Průběžná zpráva je podkladem pro vystavení druhé dílčí faktury.

květen 2008

Strana 5


1

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) do 19. 12. 2008. Objednatelé potvrdí převzetí na přiloženém formuláři. Závěrečná zpráva je podkladem pro vystavení třetí dílčí faktury.

květen 2008

Strana 6

První dílčí plnění smlouvy č. 81009 - Postup prací

2

2

POSTUP PRACÍ

Práce probíhají v souladu s věcným obsahem specifikovaným ve smlouvě o dílo a s požadavky objednatele, sdělenými zhotoviteli při vzájemných jednáních. Ve zprávě je uveden postup a dosažené výsledky při zpracování následujících bodů věcné náplně: ·

Vyhodnocení názorů a zkušeností jednotlivých subjektů s metodikou regulace, případné návrhy na úpravu metody regulace na základě podkladů shromážděných od jednotlivých subjektů.

·


·

Zpracování návrhu koncepce distribučních tarifů.

V rámci řešení díla byly zajišťovány následující činnosti: ·

Zjištění a vyhodnocení názorů a zkušeností subjektů energetiky s metodikou regulace cen elektřiny a souvisejících služeb v letech 2007 a 2008. Návrhy a doporučení na úpravu metodiky regulace cen elektřiny v oblasti elektroenergetiky pro třetí regulační období, simulace dopadů předkládaných návrhů do regulovaných cen a způsobu stanovení korekčních faktorů.

·


·

Zpracování návrhu koncepce distribučních tarifů.

·

Shromáždění a ověřování vstupních údajů, potřebných pro stanovení cen, na základě výkazů ČEPS, a.s. a výkazů PDS předaných zhotoviteli ve dnech 2.5.2008. Kontrola technických podkladů vykázaných jednotlivými subjekty a návrhy na řešení zjištěných disproporcí. Koordinace podkladů PDS s údaji PPS na společném rozhraní na napěťové hladině VVN

·

Zpracování podkladů pro výpočet cen přenosu a systémových služeb pro rok 2009 a upřesnění vstupních údajů společnosti ČEPS, a.s., týkajících se některých technických vstupů a parametrů regulace pro stanovení ceny přenosu a ceny systémových služeb pro rok 2009.

Byly zahájeny práce zaměřené na plnění následujících bodů věcné náplně díla: ·

Ověření výsledků regulace v roce 2007, stanovení návrhů korekčních faktorů přenosu a systémových služeb a jejich promítnutí do ceny přenosu a do ceny systémových služeb v roce 2009. Využití fondu aukcí na přeshraničních profilech k vyrovnání uvedených korekčních faktorů pro provozovatele přenosové soustavy.

·

Předběžné výpočty cen přenosu a cen systémových služeb pro rok 2009 v souladu s metodikou regulace cen v elektroenergetice ve druhém regulačním období a pro parametry regulace nastavené objednatelem, jako podklad pro návrh cenového rozhodnutí ERÚ.

·

Ověření výsledků regulace PDS v roce 2007, stanovení korekčního faktoru a jeho promítnutí do ceny za služby jednotlivých napěťových hladin distribučních sítí v roce 2009.

·

Aktualizace ekonomických údajů na základě auditu roku 2007, sestavení vstupních údajů potřebných pro stanovení cen distribuce v roce 2009 a jejich verifikace.

květen 2008

Strana 7


2

·

Stanovení korekčního faktoru podpory OZE, KVET a DZ pro PDS a PPS na základě ověření výsledků regulace v roce 2007. Výpočty ceny příspěvku konečných zákazníků na krytí vícenákladů na výkup elektřiny z obnovitelných zdrojů, z kombinované výroby elektřiny a tepla a druhotných zdrojů v roce 2009 se zahrnutím korekčního faktoru.

·

Stanovení korekčního faktoru podpory decentrální výroby na základě ověření výsledků regulace v roce 2007. Výpočty ceny příspěvku konečných zákazníků na podporu decentrální výroby v roce 2009 se zahrnutím korekčního faktoru.

·

Předběžné výpočty cen distribuce pro držitele licence na distribuci v roce 2009, tj. E.ON Distribuce, a.s., PREdistribuce, a.s. a ČEZ Distribuce, a. s. na základě upřesněné metodiky pro regulaci cen v elektroenergetice ve druhém regulačním období a pro nastavené parametry regulace objednatele (včetně tarifních cen distribuce elektřiny na úrovni sítí NN), jako podklad pro návrh cenového rozhodnutí ERÚ.

·

Spolupráci na návrhu distribučních tarifů pro MOP a MOO pro podmínky roku 2009.

·

Spolupráci s objednatelem na stanovení individuálních cen distribuce pro provozovatele lokálních distribučních soustav v případě jejich požadavku na základě analýzy různých případů jejich zapojení v síti (analýza rozložení spotřeb a sazeb pro LDS–obchodní domy).

·

Zpracování analýzy cen elektřiny na velkoobchodním trhu pro spolupráci s objednatelem na stanovení průměrných cen silové elektřiny pro MOP a MOO pro podmínky roku 2009 potřebných k návrhu tarifů dodavatele poslední instance pro MOP a MOO ve vazbě na tarifní statistiky roku 2007, které poskytne zhotoviteli ERÚ. Kontrola dopadů změn výsledných cen pro konečné zákazníky na hladině NN na základě cen navržených DPI po složkách v jednotlivých tarifech a distribučních sazbách.

·

Na základě požadavku objednatele spolupráce na úpravách návrhů vyhlášek.

·

Na základě požadavku objednatele spolupráce na přípravě návrhu cenového rozhodnutí ERÚ na rok 2009.

2.1

JEDNÁNÍ S OBJEDNATELEM A DALŠÍMI SUBJEKTY

V rámci řešení proběhla dvoustranná a vícestranná jednání zhotovitele s objednatelem a dalšími subjekty. Upřesňování vstupních podkladů je rovněž zajišťováno telefonicky nebo elektronickou poštou. Dne 5.5.2008 proběhlo v EGÚ Brno, a. s. jednání zástupců ERÚ, E.ON Distribuce, a. s. a zhotovitele ke způsobu stanovení technických ztrát v distribučních sítích. Byl diskutován algoritmus výpočtu používaný v E.ON Distribuce, a. s. z hlediska citlivosti výsledků na parametry použité při výpočtu podle původní vyhlášky 153/2001 Sb.

2.2

SHRNUTÍ POSTUPU PRACÍ

Zpráva dokladuje postup prací na smlouvě o dílo č. 81 006 „Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009“ a dosažené výsledky při vyhodnocení názorů a zkušeností jednotlivých subjektů s metodikou regulace a případných návrhů na úpravu metody regulace na základě podkladů shromážděných od jednotlivých subjektů.

květen 2008

Strana 8


2

Na základě analýzy stanovení míry ztrát a korekčního faktoru na ztráty v 1. a 2. regulačním období jsou ve zprávě zpracovány návrhy a doporučení způsobu stanovení míry ztrát a příslušného korekčního faktoru na ztráty v přenosové a distribučních soustavách pro 3. regulační období. Zpráva předkládá pracovní návrhy na koncepci distribučních tarifů a poukazuje na nutnost definice cílů pro zpracování koncepce, především rozhodnutí o protichůdných požadavcích na transparentnost a spravedlnost při současném zachování prostoru pro topení a ohřev, zvýšení motivace pro preferenci odběru v hodinách mimo špičku a případném požadavku na zachování stávajících disproporcí soustavy distribučních tarifů. V souladu s věcnou náplní smlouvy jsou kontrolovány vstupní technické údaje, poskytnuté provozovatelem přenosové soustavy a provozovateli regionálních distribučních soustav ERÚ. Výsledkem řešení je podklad pro zpracování návrhu metodiky regulace cen v oblasti elektroenergetiky ve třetím regulačním období a podklad pro výpočet cen přenosu a SyS a pro stanovení cen distribuce v roce 2009. Konstatuje se, že práce na studii probíhají v souladu s dohodnutým harmonogramem věcného a časového řešení úkolu uvedeným ve smlouvě 81 007. Současný stav prací dává záruku, že podklady potřebné pro stanovení cen přenosu, SyS a distribuce pro rok 2009 budou k dispozici příslušným subjektům v požadovaných termínech, daných harmonogramem podle vyhlášek ERÚ. Výsledky budou využity v rámci přípravy cenového rozhodnutí ERÚ pro rok 2009 a při přípravě metodiky regulace cen v oblasti elektroenergetiky pro 3. regulační období.

květen 2008

Strana 9

3

První dílčí plnění smlouvy č. 81009 - Zkušenosti s regulací cen elektřiny ve druhém regulačním období

3


3.1

ÚVOD

V souladu se zněním smluv a po dohodě s ERÚ požádal zhotovitel jednotlivé objednatele smluv o dílo č. 81 007 (PDS), č. 81 009 (IPP), č. 81 006 (ERÚ), č. 81 008 (ČEZ), č. 81 010 (DPI) a č. 81 011 (ČEPS), 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 2008 (především na změny uplatněné proti prvnímu regulačnímu období). Termín odevzdání písemných stanovisek byl do 30. dubna 2008. 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,

·

připomínky k cenovým rozhodnutím,

·

obecné a další názory na fungování trhu s elektřinou v ČR.

Výsledek dotazníkové akce je zpracován v tomto dokumentu. Řešiteli byly v termínu předloženo celkem 6 písemných podkladů:

květen 2008

Strana 10


3

Tab. 1 Přehled respondentů ke zkušenostem s metodikou regulace cen Číslo

Společnost

1 2

Regulované subjekty PREdistribuce, a. s. Za Skupinu ČEZ

3 4 5 6

Výrobci, samovýrobci, průmyslová energetika AES Bohemia spol. s r. o. Energetika Třinec, a.s. Asociace Energetických Manažerů International Power Opatovice, a.s.

Respondent

Ing. Gustav Weiss Ing. Ludmila Vrbová, Ing. Jan Kanta Ing. Libor Doležal, jednatel společnosti Ing. Petr Matuszek, ředitel společnosti Ing. Luděk Piskač, tajemník SVSE Jiří Pěnka, ředitel pro obchod

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. V kapitole 3.9 a 3.10 jsou připomínky a návrhy komentovány rovnou za uvedeným tématem. V případě, že z obdržených stanovisek vyplývá nějaký jednoznačný námět na konkrétní úpravu metodiky regulace, jsou tyto náměty uvedeny v poslední podkapitole každého tématického okruhu s názvem Identifikace problémových otázek a možných kompromisních řešení k rozhodnutí ERÚ. Zdůrazňuje se, že návrhy uvedené v této poslední podkapitole nejsou stanoviskem předloženým zhotovitelem, pokud to není výslovně napsáno, ale jde o návrhy subjektů. V každém případě musí o přijetí těchto návrhů rozhodnout ERÚ. Tématické oblasti, ke kterým nebyly vzneseny připomínky nebo názory, nejsou v kapitole dále zmíněny. Jedná se o: ·

ceny za službu přenosové sítě,

·

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

·

cenové podmínky lokálních distributorů,

·

cena za činnost OTE.

3.2

CENY ZA SYSTÉMOVÉ SLUŽBY Na dané téma se vyjádřili 2 respondenti.

3.2.1 Zkušenosti a názory Zástupce společnosti AES Bohemia spol. s.r.o., navrhuje přehodnotit metodiku platby za SyS u odběratelů elektřiny z lokální distribuční soustavy, jejichž spotřeba je plně pokryta místním lokálním výrobcem elektřiny s výkonem vyvedeným do této lokální distribuční soustavy. V novém uspořádání by měl být systém plateb za SyS nastaven ve prospěch lokálního výrobce a ne spotřebitele, jak tomu je nyní. Zdůrazňuje, že současný lokální spotřebitel nijak nepřináší svou lokální spotřebou žádné úsporné hodnoty ES na rozdíl od lokálního výrobce. Další poznatek k tématu SyS zaznamenala Asociace Energetických Manažerů. Navrhují, aby poplatek (platba) za SyS byl rovnoměrně rozložen mezi všechny účastníky trhu.

květen 2008

Strana 11


3

3.2.2 Komentář a návrh dalšího postupu K připomínkám AES Bohemia spol. s r. o.: Zástupce společnosti AES Bohemia spol. s r.o. již vloni předložil návrh, aby odběratelé v LDS v případě uzavření smlouvy na odběr elektřiny od externího dodavatele platili plnou cenu za SyS tak, jako platí ostatní odběratelé. Tento návrh AES Bohemia letos zkrátil pouze na požadavek o inovaci pravidel v dané situaci. Dle dřívějších vyjádření ERÚ je současný systém přiznávání snížené ceny SyS založen na historickém základě požadavků velkých výrobců, kteří se bránili platit plnou cenu vzhledem k tomu, že případné odchylky odběru sami regulovali. Důvodem ke změně není skutečnost, že se výrobce nedokáže domluvit s LDS. Situace se nedávno projevila ve stavu nouze, kdy změnu velikosti odběru byli výrobci schopni uregulovat. V současné době je platba SyS postavena pouze na technických podkladech, zavedení dalších podmínek vycházejících ze smluvních vztahů by se v LDS rozatomizovalo a nezafungovalo. Pokud je mezi subjekty rozumná komunikace a vzájemně spolupracují, dosavadní přístup funguje, má logiku a výrobci regulují výrobu podle potřeby. Je pravda, že v případě, kdy KZ změní dodavatele, zůstává mu výhoda z minulosti. Přesto má současný systém svoje opodstatnění a ERÚ se vyjádřil, že stávající metodiku měnit nebude. Pokud by se mělo uvažovat o změně metodiky v platbách za SyS tak, zhotovitelé doporučují způsob zmíněný již v loňských připomínkách AES Bohemia, tj. sníženou platbu za SyS ponechat spotřebiteli pouze v případě „svázání výroby s odběrem“ v lokální síti, tedy 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. Úskalím této úpravy může být vlastní prokázání vazby výroba-spotřeba. Samotná smlouva o dodávce elektřiny ještě nezaručuje existenci této vazby vzhledem k možným typům smluv o dodávce elektřiny, které existují v ČR (vyhláška ERÚ č. 541/2005 Sb. ve znění pozdějších předpisů o Pravidlech trhu, §7). Je zřejmé, že od důsledného prokázání vazby výroba-spotřeba by se asi muselo upustit a platbu sníženou cenou za SyS vázat pouze na samotnou existenci smluvního vztahu. Poznámka:

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 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.

K připomínkám Asociace Energetických Manažerů: Návrh na rozložení poplatku za SyS mezi všechny účastníky trhu předkládá sdružení AEM poněkolikáté v posledních letech. Pro danou problematiku stále platí Nařízení Evropské komise č. 1228/2003/ES, které uvádí, že pokud jsou výrobci zatížení platbami za přístup k síti, podíl jejich platby by měl být menší než podíl platby na straně spotřeby. SVSE v dřívějších letech k dané problematice vyjádřilo názor, že by i export měl být zatížen platbou za SyS. Výše zmíněná směrnice však nařizuje, že export nemůže být zatížen žádnou zvláštní platbou, kterou by nebyly zatíženi ostatní účastníci trhu. 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.

květen 2008

Strana 12

3


Identifikace problémových otázek a možných kompromisních řešení k rozhodnutí ERÚ ·

Návrh na úpravu plateb lokální spotřeby sníženou cenou za SyS:

–

Odběratelé v LDS budou hradit lokálnímu výrobci a distributoru elektřiny buď plnou sazbu za SyS anebo určitou sníženou sazbu nastavenou v kompromisním poměru mezi stávajícími sazbami. Lokální distributor a výrobce by pak odváděl nadřazenému regionálnímu provozovateli pouze sníženou sazbu za systémové služby.

nebo

– ·

3.3

Odběratelé v LDS, kteří uzavřou smlouvu na odběr elektřiny od externího dodavatele (mimo LDS), budou platit plnou cenu za SyS (tj. v letošním roce 147,81 Kč/MWh)

Export zatížit platbou za systémové služby.

CENY ZA SLUŽBY DISTRIBUČNÍCH SÍTÍ NA NAPĚŤOVÝCH HLADINÁCH; PŘÍSTUP KE STANOVENÍ KOREKČNÍHO FAKTORU CENY DISTRIBUCE

3.3.1 Zkušenosti a názory 3.3.1.1 Ztráty Skupina ČEZ zaslala připomínku, ve které navrhuje zvážit, zda dosavadní metodika kalkulace ztrát na základě vtoku do jednotlivých subsoustav PDS je ideální. Alternativu vidí ve výpočtu vycházejícího z celkového vtoku do soustavy PDS, eventuálně z netto vtoku do soustavy. Navrhují tedy provést v rámci prací EGÚ Brno potřebné analýzy a zpracovat případný návrh úprav stávajícího systému. Skupina ČEZ dále navrhuje provést takové úpravy stávajícího systému, aby vztažná hodnota pro % ztrát, které jsou uplatňované u OTE pro obchodování, byla nastavena tak, že bude stanovena stabilnější hodnota, která umožní lepší predikce nákupu PDS elektřiny na ztráty.

3.3.1.2 Připomínky k 3. regulačnímu období PREdistribuce, a.s. navrhuje zahájit hlubší diskuzi s PDS především o změně metodiky stanovení výše povolených nákladů a výnosů, nejen pro rok 2009, ale zejména pro III. regulační periodu. Druhá oblast diskuse se má týkat metodiky stanovení míry ztrát a příslušného korekčního faktoru na ztráty v přenosové a distribučních soustavách ve III. regulačním období. Připomínka zástupců skupiny ČEZ se týká problému výkaznictví a regulačního vzorce v následujícím regulačním období. Apelují na potřebu řešení realizovaného unbundlingu a jeho promítnutí do regulačního vzorce. Jedná se o vyřešení promítnutí přecenění aktiv a odpisů do výpočtu povolených výnosů provozovatele regionální distribuční soustavy. Při hledání možného řešení doporučují zachovat srovnatelnost požadovaných výkazů mezi jednotlivými společnostmi.

3.3.2 Komentář a návrh dalšího postupu Připomínka Skupiny ČEZ a PREdistribuce k 3. regulačnímu období se chápe jako připomínka k odboru strategie ERÚ, v jehož kompetenci je řešení návrhů na úpravy pro 3. r. o. Problematika ztrát je předmětem dílčího řešení v rámci projektu „Ceny a tarify …“, je podrobněji rozebrána v kapitole 4 a bude dále diskutována na koordinačním semináři.

květen 2008

Strana 13

3


3.4

TARIFY PRO KONEČNÉ ZÁKAZNÍKY NA HLADINĚ NN; METODICKÉ PŘÍSTUPY K VYUŽITÍ TARIFNÍ STATISTIKY PRO NASTAVENÍ REGULOVANÝCH CEN DISTRIBUCE NA ÚROVNI NN

3.4.1 Zkušenosti a názory Na dané téma se vyjádřili 3 respondenti.

3.4.1.1 Požadavek na vytvoření nové distribuční sazby Členové PREdistribuce, a.s. vyjádřili snahu vytvořit novou distribuční sazbu pro odběrná místa, kde není technicky možné provádět měření, spotřebu lze však dopočítat na základě příkonu instalovaného zařízení. Jedná se o OM s nízkou spotřebou a konstantním odběrem elektřiny. Tato sazba by byla dále využívala širokopásmové služby Internet Protocol (IP) s využitím telekomunikačního signálu po silovém vedení (PLC) a dalších síťových technologií. Zavedení této distribuční sazby navrhuje PREdistribuce, a.s. provést úpravou cenového rozhodnutí (CR) v nové verzi, pokud možno co nejdříve od 1.7.2008.

3.4.1.2 Koncepce distribučních tarifů Členové skupiny ČEZ navrhují vytvořit novou dlouhodobou koncepci distribučních tarifů, která by byla průhlednější než stávající tarifní systém a z pohledu volby zákazníka stabilnější, co se charakteru spotřeby týče. Tento nový tarifní systém by se měl více zaměřit na podporu odběrů mimo špičku (off-peakový odběr) a neměl by v něm chybět prostor pro topenářské sazby. Dle názoru zástupců skupiny ČEZ trpí současný systém sazeb nelogičností a jeho další vývoj může vést k ještě většímu vzdálení charakteru odběru od původní logiky jednotlivých tarifů.

3.4.1.3 Nepoměr mezi sazbami „C“ a „D“ Sdružení AEM požaduje zrušit bezdůvodný nepoměr mezi sazbami „C“ a „D“ v obou částech plateb za elektřinu, tj. jak u platby za distribuci (platba za jistič a cena VT a NT), tak u platby za silovou elektřinu DPI. Dle názoru AEM schází k odlišným sazbám fyzikální důvod, jenž by měl určovat rozdíly mezi sazbami (zejména v oblasti nízkého tarifu).

3.4.2 Komentář a návrh dalšího postupu K připomínce PREdistribuce, a.s.: Návrh na novou distribuční sazbu byl přednesen již v loňském roce; jelikož jednotlivá zařízení PLC (Power Line Communication nebo též Power Line Carrier) mají malý příkon (6 – 40 W) a z technického hlediska není možné je vybavit měřením jejich spotřeby, spadají pod platnost tarifní sazby C60d. Avšak v celkovém množství (v PREdistribuce, a.s. se očekává až 100 000 kusů) jejich příkon spadá mimo meze sazby C60d (do 1000 W). Z těchto důvodů byla základě informací od PREdistribuce, a.s. zpracována analýza a byl vytvořen návrh na novou distribuční sazbu pro PLC. Tato nová sazba vychází z kumulativní průměrné ceny za distribuci a byla srovnána s aktuální sazbou C60d pro neměřené odběry. Analýza nezahrnovala výpočet ceny silové elektřiny. Jelikož by se v případě PLC jednalo o neměřené odběry, těžko si lze představit klasickou dodávku silové elektřiny na volném trhu. Pro dodávku silové elektřiny je potřeba vytvořit zvláštní pravidla, která zajistí cenu silové elektřiny podobnou metodikou jako se stanovuje cena DPI. Zároveň je nutné přistupovat k této sazbě jako k ojedinělému případu, neboť zákazník zřejmě nebude mít možnost volby dodavatele elektrické energie, stal by se tzv. zajatým zákazníkem, kterému bude muset být stanovena cena na dodávku

květen 2008

Strana 14

3


elektřiny. Největší překážkou pro zavedení této nové sazby je administrativní proces se začleněním do legislativního rámce. K vytvoření příslušné sazby dodávky silové elektřiny je potřeba také vyjasnit, kdo bude provozovatelem PLC zařízení, zda se bude jednat o subjekt a činnost nezávislou na regulovaných činnostech poskytování distribuční služby. Pokud by např. toto zařízení v budoucnu sloužilo pouze pro oblast distribuce elektřiny, je možné si představit nevytvoření sazeb distribuce a dodávky pro tento druh odběru a řešení příslušných nákladů by spadalo do oblasti regulace. Příslušný objem elektřiny by spadal do objemu ztrát daného distributora. Technicky je možné definovat režim dodávky tomuto druhu odběru např. takto:

–

Platba za elektřinu bude podle výše instalovaného příkonu s tím, že se předpokládá konstantní hodnota dodávky pro všechny hodiny v roce.

–

Elektřinu bude zákazníkovi–provozovateli PLC zařízení na daném území dodávat dodavatel poslední instance. Zákazník nemá možnost volby dodavatele.

–

Cenu za silovou elektřinu stanoví ERÚ na rok dopředu podle aktuální ceny produktu roční baseload obchodovaného na burze s elektřinou (PXE, EEX).

Řešení za současných podmínek, kdy by zákazník musel jednotlivé PLC jednotky vybavit měřícím zařízením, by bylo neekonomické a proto k němu s vysokou pravděpodobností nedojde. K připomínce skupiny ČEZ: Distribuční tarify NN vycházejí ze svých historických základů a měly by pružně odrážet měnící se charakter spotřeby. Konečný zákazník může pro lepší orientaci využít systém hraničních bodů a průměrných hodnot spotřeby v dané tarifní sazbě, který mu usnadní výběr optimálního tarifu. Stálou aktuálnost tarifního systému zajišťuje každoročně ERÚ jednáním s jednotlivými PDS na Tarifní komisi, kde se společně hledají cílové varianty tarifů. Cílem dlouhodobé politiky Evropské Unie je podpora řízení spotřeby, zvyšování účinnosti zdrojů i spotřebičů elektrické energie. V tomto kontextu lze postupovat při optimalizaci tarifů a větší měrou podporovat tepelná čerpadla a akumulační sazby. Podpora přímého vytápění pomocí přímotopných soustav je diskutabilní vzhledem k délce doby platnosti nízkého tarifu 20 hodin denně i z hlediska účinnosti využití primárních paliv. Současný tarifní systém se neustále vyvíjí a je možné jej neustále směřovat k „dokonalosti“, k čemuž může přispět aktivnější diskuse s představiteli jednotlivých PDS, příp. poskytnutí většího množství zkušeností s požadavky svých zákazníků.


Zavedení nové distribuční sazby pro neměřené odběry, jejichž celkový příkon přesahuje 1000 W, odvozené z kumulativní jednosložkové ceny distribuce.

·

Pro novou distribuční sazbu pro neměřené odběry definovat ve vyhlášce o pravidlech trhu pravidla režimu dodávky silové elektřiny – založené na dodávce dodavatelem poslední instance podle výše požadovaného příkonu a ceně stanovené ERÚ podle ročního baseload.

·

Udělat právní rozbor možnosti a dostatečnosti zavedení pravidel dodávky silové elektřiny pro novou distribuční sazbu pro neměřené odběry.

