CENY A TARIFY V ODVĚTVÍ ELEKTROENERGETIKY V ROCE 2009

CENY A TARIFY V ODVĚTVÍ ELEKTROENERGETIKY V ROCE 2009 Závěrečná zpráva ke smlouvě č. 81 009

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

BRNO

Prosinec 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 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 pro strategii:

Ing. Jiří Jež, CSc.

Ředitel společnosti:

Ing. Zdeněk Špaček, CSc.

Rozsah studie:

91 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

3

1.2.1 DÚ 1: Ceny za služby přenosové sítě

3

1.2.2 DÚ 2: Ceny za služby distribučních sítí

3

1.2.3 DÚ 3: Zpracování podkladů k metodice regulace cen

3

1.3

SOUČINNOST SMLUVNÍCH STRAN

4

1.4

TERMÍNY PLNĚNÍ

4

POSTUP PRACÍ

1

2.1

JEDNÁNÍ S OBJEDNATELEM A DALŠÍMI SUBJEKTY

3

2.2

SHRNUTÍ POSTUPU PRACÍ

5

CENY ZA SLUŽBY PŘENOSOVÉ SÍTĚ

1

3.1

VSTUPNÍ ÚDAJE

1

3.2

OVĚŘENÍ VÝSLEDKŮ REGULACE V ROCE 2007, STANOVENÍ NÁVRHŮ KF PŘENOSU A SYS, VYROVNÁNÍ ČÁSTI KF Z FONDU AUKCÍ

1

3.2.1 Korekční faktor za činnost přenosu elektřiny

2

3.2.2 Korekční faktor za činnost poskytování systémových služeb

2

3.2.3 Korekční faktor OZE-KVET a druhotných zdrojů

3

PARAMETRY ERÚ PRO REGULACI CEN PŘENOSU V ROCE 2009

5

3.3.1 Stálá složka ceny

5

3.3.2 Proměnná složka ceny

6

CENA PŘENOSU PRO ROK 2009

8

3.4.1 Cena za rezervaci kapacity přenosové sítě

8

3.3

3.4

3.5

3.4.2 Cena za použití přenosové sítě

10

3.4.3 Jednosložková cena za službu přenosové sítě

12

PARAMETRY ERÚ PRO REGULACI CENY SYSTÉMOVÉ SLUŽBY V ROCE 2009

13

3.5.1 Povolené výnosy z organizování obchodu s PpS a SyS

13

3.5.2 Náklady na PpS

13

3.5.3 Výnosy z vypořádání rozdílů ze zúčtování nákladů na odchylky

13

3.5.4 Zisk za organizování trhu s podpůrnými službami

13

3.5.5 Koeficient stanovení ceny SyS pro lokální spotřebu

13

prosinec 2008

Obsah


4

3.5.6 Koeficient korekce spotřeby v roce 2009

13

3.5.7 Korekční faktor zohledňující výsledky r. 2007

14

3.6

CENA ZA SYSTÉMOVÉ SLUŽBY V ROCE 2009

14

3.7

REKAPITULACE

16

CENY ZA SLUŽBY DISTRIBUČNÍCH SÍTÍ

1

4.1

VSTUPNÍ ÚDAJE

1

4.2

PARAMETRY ERÚ PRO REGULACI CEN DISTRIBUCE V ROCE 2009

1

4.2.1 Stálá složka ceny

1

4.2.2 Cena za použití distribuční sítě

3

OSTATNÍ REGULOVANÉ CENY

4

4.3.1 Decentrální výroba

4

4.3.2 Výkup elektřiny z OZE

6

4.3.3 Podpora výroby elektřiny z KVET a druhotných zdrojů

8

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

9

4.3

4.4

4.5

5

4.3.5 Zajištění činnosti zúčtování odchylek OTE, a. s.

10

CENY DISTRIBUCE PRO ROK 2009

10

4.4.1 Platby za rezervaci kapacity sítí VVN mezi provozovateli RDS

10

4.4.2 Platby pro vyrovnání vícenákladů na OZE a KVET

11

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

11

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

13

4.4.5 Jednosložková cena na hladině VN

15

4.4.6 Informativní průměrné jednosložkové ceny za službu sítě pro KZ

15

4.4.7 Průměrná jednosložková cena elektřiny v ES ČR pro KZ a její vývoj

17

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

21

TARIFNÍ SAZBY NA ÚROVNI NN

22

4.5.1 Postup stanovení distribučních tarifů

22

4.5.2 Srovnání změn cen

22

4.5.3 Výsledné ceny distribučních tarifů

25

ZPRACOVÁNÍ PODKLADŮ K METODICE REGULACE CEN 5.1

1

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

2

5.1.1 Úvod

2

5.1.2 Doplňující stanoviska k návrhům na úpravu metodiky regulace cen

2

prosinec 2008

Obsah


5.2

5.3

6

STANOVENÍ MÍRY ZTRÁT A PŘÍSLUŠNÉHO KF VE 3. REGULAČNÍM OBDOBÍ

5

5.2.1 Regulace proměnné složky ceny za distribuci elektřiny PDS

5

5.2.2 Regulace proměnné složky ceny za přenos elektřiny

6

5.2.3 Stanoviska k problematice ztrát

6

NÁVRH KONCEPCE DISTRIBUČNÍCH TARIFŮ

7

5.3.1 Požadavek ERÚ

7

5.3.2 Okrajové podmínky

7

5.3.3 Dopad nové koncepce distribučních tarifů

12

5.3.4 Analýza možnosti přechodu dvoutarifních i jednotarifních zákazníků do dvoutarifních sazeb s vyšší dobou trvání NT

12

5.3.5 Analýza rozložení spotřeby v jednotarifech

16

5.3.6 Analýza ceny VT u sazby pro veřejné osvětlení – C62d

18

5.4

ANALÝZA CEN ELEKTŘINY NA VELKOOBCHODNÍM TRHU

19

5.5

ÚPRAVY VYHLÁŠEK, CENOVÉ ROZHODNUTÍ ERÚ NA ROK 2009

20

5.5.1 Připomínky k navrhované metodice regulace cen ve III. regulačním období

20

5.5.2 Přehled zásadních změn v cenových rozhodnutích na rok 2009

21

ZÁVĚRY

1

6.1

CENY PŘENOSU A SyS PRO ROK 2009

2

6.2

CENY ZA SLUŽBY DISTRIBUČNÍCH SÍTÍ PRO ROK 2009

4

6.3

PŘEHLED VÝVOJE OSTATNÍCH SLOŽEK CENY ELEKTŘINY

7

6.4

DALŠÍ PŘEDANÉ VÝSLEDKY

9

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

prosinec 2008

Obsah

1

Závěrečná zpráva ke smlouvě 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,

prosinec 2008

Strana 1 - 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.

prosinec 2008

Strana 1 - 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 druhým dílčím plněním k průběhu řešení smlouvy k termínu 22.8.2008 a podává informaci o postupu řešení Dílčích úkolů.

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.

·

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.

prosinec 2008

Strana 1 - 3

1


·

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):

22.8.2008 12.12.2008 do 19.12.2008

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.

prosinec 2008

Strana 1 - 4

1


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. 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.

prosinec 2008

Strana 1 - 5

Závěrečná zpráva ke smlouvě č. 81009 - Postup prací

2

2

POSTUP PRACÍ

Práce probíhaly v souladu s věcným obsahem specifikovaným ve smlouvě o dílo a s požadavky objednatele. V průběhu řešení díla byly objednateli postupně předány a zajištěny následující výstupy: ·

23.5.2008: První průběžná zpráva, která představovala první dílčí plněním věcné náplně smlouvy. Ve zprávě byl uveden postup a dosažené výsledky, týkající se vyhodnocení názorů a zkušeností jednotlivých subjektů s metodikou regulace, případných návrhů na úpravu metody regulace na základě podkladů shromážděných od jednotlivých subjektů. Dále obsahovala návrhy a doporučení ke způsobu stanovení míry ztrát a příslušného korekčního faktoru na ztráty v přenosové a distribučních soustavách pro další regulační období. Rovněž presentovala návrh nové koncepce distribučních tarifů n hladině NN.

·

30.5.2008: Koordinační seminář, na kterém byl presentován stav řešení dílčích úkolů uvedený v průběžné zprávě, diskuse k řešení věcné náplně díla a předání první průběžné zprávy v tištěné formě a její elektronická forma na optickém médiu CD-ROM.

·

15.8.2008: Druhá průběžná zpráva o postupu řešení Dílčích úkolů v elektronické podobě, jako podklad pro jednání Koordinačního semináře dne 22.8.2008.