·

Zvýšení aktivity jednotlivých PDS při hledání cílové varianty tarifů, podpora topenářských tarifů moderních, efektivních a úspornějších otopných systémů.

květen 2008

Strana 15

3


3.5

CENA PRO VÝROBCE ZA DECENTRÁLNÍ VÝROBU A PŘÍSPĚVEK KONEČNÝCH ZÁKAZNÍKŮ NA TUTO VÝROBU K tomuto tématu se vyjádřil 1 respondent.

3.5.1 Zkušenosti a názory Společnost AES Bohemia spol. s r.o. zaznamenala, že bude zvažováno zachování podpory výrobcům v podobě poplatku za decentrální výrobu (DV). Důvodem zamýšleného zrušení je zvyšující se cena silové elektřiny, která znamená pro lokálního výrobce dostatečný příjem a tento příspěvek tedy již není nadále opodstatněný. Zástupci AES Bohemia spol. s r.o. se domnívají, že příspěvek je poskytován v souvislosti s tím, že DV přináší pozitiva soustavě šetřením ztrát při přenosu elektřiny a také odlehčuje přenosová vedení, která mohou být následně využita k jiným účelům. Z těchto důvodů doporučují představitelé AES Bohemia spol. s.r.o. ponechat příspěvek na DV i v následujícím období.

3.5.2 Komentář a návrh dalšího postupu K připomínce AES Bohemia spol. s.r.o.: ERÚ se již loni chystal zrušit příspěvek výrobcům za DV, ale nakonec rozhodl o jeho zachování. Z historického hlediska vznikl tento příspěvek jako podpora rozptýleným výrobcům, zejména na nižších napěťových hladinách, z důvodu jejich pozitivního efektu šetření ztrát v přenosových sítích při rozvodu a distribuci elektřiny. Příspěvek byl původně vypočítán z ceny ztrát v PS, ale dnes již není tento výpočet každoročně aktualizován. Jeho přiznání je z legislativního hlediska poněkud sporné, neboť v energetickém zákonu není jeho definice ani zákonná povinnost distributora platit jej výrobci. Proto je v CR ustanoveno, že příspěvek za DV je vázán na smluvní vztah mezi výrobcem a distributorem, což je při výrobě elektřiny neoddělitelný vztah. Konečné rozhodnutí o jeho zachování leží na ERÚ. Identifikace problémových otázek a možných kompromisních řešení k rozhodnutí ERÚ • Návrh: zachovat podporu DV na hladině VVN, eventuelně zvýšit tuto podporu na všech napěťových hladinách.

3.6

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 K dané problematice se vyjádřili 3 respondenti.

3.6.1 Zkušenosti a názory Jeden z prvních přispěvatelů k tématu podpory OZE a KVET byla skupina ČEZ. Zastává názor, že je třeba analyzovat nově pozměněné ustanovení, které mění vykazování podporované výroby elektřiny z OZE, na základě dat z letošního roku a na těchto základech případně stanovit novou korekci v Pravidlech trhu. Druhou připomínkou je návrh, aby při návrhu ceny na krytí vícenákladů spojených s podporou OZE/KVET byl respektován odhad distributora v množství dodané a vykoupené energie z OZE/KVET a DZ. V současnosti se při výpočtu této ceny používá dodané množství v roce i-2 a tedy dochází

květen 2008

Strana 16


3

k velkému nárůstu korekčního faktoru OZE a KVET, způsobující distribučním společnostem velké problémy při plánování s ohledem na zisk. Dalším subjektem, který poskytl nové zkušenosti a podněty z oblasti podpory OZE/KVET byl AES Bohemia spol. s.r.o. Zkušenosti této společnosti se týkají pravidel pro výpočet a hodnocení úspor primární energie (ÚPE) při kombinované výrobě elektřiny a tepla. Poukazují na to, že Státní Energetická Inspekce (SEI) posuzuje ÚPE z celkové vyrobené elektrické energie včetně elektřiny vyrobené v kondenzační části, vztažené k celkovému množství spotřebovaného paliva. Nerozlišuje tedy fakt, že odběrová turbína pracuje paralelně s kondenzační a tudíž odběrová část okruhu nemá nárok na příspěvek KVET. Toto mnohdy vede i k záporným hodnotám při výpočtech ÚPE při posuzování odběrových turbín v závislosti na poměru elektřiny vyrobené v protitlaké a kondenzační části okruhu. Tento pohled je v rozporu s legislativou EU, která hodnotí pouze proces, při kterém dochází ke kombinované výrobě elektřiny a tepla. Jednatelé společnosti dále upozorňují na fakt, že je zde pominuta skutečnost oddělené výroby elektřiny v odběrové části a kondenzační, která nemá s KVET nic společného. Navrhují, aby tato část byla při výpočtech ÚPE zcela oddělena jak na straně vyrobené elektřiny, tak na straně paliva a ÚPE byla tedy počítána pouze z hodnot odběrové části turbosoustrojí. Dále ve svých zkušenostech vyjadřují názor, že ani novela vyhlášky č.110/2008 Sb. tento rozporuplný pohled nenapravuje. K řešení této situace doporučují jednatelé AES Bohemia spol. s.r.o. přizvat nezávislé odborníky, např. z vysokých škol v Praze a Brně, kteří by zpracovali jednotnou metodiku posuzování odběrových soustrojí, podle níž by SEI prováděla svou činnost. Odběrová soustrojí jsou složitější a investičně náročnější než protitlaká, krom toho mají lepší možnost řídit dodávku elektřiny a minimalizovat tak odchylku při dodávce a tudíž by měly mít nárok na příspěvek KVET. Také Asociace Energetických Manažerů zaslala příspěvek k tématu podpory OZE/KVET a stanovování vícenákladů. Zastávají názor, že vícenáklady způsobené provozem OZE je nutné v celé výši přiřadit jejich původcům. Krom toho je nutné zahrnout do těchto vícenákladů i vícenáklady skryté v jiných položkách konečné ceny za elektřinu.

3.6.2 Komentář a návrh dalšího postupu K připomínkám skupiny ČEZ: Poznámka skupiny ČEZ naráží na změnu ve vyhlášce o pravidlech trhu, týkající se kontroly vykazování výroby elektřiny z OZE, podle kterého se platí zelený bonus. V dřívějších letech nastával problém kontroly skutečně dodané elektřiny v okamžiku, kdy se změnil směr toku elektřiny z RDS k výrobci. Obdobná situace nastávala v případě, že je výkon z OZE vyváděn do LDS, kdy provozovatel RDS nemá možnost kontroly vykazovaných údajů. V případě pochybností se doporučuje kontaktovat Státní energetickou inspekci (SEI), která je za kontrolu odpovědná a má k tomu i příslušné pravomoci. Druhou připomínkou skupina ČEZ reaguje na očekávaný rozvoj OZE v letech 2008-2011 a snaží se pružně přizpůsobit tomuto trendu. Návrh, aby se jednotliví PDS účastnili odhadů při plánování dodávky z OZE/KVET a DZ v dalších letech je opodstatněný, jelikož jednotliví PDS mají více zkušeností s poměry dodaná energie ku instalovanému výkonu jednotlivých druhů OZE a tudíž se domníváme, že vzájemná spolupráce PDS a ERÚ může být oboustranně prospěšná a může vést k přesnějším odhadům a minimalizaci odchylek při odhadech. Konečné rozhodnutí bude samozřejmě v pravomoci ERÚ. K připomínkám AES Bohemia spol. s.r.o.: Zkušenosti AES Bohemia spol. s.r.o. se týkají přístupu SEI k hodnocení kondenzačních odběrových turbosoustrojí vzhledem k posuzování úspor primární energie (ÚPE) a nároku na příspěvek KVET. Dle zákonů a legislativy (Zákony č. 458/2000 Sb., č. 150/2001 Sb.) je základním

květen 2008

Strana 17

3


podmínkou kombinované výroby výroba elektřiny a dodávka tepla k dalšímu využití. Dalším kritériem pro posuzování KVET je ÚPE vyplývající z rozdílu mezi celkovou účinností KVET a referenční hodnotou. Kromě toho musí kombinovaná výroba mít celkovou účinnost nejméně o 10% vyšší než tato referenční hodnota (pokud se nejedná o zařízení do 1 MW, pak tato podmínka nemusí být splněna). V žádném z výše citovaných zákonů však zmiňovaná referenční hodnota není dána ani zde není odkaz na stanovující směrnice a lze předpokládat, že závisí čistě na uvážení SEI. Provozovatel výrobny KVET však musí splnit ještě jednu podmínku, aby mu byl přiznán nárok na poplatek za KVET. Tou je zajistit osvědčení o původu elektřiny z KVET. Osvědčení vydává na základě žádosti ministerstvo a musí obsahovat identifikační údaje žadatele, výrobny, popis a schéma výrobního zařízení a technologického procesu KVET, údaje o palivu, dosavadní a předpokládanou účinnost, referenční hodnotu a metodu stanovení poměru tepelné energie a elektřiny. Na základě těchto informací doporučujeme AES Bohemia spol. s.r.o. zajistit si pro své odběrové turbosoustrojí toto osvědčení, čímž legislativně oddělí výrobu v kondenzační části od výroby v části odběrové. V případě společného kotle pro kondenzační a odběrovou turbínu, bude třeba stanovit metodu určující poměr množství paliva pro jednotlivé turbíny. Domníváme se, že při splnění těchto legislativních a technických podmínek (účinnost odběrové části) bude možné uplatnit nárok na příspěvek KVET pro danou odběrovou turbínu. K připomínkám AEM: Podpora OZE vyplývá z dlouhodobé politiky a snahy EU nalézt „náhradu“ za klasické zdroje energie. EU si stanovila tzv. indikativní cíle, které mají členské země plnit. Pro ČR to znamená pokrýt 8% z hrubé domácí spotřeby z OZE do r. 2010. Většina OZE, zejména pak VTE, jejichž rozvoj v ČR je nejmohutnější, je charakteristická svou nestálou výrobou a malou schopností regulace. V porovnání s konvenčními zdroji nejsou zatím dostatečně konkurence schopné a jejich podpora je nutná. Pokud by provozovatel OZE musel nést odpovědnost za způsobování odchylky, musel by ERÚ odpovídajícím způsobem zvýšit výkupní ceny a ceny zelených bonusů z důvodů zákonem vyžadované rentability. Domníváme se však, že podpora OZE je vhodná „v rozumné míře“ a to z hlediska výkupních cen i celkového podporovaného množství. V našich podmínkách je vhodné nastavit takový systém podpory, který nebude brzdit plynulý rozvoj energetiky tak, abychom nemuseli očekávat nepřirozeně extrémní rozvoj VtE a ním související technicko–ekonomické problémy jako např. v sousedním Německu.


Návrh: ve spolupráci s PDS analyzovat nové ustanovení o vykazování podpory výroby elektřiny z OZE na základě dat z letošního roku a v případě potřeby provést potřebnou úpravu.

·

Návrh: při plánování dodávky elektřiny z OZE/KVET vzít v úvahu odhady PDS.

·

Návrh: sestavit nezávislou komisi z odborníků (např. z vysokých škol v Praze a Brně), která vypracuje jednotnou metodiku hodnocení procesu KVET, jenž bude pro SEI závazná.

·

Návrh: vícenáklady způsobené provozem OZE v celé výši přiřadit jejich původcům. Krom toho zahrnout do těchto vícenákladů i vícenáklady skryté v jiných položkách konečné ceny za elektřinu.

květen 2008

Strana 18

3


3.7

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 K dané problematice se vyjádřil 1 respondent.

3.7.1 Zkušenosti a názory Dalším příspěvkem skupiny ČEZ byl poznatek, který komentoval oblast stanovování ceny na krytí ztrát provozovatele regionální distribuční soustavy. Společnost ČEZ navrhuje provést změnu používaného mechanismu při kalkulaci ceny elektřiny na krytí ztrát a to tak, že bude uvažován diagram netto, tj. po odpočtu povinných výkupů a nikoliv celý, jak je používáno dosud. Dále poukazuje vzhledem k očekávanému rozvoji obnovitelných zdrojů na nutnost provedení analýzy, která stanoví jakým způsobem se určí a bude vykazována výše nákladů na odchylku, za kterou na základě zákona 180/2005 Sb. přebírá odpovědnost vykupující, resp. subjekt zúčtování. Tento návrh je zdůvodněn skutečností, že vykupující, resp. subjekt zúčtování, který převzal zodpovědnost za odchylku za takto vykoupenou elektřinu má na základě §4 odst. 10 výše citovaného zákona nárok na její kompenzaci (Znění §4 odst. 10: Náklady spojené s odchylkou výrobce elektřiny z obnovitelných zdrojů vykoupené podle odstavce 4 jsou uznatelnými náklady provozovatelů distribučních soustav a provozovatele přenosové soustavy pro výpočet regulovaných cen za distribuci a přenos a subjekt zúčtování má právo vyúčtovat tyto náklady provozovatelům distribučních soustav nebo provozovateli přenosové soustavy. Podrobnosti stanoví prováděcí právní předpis.). Vyřešení tohoto problému očekávají představitelé ČEZ distribuce, a.s. v rámci prací týkajících se Cen a tarifů pro rok 2009.

3.7.2 Komentář a návrh dalšího postupu K připomínkám skupiny ČEZ: Ze zákona o podpoře výroby elektřiny z OZE (č. 180/2005 Sb.) vyplývají pravidla pro výkup elektřiny z OZE na krytí ztrát v DS nebo v PS. Je pravdou, že při vyšším podílu výroby elektřiny z OZE, který by přesahoval velikost ztrát v distribuční soustavě (eventuelně v přenosové), do které jsou zdroje OZE připojeny, je výkup nesystémový, neboť nutí jít subjekt zúčtování nakupující pro distributora ztráty do odchylky, přičemž se ještě ani neberou v úvahu odchylky z důvodu povahy nestálé výroby některých OZE (zejména VTE). Tuto situaci, až nastane, by v budoucnu měl řešit jiný systém podpory (tzn. změna zákona o podpoře OZE), např. formou povinných kvót odkupu na straně dodavatelů elektřiny, případně obchod se zelenými certifikáty. Identifikace problémových otázek a možných kompromisních řešení k rozhodnutí ERÚ ·

3.8

Návrh: při kalkulaci ceny elektřiny na krytí ztrát uvažovat diagram netto, tj. po odpočtu povinných výkupů a nikoliv celý, jak je používáno dosud.

CENA ELEKTŘINY ZAJIŠŤOVANÁ DODAVATELEM POSLEDNÍ INSTANCE K dané problematice se vyjádřil 1 respondent.

3.8.1 Zkušenosti a názory Skupina ČEZ ve svých zkušenostech přišla s názorem, že je třeba upravit při stanovování ceny dodavatele poslední instance (DPI) některé části mechanismů používaných pro stanovení dílčích

květen 2008

Strana 19

3


složek této ceny. Představitelé skupiny ČEZ by rádi do této ceny zakalkulovali nejistotu, kterou DPI má z titulu objemu (dopředu neví, kdy a jaký objem bude muset v tomto režimu dodávat). Navrhují rovněž přehodnotit výši marže, která je v cenách DPI pro obyvatelstvo přiznána DPI. V zaslaných zkušenostech byl také návrh, aby ceny DPI vycházely z aktuálních tržních cen (analogie k produktu ČEZ, a.s. - Měsíc). Jako důvod označují nutnost omezení nejistoty objemu. Podporou pro tento návrh je, že na rozdíl od minulosti existují ceny, ke kterým to lze vztahovat.

3.8.2 Komentář a návrh dalšího postupu Program Měsíc, který skupina ČEZ doporučuje jako příklad ke stanovování ceny DPI, odráží vliv pražské burzy se silovou elektřinou a měsíčně upravuje konečnou cenu pro zákazníka pomocí indexu ceny. Základní cena silové elektřiny vychází z ceny pro tarifní sazbu D01 a D02. V dosavadním vývoji byl přepočtový koeficient stále vyšší než 1 což znamená větší cenu za silovou elektřinu během prvního pololetí roku 2008. Identifikace problémových otázek a možných kompromisních řešení k rozhodnutí ERÚ ·

Návrh: do ceny zakalkulovat nejistotu, kterou dodavatel poslední instance má nebo

·

Pro cenu DPI uplatňovat pevnou cenu pro zúčtování odchylek

·

Zvážit změnu na kratší než roční stanovení ceny dodavatele poslední instance.

3.9

PŘIPOMÍNKY K CENOVÉMU ROZHODNUTÍ

3.9.1 Připomínky PREdistribuce, a.s. PREdistribuce, a.s. zaslala několik připomínek a návrhů na zlepšení Cenového rozhodnutí. První připomínkou je zkušenost týkající se stanovování ztrát na sekundární straně transformátoru u odběratelů s průběhovým měřením. Společnost zaznamenala růst počtu případů, kdy odběratelé s průběhovým měřením uplatňují možnost upřesnit si ztráty na sekundární straně transformátoru výpočtem a předkládají sami, nebo s využitím poradců, různé způsoby stanovení ztrát za minulé období. Navrhují tedy upravit metodiku stanovení ztrát transformátorů výpočtem s využitím skutečných parametrů odběratelského transformátoru, přes který byla distribuce uskutečněna. Úprava může být provedena změnou CR s odkazem na metodiku výpočtu v PPDS. Další poznámka k CR se týkala metodiky vyhodnocování překročení induktivního účiníku. Konstatují, že současný systém vyhodnocování induktivního účiníku je zastaralý. Jeho vyhodnocování je sledováno v pracovní dny v době 6-10 hod. Toto časové pásmo vychází z dob měření špičkových a vysokých tarifních pásem, kdy bylo nejvyšší zatížení soustavy a tudíž sloužilo k její zabezpečení proti výpadkům v důsledku přetížení síťových prvků. Zástupci PREdistribuce, a.s. se domnívají, že současné špičkové zatížení soustavy se pohybuje v jiných mezích. Dle Vyhlášky o pravidlech trhu, musí PDS poskytnout (na vyžádání) všem zákazníkům na hladině VN a VVN průběhy odběrů v induktivním i kapacitním směru. Dle PREdistribuce, a.s. tak dostanou zákazníci k dispozici jednak pozitivní nástroj jak ohlídat překračování účiníku v induktivním směru mezi 6-10 hodinou, ale na druhou stranu také negativní signál, jak se mají chovat ve zbývajícím čase. Závěrem tohoto poznatku navrhují činitelé PREdistribuce, a.s., aby byl induktivní účiník vyhodnocován kdykoliv, pokud možno v celém průběhu 24 hodin. Toto opatření by se zavedlo zejména z důvodu, aby zákazníci měli k dispozici výše uvedené odběrové profily a budou moci svůj odběr ovlivnit i negativním způsobem. Poslední poznámka k CR ze strany PREdistribuce, a.s. byla směřována na zpřesnění okolností

květen 2008

Strana 20


3

platby systémových služeb pro výrobce. Jako důvod poukazuje na nemožnost ověření si, jakou část dodávky od PDS spotřebuje výrobce pro výrobu elektřiny, příp. pro výrobu elektřiny a tepla.

3.9.2 Připomínky Energetiky Třinec, a.s. Svůj příspěvek k oblasti úpravy CR zaslala i akciová společnost Energetika Třinec, a.s. Námět se týká bodu (5.1.) současného CR č. 9/2007, v tomto odstavci navrhují doplnit tučně zvýrazněný text: „Cena na krytí vícenákladů spojených s podporou elektřiny z obnovitelných zdrojů, kombinované výroby elektřiny a tepla a druhotných zdrojů je 40,75 Kč/MWh. Cena je účtována provozovatelem přenosové nebo distribuční soustavy za množství elektřiny spotřebované konečným zákazníkem, výrobcem nebo provozovatelem přenosové nebo distribuční soustavy, včetně spotřeby konečného zákazníka v ostrovním provozu na území České republiky prokazatelně odděleném od elektrizační soustavy, kromě elektřiny pro čerpání přečerpávacích vodních elektráren a technologické vlastní spotřeby elektřiny a ztrát v přenosové a distribuční soustavě a elektřiny spotřebované konečným zákazníkem napojeným na jinou než elektrizační soustavu České Republiky.“. Druhý podnět je obdobný, pro odstavec (6.2.c) navrhují text: „cena za zúčtování 4,75 Kč/MWh; cena je účtována za veškerou elektřinu spotřebovanou konečným zákazníkem, výrobcem nebo provozovatelem přenosové nebo distribuční soustavy, kromě elektřiny pro čerpání přečerpávacích vodních elektráren a technologické vlastní spotřeby elektřiny a ztrát v přenosové a distribuční soustavě a elektřiny spotřebované konečným zákazníkem napojeným na jinou než elektrizační soustavu České Republiky, a dále za elektřinu spotřebovanou konečným zákazníkem ... „. Snahou Energetiky Třinec, a.s. je zamezit dvojí platbě za stejnou službu, neboť pokud konečný zákazník odebírá elektřinu z jiné ES, hradí tyto platby v rámci cizí soustavy (z níž elektřinu nakupuje) a zároveň v rámci ES ČR. Daná služba je tudíž zpoplatněna podruhé. Komentář k připomínkám Energetiky Třinec, a.s.: Problém „dvojího zpoplatnění stejné služby“ naráží na absenci shodných pravidel pro mezistátní výměny elektřiny po jiných než propojovacích vedeních přenosových soustav. V ČR je přijat koncept, podle kterého se na krytí vícenákladů spojených s podporou OZE-KVET-DZ stejně jako na nákladech spojených se zúčtováním odchylek podílí veškerá domácí spotřeba elektřiny. Tato pravidla se jeví jako opodstatněná, nicméně nikde není zajištěna „kompatibilita“ těchto pravidel na mezistátní úrovni. Snaha severomoravské společnosti zamezit dvojí platbě trochu naráží i na legislativní definici pojmu „elektrizační soustava České Republiky“. Podle energetického zákona (91/2005 Sb.) se pod tímto pojmem rozumí: „vzájemně propojený soubor zařízení pro výrobu, přenos, transformaci a distribuci elektřiny, včetně elektrických přípojek a přímých vedení a systémy měřící, ochranné, řídicí, zabezpečovací, informační a telekomunikační techniky“. Není zde tedy žádné vymezení územní oblasti, či regionu. Paradoxně by se za elektrizační soustavu ČR dalo považovat třeba i vedení 220 kV Lienz – PVE Malta v Rakousku. Systémovým řešením problému dvojího zpoplatnění téže služby by byla harmonizace na mezistátní úrovni – např. jednání regulátorů či příslušných kompetentních orgánů nad danou problematikou.

květen 2008

Strana 21


3

3.9.3 Připomínky AEM – SVSE AEM – SVSE (Sdružení velkých spotřebitelů energií) zaslala rozsáhlé návrhy k jednotlivým bodům CR, které lze rozdělit následovně: 1)

Penalizace účiníku v kapacitní oblasti

Návrh úpravy Cenového rozhodnutí odstavec (8.9) současně platné verze č.9/2007. U všech odběratelů bez rozdílu vzniká problém na technickém základě reakční doby kompenzačních regulátorů a běžnou záležitostí jsou drobná krátkodobá překývnutí do kapacity. Ta se kumulují a následně vzniká základ pro postih ze strany distributora a případně i SEI. Dle názoru AEM se z hlediska soustavy nejedná o žádný problém. Naopak, ze zkušeností odběratelů vyplývá, že provozovatelé DS většinou požadují nastavení kompenzace v těsné blízkosti 1. Pokud by totiž odběratel - ve snaze vyhnout se překývnutím a tím postihům – nastavil regulaci blízko 0,95 induktivních, zbytečně by provozovateli DS zvyšoval ztráty v síti. AEM tedy považuje svůj návrh za logický a všeobecně přijatelný, o konkrétních číselných hodnotách lze dále jednat tak, aby se došlo ke všeobecné shodě. Návrh AEM je tedy na úpravu znění odstavce (8.9.) v cenovém rozhodnutí č.9/2007 v následujícím smyslu: pro kapacitní účiník v rozmezí:

0,995 – 1

0 Kč

0,9 – 0,995

100 Kč / MVArh

méně než 0,9

400 Kč / MVArh (současná hodnota)

Této problematice byla věnována kapitola 5.2 dokumentu EGÚ Brno: Průběžná zpráva ke smlouvě 71012 - Zpracování podkladů k metodice regulace cen. Výše uvedený návrh je pro odběratele přísnější, než hodnoty uváděné ve Zprávě EGÚ. 2)

Rezervovaná kapacita

Návrh úpravy Cenového rozhodnutí odstavec (4.15) současně platné verze č.9/2007. Po zkušenostech z loňského roku AEM navrhuje kompromisní řešení, které by mohlo vyhovovat všem: Progresivní penalizaci za překročení RK. V následující tabulce je uveden návrh k další diskusi:

Překročení (%)

Násobek platby za měsíční rezervaci kapacity

od

do

Odběratel

100 110 115

110 115 neomezeno

2 3 5

LDS a samovýrobce 1 2 5

Manažeři společnosti podotkli, že přes slib ERÚ na závěrečném semináři pracovní skupiny 8.12.2006, že pro rok 2008 bude návrh akceptovatelný, jim nakonec vyhověno nebylo. Hodnoty v tabulce předkládají k další diskusi. Cílem je alespoň částečně zmírnit dopad neúmyslných pochybení odběratele v případech, kdy dodavateli tímto drobným překročením sjednaných hodnot nevznikne žádná škoda, nikoli vytvoření podmínek pro porušování odběratelské kázně. AEM vychází ve svém návrhu zejména z následujících předpokladů:

květen 2008

Strana 22


3

1) Snahou odběratele je dodržet sjednané hodnoty a vyhnout se tak jakýmkoli platbám navíc (při překročení většinou majitel společnosti nezohledňuje žádný „risk management“ ze strany energetiky, ale rovnou řeší vznik a náhradu škody) 2) Při sebelepší snaze občas k nějakému pochybení dojde, neomylný není nikdo. V naprosté většině případů se jedná o nešťastnou souhru náhod, nikoli o úmysl. 3) Jednotlivé drobné překročení RK nevyvolá náklad u distributora; pokud by snad tato situace nastala, tak malé překročení vyvolá malý náklad, který je respektován přiměřeným násobkem platby. 4) Pokud by odběratel opakovaně porušoval kázeň hrubým způsobem, je razantní penalizace v pořádku. 5) Možný kompromisní návrh: Navrhovanou toleranci (s výjimkou pásma 100-110% pro LDS a samovýrobce) poskytnout jako vstřícný krok 2x v kalendářním roce. Tím by bylo pamatováno na nešťastnou souhru náhod, která u každého odběratele může nastat. 3)

Penalizace za rezervovaný příkon

Návrh úpravy Cenového rozhodnutí odstavec (4.21) současně platné verze č.9/2007. Sdružení AEM si v další připomínce stěžuje na zavedení penalizace za překroční rezervovaného příkonu bez předchozího varování v roce 2008. V mnohých případech naráží na neexistenci Smlouvy o připojení (ve stávajících odběrných místech bez změny dodavatele, dle vyhlášky 51/2006 Sb., §3, odst. (3)) a tudíž bez hodnoty rezervovaného příkonu. ČEZ Distribuce, a.s. pro takováto odběrná místa stanovuje hodnotu rezervovaného příkonu totožnou hodnotě rezervované kapacity, což de facto znamená zvýšení penalizace za překročení RK na hodnotu desetinásobku ceny za měsíční RK. Zástupci sdružení AEM se domnívají, že v souvislosti se zavedením zpoplatnění rezervovaného příkonu je aplikace §7, odstavce (5) vyhlášky 51/2006 Sb. v rozporu s odstavcem (4.21) aktuálního CR. Při sebemenším snížení hodnoty rezervované kapacity dojde na základě výše uvedeného ke znehodnocení vynaložených finančních prostředků na rezervovaný příkon (dnes pro vysoké napětí 800 tis. Kč/MW). Následně při překroční RK bude odběratel penalizován desetinásobkem a to i v případě, že se jedná o LDS. Toleranci 10%, dle CR bodu (4.19.) nelze uplatnit, jelikož hodnota RK nemůže být vyšší než hodnota rezervovaného příkonu, dle §5, odst. 10 vyhlášky 541/2005 Sb. v platném znění. Jako řešení navrhují zástupci sdružení AEM použít následující metodiku: „V případě, že dojde ke smluvnímu snížení rezervovaného příkonu místa připojení konečného zákazníka, je do doby 24 měsíců možné navýšení rezervovaného příkonu do jeho původní výše bez poplatku za náklady spojené s připojením a zjištění rezervovaného příkonu.“ V závěrečné poznámce k CR č. 9/2007 komentuje AEM svůj postoj k ERÚ a poukazuje na to, že v tomto případě byla porušena opakovaně prezentovaná zásada ERÚ "nikoho nepřekvapit". Dále kritizuje, že se tato změna v CR objevila bez předchozího varování, odběratelé ji zaregistrovali na poslední chvíli a přinesla pro ně výhradně negativní dopady. Tyto změny navrhují zástupci AEM zrušit. Následuje komentář sdružení AEM k ustanovení CR 10/2007 4)

Charakteristiky jističů předřazených elektroměrům

Podle sdružení AEM distributoři postupují podle Pravidel pro provozování distribučních soustav a odmítají připojení jističů s charakteristikou jinou než „B“, protože je pro ně výhodná. Ponechání takového rozhodnutí je jen na vůli distributorů a je prakticky nezměnitelné. Proto požaduje AEM doplnění CR č.10/2007, odstavec I.(5) o větu: „Distributor má právo odmítnout instalaci jističe s charakteristikou C, nebo D prokáže-li, že by tím byla ohrožena bezpečnost rozvodného zařízení, nebo provozu sítě“.

květen 2008

Strana 23


3

Komentář k připomínkám skupiny AEM: Ad 1) Návrh na úpravu penalizace při překročení kapacitního účiníku byl vznesen již v loňském návrhu úpravy CR. Na základě této připomínky byla zpracována analýza v rámci prací EGÚ Brno, a.s. z níž byla vyvozena značná nesrovnalost při penalizaci za kapacitní a induktivní překročení účiníku. Byla doporučena inovace této metodiky hodnocení a zpracovány 3 rozdílné návrhy. Připomenutí této odložené problematiky sdružením AEM s dalším novým návrhem má své opodstatnění. Z důvodu zvýšení přehlednosti a sjednocení metodik penalizování překročení účiníku, zhotovitel navrhuje použít metodu procentní přirážky dle velikosti překročení pro výchozí nepenalizovanou hodnotu cosφkapacitní = 0,99, viz. varianta č.2 loňské analýzy – Průběžná zpráva ke smlouvě 71012 – Zpracování podkladů k metodice regulace cen. Ad 3) Současné ustanovení vyhlášky č. 51/2006 Sb., §7 odstavce (5) je přísné v tom smyslu, že neponechává zákazníkovi prostor pro zvýšení rezervované kapacity (např. dodatečné měsíční kapacity) bez placení připojovacího poplatku, který již dříve uhradil. Určitý prostor by měl být zákazníkovi ponechán, buď ve formě časové rezervy nebo ponechání určité minimální rezervy (např. 5%). Konkrétní variantou nápravy současného stavu je modifikace výše uvedeného návrhu AEM, kdy by zákazníkovi byla v určité lhůtě (např. 1–2 let) ponechána možnost zvýšit svůj rezervovaný příkon na původní hodnotu bez poplatku za náklady spojené s připojením a zjištění rezervovaného příkonu. Další možností je úprava části vyhlášky č. 51/2006 Sb., §7 odstavec (5) ve znění: „V případě, že dojde ke smluvnímu snížení rezervované kapacity nebo hodnoty jističe před elektroměrem na hodnotu nižší, než odpovídá rezervovanému příkonu místa připojení zařízení konečného zákazníka, po dobu delší než 24 měsíců, snižuje se hodnota rezervovaného příkonu na hodnotu o 5 % vyšší než je hodnota rezervované kapacity, pokud se provozovatel distribuční soustavy nedohodne se zákazníkem jinak.“. Hodnota rezervy (5 nebo 10%?) je předmětem k diskusi.

3.10 OBECNÉ A DALŠÍ NÁZORY NA NASTAVENÉ PROSTŘEDÍ 3.10.1 Kompenzační mechanismus mezi TSO Skupina ČEZ navrhla, aby v rámci uzavřených smluv s EGÚ Brno byla analyzována a následně deklarována podpora aktivit, které by vedly k většímu propojení trhů s elektřinou, zejména s naším historicky nejbližším sousedem Slovenskem. Dále má analýza referovat o přípravě nového mechanismu přidělování přeshraničních kapacit založené na tzv. flow based metodě. Tato metoda je založena na pojímání regionální sítě jako celku, kde obchodní výměny mezi jednotlivými zeměmi jsou posuzovány podle cenových nabídek s ohledem vlivu každé transakce na úzká místa regionu. V tomto modelu by také obchod mezi ČR a Slovenskem byl omezován úzkým místem např. v Rakousku. Tato metoda dle názoru představitelů skupiny ČEZ nepomáhá k optimálnímu využití přeshraničních kapacit. Proto zde navrhují provést analýzu možných dopadů na přeshraniční obchodování ČR s okolními státy a pokud ta neprokáže pozitivní efekty z případného zavedení změněné metody pro ČR, doporučit ČEPS zajistit zachování stávajícího systému.

květen 2008

Strana 24

3


Komentář - Kompenzační mechanismus mezi TSO Dnešní kompenzační mechanismus mezi provozovateli přenosových soustav (TSO) je stále založen na vzájemně dohodě mezi TSO, jejíž přistoupení stvrzuje daný provozovatel podpisem smlouvy (dohody) a je tedy dobrovolný. V loňském roce ČEPS nepřistoupila ke změně kompenzačního mechanismu založeného na zpoplatnění přeshraničních toků třetích stran podle metodiky IMICA pro její velké nedostatky, přistoupila až v průběhu roku kdy byl dohodnut návrat k původnímu mechanismu. V současné době, dle informací na svých internetových stránkách, používá ČEPS metodiku stanovování přeshraničních kapacit dle postupu ETSO (European Transmission System Operators). Princip vychází z fyzikální podstaty rozdělení změnového toku mezi místem přebytku (dodávky) a místem nedostatku (odběru) v poměru impedancí elektrické cesty na všechny prvky přenosové soustavy. Jednotlivé změnové toky se pak na sebe superponují a tvoří výsledný tok elektrického výkonu po každém prvku sítě. Pro výpočty je použit tzv. „Flow Based“ princip použitím PTDF (Power Transmission Distribution Factors) koeficientů (metodika ETSO). Pro samotné přidělení přeshraničních kapacit je pak použita metoda ICT. Posouzení zda metoda flow based povede k vyššímu využití přeshraničních kapacit záleží na zvoleném optimalizačním kritériu. V zatím navrhovaných přístupech bylo navrhováno kritérium maximalizace zisku pro TSO, jiným možným kritériem by byla maximalizace objemu obchodů. Pro eliminaci obav z neoptimálního využití přeshraničních kapacit je potřeba podrobnější analýzy. Z pohledu zhotovitele by bylo pravděpodobně vhodnější kritérium co největšího objemu obchodů s co největšími volnými profily. Při případném dalším postupu by byla pravděpodobně vhodná spolupráce mezi TSO a obchodníky tak, aby bylo možné nastavit co nejpříznivější parametry metodiky pro podmínky ČR.

3.10.2 Náklady na odchylky Skupina ČEZ poslala tuto připomínku k nákladům na odchylky. Vzhledem k další změně v oblasti oceňování odchylek provedené pro letošní rok, navrhujeme v rámci prací EGÚ Brno provést analýzu dopadů těchto změn a návrh případných úprav nastaveného systému. Považujeme za potřebné navrhnout a zavést dlouhodobě stabilní systém výpočtu odchylek u OTE, včetně stanovení toho, co je do něj zahrnováno. Případný návrh nového řešení je nutné uzavřít a zveřejnit minimálně 2 roky před realizací, aby se hráči na trhu s elektřinou na nové podmínky mohly včas připravit a neměnili jsme pravidla hry uprostřed zápasu. Navrhujeme přehodnotit systém stanovení výše zohledňované ceny odchylky pro účely cen dodavatele poslední instance a pro účely ceny elektřiny na krytí ztrát v distribuční a přenosové soustavě. Současný algoritmus jako takový není pořádku, protože je potřeba uvažovat při stanovení ceny odchylky náklady při „nákupu“ i „prodeji“ v odchylky. Momentálně se uvažují pouze náklady při „nákupu“ odchylky. Náklady na odchylku ztrát se nedají odvodit z celkového diagramu kvůli nejistotě u povinných odkupů elektřiny od obnovitelných zdrojů a u MO kvůli jejich vyšší citlivosti na počasí než u VO. Identifikace problémových otázek a možných kompromisních řešení k rozhodnutí ERÚ ·

Návrh: přehodnotit systém stanovení výše zohledňované ceny odchylky pro účely cen dodavatele poslední instance a pro účely ceny elektřiny na krytí ztrát v distribuční a přenosové soustavě.

·

Návrh nového řešení je uzavřít a zveřejnit minimálně 2 roky před realizací

květen 2008

Strana 25


·

3

Při stanovení ceny odchylky uvažovat náklady na „nákup“ i „prodej“ odchylky.

3.10.3 Optimalizace nákupu Podpůrných služeb Zástupce International Power Opatovice, a. s. navrhuje umožnit dodatečnou nabídku podpůrných služeb ještě 1 - 2 hod před jejich uplatněním. Vznikne tak další prostor pro optimalizaci požadavků i nabídek. Současně je nutno upravit systém oceňování regulační energie a odchylek. Druhá připomínka zástupce International Power Opatovice, a. s. se týká případů vyhlášení stavů nouze. Dle jejich názoru jsou v EZ č.91/2005 Sb, § 54, odst.9 a v následných legislativních předpisech ošetřeny pouze případy odehrávající se v přenosové soustavě (v celé ES ČR). Tzn., že jsou stanoveny fixní výkupní ceny elektřiny a Operátorem trhu nejsou účtovány odchylky. International Power Opatovice, a. s. navrhuje použít obdobný mechanismus při vyhlášení nouzových stavů v distribučních soustavách se všemi právy a povinnostmi z toho plynoucími.

3.10.4 Připomínky k Vyhlášce č. 540/2005 Sb. Sdružení velkých spotřebitelů energie se na základě negativních praktických zkušeností v dalším komentáři věnuje úpravě Vyhlášky č. 540/2005 Sb. ze dne 15.12.2005 o kvalitě dodávek elektřiny a souvisejících služeb v elektroenergetice. Návrhy úprav týkající se § 6; aktuální znění: ·

§ 6 Standard dodržení plánovaného omezení nebo přerušení distribuce elektřiny: / 1 / Standardem dodržení plánovaného omezení nebo přerušení distribuce elektřiny je zahájení a ukončení omezení nebo přerušení distribuce elektřiny v době, která byla jako doba zahájení a ukončení omezení nebo přerušení distribuce elektřiny konečným zákazníkům ohlášena. Zahájení a ukončení plánovaného omezení nebo přerušení distribuce elektřiny provozovatel distribuční soustavy též zveřejní způsobem umožňujícím dálkový přístup. Standard dodržení plánovaného omezení nebo přerušení distribuce elektřiny není dodržen, jestliže provozovatel distribuční soustavy omezí nebo přeruší distribuci elektřiny dříve, než ohlásil, nebo ukončí omezení nebo přerušení distribuce elektřiny později, než ohlásil. / 2 / Za nedodržení standardu dodržení plánovaného omezení nebo přerušení distribuce elektřiny poskytuje provozovatel distribuční soustavy konečnému zákazníkovi náhradu ve výši 10 % z jeho roční platby za distribuci, stanovené podle platného cenového rozhodnutí a rezervované kapacity a množství elektrické práce dodané v předchozím ročním účetním období, maximálně však a) 5 000 Kč v sítích do 1 kV, b) 10 000 Kč v sítích nad 1 kV do 52 kV, c) 100 000 Kč v sítích nad 52 kV.

Navrhované změny sdružení AEM v § 6 jsou tučně zvýrazněna v následujícím znění: ·

§ 6 Standard dodržení ohlášení a dodržení plánovaného omezení nebo přerušení distribuce elektřiny / 1 / Standardem ohlášení a dodržení plánovaného omezení nebo přerušení distribuce elektřiny je ohlášení zahájení a ukončení omezení nebo přerušení distribuce elektřiny a zahájení a ukončení omezení nebo přerušení distribuce elektřiny v době, která byla jako doba zahájení a ukončení omezení nebo přerušení distribuce elektřiny

květen 2008

Strana 26


3

konečným zákazníkům ohlášena. Zahájení a ukončení plánovaného omezení nebo přerušení distribuce elektřiny provozovatel distribuční soustavy též zveřejní způsobem umožňujícím dálkový přístup. Standard dodržení ohlášení a dodržení plánovaného omezení nebo přerušení distribuce elektřiny není dodržen, jestliže provozovatel distribuční soustavy neohlásí nebo omezí nebo přeruší distribuci elektřiny dříve, než ohlásil, nebo ukončí omezení nebo přerušení distribuce elektřiny později, než ohlásil. / 2 / Za nedodržení standardu ohlášení a dodržení plánovaného omezení nebo přerušení distribuce elektřiny poskytuje provozovatel distribuční soustavy konečnému zákazníkovi náhradu ve výši 10 % z jeho roční platby za distribuci, stanovené podle platného cenového rozhodnutí a rezervované kapacity a množství elektrické práce dodané v předchozím ročním účetním období, maximálně však a) 5 000 Kč v sítích do 1 kV, b) 10 000 Kč v sítích nad 1 kV do 52 kV, c) 100 000 Kč v sítích nad 52 kV. Důvodem je dle sdružení AEM skutečnost, že v současné době je z pohledu předmětné vyhlášky pro provozovatele distribuční soustavy výhodnější odstávku neoznámit vůbec, než oznámit a „netrefit“ se do časového úseku stanoveného pro opravu. Pro doplnění AEM uvádí, že v současné době oba dominantní provozovatele distribučních soustav již neoznamují své plánované odstávky (na hladině VN a VVN) formou doporučených dopisů. Pokud tedy konečný zákazník není zákazníkem prodejní organizace patřící do stejné skupiny jako provozovatel distribuční soustavy, nemá prakticky žádnou možnost jak se dozvědět o odstávce – je tak odkázán na pravidelné obcházení příslušných úředních desek. Komentář - Připomínky k Vyhlášce č. 540/2005 Sb. Návrh AEM jen upřesňuje povinnost PDS oznámit svým zákazníkům plánovanou odstávku sítí. V současnosti stačí PDS zveřejnit plánované práce jen prostřednictvím svých internetových stránek. Pro odběratele – zejména pro velkoodběratele – je důležité znát plánované odstávky dostatečně dlouho dopředu, aby se mohli zákazníci na výpadek elektřiny připravit. PDS by měl informovat své odběratele takovým způsobem, aby jim nedodávkou elektřiny nezpůsobil žádnou škodu.

3.10.5 Typové diagramy dodávek Zástupci skupiny ČEZ navrhují zahájit diskusi o změně systému TDD tak, aby TDD reflektoval v tvaru nakupovaného diagramu skutečný poměr NT/VT. Vzhledem k rostoucímu počtu změn dodavatele na hladině NN je u obchodníků riziko, že mohou mít podprůměrnou realizační cenu, ale průměrné náklady (dnešní model TDD neumožňuje férové provázání nákladů a výnosů). Obchodníkům potom nezbude než na to reagovat sbližováním cen NT a VT u silové elektřiny, kdy výsledkem nakonec bude VT = NT (jednotarif). Domnívají se, že to ve svém důsledku přinese další podnět k likvidaci elektrotepla jako kategorie spotřeby a užití elektřiny. Komentář – Typové diagramy dodávek Je pravdou, že současný systém TDD neumožňuje pracovat s informací o poměru odběru ve vysokém a nízkém tarifu a vede ke sbližování cen VT a NT. Zhotovitelé souhlasí se zahájením diskuse nad tímto tématem. Návrh na zpřesnění výpočtů TDD dle časového rozložení ve vysokém a nízkém tarifu (VT a NT) je z technicko – procesního hlediska velmi komplikovaný děj. Přinesl by řadu složitých procedur, které by zvýšily náročnost zpracování systému TDD. V prvé řadě by bylo potřeba rozšířit počet tříd TDD

květen 2008

Strana 27


3

podle počtu spínaných povelů HDO a do takto vyhodnocovaných TDD zavést spínací časy povelů HDO. Tím by vznikly dva „nové“ TDD ve VT a NT, ke kterým by se přiřazoval odhad spotřeby ve vysokém a nízkém tarifu. Tím by vzrostla náročnost zpracovávání TDD, přičemž přínosy pro zvýšení přesnosti nejsou dopředu známy. V současnosti si lze těžko představit zvýšení počtu tříd TDD podle aktuálního počtu vysílacích povelů. Vedlo by to k neúměrnému zvýšení počtu tříd spojenou se zvýšením náročnosti na zpracování TDD u všech dotčených stran – PDS, OTE i zpracovatelé TDD. Zvýšení náročnosti se dá očekávat i v případě jakéhosi „agregovaného přístupu“, ve kterém by byly např. zohledněny pouze největší skupiny vysílacích povelů. V každém případě se dá odhadnout, že zahrnutí informací o poměru odběru ve VT a v NT by vedlo ke zvýšení počtu vzorků a náročnosti na zpracování TDD včetně příslušné aktualizace systému použití TDD u OTE.

3.10.6 Pravidla ve stavu nouze pro DS Pan Jiří Pěnka, zástupce společnosti International Power Opatovice, a.s., zaslal podnět k řešení stavu nouze v DS. Pokud dojde k vyhlášení stavů nouze (viz. EZ č.91/2005 Sb, § 54, odst.9) jsou v následných legislativních předpisech ošetřeny pouze případy odehrávající se v přenosové soustavě (v celé ES ČR) tzn. jsou stanoveny fixní výkupní ceny elektřiny a Operátorem trhu nejsou účtovány odchylky. Obdobný systém řešení navrhuje pan Pěnka aplikovat i při vyhlášení nouzových stavů v distribučních soustavách se všemi právy a povinnostmi z toho plynoucími.

3.10.7 Používané pojmosloví Připomínka skupiny ČEZ se týká problému s různými pojmy zavedenými různými právními předpisy v energetice. Bylo by vhodné sladit pojmy z vyhlášky 540/2005 Sb. (o kvalitě) a pojmy z Pravidel trhu. Jedná se o pojmy ·

umožnění distribuce

·

účinnost změny dodavatele

·

termín zahájení přenosu

·

zahájení dodávky

·

zaregistrování zahájení dodávky

·

atd.

květen 2008

Strana 28

4

První dílčí plnění smlouvy č. 81009 - Způsob stanovení míry ztrát a příslušného korekčního faktoru

4

ZPŮSOB STANOVENÍ MÍRY ZTRÁT A PŘÍSLUŠNÉHO KF

Na základě analýzy přístupu ke stanovení míry ztrát a korekčního faktoru na ztráty v 1. a 2. regulačním období a analýzy fungování použité metodiky v prostředí regulovaných cen v oblasti elektroenergetiky ve vazbě na obchod s elektřinou, jsou v této kapitole zpracovány návrhy a doporučení způsobu stanovení míry ztrát a příslušného korekčního faktoru na ztráty v přenosové a distribučních soustavách pro 3. regulační období. Výchozí diskuse s objednatelem proběhla dne 22.2.2008 v EGÚ Brno, a. s. a další jednání zástupců ERÚ, E.ON Distribuce, a. s. a zhotovitele ke způsobu stanovení technických ztrát v distribučních sítích se konalo dne 5.5.2008 rovněž v EGÚ Brno, a. s. Byl diskutován algoritmus výpočtu používaný v E.ON Distribuce, a. s. z hlediska citlivosti výsledků na parametry použité při výpočtu podle původní vyhlášky 153/2001 Sb.

4.1

ZPŮSOB STANOVENÍ MÍRY ZTRÁT V RDS V 1. A 2. REG. OBDOBÍ

4.1.1 Přístup použitý v 1. regulačním období -

Míra ztrát mzx byla stanovena po napěťových úrovních jako podíl velikosti ztrát ZTx na napěťové úrovni a energie Evx na vstupu do napěťové úrovně, včetně transformace

m zx =

ZTx Evx

(p.j.)

-

V letech 2002 – 2003 byla míra ztrát zaokrouhlena na 5 desetinných míst.

-

V roce 2004 byla míra ztrát zaokrouhlena dolů na 5 desetinných míst.

-

Z míry ztrát byla stanovena velikost povolených ztrát, ze které byly vypočítány proměnné náklady vynásobením cenou silové elektřiny na ztráty, stanovenou regulátorem.

-

V rámci úvah byla pro dané varianty roků 2002 a 2003 míra ztrát rozdělena na míru technických ztrát (mtz) a míru obchodních ztrát (moz). Pro rok 2004 je k dispozici pouze celková míra ztrát.

4.1.2 Přístup použitý ve 2. regulačním období -

Pro rok 2005 byla analyticky stanovena velikost mtz a moz. Míra obchodních ztrát se meziročně snižovala koeficientem 2,085 % tak, že se za 5 let původní hodnota ztrát sníží o 10%. Korigovaná míra obchodních ztrát pro rok 2005 byla stanovena pomocí vzorce: 1

æ 2,085 ö korig .moz = moz * ç1 ÷ 100 ø è

(p.j.)

Postup při stanovení výchozích hodnot normativů celkové míry ztrát pro rok 2005: o

Normativ mtz a moz byl pro výchozí stav odvozen z podkladů podle skutečnosti pro rok 2003 a předpokladu uvedeném ve výkazu 12-B1 (dříve B2-12) pro rok 2005 (tj. velikost ztrát na napěťové úrovni a celková velikost energie na vstupu do této úrovně). Velikost obchodních ztrát pro rok 2005 byla odvozena úměrou z roku 2003, tj. z poměru celkového vstupu energie a celkových obchodních ztrát.

o

Normativ byl stanoven ze součtu energií na vstupu pro roky 2003 a 2005 a součtu technických a obchodních ztrát.

květen 2008

Strana 29

4


Analyticky byly stanoveny koeficienty rozdělení celkových ztrát na napěťové úrovně úměrně součtu technických a obchodních ztrát roků 2003 a 2005 na těchto úrovních.

o

-

Pro rok 2006 byly míry ztrát mtz a moz stanoveny EuroEnergy; koeficient snížení moz se pro rok 2006 neuplatňoval. Koeficienty rozdělení celkových ztrát na napěťové úrovně zůstaly stejné jako pro rok 2005.

-

Pro roky 2007 a 2008 se velikost moz snižovala s 1. a 2. mocninou.