·

22.8.2008: Koordinační seminář, na kterém byl presentován stav řešení Dílčích úkolů včetně předběžného návrhu cen za služby přenosové sítě, SyS, cen za distribuci, ceny příspěvku KZ na podporu OZE-KVET-DZ a na podporu decentrální výroby a cen za činnost zúčtování odchylek operátorem trhu. Rovněž byl diskutován průběh prací a doporučen další postup. Objednateli byla předána druhá průběžná zpráva v tištěné podobě a její elektronická forma na optickém médiu CD-ROM.

·

26.9.2008: ERÚ byl předán komplex výpočetních tabulek cen přenosu a distribuce pro jednotlivé regulované subjekty jako podklad pro schválení návrhů cen distribuce.

·

30.10.2008: Podklady pro přípravu cenových rozhodnutí pro rok 2009 tak, aby byly vydány k 30. listopadu 2008.

·

10.11.2008: Objednateli byla pro jeho potřebu předána v elektronické podobě informace o průběžných výstupech řešení, tj. v období před vydáním cenového rozhodnutí ERÚ pro rok 2009.

·

12.12.2008: Objednateli se předává tato závěrečná zpráva v elektronické podobě. Zpráva slouží jako podklad pro závěrečnou presentaci výsledků díla dne 17.12.2008, na které bude závěrečná zpráva předána v tištěné podobě a její elektronická forma na optickém médiu CD-ROM.

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.

·

Ověření výsledků regulace PPS v roce 2007, návrhy stanovení 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.

·

Zpracování podkladů pro výpočet cen přenosu a systémových služeb pro rok 2009 a upřesnění technických vstupů a parametrů regulace společnosti ČEPS, a.s. pro stanovení ceny přenosu a ceny systémových služeb pro rok 2009 ve spolupráci s ERÚ.

prosinec 2008

Strana 2 - 1

2


·

Variantní 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 ERÚ, jako podklad pro návrh cenového rozhodnutí ERÚ.

·

Shromáždění, verifikace a zpracování technických vstupních údajů PDS. Jejich koordinace s údaji PPS na společném rozhraní na napěťové hladině VVN.

·

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.

·

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.

·

Nastavení výchozích předpokladů pro výpočet cen za služby distribučních sítí, se zahrnutím navržených cen přenosu elektřiny a systémových služeb, předběžné nákupní ceny silové elektřiny na krytí ztrát, ceny příspěvku KZ na podporu OZE-KVET-DZ a na podporu decentrální výroby a cen za činnost zúčtování odchylek operátorem trhu. Kontrola technických podkladů vykázaných jednotlivými subjekty a návrhy na řešení zjištěných disproporcí.

·

Zpracování návrhu koncepce distribučních tarifů.

·

Variantní 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 ERÚ (včetně tarifních cen distribuce elektřiny na úrovni sítí NN), jako podklad pro návrh cenového rozhodnutí ERÚ. Pro zpracované varianty byly vyjádřeny změny průměrných cen i finanční dopad na platby KZ jak v distribuci, tak v celkových cenách pro podmínky cen DPI roku 2008; dopad je vyjádřen jak pro průměrné hodnoty spotřeb dané tarifní statistikou, tak pro typické skupiny odběratelů v závislosti na velikosti roční spotřeby elektřiny. Varianty byly zpracovány v průběhu 1. poloviny roku 2008 na datech použitých pro návrh cen platných v roce 2008. Ke zpracovaným variantám proběhlo jednání s ERÚ včetně pracovní skupiny zástupců PDS (členů TK).

·

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

·

Návrhy a doporučení na úpravu metodiky regulace cen elektřiny v oblasti elektroenergetiky pro třetí regulační období, včetně vytvoření výpočtového modelu pro ERÚ a simulace dopadů předkládaných návrhů do regulovaných cen a způsobu stanovení korekčních faktorů. Struktura výpočetních tabulek regulovaných cen v oblasti elektroenergetiky byla upravena na základě požadavků ERÚ tak, aby výpočetní model umožňoval simulovat dopady předkládaných návrhů do regulovaných cen ve 3. regulační období.

·

Nalezení cílové koncepce distribučních tarifů podle odsouhlasených okrajových podmínek a na základě rozhodnutí o způsobu přechodu na nový systém tarifů.

·

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

prosinec 2008

Strana 2 - 2


2

·

Spolupráce s ERÚ na stanovení individuálních cen distribuce pro provozovatele lokálních distribučních soustav v případě jejich požadavku na základě analýzy různých případů jejich zapojení v síti.

·

Zpracování analýzy cen elektřiny na velkoobchodním trhu pro spolupráci s ERÚ 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.

·

Spolupráce na úpravách návrhů vyhlášek v souladu s požadavky ERÚ.

·

Spolupráce na přípravě návrhu cenového rozhodnutí ERÚ na rok 2009 v souladu s požadavky ERÚ.

2.1

JEDNÁNÍ S OBJEDNATELEM A DALŠÍMI SUBJEKTY

V rámci řešení proběhla v souladu se smlouvou dvoustranná a vícestranná jednání zhotovitele s objednatelem a dalšími subjekty. Upřesňování vstupních podkladů bylo rovněž zajišťováno telefonicky nebo elektronickou poštou. Vzájemný kontakt s objednatelem byl zajišťován odděleně, společné jednání s dalšími subjekty probíhalo v rámci Tarifní komise a je rovněž zajištěno v rámci závěrečné presentace výsledků díla. Dne 22.2.2008 byla v EGÚ Brno, a. s. projednána s ERÚ specifikace pro zpracování zjednodušeného modelu výpočtu cen sloužícího k analýze vlivu regulace cen v elektroenergetice ve třetím regulačním období v prostředí MS Excel. Byly upřesněny požadavky, definovány vstupy a výstupy modelu a termíny řešení. První rozpracované verze výpočetního modelu regulovaných cen v elektroenergetice pro třetí regulační období byly ERÚ poslány k posouzení dne 6.3.2008 a 17.3.2008. Dne 28.4.2008 byl algoritmus použitý v modelu cen v elektroenergetice projednán v EGÚ Brno, a. s. se zástupcem ERÚ. Byly specifikovány požadavky ERÚ na úpravy modelu. 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. Dne 13.6.2008 proběhlo v Praze jednání Tarifní komise (TK), na kterém byly prezentovány návrhy společností ČEZ Distribuce, a. s., EGÚ Brno, a. s. a PREdistribuce, a. s. ke koncepci distribučních tarifů na úrovni NN a k novým sazbám pro neměřené odběry. Původně plánovaný Koordinační seminář ke „Zpracování návrhu koncepce distribučních tarifů“ (finální návrh varianty) a presentace stavu řešení tohoto úkolu k termínu 27.6.2008 byl na základě dohody objednatelů dotčených smluv se zhotovitelem zrušen vzhledem k tomu, že uvedená problematika byla hlavní náplní jednání Tarifní komise. Dne 16.6.2008 proběhlo v Praze pracovní jednání zástupců ČEPS, a. s. a EGÚ Brno, a. s. k parametrům a vstupním údajům použitým v regulačních vzorcích pro nastavení regulovaných cen společnosti ČEPS, a. s. pro rok 2009. Podkladem pro jednání byly parametry předané Energetickým regulačním úřadem společnosti ČEPS, a. s. a výkazy regulovaných subjektů. Byla diskutována předběžná stanoviska společnosti ČEPS, a. s. k nastaveným parametrům a byly též projednány výpočetní soubory cen přenosu a SyS.

prosinec 2008

Strana 2 - 3


2

Dne 17.6.2008 byly Energetickým regulačním úřadem sděleny další upřesnění týkající se regulace cen. Tyto změny byly promítnuty i do výpočetního souboru s variantou navrženou ČEPS, a. s. Dne 20.6.2008 byly ERÚ a společnosti ČEPS, a. s. předány podklady spolu s výpočetními tabulkami pro stanovení cen přenosu a systémových služeb pro rok 2009. Dne 8.7.2008 byla s ERÚ a zástupci společností sdružených v Tarifní komisi konzultována koncepce distribučních tarifů na hladině NN. Dne 11.7.2008 byl předán zástupcům v Tarifní komisi výsledný dokument „Koncepce distribučních tarifů na hladině NN“, který zahrnuje výsledky jednání Tarifní komise a požadavky ERÚ. V termínu k 27.7.2008 byl ERÚ předán formou vyvěšení na FTP server EGÚ Brno, a. s. komplex výpočetních tabulek cen přenosu a distribuce pro jednotlivé regulované subjekty jako podklad pro schválení cen přenosu a systémových služeb a dále jako podklad pro jednotlivé regionální distribuční společnosti k nastavení cen distribuce pro rok 2009. Na FTP serveru EGÚ Brno, a. s. byly rovněž postupně vyvěšovány aktualizované výpočetní tabulky modelu pro výpočet cen v oblasti elektroenergetiky ve 3. regulačním období, včetně souborů pro vyhodnocování počítaných variant a to od 14.6.2008 (4. verze výpočetního modelu) až 21.7.2008 (7. verze), přičemž 8. aktualizovaná verze byla předána dne 31.10.2008. Pro rok 2009 jsou ceny přenosu a distribuce počítány stávajícím způsobem a také pomocí výpočetního modelu cen pro 3. regulační období. ERÚ byl průběžně předáván textový soubor „Postup na modelu cen.doc“, ve kterém jsou zaznamenány veškeré činnosti při zpracování výpočetních souborů modelu cen pro třetí regulační období, zaznamenávány požadavky objednatele a jejich zohlednění, zjištěné nesrovnalosti a připomínky, včetně doporučení dalšího postupu. Dne 8.8.2008 proběhlo v Praze jednání Tarifní komise, na kterém byl prezentován a diskutován dokument „Koncepce distribučních tarifů na hladině NN“ a prezentovány a diskutovány výsledky variant zpracovaných v souladu s tímto dokumentem. Dne 15.8.2008 byla objednateli předána druhá průběžná zpráva o postupu řešení Dílčích úkolů v elektronické podobě, jako podklad pro jednání Koordinačního semináře. V tištěné podobě byla zpráva předána objednateli na jednání Koordinačního semináře dne 22.8.2008, kde byl presentován stav řešení Dílčích úkolů včetně předběžného návrhu cen za služby přenosové sítě, SyS, cen za distribuci, ceny příspěvku KZ na podporu OZE-KVET-DZ a na podporu decentrální výroby a cen za činnost zúčtování odchylek operátorem trhu. Rovněž byl diskutován postup prací a doporučen další postup. V termínu k 26.9.2008 byl ERÚ předán komplex výpočetních tabulek cen přenosu a distribuce pro jednotlivé regulované subjekty jako podklad pro schválení návrhů cen distribuce ERÚ. Ve dnech 29.10. až 30.10.2008 proběhlo jednání Tarifní komise ve Znojmě, na kterém byly upřesněny podklady a parametry regulace tarifních sazeb a schválena nová sazba pro neměřené odběry překračující Pinst 1 kW (PLC). K 30.10.2008 byly ERÚ poskytnuty podklady pro přípravu cenových rozhodnutí pro rok 2009 tak, aby cenové rozhodnutí bylo vydáno nejpozději do 30. listopadu. 10.11.2008: Zhotovitel zaslal objednateli pro jeho potřeby informaci o průběžných výstupech řešení v elektronické podobě, tj. v období před vydáním cenového rozhodnutí ERÚ pro rok 2009. Dne 12.12.2008 se objednateli předává v elektronické podobě tato závěrečná zpráva. Presentace výsledků díla včetně předání tištěné závěrečné zprávy a její elektronická forma na optickém médiu CD-ROM proběhne dne 17.12.2008. ERÚ byl průběžně předáván textový soubor „Postup výpočtu cen EGÚ.doc“, ve kterém jsou zaznamenány veškeré činnosti při zpracování výpočetních souborů cen pro rok 2009,

prosinec 2008

Strana 2 - 4


2

zaznamenávány požadavky ERÚ a jejich zohlednění, zjištěné nesrovnalosti a připomínky, včetně doporučení dalšího postupu.

2.2

SHRNUTÍ POSTUPU PRACÍ

Závěrečná zpráva dokladuje postup prací na smlouvě o dílo „Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009“. ERÚ poskytuje podklady pro přípravu cenových rozhodnutí pro rok 2009 tak, aby byly vydány nejpozději do 30. listopadu. Na základě ověření výsledků regulace PPS a PDS v roce 2007 byly stanoveny korekční faktory, které byly zahrnuty do ceny přenosu, SyS a do ceny za služby jednotlivých napěťových hladin distribučních sítí v roce 2009. V souladu s věcnou náplní smlouvy byl zpracován komplex výpočetních tabulek cen přenosu, SyS a cen distribuce pro jednotlivé regulované subjekty se zahrnutím předběžné nákupní ceny silové elektřiny na krytí ztrát, ceny příspěvku KZ na podporu OZE-KVET-DZ a na podporu decentrální výroby a cen za činnost zúčtování odchylek operátorem trhu. Kontrola technických podkladů vykázaných jednotlivými subjekty a návrhy na řešení zjištěných disproporcí. Výpočetní tabulky poskytují ERÚ podklad pro schválení cen přenosu a systémových služeb a podklad k nastavení cen distribuce pro rok 2009. Konstatuje se, že práce na studii proběhly v souladu s dohodnutým harmonogramem věcného a časového řešení úkolu uvedeným ve smlouvě tak, že podklady potřebné pro stanovení cen přenosu, SyS a distribuce pro rok 2009 byly k dispozici příslušným subjektům v požadovaných termínech, daných harmonogramem podle vyhlášek ERÚ. Výsledky jsou využity v rámci přípravy cenového rozhodnutí ERÚ pro rok 2009 a při přípravě metodiky regulace cen v oblasti elektroenergetiky pro 3. regulační období.

prosinec 2008

Strana 2 - 5

3

Závěrečná zpráva ke smlouvě č. 81009 - Ceny za služby přenosové sítě

3

CENY ZA SLUŽBY PŘENOSOVÉ SÍTĚ

Stanovení cen za služby přenosové sítě probíhalo v souladu s termíny plnění prací a předmětem díla uvedenými ve smlouvě o dílo. Parametry a vstupní údaje použité v regulačních vzorcích pro nastavení regulovaných cen přenosu a SyS pro rok 2009 byly projednány na pracovní schůzce zástupců ČEPS, a. s. a EGÚ Brno, a. s. dne 16.6.2008. Na základě předběžného stanoviska společnosti ČEPS, a. s. k nastaveným parametrům byly stanoveny ceny přenosu a SyS podle varianty navržené ČEPS, a. s. Dne 20.6.2008 byly ERÚ a společnosti ČEPS, a. s. předány podklady spolu s výpočetními tabulkami pro stanovení cen přenosu a systémových služeb pro rok 2009. Podklady využil ERÚ k variantním výpočtům cen přenosu a systémových služeb pro rok 2009 a k ocenění vlivu dalšího upřesňování vstupních údajů a regulačních parametrů, z nichž největší vliv měla zejména následující rozhodnutí: ·

část povolených výnosů provozovatele přenosové soustavy ve výši 600 mil.Kč je uhrazena z příjmů z aukcí na přeshraničních profilech. Proti roku 2008 je tato částka nižší o 500 mil.Kč,

·

zvýšení nákupní ceny silové elektřiny pro krytí ztrát z 1707,- Kč MWh v roce 2008 na hodnotu 2122,- Kč/MWh, při současném snížení přenosových ztrát formou snížení povolené míry ztrát z 1,514 % v roce 2008 na 1,306 % pro rok 2009,

·

zvýšení nákladů na nákup PpS z 8,1 mld.Kč na 8,3 mld.Kč pro rok 2009 vzhledem k očekávanému vyššímu požadavku na PpS s ohledem na inflaci a vzrůstajícím cenám silové elektřiny. Přitom však bylo zohledněno jejich snížení o výnosy z vypořádání rozdílů ze zúčtování nákladů na odchylky ve výši 500 mil.Kč, což celkem v těchto položkách představuje snížení o 300 mil.Kč proti roku 2008.

Výsledky výpočtů uvedené v této kapitole vychází z podkladů, které byly aktualizovány ke dni 18.11.2008.

3.1

VSTUPNÍ ÚDAJE

Vstupní údaje použité při přípravě podkladů pro návrh cen přenosu a systémových služeb byly převzaty z výkazů ČEPS, a. s. a regionálních společností, předaných ERÚ k 30.4.2008 a následně poskytnutých zhotoviteli. Zjištěná disproporce mezi údaji ČEZ Distribuce, a. s. a ČEPS, a.s. pro rok 2009 na rozhraní PS/DS ve výkazech 12-B1 a 13-B1 byla na základě dohody obou společností odstraněna. Tabulky výkazů ČEPS, a. s. a PDS jsou metodicky ponechávány v původním tvaru, předaném od jednotlivých subjektů ERÚ. Výjimkou je pouze výkaz ČEPS na listu 13-A, ve kterém byly na základě konzultace s ČEPS, a.s. a s ERÚ opraveny výpočetní vzorce pro rozdělení zůstatkové ceny aktiv společného majetku a jeho přiřazení k činnosti přenosu elektřiny spolu s příslušnou částí podpůrného majetku. Výpočty cen za službu přenosové sítě a systémových služeb byly průběžně aktualizovány v souladu s požadavky ERÚ.