-

Algoritmus výpočtu ceny za použití sítí na jednotlivých napěťových úrovních zahrnuje alokaci celkových ztrát, stanovených z normativu ztrát a energie na vstupu do celé soustavy PDS, úměrně koeficientům stanoveným analyticky regulátorem. Při výpočtu normativu ztrát na napěťové úrovně se vychází z celkové míry ztrát mz, avšak ve skutečnosti některé regionální PDS uvádí obchodní ztráty pouze na NN (nebo i VN).

4.1.3 Analýza průběhů míry ztrát V grafech na obrázku 4.1 jsou pro jednotlivé regionální distribuční společnosti uvedeny průběhy povolených a skutečných mír celkových ztrát, ze kterých je patrna značná nesrovnalost mezi oběma parametry. Pro roky 2008 a 2009 jsou míry ztrát odvozeny z předpokladu bilance uvedené v 12-B1. ČEZ Distribuce - Vývoj povolené míry ztrát

ČEZ Distribuce - Vývoj skutečné míry ztrát

8,0

8,0 7,5

7,5

SČE STE

6,5

VČE

6,0

SČE

7,0

SME %

%

7,0

SME STE

6,5

VČE

6,0

ČEZ (ZČE)

ČEZ (ZČE)

5,5

5,5

5,0 5,0

2002 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2003

2004

2005

2006

2007

2009

2008 pl án

2009 pl án

rok

rok

E.ON Distribuce - Vývoj povolené míry ztrát

E.ON Distribuce - Vývoj skutečné míry ztrát

8,5

8,5

8,0

8,0 7,5

7,5

E.ON (JME)

7,0

JČE

%

%

JČE

E.ON (JME)

7,0 6,5

6,5

6,0 6,0

2002 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2003

2004

2005

2007

2008 pl án

2009 plán

rok

rok

PRE, a. s. - Vývoj skutečné míry ztrát

PRE, a. s. - Vývoj povolené míry ztrát 8,0

8,0

7,5

7,5

7,0

7,0

6,5

6,5

6,0

6,0

%

%

2006

2009

5,5

5,5

5,0

5,0

4,5

4,5 4,0

4,0 2002

2003

2004

2005

2006

rok

2007

2008

2009

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008 plán 2009 plán

rok

Obr. 4.1 Vývoj povolené (normativní) a skutečné míry ztrát

květen 2008

Strana 30

4


Na základě požadavku E.ON Distribuce, a. s. byl od roku 2008 regulátorem snížen normativ míry obchodních ztrát tak, aby celková míra ztrát byla 7,3 %. Zatímco normativy míry celkových ztrát zůstávají v průběhu 2. regulačního období stabilní a vykazují mírný pokles úměrný meziroční regulaci obchodních ztrát, skutečné míry ztrát zaznamenávají pokles větší a v případě E.ON Distribuce, a. s. došlo v roce 2006 k mimořádnému snížení vzhledem k jednorázovému vyrovnání objemu nevyfakturované elektřiny v tomto roce. V každém případě vykazují skutečné míry ztrát podstatně nižší úroveň (kromě E.ON Distribuce, a. s. v roce 2005), jak vyplývá z tabulky 4.1.

Společnost

Rok

Normativ míry ztrát (%) technické obchodní celkové

Skutečné míry ztrát (%) technické obchodní celkové

ČEZ Distribuce, a. s.

E.ON Distribuce, a. s.

PREdistribuce, a. s.

2006 2007 2008 2009 2005 2006 2007 2008 2009 2005 2006 2007 2008 2009

5,840 5,840 5,840 5,840 5,656 6,350 6,350 6,350 6,350 5,590 5,690 5,690 5,690 5,690

0,840 0,822 0,805 0,789 1,741 1,580 1,547 0,950 0,930 1,387 0,590 0,578 0,566 0,554

6,680 6,662 6,645 6,629 7,397 7,930 7,897 7,300 7,280 6,977 6,280 6,268 6,256 6,244

5,423 5,146

0,624 0,592

6,047 5,738

6,238 6,136 6,108

1,554 -0,137 0,892

7,792 5,999 7,000

4,692 4,489 4,218

0,476 0,405 0,325

5,168 4,895 4,543

Tab. 4.1 Normativní a skutečné míry ztrát ve 2. regulačním období Velikost míry ztrát je přímo úměrná celkové velikosti ztrát v RDS a nepřímo úměrná velikosti elektřiny na vstupu do RDS v příslušném roce. Velikosti povolených (normativních), plánovaných a skutečných ztrát ve 2. regulačním období jsou uvedeny v tabulce 4.2. Plánované ztráty jsou vykazovány RDS ve výkazech 12-B1 jako předpoklad pro příští období. Z tabulky vyplývá, že kromě PREdistribuce, a. s. je snaha vykazovat velikost plánovaných ztrát v příštím období na úrovni normativních ztrát, které jsou však proti skutečným ztrátám výrazně vyšší.

Společnost

Rok

Povolené ztráty (MWh) technické obchodní celkové

Plánované ztráty (MWh) technické obchodní celkové

Skutečné ztráty (MWh) technické obchodní celkové

2006 2007 2008 2009 2005 2006 2007 2008 2009 2005 2006 2007 2008 2009

2 599 287,9 2 669 408,7 2 754 582,0 2 799 754,4 751 725,0 891 866,0 912 505,6 926 760,3 923 203,6 374 697,4 398 627,8 398 279,7 410 752,6 418 530,5

2 973 158,1 2 693 484,4 2 817 900,0 2 843 000,0 992 720,0 1 113 779,1 900 035,0 936 570,0 919 652,0 465 000,0 439 961,8 318 115,4 317 300,0 306 300,0

2 425 374,0 2 358 204,3

279 126,0 271 395,7

2 704 500,0 2 629 600,0

855 991,4 866 490,4 868 716,8

213 195,4 -19 416,2 126 917,8

1 069 186,7 847 074,2 995 634,6

313 225,2 305 440,0 289 408,0

31 774,8 27 560,0 22 322,0

345 000,0 333 000,0 311 730,0

ČEZ Distribuce, a. s.

E.ON Distribuce, a. s.

PREdistribuce, a. s.

373 870,2 375 728,4 379 698,4 378 254,5 231 414,0 221 913,1 222 306,5 138 649,2 135 209,3 92 977,9 41 334,0 40 457,9 40 858,7 40 749,7

2 973 158,1 3 045 137,1 3 134 280,4 3 178 008,9 983 139,0 1 113 779,1 1 134 812,1 1 065 409,5 1 058 412,9 467 675,3 439 961,8 438 737,6 451 611,3 459 280,2

0,0 290 600,0 324 400,0 327 000,0 0,0 0,0 224 165,0 128 830,0 126 771,6 0,0 0,0 45 000,0 24 700,0 23 700,0

2 973 158,1 2 984 084,4 3 142 300,0 3 170 000,0 992 720,0 1 113 779,1 1 124 200,0 1 065 400,0 1 046 423,6 465 000,0 439 961,8 363 115,4 342 000,0 330 000,0

Tab. 4.2 Velikost povolených, plánovaných a skutečných ztrát ve 2. regulačním období

květen 2008

Strana 31

4


Vývoj povolených (normativních) a skutečných ztrát v 1. a 2. regulačním období je znázorněn na obrázku 4.2. V diagramech jsou rovněž uvedeny plánované ztráty pro roky 2008 a 2009 z výkazů 12-B1. Vývoj skutečných ztrát ČEZ z údajů 12-B1 a povolených ztrát 3 500 000

3 000 000

ztráty [MWh/r]

2 500 000

SČE sk. SME sk. STE sk. VČE sk. ZČE sk. SČE pov. SME pov. STE pov. VČE pov. ZČE pov.

2 000 000

1 500 000

1 000 000

500 000

0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

pl.2008

pl.2009

Vývoj skutečných ztrát EON z údajů 12-B1 a povolených ztrát 1 200 000

1 000 000

ztráty [MWh/r]

800 000

JČE sk. JME sk. JČE pov. JME pov.

600 000

400 000

200 000

0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

pl.2008

pl.2009

Obr. 4.2 Vývoj povolených (normativních) a skutečných ztrát

květen 2008

Strana 32

4


Vývoj skutečných ztrát PRE z údajů 12-B1 a povolených ztrát 480 000

460 000

440 000

ztráty [MWh/r]

420 000

400 000 skutečné povolené 380 000

360 000

340 000

320 000

300 000 2002

2003

2004

2005

2006

2007

pl.2008

pl.2009

Obr. 4.2 – pokračování: Vývoj povolených (normativních) a skutečných ztrát Detail vývoje normativních (povolených) a skutečných ztrát ve 2. regulačním období pro společnosti ČEZ Distribuce, a. s. a E.ON Distribuce, a. s. je znázorněn v grafech na obrázku 4.3.

Vývoj skutečných ztrát ČEZ z údajů 12-B1 a povolených ztrát 3 300 000

3 200 000

ztráty [MWh/r]

3 100 000

3 000 000 ČEZ sk. ČEZ pov. 2 900 000

2 800 000

2 700 000

2 600 000 2006

2007

pl.2008

pl.2009

Obr. 4.3 Detail vývoje normativních a skutečných ztrát ve 2. regulačním období

květen 2008

Strana 33

4


Vývoj skutečných ztrát EON z údajů 12-B1 a povolených ztrát 1 200 000

1 150 000

1 100 000

ztráty [MWh/r]

1 050 000

EON sk. EON pov.

1 000 000

950 000

900 000

850 000

800 000 2005

2006

2007

pl.2008

pl.2009

Obr. 4.3 – pokračování: Detail vývoje normativních a skutečných ztrát ve 2. reg. období

4.2

KOREKČNÍ FAKTOR ZA POUŽITÍ SÍTĚ REGIONÁLNÍCH PDS -

KF za použití sítě byl za skutečnost roku 2002 uplatněn v cenách pro rok 2004. Byly spočteny výnosy od CHZ a OZ za RK a použití sítě, náklady na RK a použití PPS a sousedních RDS. Byly stanoveny „kontrolní výnosy“ (KV) a rozdíl KV a povolených výnosů za RK a povolených nákladů na ztráty. Přitom byl uplatněn rozptyl 3%.

-

V KF pro skutečnost roku 2003 nebyla korekce za použití sítě v cenách pro rok 2005 uplatněna, uvažovala se pouze korekce stálé složky. V roce 2005 byl totiž zaveden normativ pro technické a obchodní ztráty, přičemž normativ celkové míry ztrát aplikuje operátor trhu při stanovení velikosti ztrát v RDS.

-

Pro roky 2004 až 2006 se regulační korekce za skutečnost použití sítě neuvažovala.

-

Od roku 2005 byly pro 2. regulační období zavedeny normativy míry technických ztrát mtz a obchodních ztrát moz, podle kterých se uznávalo množství ztrát při stanovení velikosti proměnných nákladů. Proměnné náklady nejsou předmětem regulační korekce.

květen 2008

Strana 34

4


4.3

ZPŮSOB STANOVENÍ MÍRY ZTRÁT V PS V 1. A 2. REG. OBDOBÍ

4.3.1 Přístup použitý v 1.a 2. regulačním období -

Povolená míra ztrát mz byla stanovena jako podíl očekávané velikosti ztrát ZT v sítích PS včetně transformace PS/DS a plánovaného množství energie Ev na vstupu do PS včetně kontrahovaného tranzitu (od roku 2008 se uvažuje vstup bez systémového tranzitu):

mz =

ZT Ev

(p.j.)

-

V letech 2002 – 2003 byla hodnota povolené míry ztrát zaokrouhlena na 5 desetinných míst.

-

V roce 2004 a 2005 byla hodnota povolené míry ztrát zaokrouhlena dolů na 5 desetinných míst.

-

Od roku 2006 včetně se hodnota povolené míry ztrát nezaokrouhluje.

-

Z míry ztrát byla stanovena velikost povolených ztrát tak, že v letech 2002 až 2005 se vycházelo z množství elektřiny na výstupu z PS, od roku 2006 včetně se používá množství elektřiny na vstupu.

-

Proměnné náklady byly stanoveny vynásobením velikosti povolených ztrát cenou silové elektřiny na ztráty, stanovenou regulátorem.

Vývoj povolené míry ztrát v přenosové soustavě v průběhu 1. a 2. regulačního období je uveden na obrázku 4.4.

Vývoj míry ztrát 2,0 1,8

%

1,6

1,4 1,2

1,0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

rok

Obr. 4.4 Vývoj povolené míry ztrát v PS v 1. a 2. regulačním období

květen 2008

Strana 35

4


4.4

KOREKČNÍ FAKTOR ZA POUŽITÍ PŘENOSOVÉ SÍTĚ -

KF za použití sítě za skutečnost roku 2002 byl zahrnut do KF systémových služeb pro ceny roku 2004.

-

KF za použití sítě za skutečnost roku 2003 byl uplatněn v cenách pro rok 2005. Kontrolní ztráty (KZ) se nacházely uvnitř rozptylu 5% od povolených ztrát stanovených součinem povolené míry ztrát a skutečného množství elektřiny na vstupu: KF = (skut.náklady na skut. ztráty) – (KZ * povolená cena SE na ztráty)

-

KF za skutečnost od roku 2004 se skládá z následujících položek: KF nákladový = (skut.cena SE) * (skut. ztráty – KZ) KF cenový

= (skut.cena SE – pov. cena SE) * (pov. ztráty) * (1 - %podíl pro ČEPS)

KF výnosový = (pov. ztráty * pov. cena SE) + (KFi-2) – (skut. výnosy) Podíl pro ČEPS u KF cenového je 10 %. -

4.5

Od regulovaného roku 2006 včetně se podstatná část korekčního faktoru za skutečnost roku i-2 vyrovnává již na začátku roku i-1 s fondem z příjmů z aukcí na přeshraničních profilech, takže do KF vstupuje pouze zbývající část po upřesnění velikosti KF, se započtením časové hodnoty peněz. To má stabilizující účinek na cenu za použití přenosové sítě v regulovaném roce i.

SHRNUTÍ POSTUPŮ POUŽÍVANÝCH PŘI STANOVENÍ ZTRÁT V DS

V rámci přípravy regulačního výkaznictví a úpravy metodiky regulace pro 3. regulační období požádal Energetický regulační úřad jednotlivé regionální distribuční společnosti o upřesnění vstupních údajů a postupů při stanovení ztrát v distribuční soustavě, uváděných ve výkaze 12-B1. Na základě těchto informací bude pro následující regulační období upřesněna a sjednocena metodika vyhodnocování ztrát pro výkazy jednotlivých PDS. První část dotazů směřovala k současným metodám vyhodnocování ztrát, jejich rozdělování na technické a obchodní ztráty včetně rozdělení do jednotlivých napěťových hladin, dále se pak zabývala metodami vyhodnocování obchodních ztrát v roce 2007, metodou vyhodnocování nevyfakturované elektřiny a typy měření na jednotlivých napěťových hladinách. V druhé doplňující části PDS informovali o metodách vyhodnocování nákladů na ztráty ve 2. regulačním období, jejich účtování, vývoji nevyfakturované elektřiny a neoprávněných odběrů elektřiny, včetně nákladů na jejich eliminaci.

4.5.1 Současná metodika vykazování celkového objemu ztrát ve výkazu 12-B1 Současná metodika pro určování skutečných celkových ztrát, jejichž hodnota je stanovována měsíčně, je podobná u všech provozovatelů regionálních DS. Roční hodnota ztrát elektrické energie ve výkaze 12-B1 je součtem jednotlivých měsíčních hodnot. Drobná odlišnost v postupu je pouze ve výpočtu nevyfakturované elektřiny, která je jeho součástí. Při stanovení celkového objemu ztrát uváděného ve výkazu 12-B1 se vychází z bilančních sald jednotlivých napěťových hladin, kdy na jedné straně jsou měřená data na vstupech do DS, na druhé straně odběry výstupů s měřením typu A, B a ostatní spotřeba PDS. Od této bilanční hodnoty, která v sobě obsahuje MO (měření typu C) a celkové ztráty, je odečtena hodnota vyfakturované a nevyfakturované elektřiny (hodnota měsíční dodávky MO). Tímto způsobem je získána skutečná hodnota celkových ztrát (technické + obchodní), jak vyplývá z obrázku 4.5.

květen 2008

Strana 36

4


Společnost ČEZ Distribuce, a. s. z důvodu dodržení termínů závěrkových prací v daném měsíci využívá bilance elektřiny sestavené primárně z údajů OTE. Hodnota skutečných celkových ztrát je pak vypočtena procentem z bilančně zjištěného součtu dodávky MO+Ztrát. Použité procento pro jednotlivé měsíce bylo stanoveno z modelového vztahu mezi fakturací a dodávkou v dlouhodobé časové řadě a z podílu dodávky maloodběru na celkové dodávce v jednotlivých měsících. Po 2-3 dnech je velikost MO+ztráty kontrolována s postupem popsaným v předešlém odstavci. Za rok 2007 byl rozdíl mezi oběma postupy 0,02%. U všech 3 RDS je tedy postup stanovení celkových ztrát rozdílný oproti postupu OTE. Provozovatelé regionálních distribučních soustav nevychází z velikosti vtoku do soustavy, ale z kategorie MO+ztráty, jež rozdělují na MO a ztráty pomocí výpočtu, ve kterém figuruje výpočet nevyfakturované elektřiny.

Přenosová soustava

Měření předávaná na OTE

Distribuční soustava 1

Distribuční soustava 2

Distribuční soustava 3 OTE

OTE OTE Měření typu A Měření typu B

Ztráty Měření typu C

MO + ztráty

Obr. 4.5 Schéma měřených údajů použitých k určení ztrát v distribuční soustavě

4.5.2 Metodika vykazování technických ztrát a jejich rozdělení v letech 2005-06 V letech 2005 a 2006 vykazovali všichni tři distributoři bez výjimky technické ztráty podle dnes již zrušené vyhlášky č. 153/2001 Sb. Ministerstva průmyslu a obchodu. Žádný PDS nepoužil k určení technických ztrát normativ (%) aplikovaný na vstupní nebo výstupní data, stanovený ERÚ ani jinou doplňující metodu.

4.5.3 Plánovaná metoda určování technických ztrát za rok 2007 Ačkoli právní závaznost vyhlášky č. 153/2001 Sb. byla zrušena její metodická hodnota je i nadále použitelná a tudíž všichni PDS ji plánují i nadále v roce 2007 využít ke stanovení technických ztrát. PREdistribuce pouze aktualizovala parametry technických prvků sítě a ostatních síťových zařízení, používané pro výpočty a aktualizované hodnoty zaslala na ERÚ.

květen 2008

Strana 37

4


4.5.4 Metodika vykazování obchodních ztrát a jejich rozdělení v letech 2005-06 Pro stanovení obchodních ztrát (netechnických; „černé“ odběry, chyby měření) nebyl v letech 2005 a 2006 použit normativ stanovený ERÚ, nýbrž ztráty byly dopočítávány všemi PDS z celkové hodnoty ztrát odečtením ztrát technických, stanovených dle vyhlášky č.153/2001 Sb. Následné rozdělení do napěťových hladin bylo provedeno na základě odborných odhadů a zkušeností (např. u ČEZ Distribuce je procentní rozložení do napěťových hladin následující: 5% celkových obchodních ztrát na hladině VN, 95% celkových obchodních ztrát na hladině NN). Tento postup vykazování obchodních ztrát uplatňují všichni PDS i v roce 2007. Rozdělení celkového množství obchodních ztrát na jednotlivé napěťové hladiny provede E.ON Distribuce, a.s. procentními poměry, korigovanými v případech odhalení neoprávněných odběrů.

4.5.5 Způsoby vykazování nevyfakturované elektřiny Z výsledků odpovědí jednotlivých PDS vyplývá, že určování nevyfakturované elektřiny je velice složitá záležitost s mnoha proměnnými. PRE Distribuce, a.s. vychází při jejím určování ze systému SAP a z odhadu spotřeby podle TDD, které jsou korigovány dle skutečných průběhů teplot ve vztahu k teplotnímu normálu v daném období. Pro zpřesnění a kontrolu se provádí další pravidelné výpočty metodou sezónních koeficientů, která vychází z lineárního průběhu spotřeby odběrů a jejich sezónní závislosti. Na základě výsledků je pak stanovena co nejvěrnější hodnota nevyfakturované elektřiny. Oproti tomu ČEZ Distribuce, a.s. využívá systém SAP pouze ke kontrole výsledků získaných z celkové dodávky MO (získané dle metody určování celkových ztrát), která je rozdělena na MOO a MOP na základě procenta stanoveného z dlouhodobé časové řady. Rozdíl mezi takto určenou dodávkou elektřiny a měsíčního objemu fakturace je pak výše změny stavu nevyfakturované elektřiny. Skupina E.ON Distribuce, a.s. využívá k výpočtu nevyfakturované elektřiny simulační metodu, respektující sezónní vlivy i termíny účetních uzávěrek a skutečné termíny odečítání odběrných míst. Metoda vychází ze simulace zúčtování jednotlivých smluv zvlášť pro MOO a MOP až do posledního dne fiskálního měsíce. Během této doby se simulovaná částka, množství a stálý plat lineárně rozdělují na jednotlivé měsíce, respektujíce změny cen. Výsledné hodnoty (kWh, Kč/kWh) jsou přepočítány sezónním koeficientem. Dále je určen koeficient meziročního růstu/poklesu pro konkrétní měsíc a rok, kterým jsou přepočítány všechny hodnoty statistik. Nevyfakturovaná elektřina se ověřuje i zpětně, kdy je většina odběrů již vyfakturována. Odchylka mezi simulací a zpětným ověřením se pohybuje kolem 2%.

4.5.6 Typy měření na hladinách VVN a VN V současné době mají všichni PDS na odběrných místech na hladinách VVN a VN nainstalované měření typu A nebo B. Měření typu C se vyskytuje pouze na hladinách NN.

4.5.7 Metodika stanovování hodnoty nákladů na ztráty ve výkazu 12-HV a účtování ztrát Každá z dotazovaných distribučních společností účtuje celkové ztráty, bez rozdělení na ztráty technické a obchodní.

květen 2008

Strana 38

4


Hodnota nákladů PREdistribuce, a.s na ztráty se rovná hodnotě dodavatelských faktur za elektřinu nakoupenou na ztráty od příslušných dodavatelů (PRE, a. s. + malé zdroje energie). Účtované náklady na ztráty ve společnosti E.ON Distribuce, a. s. se skládají z nákladů na nákup elektřiny z obnovitelných zdrojů za ceny stanovené příslušným cenovým rozhodnutím a zbytek do výše skutečně zjištěných ztrát nakupovaný od vybraného obchodníka za smluvní cenu, která se rovná nebo je velmi blízká ceně ztrát stanovené ERÚ pro výpočet cen distribuce elektřiny na daný rok. Tyto údaje v účetnictví odpovídají příslušným údajům ve výkazu 12-HV v řádcích NP05 Elektrická energie-ztráty a NP06 Platby pro podporované zdroje. Postup je tedy jen podobný postupu specifikovaném v příloze č. 3 vyhl. č. 150/2007 Sb., která kalkuluje náklady na ztráty dle ceny stanovené ERÚ a míry povolených ztrát. V účetnictví a následně i ve výkazu 12-HV jsou zaúčtovány a uvedeny skutečné dosažené hodnoty. U ČEZ Distribuce, a. s. odpovídá hodnota nákladů na ztráty ve výkazu 12-HV sledování nákladů v účetnictví společnosti. Objem ztrát je převzat z vyhodnocení OTE. Náklady na ztráty jsou v účetnictví rozděleny na ty, které jsou vykoupeny v rámci povinného výkupu z obnovitelných zdrojů a na nákup silové elektřiny na ztráty od obchodníka. V rámci povinného výkupu z obnovitelných zdrojů je silová elektřina oceněna průměrnou nákupní cenou elektřiny pro krytí ztrát v distribuční soustavě pro daný rok, nákup silové elektřina na ztráty od obchodníka je oceněn cenou stanovenou ve smlouvě mezi obchodníkem a ČEZ Distribuce, a.s.

4.5.8 Vývoj nevyfakturované elektřiny a náhrad škod za neoprávněný odběr V tabulce 4.3 je zachycen vývoj za nevyfakturovanou elektřinu jednotlivých PDS v daných letech. U společností ČEZ Distribuce, a. s. a E.ON Distribuce, a. s. není možné hodnoty před rokem 2005 konzistentně rekonstruovat, neboť v jednotlivých regionálních distribučních společnostech před sloučením existovaly nesrovnalosti, které byly částečně narovnány v roce 2007. Z tohoto důvodu vykázaný stav nevyfakturované elektřiny v roce 2007 nemá přímý vztah k vykázaným ztrátám. Ve společnosti PREdistribuce byla před r. 2005 evidována souhrnná složka za nevyfakturovanou elektřinu tj. cena silové elektřiny a cena za distribuci.