3.2

OVĚŘENÍ VÝSLEDKŮ REGULACE V ROCE 2007, STANOVENÍ NÁVRHŮ KF PŘENOSU A SYS, VYROVNÁNÍ ČÁSTI KF Z FONDU AUKCÍ

V souladu se zadáním byly na základě poskytnutých podkladů ověřeny výsledky regulace v roce 2007 a stanoveny korekční faktory za činnost přenosu elektřiny, systémových služeb a zahrnuto vyrovnání jejich části z fondu aukcí na přeshraničních profilech.

prosinec 2008

Strana 3 - 1

3


3.2.1 Korekční faktor za činnost přenosu elektřiny Do ceny za použití přenosové sítě v roce 2009 se promítá korekce skutečně dosažených výsledků vůči plánovaným hodnotám v roce 2007. Metodika použitá pro stanovení korekčního faktoru přenosu je v souladu s Přílohou 9 vyhlášky ERÚ č. 150/2007 Sb., týkající se ověření výsledků regulace a stanovení korekčních faktorů v elektroenergetice. Na základě připomínky ČEPS, a.s. a se souhlasem ERÚ se pro skutečnost roku 2007 od elektřiny na vstupu do přenosové soustavy odečítá systémový tranzit. V tabulce 3.1 je uveden korekční faktor za činnost přenosu elektřiny v roce 2007, přičemž je v něm již zahrnuto vyrovnání jeho části z fondu aukcí na přeshraničních profilech, ke kterému došlo začátkem roku 2008. Tab. 3.1 Korekční faktor za použití PS v roce 2007 Předpoklad pro rok 2007

Povolená míra ztrát (p.j.)

Skutečnost roku 2007

1,477%

Kontrolní ztráty, náklady a výnosy

1,331%

rozptyl povolené míry ztrát (+ %) - horní mez

1,5% 5,0%

rozptyl povolené míry ztrát (- %) - dolní mez

Množství elektřiny na vstupu do PS bez systémového tranzitu Obchodované množství elektřiny (vstup-ztráty-dodávka z PDS-export=výstup-dodávka z PDSexport) (MWh) Ztráty včetně tranzitu; Kontrolní ztráty (MWh/r)

59 701 039,8

63 481 312,0

36 387 490,9

35 363 207,2

881 973,2

844 666,0

1 022 276 361,7 1 021 760 745,2 -515 616,6 1 159,00

985 509 164,8 992 998 856,8

horní mez (MWh/r) povolené ztráty (MWh/r) dolní mez (MWh/r)

Očekávané náklady a skutečné náklady na naměřené ztráty; Kontrolní náklady (Kč/r) Očekávané výnosy a skutečné výnosy z účetnictví; Kontrolní výnosy (Kč/r) Korekční faktor za rok 2005 Cena SE na krytí ztrát (Kč/MWh)

890 951 937 890 1 086 933 1 086 417

1 166,74

rozptyl nákladů plynoucích z rozdílu ceny SE - podíl připadající na ČEPS

Cena za použití sítě (Kč/MWh) Korekční faktor nákladový Korekční faktor cenový Korekční faktor výnosový Korekční faktor celkový Korekční faktor se zohledněním časové hodnoty peněz za rok 2007 Vyrovnání z příjmů z aukcí na přeshraničních profilech Korekční faktor za použití PS se zohledněním časové hodnoty peněz za rok 2008

10,0% 28,08 -53 976 822,3 6 536 388,4 93 418 648,8 45 978 214,8 46 989 735,6 45 978 214,8 1 059 062,2

Z výpočtu vyplývá, že celkový korekční faktor přenosu se zohledněním časové hodnoty peněz za rok 2007 činí 46 989 735,6 Kč. Vzhledem k tomu, že v dubnu 2007 došlo k vyrovnání části korekčního faktoru z fondu aukcí se souhlasem ERÚ ve výši 45 978 214,8 Kč, je korekční faktor za použití PS se zohledněním časové hodnoty peněz za rok 2008 ve výši 1 059 062,2 Kč. Přičítá se k proměnným nákladům PPS a nepatrně je zvyšuje.

3.2.2 Korekční faktor za činnost poskytování systémových služeb Korekční faktor za činnost poskytování systémových služeb byl stanoven v souladu s Přílohou č. 9 k vyhlášce č. 150/2007 Sb., týkající se ověření výsledků regulace a stanovení korekčních faktorů v elektroenergetice, jako rozdíl celkových skutečných nákladů a skutečných výnosů za systémové služby v roce i-2. Celkové skutečné náklady se stanoví jako součet skutečných nákladů na nákup podpůrných služeb, rozdílu skutečných nákladů a výnosů na regulační energie včetně zahraniční výpomoci, rozdílu předpokládaných a skutečných výnosů z vypořádání rozdílů plynoucích ze zúčtování nákladů na odchylky, Úřadem povolených výnosů za organizování obchodu s podpůrnými a systémovými službami, Úřadem povoleného zisku v roce i-2 a korekčního faktoru uplatněného v roce i-2 (tj. za rok 2005). Korekční faktor se přičítá k povoleným nákladům na podpůrné služby stanoveným Úřadem pro regulovaný rok.

prosinec 2008

928,8 887,1 819,8 928,8 122,2 505,6

Strana 3 - 2

3


V tabulce 3.2 je uveden korekční faktor za činnost zajištění podpůrných a systémových služeb v roce 2007, přičemž je v něm již zahrnuto vyrovnání jeho části z fondu aukcí na přeshraničních profilech, ke kterému došlo v začátkem roku 2008. Tab. 3.2 Korekční faktor za systémové služby v roce 2007 (tis.Kč/rok) 8 033 528,3497 82 893,2310 9 702,7150 39 968,2103 45 000,0000 -3 913,6391 66 471,6504 -8 336 299,4855 -88 129,0875 -150 778,0558 -154 095,1731 -150 778,0176 -3 473,0617

Nákup PpS Náklady na regulační energii ze zahraničí Náklady za způsobené odchylky OTE Povolené náklady + odpisy 2007 Zisk 2007 Korekční faktor za rok 2005 Tolerance zisku (prémie) Celkové výnosy za SyS podle platného CR Výnosy z regulační energie a zúčtování odchylek OTE Korekční faktor za SyS Korekční faktor se zohledněním časové hodnoty peněz za rok 2007 Vyrovnání z příjmů z aukcí na přeshraničních profilech v roce 2008 Korekční faktor za SyS se zohledněním časové hodnoty peněz za rok 2008

Korekční faktor za SyS v roce 2007 se zohledněním časové hodnoty peněz za rok 2007 činí -154 095 173,1 Kč. Vzhledem k tomu, že začátkem roku 2008 došlo se souhlasem ERÚ k vyrovnání části korekčního faktoru s fondem aukcí ve výši -150 778 017,6 Kč, je korekční faktor za použití PS se zohledněním časové hodnoty peněz za rok 2008 ve výši -3 473 061,7 Kč. Odečítá se od nákladů PPS na systémové služby a mírně je snižuje.

3.2.3 Korekční faktor OZE-KVET a druhotných zdrojů Metodika pro stanovení korekčního faktoru OZE-KVET a druhotných zdrojů je v souladu s Přílohou 9 vyhlášky ERÚ č. 150/2007 Sb., týkající se ověření výsledků regulace a stanovení korekčních faktorů v elektroenergetice. V roce 2007 provozovatel přenosové soustavy přijal platby od přímých odběratelů z PS a od lokální spotřeby na podporu výroby elektřiny v obnovitelných zdrojích a ve zdrojích s kombinovanou výrobou elektřiny a tepla ve výši 15 642,2 tis.Kč. Přitom vyplácel podporu v režimu zelených bonusů obnovitelným zdrojům ČEZ (VE Hněvkovice) ve výši 15 603,2 tis.Kč a zdrojům KVET ČEZ nad 5 MWe (ETU, Chvaletice, Počerady, Prunéřov 1 a 2) ve výši 2 071,865 tis.Kč a platil do ČEZ Distribuce v roce 2007 částku na vyrovnání vícenákladů na povinný výkup OZE a na podporu KVET se zahrnutím korekčního faktoru za rok 2005 ve výši 11 124,5 tis.Kč. Rozdíl mezi náklady a výnosy je korekční faktor ve výši 14 078,7 tis.Kč, u kterého je uplatněna časová hodnota peněz za období roků 2007 a 2008, jak vyplývá z tabulky 3.3. Přičítá se k vícenákladům spojeným s podporou OZE-KVET-DZ pro rok 2009. Tab. 3.3 Korekční faktor OZE-KVET a druhotných zdrojů za rok 2007 Ceny stanovené na rok 2007 Průměrná nákupní cena SE Příspěvek na podporu OZE a KVET v LDS (rezerva) Celostátně jednotný příspěvek KZ na OZE Celostátně jednotný příspěvek KZ na KVET Korekční faktor za výsledek roku 2005

OZE-KVET-DZ Vícenáklady za OZE (tis. Kč) Vícenáklady za KVET (tis. Kč) Vícenáklady za druhotné zdroje (tis. Kč) Vícenáklady celkem (tis. Kč) Náklady se zahrnutím vyrovnání vícenákladů a korekčního faktoru za rok 2005 (tis.Kč) Výnosy (tis.Kč) Korekční faktor (tis.Kč) Korekční faktor se zahrnutím časové hodnoty peněz (tis.Kč)

prosinec 2008

Kč/MWh 1159,00 9,00 20,18 8,60 -3,65 Plán

0,0 11 124,5 11 124,5

Rozdíl

-17 675,1 -17 675,1 -4 517,8

Skutečnost 15 603,2 2 071,9 0,0 17 675,1 28 799,5 15 642,2 13 157,3 14 078,7

Strana 3 - 3

3


Velikost platby regionálních distributorů vůči ČEPS, a.s. pro vyrovnání vícenákladů výkupu elektřiny z OZE-KVET-DZ pro rok 2009 je stanovena s ohledem na náklady spojené s podporou zdrojů a na výnosy za příspěvky od KZ a lokální spotřeby včetně zahrnutí KF za rok 2007, jak je uvedeno v tabulce 3.4. Tab. 3.4 Velikost platby pro vyrovnání vícenákladů výkupu elektřiny z OZE-KVET-DZ v roce 2009 Příspěvek konečných zákazníků cvozki na krytí podpory OZE-KVET-DZ v roce 2009

[Kč/MWh] [Kč/MWh] [Kč/MWh]

52,18 9,00 23,85

Příspěvek konečných zákazníků na krytí podpory KVET v r.2009 Příspěvek končných zákazníků na podporu druhotných zdrojů v r. 2009

[Kč/MWh]

8,60

[Kč/MWh]

1,19

K faktor za výsledek roku 2007

[Kč/MWh]

9,54

Předpokládaná nákupní cena elektřiny v roce 2009

[Kč/MWh]

2 122,00

Rezerva na podporu OZE a KVET v LDS Příspěvek konečných zákazníků na krytí podpory OZE v r. 2009

Podpora elektřiny z obnovitelných zdrojů využívající k výrobě vodní energii - zdroje do 10 MW uvedené do provozu před 1. 1. 2005 - režim VT vodní energii - zdroje do 10 MW uvedené do provozu před 1. 1. 2005 - režim VT + NT vodní energii - zdroje do 10 MW uvedené do provozu po 1. 1. 2005 včetně a rekonstruované - režim VT vodní energii - zdroje do 10 MW uvedené do provozu po 1. 1. 2005 včetně a rekonstruované - režim VT + NT vodní energii - zdroje do 10 MW uvedené do provozu po 1. 1. 2006 včetně v nových lokalitách - režim VT vodní energii - zdroje do 10 MW uvedené do provozu po 1. 1. 2006 včetně v nových lokalitách - režim VT + NT sluneční energii - zdroje uvedené do provozu před 1. 1. 2006 sluneční energii - zdroje uvedené do provozu po 1. 1. 2006 včetně větrnou energii - zdroje uvedené do provozu před 1. 1. 2004 větrnou energii - zdroje uvedené do provozu od 1. 1. 2004 do 31. 12. 2004 větrnou energii - zdroje uvedené do provozu od 1. 1. 2005 do 31. 12. 2005 větrnou energii - zdroje uvedené do provozu od 1. 1. 2006 do 31. 12. 2006 větrnou energii - zdroje uvedené do provozu po 1. 1. 2007 včetně geotermální energii bioplyn - zdroje uvedené do provozu před 1. 1. 2004 bioplyn - zdroje uvedené do provozu od 1. 1. 2004 do 31. 12. 2005 bioplyn - bioplynové stanice uvedené do provozu po 1. 1. 2006 včetně bioplyn - zdroje spalující skládkový plyn uvedené do provozu po 1. 1. 2006 včetně bioplyn - zdroje spalující kalový plyn uvedené do provozu po 1. 1. 2006 včetně bioplyn - zdroje spalující důlní plyn z uzavřených dolů biomasa - spalování čisté biomasy kategorie O1 biomasa - spalování čisté biomasy kategorie O2 biomasa - spalování čisté biomasy kategorie O3 společné spalování palivových směsí biomasy kategorie S1 a fosilních paliv společné spalování palivových směsí biomasy kategorie S2 a fosilních paliv společné spalování palivových směsí biomasy kategorie S3 a fosilních paliv paralelní spalování biomasy kategorie P1 a fosilních paliv paralelní spalování biomasy kategorie P2 a fosilních paliv paralelní spalování biomasy kategorie P3 a fosilních paliv Celkem za obnovitelné zdroje

Podpora elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla

Min. výkupní ceny nebo zelené bonusy VT [Kč/MWh] 1 790 2 700 2 300

0,0

1 370

0,0

2 540

0,0

1 100

0,0

3 800

0,0

1 700

0,0

6 710 14 080 3 410 3 070 2 930 2 670 2 620 4 500 2 840 2 730 3 240 2 420 2 420 2 420 3 820 3 130 2 480

0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

5 730 13 100 2 700 2 360 2 220 1 960 1 910 3 140 1 300 1 190 1 700 880 880 880 2 280 1 590 940 1 350 690 40 1 620 960 310

0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 24 380,0

Pevná cena za každou vykázanou MWh [Kč/MWh] 1310 840 240 910 530 150 45 45 Pevná cena za každou vykázanou MWh [Kč/MWh]

spalování druhotných zdrojů s vyjímkou degazačního plynu spalování degazačního plynu Celkem za druhotné zdroje Odběr konečných zákazníků, lokální spotřeba výrobců a ostatní spotřeba ČEPS v roce 2009

3 470

0,0

zdroje do 1 MWe instalovaného výkonu včetně - režim VT 8 hodin zdroje do 1 MWe instalovaného výkonu včetně - režim VT 12 hodin zdroje do 1 MWe instalovaného výkonu včetně - režim VT 24 hodin zdroje od 1 do 5 MWe instalovaného výkonu včetně - režim VT 8 hodin zdroje od 1 do 5 MWe instalovaného výkonu včetně - režim VT 12 hodin zdroje od 1 do 5 MWe instalovaného výkonu včetně - režim VT 24 hodin zdroje nad 5 MWe instalovaného výkonu zdroje KVET spalující obnovitelné zdroje energie nebo degazační plyn Celkem za kom binovanou výrobu Podpora elektřiny z druhotných zdrojů

Režim minimálních Zelené bonusy Režim zelených výkupních cen VT VT [Kč/MWh] bonusů VT [MWh] [MWh] 0,0 350 24 380,0 0,0 600 0,0 0,0 860 0,0

45 600

[MWh/rok]

0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 46 041,5 0,0 46 041,5 [MWh] 0,00 0,00 0,00 462 000,0

Příplatek konečných zákazníků, lokální spotřeby výrobců a ostatní spotřeby ČEPS na OZE v roce 2009 Příplatek konečných zákazníků, lokální spotřeby výrobců a ostatní spotřeby ČEPS na KVET v roce 2009 Příplatek konečných zákazníků, lokální spotřeby výrobců a ostatní spotřeby ČEPS na druhotmé zdroje v roce 2009 Příplatek konečných zákazníků, lokální spotřeby výrobců a ostatní spotřeby ČEPS na výnosový efekt z roku 2007 Předpokádané celkové vícenáklady na povinný výkup z OZE v roce 2009

[Kč/r]

549 196,4

[Kč/r]

4 408 531,3

[Kč/r]

8 533 000,0

Předpokádané celkové vícenáklady na povinný výkup z KVET v roce 2009

[Kč/r]

2 071 865,3

Předpokádané celkové vícenáklady na povinný výkup z druhotných zdrojů v roce 2009

[Kč/r]

0,0

Výnosový efekt pro korekční faktor OZE a KVET za rok 2007

[Kč/r]