Vývoj nevyfakturované elektřiny v letech 2003 - 07 Rok 2003 2004 2005 2006 2007

PRE GWh mil.Kč 540,2 926,1 552,0 1 100,0 511,5 1 201,0 435,2 725,4 359,1 764,2

ČEZ

E.ON mil.Kč

GWh

mil.Kč

GWh

6 560,2 6 026,6 6 396,8

8 316,1 8 051,1 8 760,9

1 341,2 1 362,3 1 529,0

1 310,4 904,2 861,5

Tab. 4.3 Vývoj nevyfakturované elektřiny v letech 2003 - 2007 Na závěr distributoři uvedli statistiku zjištěných neoprávněných odběrů, vývoj celkových náhrad škod na jednotlivých napěťových hladinách. Stav je přehledně zachycen v tabulce 4.4. V PRE Distribuce, a.s. se jedná o údaje z hladiny NN, neboť na vyšších napěťových hladinách nebyly žádné neoprávněné odběry zjištěny. Některé vykazované údaje nemusí, z důvodu soudních procesů, přesně odpovídat vyinkasovaným penalizacím. ČEZ Distribuce, a. s. nemá údaje za období let 2003 – 2005 k dispozici, relevantní hodnoty jsou k dispozici poprvé za rok 2006.

květen 2008

Strana 39

4


Vývoj náhrad škod za neoprávněný odběr elektřiny v letech 2003 - 07 PRE Rok

2003 2004 2005 2006 2007

Počet případů NO NN NN NN NN VN NN VN

Předepsaná výše náhrad [mil. Kč]

ČEZ

E.ON

Skutečně Výdaje spojené získaná částka Počet Celková výše Počet s řešením NO v daném roce případů NO náhrad [mil. Kč] případů NO [mil. Kč] [mil. Kč]

282 359 403 406

35,961 44,277

7,627 16,007 25,121 31,848

404

39,054

28,912

1 592 7 1 547 9

98,024 14,671 101,279 11,591

88,695 98,683

Celková výše náhrad [mil. Kč]

250 441 893 2 315

3,371 3,907 6,546 7,856

752 2

9,361 6,155

Tab. 4.4 Vývoj náhrad škod za neoprávněný odběr elektřiny v letech 2003 - 2007

4.6

CITLIVOST METODIKY VYKAZOVÁNÍ TECHNICKÝCH ZTRÁT V DS

Dne 5.5.2008 proběhlo v EGÚ Brno, a. s. jednání zástupců ERÚ, E.ON Distribuce, a. s. a zhotovitele ke způsobu stanovení technických ztrát v distribučních sítích. Byl diskutován algoritmus výpočtu používaný v E.ON Distribuce, a. s. z hlediska citlivosti výsledků na parametry použité při výpočtu podle původní vyhlášky 153/2001 Sb. Konstatovalo se, že provozovatelé DS se snaží sjednotit přístup ke způsobu stanovení technických ztrát v distribučních sítích v rámci ČSRES. Postup stanovení technických ztrát pro účely výkazu 12-B1 vychází z podmínek definovaných v dnes již zrušené vyhlášce č. 153/2001 Sb. Ministerstva průmyslu a obchodu:

4.6.1 Ztráty technické stálé ·

Koróna

Vzhledem k velikosti průřezu vedení vvn jsou tyto ztráty v souladu s přílohou vyhlášky zanedbávány. ·

Svod

Stanovení těchto ztrát je založeno na znalosti délek venkovního vedení v jednotlivých napěťových hladinách a s využitím průměrných hodnot pro km vedení a rok dle postupu v příloze vyhlášky. ·

Dielektrikum

Stanovení dielektrických ztrát kabelů je založeno na znalosti délek kabelového vedení v jednotlivých napěťových hladinách a s využitím průměrných hodnot pro km vedení a rok dle postupu v příloze vyhlášky. ·

Transformace naprázdno

Stanovení ztrát transformátorů naprázdno je založeno na znalosti počtu transformátorů jednotlivých napěťových hladin a údajích jmenovitých ztrát naprázdno buď pro jednotlivé transformátory nebo pro výkonové řady dle postupu v příloze vyhlášky. ·

Trvalá spotřeba měřících prvků

Stanovení ztrát způsobených trvalou spotřebou měřících prvků je založeno na znalosti počtu a typu měřících zařízení s využitím průměrných příkonů napěťových a přepínacích cívek elektroměrů dle postupu v příloze vyhlášky.

květen 2008

Strana 40


·

4

Trvalá spotřeba řídících prvků

Stanovení ztrát způsobených trvalou spotřebou řídících prvků je založeno na znalosti počtu a typu řídících zařízení s využitím průměrných příkonů těchto zařízení dle postupu v příloze vyhlášky.

4.6.2 Ztráty technické proměnné ·

Jouleovy ztráty vedení

Stanovení Jouleových ztrát je založeno na základě znalosti parametrů sítí jednotlivých napěťových hladin, dále na informaci o celkovém množství opatřené energie a určení doby plných ztrát dle postupu v příloze vyhlášky. ·

Transformace nakrátko

Stanovení ztrát transformátorů nakrátko je založeno na znalosti počtu transformátorů jednotlivých napěťových hladin a údajích jmenovitých ztrát nakrátko buď pro jednotlivé transformátory nebo pro výkonové řady, dále s určením doby plných ztrát a zatěžovatele dle postupu v příloze vyhlášky. ·

Ztráty spojů – přechodových odporů

Tento typ ztrát je stanoven pro jednotlivé hladiny s využitím příslušného procenta z proměnných ztrát dle postupu v příloze vyhlášky. ·

Jouleovy ztráty jistících prvků

Tento typ ztrát je stanoven pouze pro napěťovou hladinu NN s využitím paušálních hodnot pro km vedení a rok dle postupu v příloze vyhlášky.

4.6.3 Citlivost výsledků na změnu parametrů podle vyhlášky 153/2001 Sb. Velikost technických ztrát stanovených výpočetním algoritmem v souladu s vyhláškou č. 153/2001 Sb. byla kontrolována z hlediska citlivosti na změnu parametrů zejména pro variantu výpočtu č. 2, která používá paušální hodnoty definované ve vyhlášce v poměrně širokém pásmu. Malý vliv na výslednou hodnotu technických ztrát má změna parametrů těch složek, které nejsou ve skladbě technických ztrát rozhodující. Vysoký vliv na velikost technických ztrát má volba velikosti doby využití maxima TmE (hod/rok) při určování proměnných technických ztrát, např. Jouleových ztrát vedení, která se pro venkovní rozvod nn nachází v pásmu 2500 – 3000 (hod/rok) pro vedení nn a 500 – 1000 (hod/rok) pro přípojky nn. Variantní použití spodní meze a horní meze pásma doby využití maxima se zohledněním vlivu rozdílných délek vedení a přípojek nn pomocí váženého průměru znamenalo rozdíl v celkových ročních ztrátách o 25 %. Vzhledem k relativně velké citlivosti výpočtových ztrát na volbě těchto vstupních hodnot i k jejich relativně velkému rozmezí uvedenému ve vyhlášce, je pochopitelně snahou jednotlivých PDS v možném rozsahu používat hodnoty doby využití maxima Tm , doby plných ztrát Tz i koeficient soudobosti ks, odpovídající jejich poměrům. Kromě toho jsou ve výpočtu používány další koeficienty, které jsou stanoveny na základě zkušeností s provozem distribučních sítí a vyžadují znalost (odhad) těchto podkladů. Např. pro vedení vvn jsou výsledné ztráty energie v soustavě přepočítány na ztráty energie pomocí celkových koeficientů, zohledňující vliv nesymetrie a rozdělení délek, které zvýšily hodnotu ztrát o 11,3 %. Volba vstupních parametrů použitých při výpočtu technických ztrát v souladu s vyhláškou ovlivňuje výslednou hodnotu technických ztrát ve značném rozsahu, takže výpočet musí být zajištěn na základě expertních zkušeností pracovníků distribuční společnosti.

květen 2008

Strana 41

4


Existuje však vzájemná zpětná kontrolní vazba mezi velikostí ztrát a velikostí nevyfakturované elektřiny vzhledem k tomu, že musí být zachován předem stanovený součet MO+ztráty. V současné době je výpočet ztrát zajišťován tak, že rozdíl velikosti nevyfakturované elektřiny stanovené postupem uvedeným v kapitole 4.5.5 a odečtením ztrát z bilančně zjištěné kategorie MO+ztráty je na úrovni cca 2 %.

4.7

HODNOCENÍ SOUČASNĚ POUŽÍVANÉ METODIKY STANOVENÍ ZTRÁT

4.7.1 Hledisko vykazovaných ztrát a vykazovaných hospodářských výsledků RDS Z analýzy vývoje ztrát vyplývá značná nesrovnalost mezi plánovanými velikostmi ztrát v prvním regulačním období a skutečnými ztrátami a také mezi normativy ztrát stanovenými ve druhém regulačním období a skutečnými ztrátami. Ve druhém regulačním období je velikost proměnných nákladů RDS stanovena normativem míry celkových ztrát (technické + obchodní ztráty) a tyto náklady již nepodléhají regulační korekci. Kromě ztrát v sítích E.ON Distribuce, a. s. v roce 2005 byly skutečně vykázané ztráty v rocích 2005 až 2007 značně nižší než ztráty dané normativem míry celkových ztrát. Jak již bylo uvedeno v kapitole 4.5.7, náklady na ztráty uváděné v účetnictví PREdistribuce, a. s. a E.ON Distribuce, a. s. a následně i ve výkazu 12-HV ve 2. regulačním období vycházejí ze skutečně zjištěných celkových ztrát, které obsahují skutečně vykázanou podporu povinného výkupu elektřiny z OZE (technické jednotky a objem finančních prostředků) a zbývající množství skutečně zjištěných ztrát nakupovaný od obchodníka za smluvní cenu. U E.ON Distribuce, a. s. se údaje v 12-HV mírně liší o dohadné položky. Oproti tomu je v ČEZ Distribuce, a. s. objem ztrát převzat z vyhodnocení OTE, takže hodnota nákladů na ztráty uvedená ve výkazu 12-HV odpovídá normativním nákladům na ztráty vzhledem k tomu, že OTE používá ke stanovení velikosti ztrát normativ míry ztrát. Náklady na ztráty jsou v účetnictví rozděleny na ty, které jsou vykoupeny v rámci povinného výkupu z obnovitelných zdrojů a na nákup silové elektřiny na ztráty od obchodníka. V rámci povinného výkupu z obnovitelných zdrojů je silová elektřina oceněna průměrnou nákupní cenou elektřiny pro krytí ztrát v distribuční soustavě pro daný rok, nákup silové elektřiny na ztráty od obchodníka je oceněn cenou stanovenou ve smlouvě mezi obchodníkem a ČEZ Distribuce, a.s. Součtová hodnota nákladů na nákup ztrát se u všech RDS uvádí v řádku NP05 výkazu 12-HV. Pro 3. regulačním období doporučujeme ERÚ, aby sjednotil metodiku ve způsobu vykazování skutečných nákladů na ztráty v 12-HV z hlediska použití technických jednotek celkových ztrát a příslušného objemu finančních prostředků včetně způsobu ocenění množství povinného výkupu elektřiny z OZE. Zbývá ještě upřesnit, zda jsou dodavatelem měsíčně účtovány provozovateli DS ztráty skutečné zjištěné v souladu s kapitolou 4.5.1 nebo normativní, převzaté od OTE. Za předpokladu, že průměrná nákupní cena silové elektřiny na ztráty od obchodníka se příliš neliší od průměrné nákupní ceny elektřiny pro krytí ztrát v distribuční soustavě pro daný rok, lze informativně odhadnout velikost rozdílu normativních nákladů na ztráty a předpokládaných nákladů na skutečné ztráty v letech 2005 až 2007 druhého regulačního období, jak je znázorněno v grafu na obrázku 4.6. Rozdíl nákladů uvedený v grafu pro roky 2008 a 2009 není směrodatný vzhledem k tomu, že se jedná o rozdíl normativních nákladů a plánovaných nákladů na ztráty a skutečnost bude odlišná. Velikost plánovaných ztrát jsou většinou ve výkazech uváděny na úrovni ztrát daných normativem, kromě společnosti PREdistribuce, a. s., která uvádí velikost plánovaných ztrát na úrovni blížící se skutečnosti.

květen 2008

Strana 42

4


Rozdíl normativních nákladů na ztráty a předpokládaných nákladů na skutečné ztráty 600 000

500 000

náklady [tis.Kč/r]

400 000

300 000

EON PRE ČEZ

200 000

100 000

0 2005

2006

2007

plán 2008

plán 2009

-100 000

Obr. 4.6 Rozdíl normativních nákladů na ztráty a předpokládaných nákladů na skutečné ztráty Pokud ERÚ ponechá dosavadní metodiku normativů míry ztrát i pro 3. regulační období, doporučujeme při nastavení těchto normativů vycházet ze skutečnosti roků 2005 až 2008 uváděné ve výkazech 12-B1, přičemž skutečnost za rok 2008 bude k dispozici ke konci dubna 2009. Lze očekávat, že cena za použití distribučních sítí bude pro KZ nižší. Velikosti míry ztrát, doporučované ve studii zpracované pro ČSRES v červenci 2006 firmou ENERGOCONSULT ČB, s.r.o. pro rok 2009 ve výši 6,66 % pro ČEZ Distribuce, a. s., ve výši 7,35 % pro E.ON Distribuce, a. s. a ve výši 5,87 % pro PREdistribuce, a. s. se zdají být nadhodnoceny vzhledem ke skutečnosti roků 2006 a 2007 a bude nutné ještě vyčkat na skutečně vykázané ztráty v roce 2008, které by však neměly být účelově zkreslovány. Pokud ERÚ uplatní ve 3. regulačním období pro stanovení výše povolených proměnných nákladů pouze normativ pro míru technických ztrát, budou povolené náklady na ztráty sníženy o složku plynoucí z míry obchodních ztrát a cena za použití distribučních sítí pro KZ bude nižší.

4.7.2 Vliv míry ztrát RDS na zúčtování odchylek Normativy míry celkových ztrát jsou rovněž využívány operátorem trhu při stanovení zbytkového diagramu (ZD) v systému zúčtování odchylek. V případě PREdistribuce, a. s. může být trvale nižší průběh ZD v diagramu na obrázku 4.7 vůči odběrovému diagramu (OD), vypočítanému z typových diagramů (TDD), také způsoben (kromě jiných důvodů) nadhodnocenou velikostí normativu míry celkových ztrát na úrovni 6,977 %, 6,280 % a 6,268 % v letech 2005 až 2007, proti skutečně dosaženým mírám ztrát v těchto rocích ve výši 5,168 %, 4,895 % a 4,543 %.

květen 2008

Strana 43

4


Ztráty použité v systému zúčtování odchylek OTE, a. s. byly letech 2005 až 2007 v regionu PRE proti skutečným ztrátám vyšší o 120 710 MWh, 94 259 MWh a 118 469 MWh, takže roční průběhy ZD byly o tyto objemy energie v příslušných rocích sníženy.

DENNÍ PRŮMĚRY ZD A OD PRO BILANČNÍ ÚZEMÍ PRE 450

400

350

300

[MW]

250

200

150

100

50

0 1.6.06

1.7.06

1.8.06

1.9.06 1.10.06 1.11.06 1.12.06 ZD - v2

1.1.07

1.2.07 1.3.07

ZD - v1

1.4.07

OD - v2

1.5.07

1.6.07

1.7.07

1.8.07

1.9.07

OD - v1

Obr. 4.7 Denní průběhy ZD a OD pro bilanční území PREdsitribuce, a. s. Pro stanovení velikosti ztrát v systému zúčtování odchylek operátorem trhu za účelem výpočtu ZD proto nedoporučujeme používat normativ míry celkových ztrát stanovený pro celé regulační období, ale každoročně aktualizovat hodnoty míry celkových ztrát na základě zjištěné skutečnosti.

4.7.3 Míra ztrát a korekční faktor za použití PS Vývoj parametrů a současný stav je stručně popsán v kapitolách 4.3 a 4.4. V současné době je způsob stanovení velikosti míry ztrát v PS vyhovující a nepožaduje aktualizaci metodiky. Po upřesnění tabulky pro vykazování roční bilance elektřiny provozovatele přenosové soustavy byla odstraněna nepřesnost související s velikostí ztrát a kontrahovaným tranzitem. Výše míry ztrát se stanoví z plánovaného množství elektřiny na vstupu do PS bez systémového tranzitu a nezaokrouhluje se. Metodika použitá pro stanovení korekčního faktoru za použití PS prošla v průběhu regulačních období určitým vývojem, kdy v KF za rok 2003 byla korigována velikost ztrát a skutečné náklady na ztráty v přenosové soustavě. Postup byl následující: ·

Z hodnoty povoleného rámce rozptylu míry ztrát licencované činnosti přenos elektřiny a skutečného množství elektřiny dodaného na vstupu do přenosové soustavy včetně kontrahovaného tranzitu v roce i-2 byla stanovena horní a dolní mez povoleného množství ztrát.

květen 2008

Strana 44

4


·

Kontrolní ztráty se rovnaly velikosti skutečně naměřených ztrát v přenosové soustavě pokud skutečně naměřené ztráty se nacházelo uvnitř pásma daného horní a dolní mezí povoleného množství ztrát. Pokud se skutečně naměřené ztráty nacházely vně tohoto pásma, rovnaly se kontrolní ztráty příslušné mezi povoleného množství ztrát.

·

Výnosový efekt byl dán rozdílem skutečně vynaložených nákladů na ztráty v přenosové soustavě a součinu kontrolních ztrát a ceny elektřiny pro nákup ztrát stanovené Úřadem pro rok i-2.

·

Takto definovaný výnosový efekt v se přičítal k proměnným nákladům povoleným na nákup ztrát v přenosové soustavě v roce i.

Vzhledem k tomu, že způsob stanovení korekčního faktoru zohledňoval pouze náklady PPS, byla snaha o doplnění korekčního faktoru také o výnosy z použití přenosové sítě. Přitom se zohledňovala skutečnost, že velikost procenta míry ztrát nemůže ČEPS, a. s. plně ovlivnit, cenu silové elektrické energie stanovuje ERÚ a ČEPS, a. s. ji ovlivňuje pouze z části a že množství obchodované přenesené energie, respektive výnosy ČEPS, a. s. neovlivňuje. Bylo navrženo několik variantních přístupů ke stanovení korekčního faktoru za použití přenosové sítě, jako podklad k diskusi o výběru vhodné varianty stanovení korekčního faktoru pro druhé regulační období, které vycházely z principu uvedeného např. pro jednu z variant na obrázku 4.8.

Výnosy za použití sítě

Náklady na použití sítě

HPN

PPS dostane

PPS vrací

ztráta PPS

zůstane PPS

PN = PV

ztráta PPS

zůstane PPS DPN

PPS dostane

PPS vrací

0

HPV

0

Obr. 4.8 Princip uplatnění KF držitele licence na přenos za použití přenosové sítě V této variantě by PPS dostával nebo vracel náklady a výnosy mimo daný rozptyl. Nižší náklady nebo vyšší výnosy v rozsahu rozptylu PPS zůstávají, zatímco vyšší náklady nebo nižší výnosy v rozsahu rozptylu jsou pro PPS ztráta. Algoritmus výpočtu je následující: ·

PN a PV se stanoví součinem výpočtových ztrát a stanovené ceny SE.

·

Horní a dolní mez PN je dána velikostí výpočtových ztrát, rozptylem povolené míry ztrát a stanovené ceny silové elektřiny.

·

Horní a dolní mez PV je dána velikostí výpočtových ztrát, rozptylem povolených výnosů a stanovenou cenou silové elektřiny.

květen 2008

Strana 45


4

Po diskusi mezi zástupci ERÚ, ČEPS, a.s. a EGÚ Brno, a. s. byla pro 2. regulační období použita metodika, ve které se korekční faktor skládá ze 3 činitelů: ·

KF nákladový, ve kterém je předmětem regulační korekce velikost skutečných nákladů na ztráty mimo zadanou mez danou rozptylem povolené míry ztrát,

·

KF cenový, který koriguje část (90 %) rozdílu nákladů na velikost povolených ztrát, vzniklý rozdílem mezi skutečnou a povolenou cenou silové elektřiny,

·

KF výnosový, ve kterém se koriguje celá hodnota rozdílu mezi plánovanými výnosy a skutečnými výnosy v příslušném roce, s eliminací KF započteného před dvěma roky.

Od regulovaného roku 2006 včetně se podstatná část korekčního faktoru za skutečnost roku i-2 vyrovnává již na začátku roku i-1 s fondem z příjmů z aukcí na přeshraničních profilech, takže do KF vstupuje pouze zbývající část po upřesnění velikosti KF, se započtením časové hodnoty peněz. To má stabilizující účinek na cenu za použití přenosové sítě v regulovaném roce i.

4.8

DOPORUČENÍ PRO 3. REGULAČNÍ OBDOBÍ

Na základě analýzy přístupu ke stanovení míry ztrát a korekčního faktoru na ztráty v 1. a 2. regulačním období a analýzy fungování použité metodiky v prostředí regulovaných cen v oblasti elektroenergetiky ve vazbě na fungování trhu s elektřinou, uvedené v předcházejících kapitolách uvádíme následující přístupy ke způsobu stanovení míry ztrát a příslušného korekčního faktoru na ztráty v přenosové a distribučních soustavách pro 3. regulační období.

4.8.1 Regulace proměnné složky ceny za distribuci elektřiny PDS Přístup použitý ve druhém regulačním období je pro regulátora výhodný v tom, že povolené množství celkových ztrát stanovil pro celé období pomocí normativů technických a obchodních ztrát a náklady na ztráty již nepodléhaly regulační korekci. Ve 3. regulačním období je možné použít následující přístupy: a)

Ponechat dosavadní metodiku normativů míry ztrát, avšak doporučujeme při nastavení těchto normativů vycházet z míry ztrát skutečně dosažené v letech 2005 až 2008 na základě údajů uváděných ve výkazech 12-B1, přičemž skutečnost za rok 2008 bude k dispozici ke konci dubna 2009. Náklady na ztráty nepodléhají regulační korekci. Lze očekávat, že cena za použití distribučních sítí bude pro KZ nižší.

b)

Variantou k předchozímu přístupu je použít ke stanovení výše povolených proměnných nákladů pouze normativ pro míru technických ztrát. Náklady na ztráty nepodléhají regulační korekci. Tím se povolené náklady na ztráty sníží o složku plynoucí z míry obchodních ztrát a cena za použití distribučních sítí pro KZ by měla být nižší. Vzhledem ke značnému stupni volnosti při stanovení technických ztrát je však možné nastavením parametrů výpočtu následně ovlivnit i velikost složky obchodních ztrát.

c)

Zavedení regulační korekce ceny za použití distribuční sítě v současných podmínkách nastavení fungování trhu s elektřinou není schůdné, protože OTE používá normativ míry celkových ztrát ke stanovení velikosti ztrát. Vzhledem k tomu, že se v systému TDD přepočítává OD na hodnotu ZD, přenáší se disproporce ve výši ztrát na velikost spotřeby KZ bez průběhového měření. Pro subjekty zúčtování, kteří dodávají elektřinu zákazníkům, kteří odešli od dodavatele elektřiny regionálnímu distributorovi, je tato disproporce téměř zcela kompenzována clearingem.

květen 2008

Strana 46


4

Provozovatel distribuční soustavy a obchodník se silovou elektřinou účtují KZ náklady za skutečně spotřebovanou elektřinu. Regulační korekce ceny za použití distribuční sítě by vyžadovala zavést do systému zúčtování odchylek OTE hodnotu vypočítaných skutečných celkových ztrát postupem uvedeným v kapitole 4.5.1, v rámci měsíčního zúčtování odchylek pro verzi v1. d)

Pro 3. regulační období doporučujeme ERÚ, aby sjednotil metodiku ve způsobu vykazování skutečných nákladů na ztráty v 12-HV z hlediska použití technických jednotek celkových ztrát a příslušného objemu finančních prostředků včetně způsobu ocenění množství povinného výkupu elektřiny z OZE.

Vzhledem k tomu, že OTE používá v současné praxi ke stanovení velikosti ztrát normativ míry celkových ztrát, doporučujeme každopádně změnit přístup v tom, že budou použity každoročně aktualizované hodnoty míry celkových ztrát na základě poslední zjištěné skutečnosti.

4.8.2 Regulace proměnné složky ceny za přenos elektřiny V současné době je způsob stanovení velikosti míry ztrát v PS vyhovující a nepožaduje aktualizaci metodiky. Metodika použitá ve 2. regulačním období pro stanovení KF za použití PS je poměrně propracovaná, menší úprava může spočívat v zavedení rozptylu výnosů pro regulační korekci. Stanovení KF neklade nároky na dodatečné údaje, než které jsou k dispozici ve výkazech a vlastní výpočet je jednoduchý. Přesto se vyskytnuly názory na zjednodušení postupu stanovení KF za použití PS vzhledem k tomu, že např. náklady související s odchylkami v elektrizační soustavě způsobené např. provozem a povinným výkupem elektřiny z větrných elektráren (VtE) jsou řádově větší než korekční faktor za použití PS. Domníváme se však, že dosavadní metodika není příliš složitá a zohledňuje korekci nákladů, výnosů a také změnu ceny silové elektřiny, pro kterou by mohl být z důvodů výše uvedeného rizika spojených s VtE upraven podíl ČEPS v cenovém KF. Případné úpravy výpočetního postupu KF za použití PS, schválené ERÚ budou do výpočtu cen za použití PS ve 3. regulačním období zahrnuty.

květen 2008

Strana 47

5

První dílčí plnění smlouvy č. 81009 - Zpracování návrhu koncepce distribučních tarifů

5


5.1

ÚVOD

Zpracování návrhu koncepce distribučních tarifů na hladině NN vyplývá s požadavku uvedeným ve smlouvě v dílčím úkolu „Zpracování podkladů k metodice regulace cen“. Práce na koncepci distribučních tarifů navazují na řešení v předchozích letech. Problematika se průběžně řeší již od doby před otevřením trhu s elektřinou i pro zákazníky na hladině NN – pro podnikatelský maloodběr (MOP – organizace, firmy) to byl rok 2005 a pro maloodběr obyvatelstva (MOO – domácnosti) rok 2006. Od počátku řešení je zpracování distribučních tarifů na hladině NN ovlivněno řešením návaznosti na předchozí tarifní soustavu dodávky elektřiny pro chráněné zákazníky, která zohledňovala charakter odběru elektřiny, především topné využití elektřiny (ohřev vody a vytápění) spojené s možností regulace (blokování) těchto spotřebičů provozovatelem distribuční soustavy. V loňském roce bylo zpracováno několik variant koncepce distribučních tarifů na hladině NN (viz. průběžná zpráva z května 2007 „Metodika distribučních tarifů na NN“). Zpracovány byly dvě základní varianty, které měly řadu subvariant:

–

Varianta hraničních bodů – distribuční tarify jsou stanovené na základě zvolených hraničních bodů. V postupu je použita metoda postupné alokace veškerých finančních prostředků přiřazených k hladině NN na dva zákaznické segmenty MOP a MOO a následně do jednotlivých tarifů a tarifních složek (stálý plat, ceny VT a cena NT). Kriteriem pro stanovení alokačních koeficientů jo dosažení takových tarifů, které splňují požadované hraniční body.

–

Varianta zvolené relace průměrných cen – výchozím kritériem pro nastavení jednotlivých distribučních tarifů jsou zvolené relace průměrných cen distribuce jednotlivých sazeb; v postupu jsou tedy napřed nastaveny průměrné ceny taky aby bylo dodržené krytí potřebných finančních prostředků, následně jsou průměrné ceny rozpadnuty do jednotlivých tarifních složek tak, aby hraniční body vyšly v rozumné míře. Kritérium hraničních bodů je zde doplňkové.

Jako doplňková byla zpracována tzv. minimální varianta, která spočívala pouze v meziroční úpravě složek jednotlivých tarifů, tj. neměnily se vzájemné relace mezi tarify, přičemž v postupu byly odstraněny nelogicky nízké („téměř nulové“) ceny NT v některých sazbách zadáním alespoň symbolické nenulové hodnoty. Tato minimální varianta byla nakonec použita s dalšími úpravami popsanými v loňské závěrečné zprávě pro stanovení výsledných distribučních tarifů platných v tomto roce. Jak již bylo řečeno, je řešení distribučních tarifů od počátku provázeno řešením návaznosti na předchozí tarifní soustavu dodávky elektřiny pro chráněné zákazníky. Na jedné straně zde stojí základní hlediska pro aplikaci metody a zásad stanovení cen za služby sítí je, kterými byly:

–

Jednoduchost a srozumitelnost

–

Jednotnost, objektivita, průhlednost a nediskriminační přístup

–

Jasná definice

–

pokud možno přesné v rámci použité metody

–

Snadná realizovatelnost

Na druhé straně stojí dopad do konečných plateb konečných zákazníků za elektřinu. Problém souvisí zejména s rozpadem cen po zavedením trhu na regulovanou a neregulovanou část, přičemž

květen 2008

Strana 48


5

neregulované část – cena silové elektřiny – je stanovena na odlišných principech, než na kterých byly stavěny tarify pro chráněné zákazníky platné před otevřením trhu. Zmíněná základní hlediska vedly k výběru metody poštovní známky jako výchozí metody pro stanovení regulovaných cen za služby sítí. Metodika dvousložkové poštovní známky byla zcela aplikována pro napěťové hladiny VVN a VN. Poznámka:

Jedinou výjimkou je sazba jednosložkové ceny na VN vytvořené pro občasné odběry, které jsou však z důvodu velkých výkonových požadavků napájeny z hladiny VN – jde o jakýsi ústupek či zvýhodnění pro takové případy, kde je klasické dvousložková známka na zákazníka „velmi přísná“.

Pro hladinu NN nebyla metoda klasické dvousložkové poštovní známky vybrána z důvodů velkých disproporcí proti tarifům dodávky elektřiny chráněným zákazníkům a to zejména v souvislosti s neregulovanou částí. K dokreslení situace, která ovlivňuje a vymezuje prostor pro tvorbu distribučních tarifů na hladině NN, je třeba poznamenat zatím trvající snahu elektroenergetických společností o podporu využití elektřiny pro topení a ohřev. V kontextu výše řečeného jde ve zpracování návrhu distribučních tarifů o hledání koncepce, která by byla použitelná pro několik let a přitom pokud možno objektivně obhajitelná a vyhovující všem požadavkům.

5.2

DATA POUŽITÁ PRO VÝPOČET

V souladu se smlouvou jsou pro všechny varianty při zpracování koncepce distribučních tarifů řešené v první polovině roku 2008 použity údaje použité pro zpracování cen pro rok 2008, tedy loňské vstupní podklady. Jednotlivé řešené varianty se proto porovnávají s výslednou variantou distribučních tarifů platných pro rok 2008, která je v grafech a tabulkách označena jako „PLATNÉ CENY 2008“.

5.3

DOBA VYUŽITÍ JISTIČE – REZERVOVANÉHO VÝKONU V DISTRIBUČNÍCH SAZBÁCH

Již v loňském roce byla v průběžné zprávě řešena otázka rozdílné doby využití maxima v jednotlivých distribučních sazbách – jako pomocné hledisko pro zohlednění při nastavení cen. Doba využití v jednotlivých sazbách byla zkoumána pomocí relativních hodnot TDD (typových diagramů dodávek). Určitou nevýhodou ve vyjádření požadovaného hlediska bylo právě použití relativních hodnot TDD, neboť doba využití byla vztažena k maximu v digramu odběru což není totéž jako maximální rezervovaný výkon, který je na hladině NN dán velikostí jističe před elektroměrem. Z porovnání pomocí sumy koeficientů TDD, což představuje dobu využití maxima diagramu, nevyplynulo jednoznačné vyšší využití dvoutarifních topných sazeb, jak vyplývá z obrázku 5.1, který opakujeme z loňské zprávy. U MOO je doba využití dle sumy koeficientů TDD zdánlivě vyšší u jednotarifních sazeb, u MOP je vyšší využití pouze u akumulačních sazeb, využití jednotarifních sazeb MOP je v porovnání s dvoutarifními velmi podobné. To je způsobeno skutečností, že topné odběry mají obecně vyšší hodnotu odebíraného výkonu (i vyšší hodnotu jističe), který však nevyužívají mimo topnou sezónu. Situace se nezmění ani při uvažování doby využití pouze za zimní období, kdy jsou sečteny koeficienty pouze za měsíce leden až březen a říjen až prosinec. Problémem tohoto porovnání je zvolená vztažná hodnota maxima odběru v diagramu.

květen 2008

Strana 49

5


Doba využití maxima - sumy koeficientů TDD

hod./rok 6 000

2004

2005

2006

2007

5 000 průměr z regionálních hodnot

4 000

3 000

2 000

1 000

0 TDD1

TDD2

TDD3

TDD4

TDD5

TDD6

TDD7

TDD8

Celostátní TDD

Obr. 5.1 Jelikož analýzy pomocí tvaru TDD nepotvrdili předpokládanou myšlenku vyššího využití topných sazeb, které mají obecně vyšší spotřebu, bylo v letošním roce přistoupeno k podobnému porovnání, avšak založené na jiné vztažné hodnotě maxima – hodnotě jističe před elektroměrem, podle kterého jsou uskutečňovány platby konečných zákazníků. Doby využití jističe v hod./rok je definována jako hodnota spotřeby v kWh/rok vztažená k maximálnímu rezervovanému výkonu (hodnotě jističe) v kW. Pro zjednodušení se při výpočtu výkonu uvažuje jmenovité napětí 230 V a účiník odběru roven 1. Doba využití byla počítána za každý jističový řádek v tarifní statistice, v tabulce 5.1 jsou uvedeny hodnoty pro jistič 3x25A, 1x25A a vážený průměr za celou sazbu (váženo přes hodnoty spotřeb v jednotlivých jističích). Tab. 5.1 Doba využití jističe – průměr za ČR Sazba MOP

3x25A

1x25A

vážený průměr za sazbu

Sazba MOO

3x25A

D01d D02d

30 141

h/rok C01d 48 93 C02d 286 411 C03d 1 234 1 484 C25d 505 550 C26d 1 155 1 210 C35d 868 1 260 C45d 736 890 C55d 867 644 C56d 429 135 C62d 712 881 Průměrné využití u MOP

1x25A


h/rok 70 373 1 236 576 1 471 1 236 1 028 1 531 664 735 472

71 291

50 237

D25d 294 582 D26d 477 466 D35d 468 749 D45d 590 1 078 D55d 855 687 D56d 305 425 D61d 50 69 Průměrné využití u MOO

330 546 510 635 917 276 54 250

Hodnoty doby využití jsou řádově menší než hodnoty dle sumace koeficientů TDD, z tohoto porovnání však vyplývá jednoznačné vyšší využití rezervovaného výkonu u topných sazeb. U MOP je nejvyšší využití u sazby C03d (jednotarifní sazba pro velké odběry) a dále sazeb, které využívají elektřinu k vytápění, menší využití je sazby pro bojlery (C25d) a ještě menší je využití klasických jednotarifních sazeb. Speciální sazba pro veřejné osvětlení (C26d) se z hlediska doby využití jističe pohybuje někde mezi využitím topných sazeb a sazbou pro akumulační ohřev vody.

květen 2008

Strana 50

5


Sazby domácností mají obecně nižší využití jističe, i zde však lze pozorovat vyšší hodnoty u dvoutarifních topných sazeb. Hodnoty jsou pro přehlednost uvedeny ještě v následujících obrázcích 5.2 a 5.3. Zjišťování doby využití jističe je motivováno myšlenkou, že zákazník s vyšším využitím jističe v podstatě spoří jednotkový náklad zákazníkovi s nižším využitím. Tato myšlenka opodstatňuje zvýhodnění sazeb s vyšším využitím. Doba využití jističe MOP - průměr za ČR

hod./rok 1 800 1 600

3x25A

1x25A


Průměrné využití u MOP

1 400 1 200 1 000 800 600

472

400 200 0

C01d

C02d

C03d

C25d

C26d

C35d

C45d

C55d

C56d

C62d

Obr. 5.2

Doba využití jističe MOO - průměr za ČR

hod./rok 1 400 1 200

3x25A

1x25A


Průměrné využití u MOO

1 000 800 600 400

250 200 0

D01d

D02d

D25d

D26d

D35d

D45d

D55d

D56d

D61d

Obr. 5.3

květen 2008

Strana 51


5.4

5

PŘEHLED ŘEŠENÝCH VARIANT A VÝSLEDKŮ

Ze závěrů z diskusí nad cílovým stavem distribučních tarifů na hladině NN v loňském roce vyplynulo několik variant k dalšímu šetření, které byly v této části řešení použity:

–

Jednotná dvousložková poštovní známka – 2PZ

–

Postupné křížení cenových křivek (rozhraní) – Var. A

–

Úprava jednotné dvousložkové poštovní známky – Var. B

5.4.1 Varianta 2PZ Jako výchozí byla zpracována varianta klasické dvousložkové poštovní známky, označovaná v textu a v tabulkách jako 2PZ. Jde o přístup shodný s vyššími napěťovými hladinami, kde je použita jednotná dvousložková cena, kdy se do stálých platů – ceny za rezervovanou kapacitu rozpouští povolené výnosy dané distribuční napěťové hladiny úměrně velikosti sumy rezervovaných kapacit a do proměnné složky – ceny za použití sítě na dané napěťové hladině jsou rozpuštěny náklady na ztráty úměrně velikosti odběru elektřiny z napěťové hladiny. V tomto smyslu jsou tedy veškeré povolené výnosy hladiny NN včetně příslušné části stálé složky nákladů vyšších napěťových hladin a sousedních distribučních soustav rozpuštěny na sumu rezervovaných kapacit na hladině NN danou sumou jističů v A, čímž vznikne jednotková cena na A hlavního jističe před elektroměrem. Vzhledem k tomu, že v současných distribučních cenách hladiny NN není podíl distribučních nákladů alokovaných na MOP a MOO odvozen od technických jednotek (odběru elektřiny nebo jističů), ale je stanoven tak, že jednotková cena pro MOP je mírně vyšší než cena pro MOO, byla tato skutečnost respektována i při výpočtu stálé složky – byl použit stejný podíl MOP ku MOO jako v nastavení cen pro rok 2008. V praxi to znamená vyšší jednotkovou cenu pro MOP, která činí 25,- až 32,- Kč/A za 3fázový jistič, zatímco jednotková cena pro MOO je 11,- až 15,Kč/A za 3fázový jistič. Pokud by se měla uvažovat shodná cena pro MOP i MOO, pak by jednotková cena za 3fázový jistič pro celé MO byla cca 14,- až 20,- Kč/A. Podobně jsou náklady na ztráty na hladině NN rozpuštěny na celkovou spotřebu na NN – jedná se o cenu za použití sítě na hladině NN, která je standardně prezentována ve výsledcích projektu „Ceny a tarify ...“, avšak není vydávána v cenovém rozhodnutí ERÚ. Cena za použití se na hladině NN pohybuje v rozmezí 260,- až 290,- Kč/MWh. Ve variantě 2PZ nebyla cena za použití sítě rozlišena pro segment MOP a MOO, cena je pro podnikatele i domácnosti stejná. Varianta 2PZ je jakousi výchozí hranicí, která vypovídá o velikosti jednotkové ceny za distribuci (i v průměrném vyjádření) a slouží pro porovnání. Druhou takovou teoretickou hranicí je jednosložková poštovní známka neboli průměrná cena za celý maloodběr, eventuelně MOP a MOO zvlášť. Na obrázku 5.4 je uvedena závislost průměrné ceny a roční platby za distribuci v závislosti na roční spotřebě při aplikaci varianty klasické dvousložkové poštovní známky (2PZ) a průměrné jednosložkové ceně vybraného distributora. Z grafu vyplývá shoda průměrných cen a ročních plateb u spotřeby cca 4500 kWh za rok. Při použití klasické dvousložkové poštovní známky je ve stálé platbě za rezervaci kapacity každý zákazník zpoplatněn stejnou jednotkovou cenou (na NN v Kč/A/měsíc), takže jeho platba je úměrná velikosti jeho výkonového požadavku na síť, přičemž se nikterak nezohledňují další vlivy, jako např. velikost odběru zákazníka a tedy doba jeho využití, charakter odběru, tvar diagramu a umístění maxima v něm (okamžité podíly na maximu celé soustavy), skutečnost jestli se zákazník nechává omezovat v odběru elektřiny např. pomocí HDO. Zákazník dosahuje nižší průměrné ceny při vyšším odběru.

květen 2008

Strana 52

5


Průměrná cena a roční platby při aplikaci 2PZ a průměrné jednosložkové ceny v závislosti na roční spotřebě 8 000

25 000 cena 2PZ

7 000

prům. cena MOO

20 000

platba 2PZ

6 000

platba dle průměrné ceny 15 000

4 000

Kč

Kč/MWh

5 000

10 000

3 000 2 000

5 000

1 052 1 000 0

0 0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000

roční spotřeba (kWh)

Obr. 5.4 Naproti tomu při použití jednosložkové poštovní známky je zákazník zpoplatněn stejnou jednotkovou cenou vztaženou na MWh odběru, jeho platba je tedy úměrná pouze velikostí jeho odběru elektřiny v MWh bez ohledu na jeho výkonový požadavek. Průměrná cena je tedy vždy stejná a je rovna průměrné jednosložkové ceně za distribuci na dané napěťové hladině. Je zřejmé, že pokud by stávající zákazníci snížili svou spotřebu (např. odchodem od elektrického vytápění nebo úsporami) při zachování výkonových požadavků na síť, mělo by to přímý vliv na zvýšení jednotkové průměrné ceny distribuce (infrastruktura sítě je závislá na výkonových požadavcích zákazníků, nikoli na celkové velikosti jejich odběru). V tomto ohledu je možné říci, že zákazník s vyšší spotřebou v podstatě spoří jednotkový náklad zákazníkovi s nižší spotřebou. Na následujících grafech v obrázcích 5.5 a 5.6 je uvedeno porovnání varianty 2PZ s výslednou variantou distribučních tarifů pro rok 2008 a s průměrnou jednosložkovou cenou distribuce. V případě MOP jsou velké nárůsty pouze u sazby pro malou spotřebu C01d a u sazby pro veřejné osvětlení C62d. Podstatný nárůst je i u sazby pro přímotopy C45d. Horší je situace u MOO, kde jsou značné nárůsty u všech topných sazeb a rovněž velké nárůsty u sazby pro malou spotřebu D01d a u víkendové sazby D61d.

květen 2008

Strana 53

5


Průměrné ceny distribuce MOP - průměr za ČR

Kč/M Wh 9 000 8 000

PLATNÉ CENY 2008

7 000

Dvousložková jednotková cena 2008

6 000

Prům ěrná cena distribuce MOP 2008

5 000 4 000 3 000 2 000

1 270,6

1 000 0 C01d

C02d

C03d

C25d

C26d

C35d

C45d

C55d

C56d

C62d

MOP

Obr. 5.5 Průměrné ceny distribuce MOO - průměr za ČR

Kč/M Wh 7 000 6 000

PLATNÉ CENY 2008 Dvousložková jednotková cena 2008

5 000

Prům ěrná cena distribuce MOO 2008

4 000 3 000 2 000 1 088,3

1 000 0 D01d

D02d

D25d

D26d

D35d

D45d

D55d

D56d

D61d

Obr. 5.6

Nevýhody použití jediné dvousložkové poštovní známky na NN Podstatnou nevýhodou varianty 2PZ je v porovnání se stávající tarifní soustavou skutečnost, že ruší myšlenku použití řízení odběru provozovatelem distribuční soustavy (HDO). Zákazník není nikterak motivován k tomu, aby si nechal omezovat svůj odběr, neboť zaplatí vždycky stejně. Přiznání sazby by tak i nadále bylo vázané na podmínky, k jejichž dodržení by zákazník zcela ztratil motivaci. Použití varianty 2PZ by v podstatě znamenalo změnu současné tarifní soustavy s několika tarifními sazbami v závislosti na charakteru odběru a jednu distribuční tarifní sazbu se stálou a proměnnou složkou ceny. To by mělo dopad i na typové diagramy dodávek (TDD), které jsou postaveny na současné tarifní soustavě.

květen 2008

Strana 54

5


V následujících tabulkách 5.2 a 5.3 jsou uvedeny změny průměrných cen u jednotlivých sazeb (průměr za celou sazbu) a změny v platbách za distribuci pro průměrnou spotřebu v dané sazbě pro jistič 3x25A při použití varianty 2PZ. Změny jsou vyjádřeny vůči platným distribučním cenám roku 2008. Tab. 5.2

Sazba C01 C02 C03 C25 C26 C35 C45 C55 C62 C60 MOP D01 D02 D25 D26 D35 D45 D55 D61 MOO MO

Změny celkových cen (včetně ceny SE a ostatních reg. položek) a plateb ve variantě 2PZ oproti platným cenám 2008 Nárůsty průměrných cen v % Celkem-sazba (vč. SE) EON PRE ČEZ 108,3 94,6 110,2 -10,5 -8,0 -11,0 -25,3 -20,4 -24,0 -4,2 -3,3 -2,8 -11,2 -8,8 -13,9 2,4 -0,8 -1,9 6,0 9,4 4,7 30,3 36,0 28,2 30,2 16,8 21,8 -0,9% 84,4 -12,4 -0,6 14,5 18,1 15,8 25,2 111,3 0,5% 0,0%

-0,2% 22,2 -6,1 3,9 18,4 21,3 19,9 28,0 175,7 0,2% 0,0%

-1,0% 64,1 -12,1 -1,9 15,1 17,1 15,0 24,4 76,1 0,5% 0,0%

ČR 106,3 -10,2 -23,0 -3,3 -12,7 -0,8 5,7 29,2 23,4 -0,8% 66,4 -11,2 -1,2 15,2 18,2 15,5 24,9 84,9 0,5% 0,0%

Změna roční platby jistič 3x25A (vč. SE) EON PRE ČEZ 6 095 Kč 6 971 Kč 5 576 Kč -1 431 Kč 440 Kč -1 013 Kč -20 215 Kč -17 896 Kč -16 744 Kč -422 Kč 1 598 Kč 101 Kč -10 967 Kč -532 Kč -6 288 Kč 338 Kč 1 245 Kč -1 115 Kč 1 513 Kč 2 940 Kč 942 Kč 12 509 Kč 10 760 Kč 10 354 Kč 6 154 Kč 7 260 Kč 4 941 Kč -336,05 Kč 2 611 Kč -930 Kč -68 Kč 2 610 Kč 2 871 Kč 3 437 Kč 5 978 Kč 2 910 Kč 51,3 Kč

ČR 5 916 Kč -778 Kč -17 403 Kč 88 Kč -6 627 Kč -130 Kč 1 510 Kč 11 017 Kč 5 246 Kč

-75,55 Kč -316,78 Kč -281,78 Kč 2 577 Kč 2 219 Kč 2 352 Kč 484 Kč -597 Kč -541 Kč 809 Kč -203 Kč -122 Kč 3 052 Kč 2 172 Kč 2 348 Kč 3 946 Kč 2 898 Kč 3 082 Kč 4 138 Kč 3 158 Kč 3 305 Kč 7 595 Kč 7 025 Kč 6 773 Kč 4 064 Kč 2 555 Kč 2 668 Kč 17,3 Kč 51,3 Kč 47,2 Kč

Tab. 5.3 Změny cen a plateb distribuce ve variantě 2PZ oproti platným cenám 2008


Nárůsty průměrných cen v % Distribuce (bez DV a 10 hal.) ČR EON PRE ČEZ 222,2 193,7 229,1 219,6 -21,4 -17,2 -22,4 -21,0 -57,2 -52,5 -56,3 -55,3 -11,1 -8,8 -7,6 -8,7 -36,0 -30,3 -41,4 -39,1 9,7 -3,1 -7,5 -3,2 25,4 43,0 20,2 24,6 1118,6 1240,1 1094,9 1110,5 126,7 90,8 86,1 96,8 -2,4% 197,6 -26,0 -1,8 81,2 92,7 125,1 709,7 346,6 1,4% 0,0%

květen 2008

-0,6% 46,3 -12,8 11,2 87,1 143,7 145,7 925,1 559,4 0,5% 0,0%

-2,5% 138,3 -25,1 -5,3 73,4 112,0 105,8 818,7 221,9 1,5% 0,0%

-2,2% 146,0 -23,3 -3,4 76,5 113,4 113,1 803,8 251,5 1,3% 0,0%

Změna roční platby Distribuce jistič 3x25A (bez DV a 10 hal.) ČR EON PRE ČEZ 6 095 Kč 6 971 Kč 5 576 Kč 5 916 Kč -1 431 Kč 440 Kč -1 013 Kč -778 Kč -20 215 Kč -17 896 Kč -16 744 Kč -17 403 Kč -422 Kč 1 598 Kč 101 Kč 88 Kč -10 967 Kč -532 Kč -6 288 Kč -6 627 Kč 338 Kč 1 245 Kč -1 115 Kč -130 Kč 1 513 Kč 2 940 Kč 942 Kč 1 510 Kč 12 509 Kč 10 760 Kč 10 354 Kč 11 017 Kč 6 154 Kč 7 260 Kč 4 941 Kč 5 246 Kč -336,05 Kč 2 611 Kč -930 Kč -68 Kč 2 610 Kč 2 871 Kč 3 437 Kč 5 978 Kč 2 910 Kč 51,3 Kč

-75,55 Kč 2 577 Kč 484 Kč 809 Kč 3 052 Kč 3 946 Kč 4 138 Kč 7 595 Kč 4 064 Kč 17,3 Kč

-316,78 Kč -281,78 Kč 2 219 Kč 2 352 Kč -597 Kč -541 Kč -203 Kč -122 Kč 2 172 Kč 2 348 Kč 2 898 Kč 3 082 Kč 3 158 Kč 3 305 Kč 7 025 Kč 6 773 Kč 2 555 Kč 2 668 Kč 51,3 Kč 47,2 Kč

Strana 55

5


5.4.2 Varianta postupného křížení cenových křivek (rozhraní) – Var. A Varianta vychází ze závěrů jednání tarifní komise v loňském roce (TK 1.-2.11.2007 v Plzni), kde ERÚ označil jako možné cílové relace variantu tzv. postupné křížení cenových křivek (rozhraní), což je jinými slovy totéž jako přístup pomocí hraničních bodů. V nastavení cen se zohledňuje rozdílné využití jističe (max. rezervovaného příkonu) pro jednotlivé druhy odběrů, což je motivováno již výše uvedenou myšlenkou, že zákazník s vyšším využitím jističe v podstatě spoří jednotkový náklad zákazníkovi s nižším využitím. Varianta je v textu a tabulkách označena jako Var. A. Varianta podle cenových křivek – hraničních bodů – je oproti dřívějším přístupům odlišná ve způsobu zahrnutí proměnné složky dvousložkové jednotkové ceny – ceně za použití sítě NN, která kryje náklady na ztráty. Zatímco v předchozích postupech byly náklady na ztráty zahrnuty do celkového balíků distribučních nákladů, které mají být rozpuštěny do cen distribuce na hladině NN, ve Var. A jsou tyto náklady řešeny separátně, tzn. že každá MWh odběru na NN je zpoplatněna cenou za použití sítě. Povolené výnosy (PV) hladiny NN včetně části výnosů kumulovaných z vyšších napěťových hladin jsou metodou postupné alokace rozpuštěny do složek cen jednotlivých distribučních sazeb (stálý plat, ceny VT, cena NT). Rozdělení PV mezi MOP a MOO bylo ponecháno ve stejném poměru jako v konečné variantě cen pro rok 2008. Výsledné ceny VT a NT jsou dány součtem cen určených z alokace PV a ceny za použití sítě NN. V alokaci PV již nebylo uvažováno s podíly pro cenu NTPV (koeficient ceny NT na krytí PV byl nastaven na 0) – v praxi to znamená, že v době platnosti NT zákazník platí v proměnné složce pouze cenu za použití – platí tedy pouze ztráty. Požadované hodnoty hraničních bodů byly revidovány a mírně upraveny podle hodnot průměrných spotřeb v jednotlivých distribučních sazbách. Použité hodnoty pro nastavení cen ve Var. A jsou uvedeny v následující tabulce 5.4. Tab. 5.4 Použité hodnoty hraničních bodů roční spotřeby pro změnu sazby – jistič 3x25A Sazby MOP C01→C02 C02→C03 C02→C25 C25→C26 C02→C35 C02→C45 C02→C55