14 078 748,3

Platba PDS do ČEPS v roce 2009 pro vyrovnání vícenákladů na poviný výkup OZE

[Kč/r]

2 483 676,5

Platba PDS do ČEPS Distribuce v roce 2009 pro vyrovnání vícenákladů na podporu KVET Platba PDS do ČEPS v roce 2009 pro vyrovnání vícenákladů na podporu druhotných zdrojů Výnosový efekt z OZE a KVET za rok 2007 (- znaménko je platba PDS do ČEPS) Celková platba PDS do ČEPS v roce 2009 pro vyrovnání vícenákladů na povinný výkup OZE a na podporu KVET včetně rezervy ČEPS na podporu OZE a KVET Rezerva ČEPS na podporu OZE a KVET

[Kč/r] [Kč/r] [Kč/r]

1 901 906,4 549 196,4 -9 670 217,0

[Kč/r]

-4 735 437,7

[Kč/r]

4 158 000,0

prosinec 2008

[Kč/r] [Kč/r]

[MWh]

11 016 676,5 3 973 771,6

Strana 3 - 4


3

V první části tabulky je uveden příspěvek k ceně elektřiny dodané KZ a lokální spotřebě v roce 2009, který je rozložen do jednotlivých složek, jak vychází z výpočtů na základě podkladů od PPS a regionálních PDS o výkupu elektřiny pro skutečnost roku 2007 a pro očekávanou spotřebu v roce 2009. Nákupní cena elektřiny pro krytí ztrát v roce 2009 byla stanovena ERÚ ve výši 2 122,- Kč/MWh na základě smluvních ujednání ČEPS, a. s. s výrobci. Ve výpočtech vícenákladů se neuplatní vzhledem k tomu, že se nepředpokládá podpora OZE v režimu minimálních výkupních cen. V další části tabulky je uvedena očekávaná podpora elektřiny z obnovitelných zdrojů, KVET a druhotných zdrojů, přičemž se v souladu s rozhodnutím ERÚ uvažují technické jednotky podle skutečnosti roku 2007. Minimální výkupní ceny a zelené bonusy v pásmu NT se v případě společnosti ČEPS, a. s. neuplatňují. Odběr konečných zákazníků v roce 2009 je dán očekávanou spotřebou Actherm, spol. s r.o. ve výši 12 000 MWh, lokální spotřebou ČEZ ve výši 180 000 MWh a lokální spotřebou SU ve výši 270 000 MWh. V poslední části tabulky je výpočet očekávaných výnosů za platbu KZ a lokální spotřeby v roce 2009 včetně příplatku konečných zákazníků a lokální spotřeby výrobců na korekční faktor PPS a PDS za výsledek roku 2007 a dále výpočet vícenákladů na podporu elektřiny z OZE-KVET-DZ včetně nákladů na vyrovnání korekčního faktoru ČEPS, a.s. za rok 2007. V roce 2009 obdrží ČEPS, a.s. po zohlednění předpokládané podpory OZE-KVET-DZ a předpokládaných plateb od KZ a lokální spotřeby celkem 4 735 437,7 Kč za rok, přičemž platba bude rozložena do pravidelných měsíčních splátek, a to od PREdistribuce, a.s. 255 467 Kč/měsíc a od E.ON distribuce, a. s. 139 153 Kč/měsíc. Rozdíl mezi roční platbou a měsíčními splátkami je dán zaokrouhlením na celé koruny. PPS přitom zůstane rezerva ve výši 4 158 tis.Kč, která odpovídá ceně 9 Kč/MWh a vytváří se v celém systému na podporu OZE-KVET-DZ v lokálních distribučních soustavách. Tato rezerva se vyrovnává v KF za rok i-2.

3.3

PARAMETRY ERÚ PRO REGULACI CEN PŘENOSU V ROCE 2009

Regulační parametry ERÚ pro rok 2009 použité ve výpočtech odpovídají informacím, které byly k dispozici v době zpracování průběžné zprávy a jsou v souladu se sděleními ERÚ k 18.11.2008. Zhotovitel díla měl k dispozici technické a ekonomické podklady provozovatele přenosové soustavy pro skutečnost roku 2007 a plán na rok 2009. Vstupní údaje byly koordinovány s podklady distribučních společností a byly aktualizovány algoritmy výpočtu cen přenosu a systémových služeb v souladu s požadavky regulátora. Na základě uvedených podkladů byly vypočteny ceny za rezervaci kapacity, použití přenosové sítě a systémových služeb pro rok 2009 se zahrnutím dorovnání korekcí za výsledky v roce 2007.

3.3.1 Stálá složka ceny Stálá složka ceny, tj. cena za rezervaci přenosové kapacity v Kč/MW za rok, je určena velikostí povolených výnosů pro rok 2009 snížených o část výnosů z aukcí a velikostí rezervované kapacity jednotlivých odběratelů. Hodnoty složek povolených výnosů, tj. povolených nákladů, odpisů a zisku, vychází z úrovně roku 2008. Povolené náklady se eskalují na rok 2009 pomocí průmyslového eskalačního faktoru k dubnu 2008 a mzdovým eskalačním faktorem za rok 2007, přičemž váha těchto faktorů je dána velikostí koeficientu mzdového eskalačního faktoru. Současně je hodnota povolených nákladů redukována faktorem efektivity v souladu s regulačním vzorcem uvedeným ve vyhlášce ERÚ č. 150/2007 Sb.

prosinec 2008

Strana 3 - 5


3

Velikost odpisů a provozních aktiv vychází z úrovně roku 2008 a je upravena o změnu v roce 2007 z vykázané skutečnosti za rok 2007 a z údajů auditu k roku 2006, podle výkazů ČEPS. Průmyslový eskalační faktor = 104,8 % (4/2008) Údaj uvádí ČSÚ. Je použit v regulačním vzorci k eskalaci povolených nákladů z roku 2008 na úroveň roku 2009. Mzdový eskalační faktor = 107,2 % (2007) Údaj uvádí ČSÚ. Je použit v regulačním vzorci k eskalaci povolených nákladů z roku 2008 na úroveň roku 2009. Koeficient mzdového eskalačního faktoru = 0,15 p.j. Údaj byl analyticky stanoven ERÚ. Je použit v regulačním vzorci jako váha vlivu průmyslového a mzdového eskalačního faktoru při eskalaci povolených nákladů z roku 2008 na úroveň roku 2009. Faktor efektivity = 2,085 % Redukuje vliv eskalace povolených nákladů s cílem zvyšování efektivity a zůstává ve stejné výši po celé regulační období. Je stanoven tak, aby jím násobená hodnota dosáhla na konci regulovaného období 90 % výše z hodnoty na začátku regulačního období. Míra výnosnosti provozních aktiv přenosu = 7,012 % Míra výnosnosti je stanovena pomocí WACC. Pro rok 2005 byla hodnota WACCČEPS ve výši 7,479 %. V roce 2006 byla míra výnosnosti provozních aktiv upravena na hodnotu 7,315 % v souvislosti se změnou sazby daně z příjmů z 26 % na 24 % v souladu s tehdy platnou vyhláškou ERÚ č. 438/2001 Sb. ve znění pozdějších předpisů. V souladu s vyhláškou ERÚ č. 150/2007 Sb. byla míra výnosnosti provozních aktiv pro rok 2008 upravena na hodnotu 7,085 % z důvodu změny sazby daně z příjmů na 21 %. Pro rok 2009 byla hodnota WACCČEPS nastavena na 7,012 % v souvislosti se změnou daně z příjmu na 20 %. Snížení povolených výnosů PPS ERÚ pro rok 2009 stanovil, že část povolených výnosů provozovatele přenosové soustavy ve výši 600 mil.Kč bude uhrazena z příjmů z aukcí na přeshraničních profilech. Proti roku 2008 je tato částka nižší o 500 mil.Kč.