Podíl VT

50% 67% 20% 10% 10%

NT

50% 33% 80% 90% 90%

HB kWh 1 500 13 000 6 500 12 000 7 000 7 000 6 000

Sazby MOO D01→D02 D02→D25 D25→D26 D25→D26 D02→D35 D02→D45 D02→D55 D01→D61

Podíl VT

NT

40% 20% 40% 15% 5% 5% 20%

60% 80% 60% 85% 95% 95% 80%

HB kWh 1 000 3 500 6 500 pouze kontrolováno

5 000 5 000 5 000 700

5.4.2.1 Výsledné změny cen a hraniční body pro Var. A Na grafech v obrázcích 5.7 a 5.8 je uvedeno porovnání varianty 2PZ s výslednou variantou distribučních tarifů pro rok 2008 a s průměrnou jednosložkovou cenou distribuce. Výsledné průměrné ceny distribuce v jednotlivých sazbách vzniklé metodou postupné alokace PV do složek cen s cílem dosáhnout požadovaných hraničních bodů jsou v případě topných sazeb vyšší než u varianty klasické dvousložkové poštovní známky, jak vyplývá z předchozích obrázků. Tento výsledek nepotvrzuje myšlenku úspor jednotkového nákladu distribuce zákazníka s vyšším využitím jističe pro zákazníka s nižším využitím. Řešením by mohlo být snížení hodnoty požadovaných hraničních bodů, což však vynucuje zachování systému podmínek pro jednotlivé distribuční sazby, jejichž dodržování může být pro distributora obtížně kontrolovatelné.

květen 2008

Strana 56

5


Var. A - Průměrné ceny distribuce MOP - průměr za ČR

Kč/M Wh 9 000

PLATNÉ CENY 2008 Dvousložková jednotková cena 2008 Var. A Průměrná cena distribuce MOP 2008

8 000 7 000 6 000 5 000 4 000 3 000 2 000

1 270,6

1 000 0 C01d

C02d

C03d

C25d

C26d

C35d

C45d

C55d

C56d

C62d

MOP

Obr. 5.7

Var. A - Průměrné ceny distribuce MOO - průměr za ČR

Kč/M Wh 7 000 6 000

PLATNÉ CENY 2008 Dvousložková jednotková cena 2008 Var. A Průměrná cena distribuce MOO 2008

5 000 4 000 3 000 2 000

1 088,3

1 000 0 D01d

D02d

D25d

D26d

D35d

D45d

D55d

D56d

D61d

MOO

Obr. 5.8

květen 2008

Strana 57

5


Výsledné hraniční body jsou uvedeny v následujících tabulkách 5.5 a 5.6, modře jsou v tabulce uvedeny hodnoty průměrných spotřeb v daných sazbách. Tab. 5.5 Var. A Hraniční body, průměrné spotřeby v kWh pro jistič 3 x 25 A - MOP ČEZ distribuce C01 713 C01->C02 1 500 C02 4 697 C02->C03 13 000 C03 19 772 C02 4 697 C02->C25 6 500 C25 8 415 C25->C26 55:45 14 618 C25->C26 67:33 12 000 C26 15 870 C02 4 697 C02->C35 7 000 C35 15 155 C02 4 697 C02->C45 7 000 C45 13 140 C02 4 697 C02->C55 6 000 C55 14 255

MOP

VT:NT

celek 1 500 13 000

4 218 14 618 12 000

6 101

6 402

5 536

EON 2007 distribuce celek 950 1 907 1 500 1 500 5 263 12 020 13 000 13 000 22 551 5 263 1 393 6 500 4 252 9 719 18 533 14 618 14 618 15 331 12 000 12 000 37 225 5 263 5 405 7 000 5 901 19 055 5 263 3 699 7 000 6 362 12 084 5 263 -186 6 000 5 358 20 441

PRE 2007 distribuce 1 101 2 042 1 500 5 162 12 704 13 000 24 314 5 162 1 535 6 500 8 258 13 987 14 618 11 560 12 000 10 056 5 162 5 333 7 000 12 339 5 162 3 540 7 000 11 966 5 162 -178 6 000 7 742

2007

celek 1 500

1 591

13 000

12 393

4 184

947

14 618 12 000

17 494 14 415

5 978

4 893

6 240

3 602

5 241

-164

Tab. 5.6 Var. A Hraniční body, průměrné spotřeby v kWh pro jistič 3 x 25 A - MOO ČEZ distribuce celek D01 525 D01->D02 1 000 1 000 D02 2 366 D02->D25 3 500 745 D25 4 993 D25->D26 40:60 3 250 3 250 D25->D26 20:80 6 500 6 500 D26 7 703 D01 525 D01->D61 700 657 D61 923 D02 2 366 D02->D35 5 000 4 450 D35 8 158 D02 2 366 D02->D45 5 000 4 809 D45 10 158 D02 2 366 D02->D55 5 000 4 811 D55 15 614 VT:NT

květen 2008

EON 2007 distribuce celek 460 1 231 1 000 1 000 2 734 342 3 500 2 344 5 233 3 124 3 250 3 250 6 139 6 500 6 500 10 005 460 124 700 651 701 2 734 905 5 000 4 936 7 582 2 734 903 5 000 4 913 10 288 2 734 -115 5 000 4 912 12 485

PRE 2007 distribuce celek 911 1 371 1 000 1 000 2 223 415 3 500 1 522 5 286 3 113 3 250 3 250 6 099 6 500 6 500 8 155 911 151 700 603 447 2 223 1 116 5 000 4 076 8 374 2 223 1 002 5 000 4 242 9 732 2 223 -15 5 000 4 194 14 199

2007 1 347 294 3 773 7 410

19

871

1 108

-117

Strana 58

5


Ve Var. A jsou velké nárůsty cen a plateb u topných sazeb, větší nárůsty jsou u MOO, jak vyplývá z tabulek 5.7 a 5.8. Tab. 5.7 Změny celkových cen (včetně ceny SE a ostatních reg. položek) a plateb ve Var. A oproti platným cenám 2008


Nárůsty průměrných cen v % Celkem-sazba (vč. SE) EON PRE ČEZ -12,5 -11,0 -14,9 -13,8 -8,3 -13,9 -10,6 -3,7 -9,1 6,4 10,3 7,6 7,4 10,6 5,0 3,6 6,9 3,5 6,7 9,6 6,3 28,4 32,7 27,4 4,6 63,2 6,0 -0,9% -12,7 -15,1 10,2 13,5 27,9 21,7 30,8 41,3 0,5% 0,0%

-0,2% -10,1 -10,3 20,0 16,6 31,9 27,0 33,6 50,6 0,2% 0,0%

-1,0% -17,3 -16,6 9,7 13,4 23,8 20,2 28,5 27,7 0,5% 0,0%

ČR -13,5 -12,6 -7,5 7,4 6,1 4,2 6,9 28,0 12,0 -0,8% -15,5 -15,1 10,5 13,7 26,3 21,1 29,4 31,0 0,5% 0,0%

Změna roční platby jistič 3x25A (vč. SE) EON PRE ČEZ -613 Kč -667 Kč -603 Kč -3 118 Kč -1 923 Kč -2 781 Kč -7 749 Kč -3 323 Kč -6 300 Kč 1 964 Kč 2 912 Kč 1 943 Kč 7 781 Kč 4 498 Kč 2 481 Kč 2 114 Kč 2 126 Kč 753 Kč 1 790 Kč 2 935 Kč 1 608 Kč 11 747 Kč 9 464 Kč 9 967 Kč 1 483 Kč 18 617 Kč 1 386 Kč -336,05 Kč -310 Kč -1 661 Kč 1 482 Kč 2 412 Kč 4 265 Kč 4 744 Kč 7 312 Kč 1 030 Kč 51,3 Kč

-75,55 Kč -484 Kč -1 066 Kč 2 876 Kč 2 732 Kč 5 913 Kč 5 745 Kč 9 210 Kč 1 067 Kč 17,3 Kč

ČR -616 Kč -2 663 Kč -5 882 Kč 2 029 Kč 4 087 Kč 1 413 Kč 1 941 Kč 10 405 Kč 1 550 Kč

-316,78 Kč -281,78 Kč -499 Kč -437 Kč -1 638 Kč -1 563 Kč 1 308 Kč 1 423 Kč 1 889 Kč 2 079 Kč 4 130 Kč 4 484 Kč 4 336 Kč 4 550 Kč 8 222 Kč 8 030 Kč 895 Kč 935 Kč 51,3 Kč 47,2 Kč

Tab. 5.8 Změny cen a plateb distribuce ve Var. A oproti platným cenám 2008


Nárůsty průměrných cen v % Distribuce (bez DV a 10 hal.) ČR EON PRE ČEZ -25,6 -22,6 -30,9 -27,8 -28,1 -17,7 -28,5 -26,0 -24,0 -9,6 -21,3 -18,1 16,8 27,3 20,5 19,8 23,6 36,6 14,8 18,8 13,1 28,4 13,6 16,1 28,4 43,5 26,9 29,7 1049,4 1126,2 1064,3 1064,1 19,5 341,0 23,6 49,7 -2,4% -29,6 -31,7 30,2 75,3 143,1 171,5 867,2 128,5 1,4% 0,0%

květen 2008

-0,6% -21,1 -21,5 57,0 78,6 215,2 197,8 1108,4 161,2 0,5% 0,0%

-2,5% -37,4 -34,3 27,0 65,2 155,2 143,0 954,4 80,9 1,5% 0,0%

-2,2% -34,1 -31,5 29,6 68,7 164,0 153,5 949,1 91,9 1,3% 0,0%

Změna roční platby Distribuce jistič 3x25A (bez DV a 10 hal.) ČR EON PRE ČEZ -613 Kč -667 Kč -603 Kč -616 Kč -3 118 Kč -1 923 Kč -2 781 Kč -2 663 Kč -7 749 Kč -3 323 Kč -6 300 Kč -5 882 Kč 1 964 Kč 2 912 Kč 1 943 Kč 2 029 Kč 7 781 Kč 4 498 Kč 2 481 Kč 4 087 Kč 2 114 Kč 2 126 Kč 753 Kč 1 413 Kč 1 790 Kč 2 935 Kč 1 608 Kč 1 941 Kč 11 747 Kč 9 464 Kč 9 967 Kč 10 405 Kč 1 483 Kč 18 617 Kč 1 386 Kč 1 550 Kč -336,05 Kč -310 Kč -1 661 Kč 1 482 Kč 2 412 Kč 4 265 Kč 4 744 Kč 7 312 Kč 1 030 Kč 51,3 Kč

-75,55 Kč -484 Kč -1 066 Kč 2 876 Kč 2 732 Kč 5 913 Kč 5 745 Kč 9 210 Kč 1 067 Kč 17,3 Kč

-316,78 Kč -281,78 Kč -499 Kč -437 Kč -1 638 Kč -1 563 Kč 1 308 Kč 1 423 Kč 1 889 Kč 2 079 Kč 4 130 Kč 4 484 Kč 4 336 Kč 4 550 Kč 8 222 Kč 8 030 Kč 895 Kč 935 Kč 51,3 Kč 47,2 Kč

Strana 59

5


5.4.2.2 Vyjádření cenových křivek pro Var. A V následujících grafech na obrázcích 5.9 až 5.11 jsou znázorněny tzv. cenové křivky – závislosti dosažené průměrné ceny za distribuci na velikosti roční spotřeby elektřiny pro jednotlivé distribuční sazby – včetně jejich křížení, což představuje hodnotu roční spotřeby, od které je pro zákazníka výhodné přejít do jiné sazby, samozřejmě za předpokladu určitého poměru odběru ve vysokém a nízkém tarifu (VT:NT). Pro výpočet cenových křivek byly uvažovány poměry VT:NT obvyklé v daných sazbách podle tarifní statistiky.

Var. A - Cenové křivky distribučních sazeb MOP - průměr za ČR

Kč/MWh 4 000

3 500

C01d

C02d

C03d

C25d

C26d

C35d

C45d

C55d

C56d

C62d

3 000

2 500

2 000

C26d C03d C01d

1 500

C02d 1 000

C25d

C56d

C55d

C62d

C35d

C45d

500

20000

19000

18000

17000

16000

15000

14000

13000

12000

11000

spotřeba

10000

9000

8000

7000

6000

5000

4000

3000

2000

1000

0

0

Obr. 5.9 Na dalším obrázku 5.10 jsou křivky pro MOO. Zvlášť jsou v dalším grafu na obrázku 5.11 uvedeny cenové křivky pro akumulační sazby domácností D25d a D26d. Sazba D25d byla historicky koncipována jako sazba pro akumulační ohřev teplé užitkové vody (TUV), obvyklý poměr VT: NT je 40:60. Sazba D26d byla tvořena jako sazba pro akumulační vytápění objektu, obvyklý poměr VT: NT je 20:80. V nastavení rozhraní (hraničního bodu) mezi sazbami D25d a D26d se uvažuje poměr VT:NT sazby D26d. Pro poměr dle sazby D25d je hodnota hraničního bodu nižší – je dokonce nižší než průměrná spotřeba v sazbě D25d, což by mělo vést k migraci zákazníků ze sazby D25d do sazby D26d. Tento problém je zde již několik let a je ošetřen v cenovém rozhodnutí ERÚ splněním podmínky minimálního součtového příkonu akumulačních elektrických spotřebičů pro přiznání sazby D26d ve výši 55 % celkového instalovaného příkonu v odběrném místě.

květen 2008

Strana 60

5


Var. A - Cenové křivky distribučních sazeb MOO - průměr za ČR

Kč/MWh 2 500

D01d

D02d

D25d

D26d

D45d

D55d

D56d

D61d

D35d

2 000

1 500 D26d D61d

D01d

1 000

D02d D25d D45d

500

D35d

D56d D55d

18 000

19 000

20 000

18 000

19 000

20 000

17 000

16 000

15 000

14 000

13 000

12 000

11 000

10 000

9 000

8 000

7 000

6 000

5 000

4 000

3 000

2 000

1 000

0

0

spotřeba

Obr. 5.10

Cenové křivky akumulačních distribučních sazeb MOO

Kč/MWh 2 500

D25d-40:60

D26d-40:60

D25d-20:80

D26d-20:80

2 000

D26d-20:80

1 500

D26d-40:60

1 000 D25d-40:60 500

D25d-20:80

17 000

16 000

15 000

14 000

13 000

12 000

11 000

10 000

9 000

8 000

7 000

6 000

5 000

4 000

3 000

2 000

1 000

0

0

spotřeba

Obr. 5.11

květen 2008

Strana 61


5

5.4.2.3 Shrnutí varianty A –

Základem je alokační postup celkových potřebných finančních prostředků distribuce na jednotlivé zákaznické segmenty (MOP a MOO), na jednotlivé distribuční sazby a na jednotlivé složky cen.

–

Cílem je taková alokace, které zajistí požadovanou hodnotu hraničních bodů spotřeby mezi příslušnými sazbami.

–

Relace průměrných cen jednotlivých sazeb jsou „opačné“ oproti variantě klasické dvousložkové poštovní známky (Var. 2PZ). Ceny topných sazeb nebo sazeb s vyšší spotřebou jsou v porovnání s variantou 2PZ vyšší, ceny jednotarifních sazeb nebo sazeb s nižší spotřebou jsou naopak nižší.

–

Postup je relativně málo transparentní – jedná se o více parametrické řešení s „iterační“ úpravou sady pomocných alokačních koeficientů pro dosažení požadovaných hodnot HB.

5.4.3 Varianta úpravy jednotné dvousložkové poštovní známky – Var. B Varianta B vznikla úpravou varianty 2PZ. Byla zpracována na základě diskuse z posledního jednání tarifní komise v loňském roce. Návrh vychází z „klasické dvousložkové poštovní známky“ pro hladinu NN, ve kterém jsou upraveny složky cen v jednotlivých sazbách tak, aby byl zachován prostor pro uplatnění HDO v topných sazbách a pokud možno zavedeny alespoň „určité“ hodnoty hraničních bodů (HB) mezi jednotlivými tarify. Úprava z varianty 2PZ spočívá v tom, že do stálých platů je promítnuta pouze část PV, zbylá část je rozpuštěna do cen VT. Podstatné je, že ve variantě B nejsou náklady na ztráty řešeny separátně jako je tomu ve var. A (každá MWh není zpoplatněna cenou za použití sítě), ale tyto náklady jsou zahrnuty do celkového balíků distribučních nákladů, které mají být rozpuštěny do cen distribuce na hladině NN. Ceny NT byly u dvoutarifů zvoleny jako poloviční hodnota ceny za použití sítě na hladině NN (cca 140,Kč/MWh). Prakticky bylo k úpravě pro variantu B přistoupeno u MOO následujícím postupem: 1)

U všech dvoutarifních sazeb zvolena cena NT jako ½ ceny za použití sítě.

2)

U všech dvoutarifních sazeb byly zvoleny koeficienty jednotkové ceny rezervované kapacity KJCRK, které slouží k určení jednotkové ceny stálého platu dané sazby násobením ceny RK dle varianty 2PZ tímto koeficientem. Koeficienty byly zvoleny jako část jednotkové ceny RK (<1) a respektují skutečnost délky doby trvání nízkého tarifu ve smyslu delší doba trvání odpovídá vyššímu koeficientu. Koeficienty byly zvoleny a následně upraveny takto:

–

D25d = 0,50

–

D26d = 0,60

–

D35d = 0,70

–

D45d = 0,80

–

D55d = 0,80 (D56d stejně) – prozatím

Případná následná úprava byla provedena v rámci úpravy složek cen pro nastavení hodnot HB. Z KJCRK a jednotkové ceny RK dle varianty 2PZ vypočteny stálé platy pro jističové řádky jednotlivých topných sazeb. 3)

Ceny VT dvoutarifních topných sazeb byly odvozeny násobkem velikosti jednosložkové průměrné ceny za celé MOO. Násobky zvoleny tak, aby odpovídali principu vyšší doba trvání

květen 2008

Strana 62

5


doby NT = vyšší hodnota násobku. Výchozí hodnota násobků byla odvozena z relací složek tarifů dodávky pro chráněné zákazníky z roku 2003. Násobky byly dále upraveny tak, aby:

–

velikost průměrné ceny pokud možno nepřesahovala velikost průměrné ceny dle varianty 2PZ (ne u všech sazeb se toto podařilo dodržet) a

–

hodnoty HB byly na určitých úrovních.

4)

U základní jednotarifní sazby D02d byla jednotková cena stálého platu rovněž odvozena koeficientem KJCRK z jednotkové ceny dle varianty 2PZ. KJCRK byl však zvolen jako nižší hodnoty v porovnání z dvoutarifními topnými sazbami, konkrétně 0,30. Velikost ceny VT sazby D02d byla upravena pro dorovnání potřebného objemu finančních prostředků alokovaných na segment MOO.

5)

Složky cen zbývajících dvou sazeb D01d a D61d byly odvozeny násobky příslušných složek cen sazby D02d. Výchozí hodnoty násobků byly opět odvozeny z relací složek tarifů dodávky pro chráněné zákazníky z roku 2003 a následně upraveny tak, aby byly pokud možno dodrženy požadované hodnoty HB a průměrná cena dané sazby se příliš nevzdalovala průměrným cenám dle platných cen v roce 2008 tak jako tomu u těchto sazeb je ve variantě 2PZ.

6)

Jako poslední krok bylo provedeno dorovnání požadovaného objemu finančních prostředků alokovaných na segment MOO v ceně VT sazby D02d – viz. bod 4).

Postup úpravy ve variantě B pro segment MOP byl obdobný jako u MOO s těmito rozdíly: 7)

Koeficienty KJCRK byly zvoleny takto:

–

C25d = 0,40

–

C26d = 0,60

–

C35d = 0,70

–

C45d = 0,80

–

C55d = 0,80 (D56d stejně) – prozatím

8)

Ceny VT dvoutarifních topných sazeb byly rovněž odvozeny násobkem velikosti jednosložkové průměrné ceny za celé MOP se stejným přístupem dosažení určitých úrovní hodnot HB a odpovídající velikosti průměrných cen jako v bodě 3).

9)

KJCRK pro základní jednotarifní sazbu C02d byl zvolen 0,20 vzhledem k vyšší jednotkové ceně RK u MOP.

10)

Ceny ostatních jednotarifních sazeb (C01d, C03d a C62d) byly stejně jako u MOO odvozeny násobky příslušných složek cen sazby C02d. Trochu odlišný přístup byl zvolen u sazby C62d (sazba pro veřejné osvětlení), kde byl brán zřetel spíše na současné relace této sazby vůči základnímu jednotarifu C02d.

11)

Dorovnání požadovaného objemu finančních prostředků alokovaných na segment MOP bylo vyřešeno odpovídajícím nastavením ceny VT sazby C02d.

květen 2008

Strana 63

5


5.4.3.1 Výsledné změny cen a hraniční body pro Var. B Grafické znázornění změn průměrných cen distribuce ve variantě B vůči platným cenám roku 2008 a vůči variantě 2PZ je na následujících grafech, na obrázku 5.12 jsou průměrné ceny MOP, na obrázku 5.13 jsou ceny MOO. Z obrázku 5.12 je zřejmé, že u sazeb C03d, C26d a C35d se nepodařilo dosáhnout shody s průměrnou cenou varianty 2PZ – průměrná cena je vyšší. V porovnání s variantou 2PZ se jeví zvlášť neúměrná výše průměrné ceny u sazeb C03d a C26d, což jsou sazby s poměrně velkou spotřebou (tudíž i s velkým využitím jističe). Sazba C03d je navíc nad úrovní průměrné ceny celého MOP. U MOO se shody s průměrnou cenou dle varianty 2PZ nepodařilo dosáhnout u sazeb D25d a D35d – viz. obr. 5.13. Průměrná cena v sazbách D01d a D61d je ve srovnání s variantou 2PZ značně nižší – dorovnání je provedeno v sazbě D02d. V tabulkách 5.9 a 5.10 jsou uvedeny výsledné hraniční body spotřeby varianty B. Z tabulek je patrné, že v porovnání s variantou A jsou výsledné HB nižší než požadované hodnoty, přestože jsou hodnoty výš než v platných cenách roku 2008. V tabulkách 5.11 a 5.12 jsou uvedeny změny průměrných cen a změny ročních plateb konečných zákazníků v jednotlivých distribučních sazbách při aplikaci varianty B. Změny jsou vyjádřeny vůči platným cenám roku 2008. I ve variantě B jsou velké nárůsty v některých sazbách, celkově jsou však tyto nárůsty nižší.