3.3.2 Proměnná složka ceny Proměnná složka ceny, tj. cena za použití přenosové sítě v Kč/MWh, je určena velikostí povolených ztrát v roce 2009, cenou ztrát a velikostí plánovaného množství elektřiny odebírané z PS jednotlivými odběrateli. Povolené ztráty jsou dány velikostí povolené míry ztrát vztažené k energii na vstupu do přenosové sítě bez systémového tranzitu. Povolená míra ztrát = 1,306 % Přehled velikosti povolené míry ztrát po dobu regulace:

prosinec 2008

rok

Povolená míra ztrát (%)

2002

1,767

2003

1,545

2004

1,257

2005

1,374

2006

1,343

2007

1,477

2008

1,514

Strana 3 - 6


3

Pro rok 2009 je na základě upřesnění společnosti ČEPS, a. s. stanovena z technických podkladů míra ztrát ve výši 1,306 %. Od roku 2006 se míra ztrát ponechává ve výši předpokládané PPS bez zaokrouhlení směrem dolů. Rozptyl povolené míry ztrát = +1,5 %; - 5 % Stanoví horní a dolní mez povoleného množství ztrát ze skutečného množství elektřiny dodaného na vstupu do přenosové soustavy bez systémového tranzitu. Je použit ke stanovení velikosti kontrolních ztrát a z nich hodnoty nákladového korekčního faktoru za rok 2007. Rozptyl nákladů na ztráty vyvolaných rozdílnou cenou SE = 10 % Určuje podíl nákladů na ztráty, způsobených rozdílem ceny SE, připadající ČEPS, a. s., tj. tuto část ČEPS, a. s. nevrací a ani nedostává v korekčním faktoru. Je použit při stanovení velikosti cenového korekčního faktoru za rok 2007. Průměrná nákupní cena elektřiny pro krytí ztrát = 2 122,- Kč/MWh Za rok i-2 je rovněž použita ke stanovení hodnoty výnosového korekčního faktoru a pro regulovaný rok ke stanovení vícenákladů v případě podpory OZE v režimu minimálních výkupních cen. Přehled vývoje velikosti nákupní ceny SE po dobu regulace: rok

Cena elektřiny (Kč/MWh)

2002

970

2003

915

2004

968

2005

985

2006

985

2007

1 159

2008

1 707

2009

2 122

Bazický index spotřebitelských cen = 2,2 % (rok 2007); 4,7 % (rok 2008); Indexy jsou použity k zohlednění časové hodnoty peněz u korekčního faktoru za skutečnost roku 2007. Časová hodnota peněz se respektuje při stanovení korekčních faktorů v rámci ověřování výsledků regulace v elektroenergetice ve druhém regulačním období vzhledem k tomu, že korekční faktor může být uplatněn v ceně až s určitým časovým zpožděním. Korekční faktor za použití přenosové sítě v roce 2007 Korekční faktor byl předběžně vyrovnán začátkem roku 2008 s fondem aukcí na přeshraničních profilech. Na základě skutečně dosažených výsledků je zbývající část korekčního faktoru za použití PS v roce 2007 ve výši 1 059 062,2 Kč, s uvážením časové hodnoty peněz, přičtena k proměnným nákladům PPS pro rok 2009 a nepatrně je zvyšuje. Cena OTE, a. s. za činnost zúčtování = 4,75 Kč/MWh Ve výpočetních tabulkách je použita ke stanovení velikosti plateb od konečných zákazníků a lokální spotřeby za činnost zúčtování odchylek operátorem trhu. Pro rok 2009 zůstává cena OTE na úrovni roku 2008.

prosinec 2008

Strana 3 - 7

3


3.4

CENA PŘENOSU PRO ROK 2009

3.4.1 Cena za rezervaci kapacity přenosové sítě Klíčování stálých nákladů PPS pro tvorbu plateb za rezervovanou kapacitu je shodné jako v roce 2008: ·

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

·

Stálé náklady na RK PS jsou rozděleny mezi regionální PDS podle průměru hodinových maxim bilančních sald odběru z PS ve 4 zimních měsících (XI-II) za 3 předcházející období. V případě přímého odběratele se uvažuje průměr hodinových maxim 4 posledních zimních měsíců (XI/2007 až II/2008) ve směru ze sítě PPS.

RK PS nehradí export a PVE v režimu čerpání. PVE platí za režim čerpání pouze za použití přenosové sítě (tj. za proměnnou složku nákladů), export se na platbě za použití přenosové sítě nepodílí. Stejně jako v předcházejících letech není aplikována komponenta G. V roce 2009 platí cenu za rezervaci kapacity 3 PDS a ACTHERM, spol. s r. o. Tab. 3.5 Platby za rezervaci kapacity přenosové sítě v roce 2009 Společnost

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

Platba za rezervaci přenosové kapacity

[%] ACTHERM, s.r.o.

[tis.Kč/rok]

[tis.Kč/měsíc]

2005/2006

2006/2007

2007/2008

[MW]

[MW]

[MW]

-

-

0,02

68

6

ČEZ Distribuce, a.s.

61,06

2 271 576

189 298

3 851,4

EON Distribuce,a.s.

30,21

1 123 944

93 662

PREdistribuce, a.s.

8,71

324 204

27 017

100,00

3 719 792

309 983

Celkem

RK (průměr maxim) za 3 zimní období [MW]

1,3

1,3

3 314,9

3 629,7

3 598,7

1 812,8

1 723,7

1 805,3

1 780,6

500,0

518,5

522,4

513,6

6 164,1

5 557,0

5 958,7

5 894,1

Obr. 3.1 Pevná cena za rezervaci kapacity ČEPS, a. s. hrazená jednotlivými společnostmi v roce 2009

PREdistribuce, a.s. 8,71%

EON Distribuce,a.s. 30,21%

prosinec 2008

ACTHERM, s.r.o. 0,02%

ČEZ Distribuce, a.s. 61,06%

Strana 3 - 8

3


V tabulce 3.5 jsou uvedeny průměrné hodnoty uvažovaných 4 měsíčních maxim jednotlivých odběratelů za 3 zimní období, velikost rezervované kapacity a velikost ročních plateb jednotlivých odběratelů z přenosové sítě, zaokrouhlených na částky umožňující hradit pevné měsíční ceny za roční rezervovanou kapacitu přenosové sítě v celých tisících korunách. Procentní podíly jednotlivých subjektů jsou znázorněny v diagramu na obrázku 3.1. Jako pomocná veličina je určena jednotková cena za RK přenosové sítě v roce 2009 ve výši 631 227,08 Kč/MW za rok, která je dána podílem povolených výnosů ČEPS, a. s. a celkové velikosti RK přenosové soustavy. V tabulce 3.6 a v diagramu na obrázku 3.2 je uveden vývoj ceny za RK přenosové sítě v prvním a druhém regulačním období od roku 2002 do roku 2009, přičemž se uvádí též průběh cen pro případ, kdy by nebyly PV dotovány z fondu aukcí (FA) na přeshraničních profilech. Tab. 3.6 Vývoj ceny za rezervaci kapacity přenosové sítě Cena za rezervaci přenosové kapacity [tis.Kč/MW] 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

S dotací z FA

574,384

603,054

624,305

610,844

511,266

482,830

513,336

631,227

Bez dotace z FA

574,384

603,054

624,305

704,967

681,736

687,586

693,657

733,012

Obr. 3.2 Vývoj ceny za rezervaci kapacity přenosové sítě 750 700

tis.Kč/MW

650 600 550 500 450 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

rok S dotací z FA

Bez dotace z FA

Cena pro rok 2009 je ovlivněna: -

snížením celkové velikosti RK z hodnoty 6 100,3 MW v roce 2008 na hodnotu 5 894,8 MW v roce 2009,

-

snížením dotace PV z příjmů z aukcí na přeshraničních profilech o 500 mil.Kč na hodnotu 600 mil.Kč v roce 2009. Velikost PV již redukovaných o část příjmů z aukcí se tak meziročně zvýšila z hodnoty 3 131 527,4 tis.Kč v roce 2008 na hodnotu 3 720 964,0 tis.Kč v roce 2009,

-

zvýšení velikosti PV o změnu odpisů ve výši 24,516 mil.Kč a vlivem zvýšení hodnoty provozních aktiv o jejich změnu ve výši 443,722 mil.Kč v roce 2007,

prosinec 2008

Strana 3 - 9

3


-

velikostí povolených nákladů, které jsou meziročně ovlivněny: §

průmyslovým eskalačním faktorem ve výši 104,8 % (4/2008),

§

mzdovým eskalačním faktorem ve výši 107,2 % (váha 0,15),

§

faktorem efektivity = 2,085 %.

Vývoj plateb jednotlivých společností za rezervaci kapacity v letech 2002–2009 je uveden v diagramu na obrázku 3.3. Obr. 3.3 Vývoj plateb za rezervaci kapacity přenosové sítě 350 000 300 000

PRE JME

tis.Kč/měs

250 000

E.ON (JČE ) ZČE

200 000

VČE 150 000

STE SME

100 000

ČEZ (SČE ) ACTHERM

50 000 0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

rok

3.4.2 Cena za použití přenosové sítě Cenu za použití přenosové sítě platí následující subjekty: ·

3 regionální PDS za bilanční saldo elektrické energie na rozhraní PS/DS,

·

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

·

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

·

PVE v režimu čerpání.