Var. B - Průměrné ceny distribuce MOP - průměr za ČR

Kč/MWh 9 000

PLATNÉ CENY 2008 Dvousložková jednotková cena 2008 Var. B Průměrná cena distribuce MOP 2008

8 000 7 000 6 000 5 000 4 000 3 000 2 000

1 270,6

1 000 0 C01d

C02d

C03d

C25d

C26d

C35d

C45d

C55d

C56d

C62d

MOP

Obr. 5.12

květen 2008

Strana 64

5


Var. A - Průměrné ceny distribuce MOO - průměr za ČR

Kč/MWh 7 000 6 000

PLATNÉ CENY 2008 Dvousložková jednotková cena 2008 Var. B Průměrná cena distribuce MOO 2008

5 000 4 000 3 000 2 000

1 088,3

1 000 0 D01d

D02d

D25d

D26d

D35d

D45d

D55d

D56d

D61d

MOO

Obr. 5.13

Tab. 5.9 Var. B Hraniční body, průměrné spotřeby v kWh pro jistič 3 x 25 A - MOP ČEZ distribuce celek C01 713 C01->C02 2 056 2 056 C02 4 697 C02->C03 10 736 10 736 C03 19 772 C02 4 697 C02->C25 1 425 1 226 C25 8 415 C25->C26 55:45 11 009 11 009 C25->C26 67:33 9 037 9 037 C26 15 870 C02 4 697 C02->C35 2 987 2 678 C35 15 155 C02 4 697 C02->C45 3 298 3 072 C45 13 140 C02 4 697 C02->C55 3 038 2 864 C55 14 255

MOP

VT:NT

květen 2008

EON 2007 distribuce celek 950 1 907 2 340 2 340 5 263 12 020 12 220 12 220 22 551 5 263 1 393 1 652 1 395 9 719 18 533 12 043 12 043 15 331 9 886 9 886 37 225 5 263 5 405 3 413 2 949 19 055 5 263 3 699 3 750 3 457 12 084 5 263 -186 3 443 3 150 20 441

PRE 2007 distribuce 1 101 2 042 3 009 5 162 12 704 15 710 24 314 5 162 1 535 2 574 8 258 13 987 12 251 11 560 10 057 10 056 5 162 5 333 4 853 12 339 5 162 3 540 5 154 11 966 5 162 -178 4 596 7 742

celek

2007

3 009

1 591

15 710

12 393

1 919

947

12 251 10 057

17 494 14 415

4 036

4 893

4 530

3 602

4 010

-164

Strana 65

5


Tab. 5.10 Var. B Hraniční body, průměrné spotřeby v kWh pro jistič 3 x 25 A - MOO ČEZ distribuce celek D01 525 D01->D02 918 918 D02 2 366 D02->D25 1 305 1 022 D25 4 993 D25->D26 40:60 1 986 1 986 D25->D26 20:80 3 972 3 972 D26 7 703 D01 525 D01->D61 399 402 D61 923 D02 2 366 D02->D35 1 623 1 448 D35 8 158 D02 2 366 D02->D45 1 691 1 637 D45 10 158 D02 2 366 D02->D55 1 691 1 637 D55 15 614 VT:NT

EON 2007 distribuce celek 460 1 231 1 017 1 017 2 734 342 1 616 1 279 5 233 3 124 2 021 2 021 6 139 4 042 4 042 10 005 460 159 326 309 701 2 734 905 1 848 1 821 7 582 2 734 903 1 885 1 853 10 288 2 734 -115 1 885 1 853 12 485

PRE 2007 distribuce celek 911 1 371 1 242 1 242 2 223 415 2 716 1 426 5 286 3 113 2 086 2 086 6 099 4 172 4 172 8 155 911 151 398 348 447 2 223 1 116 2 426 1 827 8 374 2 223 1 002 2 350 1 946 9 732 2 223 -15 2 350 1 921 14 199

2007 1 347 294 3 773 7 410

19

871

1 108

-117

Tab. 5.11 Změny celkových cen (včetně ceny SE a ostatních reg. položek) a plateb ve Var. B oproti platným cenám 2008


Nárůsty průměrných cen v % Celkem-sazba (vč. SE) EON PRE ČEZ 1,3 -4,7 0,2 -2,7 -4,6 -1,6 -2,9 -0,6 -1,4 -4,2 0,4 -3,5 5,6 -0,4 -4,3 8,0 15,8 8,0 6,8 11,5 6,2 26,0 31,2 22,5 15,4 13,2 9,5 -0,9% 1,5 -9,1 7,1 9,9 16,2 10,3 19,8 13,3 0,5% 0,0%

květen 2008

-0,2% -0,8 -7,6 15,5 15,5 37,0 16,2 23,6 34,2 0,2% 0,0%

-1,0% -1,2 -8,0 4,2 9,4 17,1 9,9 19,0 11,7 0,5% 0,0%

ČR -0,6 -2,5 -1,4 -3,5 -2,3 9,5 7,2 23,9 11,4 -0,8% -0,5 -8,2 5,7 10,1 21,2 10,5 19,6 12,2 0,5% 0,0%

Změna roční platby jistič 3x25A (vč. SE) EON PRE ČEZ 79 Kč -259 Kč 12 Kč -538 Kč -782 Kč -235 Kč -1 696 Kč -533 Kč -926 Kč -1 097 Kč 459 Kč -811 Kč 1 166 Kč -268 Kč -3 278 Kč 3 123 Kč 3 176 Kč 1 155 Kč 1 047 Kč 2 494 Kč 725 Kč 11 033 Kč 8 795 Kč 8 045 Kč 3 481 Kč 4 365 Kč 2 159 Kč -336,05 Kč 36 Kč -921 Kč 1 035 Kč 1 985 Kč 2 958 Kč 2 278 Kč 4 677 Kč 335 Kč 51,3 Kč

-75,55 Kč -52 Kč -567 Kč 2 321 Kč 2 622 Kč 6 196 Kč 3 290 Kč 6 357 Kč 716 Kč 17,3 Kč

ČR -17 Kč -426 Kč -942 Kč -780 Kč -1 743 Kč 2 120 Kč 1 186 Kč 8 988 Kč 2 489 Kč

-316,78 Kč -281,78 Kč -44 Kč -18 Kč -705 Kč -749 Kč 587 Kč 788 Kč 1 426 Kč 1 658 Kč 2 995 Kč 3 568 Kč 2 081 Kč 2 223 Kč 5 382 Kč 5 245 Kč 378 Kč 369 Kč 51,3 Kč 47,2 Kč

Strana 66

5


Tab. 5.12 Změny cen a plateb distribuce ve Var. B oproti platným cenám 2008


Nárůsty průměrných cen v % Distribuce (bez DV a 10 hal.) ČR EON PRE ČEZ 2,6 -9,7 0,5 -1,3 -5,6 -9,7 -3,2 -5,2 -6,5 -1,5 -3,2 -3,3 1,1 -11,1 -9,5 -9,3 19,2 -1,1 -12,8 -7,2 28,8 64,7 31,0 36,5 28,7 52,4 26,9 31,0 958,8 1075,2 873,1 909,3 64,7 71,2 37,4 47,2 -2,4% 3,5 -19,0 20,8 55,2 82,7 81,6 556,5 41,5 1,4% 0,0%

-0,6% -1,7 -15,9 44,3 73,6 249,8 119,0 780,4 108,8 0,5% 0,0%

-2,5% -2,6 -16,5 11,6 46,0 111,8 70,1 638,9 34,2 1,5% 0,0%

-2,2% -1,0 -17,1 16,1 50,7 131,7 76,2 633,6 36,2 1,3% 0,0%

Změna roční platby Distribuce jistič 3x25A (bez DV a 10 hal.) ČR EON PRE ČEZ 79 Kč -259 Kč 12 Kč -17 Kč -538 Kč -782 Kč -235 Kč -426 Kč -1 696 Kč -533 Kč -926 Kč -942 Kč -1 097 Kč 459 Kč -811 Kč -780 Kč 1 166 Kč -268 Kč -3 278 Kč -1 743 Kč 3 123 Kč 3 176 Kč 1 155 Kč 2 120 Kč 1 047 Kč 2 494 Kč 725 Kč 1 186 Kč 11 033 Kč 8 795 Kč 8 045 Kč 8 988 Kč 3 481 Kč 4 365 Kč 2 159 Kč 2 489 Kč -336,05 Kč 36 Kč -921 Kč 1 035 Kč 1 985 Kč 2 958 Kč 2 278 Kč 4 677 Kč 335 Kč 51,3 Kč

-75,55 Kč -52 Kč -567 Kč 2 321 Kč 2 622 Kč 6 196 Kč 3 290 Kč 6 357 Kč 716 Kč 17,3 Kč

-316,78 Kč -281,78 Kč -44 Kč -18 Kč -705 Kč -749 Kč 587 Kč 788 Kč 1 426 Kč 1 658 Kč 2 995 Kč 3 568 Kč 2 081 Kč 2 223 Kč 5 382 Kč 5 245 Kč 378 Kč 369 Kč 51,3 Kč 47,2 Kč

5.4.3.2 Shrnutí varianty B –

Vychází z varianty 2PZ založené na principu zpoplatnění všech zákazníků stejnou jednotkovou cenou za RK a za použití sítě.

–

Oproti variantě A se snaží o zachování relací průměrných cen, které vyplývají z řešení klasické dvousložkové poštovní známky (Var. 2PZ). s tím, že dvoutarifním sazbám s blokováním pomocí HDO je ponecháno určité zvýhodnění v podobě nižší jednotkové ceny

–

Postup je málo transparentní – jedná se o více parametrické řešení s „ručním“ zadáváním sady pomocných koeficientů pro dosažení požadovaných cílů.

–

Ne ve všech sazbách se podařilo dosáhnout shody průměrné ceny s průměrnou cenou dle varianty 2PZ.

5.5

ROZDÍLY V CHARAKTERISTICE ODBĚRŮ MOP A MOO

Ke zpracování koncepce distribučních tarifů na hladině NN je nutné poznamenat, že segment podnikatelského maloodběru (MOP) má v průměru zcela odlišnou charakteristiku oproti segmentu odběru domácností–obyvatelstva (MOO). Odběry MOP mají v průměru daleko vyšší průměrnou spotřebu na odběrné místo a rovněž větší využití jističe. Na základě toho si lze představit rozdílný přístup – rozdílnou koncepci ve stanovení distribučních tarifů pro tyto dva segmenty spotřeby. Řešením by mohlo být např. stanovení distribučních tarifů pro jednotlivá pásma spotřeby. Možný návrh pásem je uveden v tabulce 5.11. Ze zvolených pásem vyplývá, že zatímco u MOP by se jednalo o 4 pásma spotřeb, u MOO by hodnoty spotřeb spadali pouze do prvních dvou pásem.

květen 2008

Strana 67

5


Lze si představit koncepci distribučních tarifů MOP odstupňovaných podle zvolených pásem formou 4 různých jednotarifů a podporu pro použití HDO ponechat na zvýhodnění pouze na topnou část spotřeby. Takové řešení je např. zvoleno v sousedním Rakousku (viz. průběžná zpráva z května 2007 „Metodika distribučních tarifů na NN“). Tento přístup si však vynucuje samostatné měření topné části spotřeby. Přístup ve stanovení distribučních tarifů podle zvolených pásem spotřeby se jeví jako transparentní, relativně jednoduchý a proveditelný, odpovídající principu nižší průměrné ceny pro vyšší hodnoty spotřeb. Vyžadoval by však detailní vstupní podklady o rozložení spotřeb zákazníků pro nutnou analýzu dopadu do cen za distribuci a plateb jednotlivých zákazníků, stejně jako pro správné vlastní nastavení cen v jednotlivých pásem tak, aby bylo zajištěno vybrání příslušných finančních prostředků alokovaných na hladinu NN na straně distributora. Tab. 5.11 Průměrné hodnoty spotřeb maloodběru a možná pásma nastavení tarifů Sazba MOP C01d C02d C56d C62d C25d C45d C55d C35d C03d C26d

Průměrná spotřeba [kWh] 801 7 105 11 437 17 076 19 320 27 296 50 717 59 853 74 880 128 942

květen 2008

Pásmo spotřeby 0 až

1 000 kWh

1 000 až 20 000 kWh

20 000 až 60 000 kWh

nad 60 000 kWh

Sazba MOO D01d D61d D02d D25d D56d D35d D26d D45d D55d

Průměrná spotřeba [kWh] 444 869 1 909 4 828 5 644 8 545 11 179 12 515 20 147

Pásmo spotřeby 0 až

1000 kWh

1 000 až 20 000 kWh

Strana 68

5


5.6

SHRNUTÍ NÁVRHU KONCEPCE DISTRIBUČNÍCH TARIFŮ

Kapitola 5 shrnuje dosavadní práce na koncepci distribučních tarifů na hladině NN. Z připomínek z dotazníkového šetření Zkušeností subjektů elektroenergetiky s regulací cen vyplynul požadavek na novou koncepce distribučních tarifů, která by měla být postavena na následujících principech:

–

relativní transparentnost

–

stabilnější logika z pohledu volby zákazníka (cena by měla být tažena charakterem spotřeby, nikoli spotřebiči)

–

zachování prostoru pro topení a ohřev

–

zvýšení motivace pro preferenci off-peakových hodin

V tomto kontextu se v dalším textu uvádí shrnutí jednotlivých řešených variant.

5.6.1 Varianta 2PZ (klasická dvousložková poštovní známka): –

Varianta vychází z metodiky použité na vyšších napěťových hladinách – použití dvousložkové poštovní známky se stálou složkou platby za požadovaný výkon a proměnnou složkou platby za odebranou elektřinu.

–

Postup je transparentní – relativně spravedlivý vůči všem zákazníkům.

–

Varianta ruší motivaci použití HDO – zákazník není nikterak motivován k tomu, aby si nechal omezovat svůj odběr, neboť zaplatí vždycky stejně.

–

Varianta je irelevantní pro zachování prostoru pro topení a ohřev – při jejím použití se zákazník rozhoduje pouze porovnáním s jinými možnostmi vytápění. V porovnání s dnešními platnými cenami jsou výsledné platby vyšší, v tomto kontextu tedy prostor pro topení a ohřev není zachován.

–

V metodice není nikterak zajištěna motivace pro preferenci off-peakových hodin.

–

Jde o výchozí variantu, která poukazuje na „míry dotace“ mezi jednotlivými tarify při použití jiných variant.

5.6.2 Varianty A (postupné křížení cenových křivek – varianta hraničních bodů): –


–

Cílem je taková alokace, které zajistí požadovanou hodnotu hraničních bodů spotřeby mezi příslušnými sazbami.

–


–


–

Zachovává prostor pro topení a ohřev, i když preference off-peakových hodin je nízká – rozdíly cen VT a NT jsou relativně malé.

květen 2008

Strana 69


5

5.6.3 Varianta B (úprava jednotné dvousložkové poštovní známky) –


–


–


–


–

Zachovává prostor pro topení a ohřev, zvyšuje preferenci off-peakových hodin v porovnání s platnými cenami a s variantou A – rozdíly cen VT a NT jsou vyšší.

5.6.4 Doporučení definice požadovaných cílů V řešených variantách je poukázáno na základní spor ve stanovení koncepce z hlediska požadovaných cílů. V tomto ohledu je nutné pro zpracování cílové koncepce definovat požadované cíle. Jsou to:

–

Co nejmenší disproporce oproti stávajícímu stavu? – např. stejné procento změny cen v jednotlivých sazbách – v podstatě minimální varianta úprav řešená v loňském roce.

–

Zamezení velkých nárůstů v sazbách, jak je indikováno v jednotlivých variantách?

–

Dosažení požadovaných hodnot hraničních bodů?

–

Transparentnost – spravedlnost, která vede spíše ke zjednodušeným postupům jako např. varianta 2PZ, u kterých je obtížné hledat prostor pro motivaci zákazníků k používání HDO?

Z řešených variant je zřejmé, že není možné dosáhnout všech těchto cílů současně. Pro další postup se proto doporučuje definovat základní cíle pro koncepci distribučních tarifů a podle těchto cílu rozpracovávat jednu ze zvolených variant. Předložená kapitola je pracovním materiálem k další diskusi se zástupci ERÚ a s provozovateli distribučních soustav – především na úrovni jednání tarifní komise, očekává se diskuse dalších přístupů a návrhů i ze strany PDS a jejich zahrnutí do dalšího řešení.

květen 2008

Strana 70

První dílčí plnění smlouvy č. 81009 - Závěry

6

6

ZÁVĚRY

Průběžná zpráva dokladuje postup prací na smlouvě o dílo č. 81 009 „Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009“ a je podkladem pro první dílčí fakturaci. Průběžná zpráva o postupu řešení byla odeslána objednateli elektronickou poštou dne 23.5.2008 a předána v jednom písemném vyhotovení a v elektronické formě na optickém médiu (CD-ROM) dne 30.5.2008 na koordinačním semináři. Objednatel potvrdí převzetí zprávy na formuláři. V souladu s věcnou náplní smlouvy bylo zpracováno: ·

Vyhodnocení názorů a zkušeností jednotlivých subjektů s metodikou regulace, případné návrhy na úpravu metody regulace na základě podkladů shromážděných od jednotlivých subjektů.

·


·

Návrh koncepce distribučních tarifů.

·

Úprava výpočetního modelu stanovení cen pro simulace dopadů regulace ve 3. regulačním období.

6.1


V rámci tohoto plnění byly shromážděny a vyhodnoceny zkušenosti subjektů energetiky s metodikou regulace cen elektřiny v oblasti elektroenergetiky, přijatou pro druhé regulační období. Zpracovaný materiál je základem pro eventuelní návrhy na úpravu metodiky regulace cen v závěru 2. regulačního období a zejména pro návrhy na úpravy pro 3. regulační období a slouží jako doporučení pro regulátora. Názory reflektují stav otevření trhu s elektřinou, vztahy mezi výrobci, vztahy s provozovatelem přenosové soustavy, distributory, oprávněnými zákazníky, obchodníky, operátorem trhu a s dalšími subjekty energetiky. Dokument zpracovaný na základě zkušeností jednotlivých subjektů formuluje doporučení regulátorovi jako podklad pro případná upřesnění znění vyhlášek a cenových rozhodnutí pro rok 2009 a dále návrhy na úpravu metodiky regulace pro třetí regulační období. Tato kapitola slouží jako podkladový materiál k diskusi na koordinačním semináři konaném v Brně dne 30.5. 2008.

6.2

ZPŮSOB STANOVENÍ MÍRY ZTRÁT A PŘÍSLUŠNÉHO KF – DOPORUČENÍ PRO 3. REGULAČNÍ OBDOBÍ

Na základě analýzy přístupu ke stanovení míry ztrát a korekčního faktoru na ztráty v 1. a 2. regulačním období a analýzy fungování použité metodiky v prostředí regulovaných cen v oblasti elektroenergetiky ve vazbě na fungování trhu s elektřinou, uvedené v předcházejících kapitolách uvádíme následující přístupy ke způsobu stanovení míry ztrát a příslušného korekčního faktoru na ztráty v přenosové a distribučních soustavách pro 3. regulační období.

květen 2008

Strana 71


6

6.2.1 Regulace proměnné složky ceny za distribuci elektřiny PDS Přístup použitý ve druhém regulačním období je pro regulátora výhodný v tom, že povolené množství celkových ztrát stanovil pro celé období pomocí normativů technických a obchodních ztrát a náklady na ztráty již nepodléhaly regulační korekci. Ve 3. regulačním období je možné použít následující přístupy: a)

Ponechat dosavadní metodiku normativů míry ztrát, avšak doporučujeme při nastavení těchto normativů vycházet z míry ztrát skutečně dosažené v letech 2005 až 2008 na základě údajů uváděných ve výkazech 12-B1, přičemž skutečnost za rok 2008 bude k dispozici ke konci dubna 2009. Náklady na ztráty nepodléhají regulační korekci. Lze očekávat, že cena za použití distribučních sítí bude pro KZ nižší.

b)

Variantou k předchozímu přístupu je použít ke stanovení výše povolených proměnných nákladů pouze normativ pro míru technických ztrát. Náklady na ztráty nepodléhají regulační korekci. Tím se povolené náklady na ztráty sníží o složku plynoucí z míry obchodních ztrát a cena za použití distribučních sítí pro KZ by měla být nižší. Vzhledem ke značnému stupni volnosti při stanovení technických ztrát je však možné nastavením parametrů výpočtu následně ovlivnit i velikost složky obchodních ztrát.

c)

Zavedení regulační korekce ceny za použití distribuční sítě v současných podmínkách nastavení fungování trhu s elektřinou není schůdné, protože OTE používá normativ míry celkových ztrát ke stanovení velikosti ztrát. Vzhledem k tomu, že se v systému TDD přepočítává OD na hodnotu ZD, přenáší se disproporce ve výši ztrát na velikost spotřeby KZ bez průběhového měření. Pro subjekty zúčtování, kteří dodávají elektřinu zákazníkům, jež odešli od dodavatele elektřiny regionálnímu distributorovi, je tato disproporce téměř zcela kompenzována clearingem. Provozovatel distribuční soustavy a obchodník se silovou elektřinou účtují KZ náklady za skutečně spotřebovanou elektřinu. Regulační korekce ceny za použití distribuční sítě by vyžadovala zavést do systému zúčtování odchylek OTE hodnotu vypočítaných skutečných celkových ztrát postupem uvedeným v kapitole 4.5.1, v rámci měsíčního zúčtování odchylek pro verzi v1.

d)

Pro 3. regulační období doporučujeme ERÚ, aby sjednotil metodiku ve způsobu vykazování skutečných nákladů na ztráty v 12-HV z hlediska použití technických jednotek celkových ztrát a příslušného objemu finančních prostředků včetně způsobu ocenění množství povinného výkupu elektřiny z OZE.

Vzhledem k tomu, že OTE používá v současné praxi ke stanovení velikosti ztrát normativ míry celkových ztrát, doporučujeme každopádně změnit přístup v tom, že budou použity každoročně aktualizované hodnoty míry celkových ztrát na základě poslední zjištěné skutečnosti.

6.2.2 Regulace proměnné složky ceny za přenos elektřiny V současné době je způsob stanovení velikosti míry ztrát v PS vyhovující a nepožaduje aktualizaci metodiky. Metodika použitá ve 2. regulačním období pro stanovení KF za použití PS je poměrně propracovaná, menší úprava může spočívat v zavedení rozptylu výnosů pro regulační korekci. Stanovení KF neklade nároky na dodatečné údaje, než které jsou k dispozici ve výkazech a vlastní výpočet je jednoduchý. Přesto se vyskytnuly názory na zjednodušení postupu stanovení KF za použití PS vzhledem k tomu, že např. náklady související s odchylkami v elektrizační soustavě způsobené např. provozem

květen 2008

Strana 72

6


a povinným výkupem elektřiny z větrných elektráren (VtE) jsou řádově větší než korekční faktor za použití PS. Domníváme se však, že dosavadní metodika není příliš složitá a zohledňuje korekci nákladů, výnosů a také změnu ceny silové elektřiny, pro kterou by mohl být z důvodů výše uvedeného rizika spojených s VtE upraven podíl ČEPS v cenovém KF. Případné úpravy výpočetního postupu KF za použití PS, schválené ERÚ budou do výpočtu cen za použití PS ve 3. regulačním období zahrnuty.

6.3


Kapitola 5 shrnuje dosavadní práce na koncepci distribučních tarifů na hladině NN. Z připomínek z dotazníkového šetření Zkušeností subjektů elektroenergetiky s regulací cen vyplynul požadavek na novou koncepce distribučních tarifů, která by měla být postavena na následujících principech:

–

relativní transparentnost

–

stabilnější logika z pohledu volby zákazníka (cena by měla být tažena charakterem spotřeby, nikoli spotřebiči)

–

zachování prostoru pro topení a ohřev

–

zvýšení motivace pro preferenci off-peakových hodin

V tomto kontextu se v dalším textu uvádí shrnutí jednotlivých řešených variant.

6.3.1 Varianta 2PZ (klasická dvousložková poštovní známka): –

Varianta vychází z metodiky použité na vyšších napěťových hladinách – použití dvousložkové poštovní známky se stálou složkou platby za požadovaný výkon a proměnnou složkou platby za odebranou elektřinu.

–

Postup je transparentní – relativně spravedlivý vůči všem zákazníkům.

–

Varianta ruší motivaci použití HDO – zákazník není nikterak motivován k tomu, aby si nechal omezovat svůj odběr, neboť zaplatí vždycky stejně.

–

Varianta je irelevantní pro zachování prostoru pro topení a ohřev – při jejím použití se zákazník rozhoduje pouze porovnáním s jinými možnostmi vytápění. V porovnání s dnešními platnými cenami jsou výsledné platby vyšší, v tomto kontextu tedy prostor pro topení a ohřev není zachován.

–

V metodice není nikterak zajištěna motivace pro preferenci off-peakových hodin.

–

Jde o výchozí variantu, která poukazuje na „míry dotace“ mezi jednotlivými tarify při použití jiných variant.

6.3.2 Varianta A (postupné křížení cenových křivek – varianta hraničních bodů): –


–

Cílem je taková alokace, která zajistí požadovanou hodnotu hraničních bodů spotřeby mezi příslušnými sazbami.

–


květen 2008

Strana 73


6

–


–

Zachovává prostor pro topení a ohřev, i když preference off-peakových hodin je nízká – rozdíly cen VT a NT jsou relativně malé.

6.3.3 Varianta B (úprava jednotné dvousložkové poštovní známky) –


–


–


–


–

Zachovává prostor pro topení a ohřev, zvyšuje preferenci off-peakových hodin v porovnání s platnými cenami a s variantou A – rozdíly cen VT a NT jsou vyšší.

6.3.4 Doporučení definice požadovaných cílů V řešených variantách je poukázáno na základní spor ve stanovení koncepce z hlediska požadovaných cílů. V tomto ohledu je nutné pro zpracování cílové koncepce definovat požadované cíle. Jsou to:

–

Co nejmenší disproporce oproti stávajícímu stavu? – např. stejné procento změny cen v jednotlivých sazbách – v podstatě minimální varianta úprav řešená v loňském roce.

–

Zamezení velkých nárůstů v sazbách, jak je indikováno v jednotlivých variantách?

–

Dosažení požadovaných hodnot hraničních bodů?

–

Transparentnost – spravedlnost, která vede spíše ke zjednodušeným postupům jako např. varianta 2PZ, u kterých je obtížné hledat prostor pro motivaci zákazníků k používání HDO?

Z řešených variant je zřejmé, že není možné dosáhnout všech těchto cílů současně. Pro další postup se proto doporučuje definovat základní cíle pro koncepci distribučních tarifů a podle těchto cílu rozpracovávat jednu ze zvolených variant. Předložená kapitola je pracovním materiálem k další diskusi se zástupci ERÚ a s provozovateli distribučních soustav – především na úrovni jednání tarifní komise, očekává se diskuse dalších přístupů a návrhů i ze strany PDS a jejich zahrnutí do dalšího řešení.

6.4

ZAJIŠTĚNÍ POSTUPU PRACÍ

Konstatuje se, že práce na studii probíhají v souladu s dohodnutým harmonogramem věcného a časového řešení úkolu uvedeným ve smlouvě 81 006. Současný stav prací dává záruku, že podklady potřebné pro stanovení cen distribuce pro rok 2009 budou k dispozici objednateli v požadovaných termínech, daných harmonogramem podle vyhlášek ERÚ, jako podklad pro vydání cenového rozhodnutí ERÚ pro rok 2009.

květen 2008

Strana 74

CENY A TARIFY V ODVĚTVÍ ELEKTROENERGETIKY V ROCE 2009

Recommend Documents