Pro povolenou míru ztrát ve výši 1,306 % stanovenou ERÚ a pro plánované množství elektřiny na vstupu do PS bez systémového tranzitu, přenesené v síti PPS v roce 2009, vychází povolený objem ztrát ve výši 810 000,0 MWh/rok. Povolené proměnné náklady přenosové sítě ve výši 1 719 879,1 mil.Kč v roce 2009 jsou stanoveny z povoleného objemu ztrát, oceněného průměrnou nákupní cenou elektřiny ve výši 2 122,Kč/MWh, se zahrnutím korekčního faktoru ve výši 1,0590622 mil.Kč za použití PS v roce 2007 s uvážením časové hodnoty peněz. Podíl plateb jednotlivých společností v roce 2009 je znázorněn graficky na obrázku 3.4.

prosinec 2008

Strana 3 - 10

3


Obr. 3.4 Procentní podíl plateb společností za použití PS v roce 2009 PVE 1,77%

Výrobci 0,09%

ACTHERM 0,03%

PRE 8,44%

EON Distribuce 30,30%

ČEZ Distribuce 59,37%

Cena za použití PS v roce 2009 ve výši 46,78 Kč/MWh je stanovena podílem povolených nákladů na ztráty a plánovaného množství elektřiny odebraného v roce 2009. Vývoj ceny za použití přenosové sítě v období let 2002–2009 je uveden v tabulce 3.7 a na obrázku 3.5. Vliv na cenu v roce 2009 měly následující skutečnosti: ·

větší část korekčního faktoru roku 2007 byla na začátku roku 2008 vyrovnána s fondem aukcí,

·

očekávané vyšší obchodované množství elektřiny v PS o 29,901 GWh v roce 2009 vůči roku 2008,

·

nižší hodnota povolené míry ztrát,

·

podstatně vyšší nákupní cena silové elektřiny na krytí ztrát v porovnání s rokem 2008.

Tab. 3.7 Vývoj ceny za použití přenosové sítě Cena za použití přenosové sítě 2002 Cena [Kč/MWh]

2003

17,45

2004

15,61

2005

13,41

20,13

2006

2007

21,13

28,08

2008 41,25

2009 46,78

Obr. 3.5 Vývoj ceny za použití přenosové sítě 50 45 40

Kč/MWh

35 30 25 20 15 10 5 0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

rok

prosinec 2008

Strana 3 - 11

3


Následující graf na obrázku 3.6 znázorňuje vývoj plateb jednotlivých společností za použití přenosové sítě v tis.Kč/rok pro skutečnost v průběhu let 2002 až 2007 a pro plánované odběry elektřiny v letech 2008 a 2009. Od roku 2005 se uvádí platby pro společnost E.ON Distribuce, a. s. a od roku 2006 již také pro společnost ČEZ Distribuce, a. s. Obr. 3.6 Vývoj plateb za použití přenosové sítě

tis.Kč/rok

1 800 000 1 600 000

PRE

1 400 000

JME

1 200 000

E.ON (JČE ) ZČE

1 000 000

VČE

800 000

STE

600 000

SME

400 000

ČEZ (SČE )

200 000

ACTHERM

0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008 plán

2009 pl án

rok

3.4.3 Jednosložková cena za službu přenosové sítě Jednosložkové vyjádření ceny za službu přenosové sítě je pouze informativní. Zahrnuje jak náklady stálé (na RK) tak i proměnné (na použití sítě). Vývoj jednosložkové ceny za službu přenosové sítě od roku 2002 byl následující:

Rok

Jednosložková cena (Kč/MWh)

2002

119,22

2003

126,79

2004

134,56

2005

130,14

2006

110,15

2007

114,97

2008

128,67

2009

149,89

Změna jednosložkové ceny za službu přenosové sítě pro rok 2009 v porovnání s rokem 2008 je způsobena okolnostmi uvedenými v kapitole 3.4.1 pro cenu za rezervaci kapacity a v kapitole 3.4.2 pro cenu za použití přenosové sítě.

prosinec 2008

Strana 3 - 12


3.5

3

PARAMETRY ERÚ PRO REGULACI CENY SYSTÉMOVÉ SLUŽBY V ROCE 2009

3.5.1 Povolené výnosy z organizování obchodu s PpS a SyS Velikost povolených nákladů vychází z úrovně roku 2008. Povolené náklady se eskalují na rok 2009 pomocí průmyslového eskalačního faktoru k dubnu 2008 a mzdovým eskalačním faktorem za rok 2007, přičemž váha těchto faktorů je dána velikostí koeficientu mzdového eskalačního faktoru. Současně je hodnota povolených nákladů redukována faktorem efektivity v souladu s regulačním vzorcem uvedeným ve vyhlášce ERÚ č. 150/2007 Sb. Velikost odpisů pro rok 2009 vychází z úrovně roku 2008 a je upravena o změnu v roce 2007 z vykázané skutečnosti za rok 2007 a z údajů auditu k roku 2006, podle výkazů ČEPS. Zisk stanovil ERÚ konstantní po celé druhé regulačního období. Regulační parametry ERÚ: -

Průmyslový eskalační faktor

-

Mzdový eskalační faktor

-

Koeficient mzdového eskalačního faktoru.

-

Faktor efektivity

jsou stejné jako pro činnost přenosu, uvedené v kapitole 3.3.1.

3.5.2 Náklady na PpS Pro rok 2009 stanovil ERÚ náklady na PpS ve výši 8,3 mld.Kč vzhledem k očekávanému vyššímu objemu PpS s ohledem na inflaci a vzrůstajícím cenám silové elektřiny.

3.5.3 Výnosy z vypořádání rozdílů ze zúčtování nákladů na odchylky Náklady na PpS se snižují o výnosy z tzv. regulační energie progresivního mechanismu, které vznikly v roce i-2 v souvislosti s vypořádáním rozdílů ze zúčtování nákladů na odchylky operátorem trhu. Pro rok 2009 stanovil ERÚ tyto výnosy ve výši 500 mil.Kč.

3.5.4 Zisk za organizování trhu s podpůrnými službami Zisk z organizování trhu s podpůrnými službami stanovil ERÚ v konstantní výši 45 mil.Kč pro každý rok druhého regulačního období.

3.5.5 Koeficient stanovení ceny SyS pro lokální spotřebu ERÚ ponechává koeficient pro stanovení ceny SyS pro lokální spotřebu ve výši 0,4 [p.j.] z celkové ceny SyS stejně jako v předcházejících letech.

3.5.6 Koeficient korekce spotřeby v roce 2009 Koeficient korekce spotřeby je zaveden k zohlednění vlivu očekávaného vývoje spotřeby v regulovaném roce 2009 na základě statistiky skutečného vývoje v roce 2008. Koeficient byl ponechán ve výši 1,00 [p.j.], tj. spotřeba KZ včetně ostrovního provozu bez lokální spotřeby v roce 2009 není navýšena.

prosinec 2008

Strana 3 - 13


3

3.5.7 Korekční faktor zohledňující výsledky r. 2007 Bazický index spotřebitelských cen je stejný jako pro činnost přenosu (kapitola 3.3.2). Korekční faktor za výsledky dosažené v PpS/SyS v roce 2007 Korekční faktor obchodu s PpS/SyS v roce 2007 byl předběžně vyrovnán začátkem roku 2008 s fondem aukcí na přeshraničních profilech. Na základě skutečně dosažených výsledků je zbývající část korekčního faktoru za obchod s PpS/SyS ve výši -3,4731 mil.Kč, s uvážením časové hodnoty peněz, přičtena k nákladům na PpS pro rok 2009 a nepatrně je snižuje.

3.6

CENA ZA SYSTÉMOVÉ SLUŽBY V ROCE 2009

Cena za systémové služby je jednotná pro všechny hladiny napětí. Plnou cenu platí koneční zákazníci připojení k PS a DS a ostatní spotřeba PDS. Systémové služby neplatí export z přenosové a distribuční soustavy a PVE za elektřinu odebranou při čerpání. Výrobci a samovýrobci nehradí systémové služby za elektřinu spotřebovanou pro výrobu elektřiny nebo pro výrobu elektřiny a tepla. Výrobci a samovýrobci platí systémové služby v plné výši za energii odebíranou ze sítě provozovatele přenosové soustavy nebo provozovatele regionální distribuční soustavy, sníženou cenu platí za svoji i cizí spotřebu napájenou bez použití přenosové nebo regionální distribuční soustavy (lokální spotřeba). Platba za systémové služby je konečným zákazníkem připojeným k elektrizační soustavě hrazena spolu s platbou za přenos nebo distribuci elektřiny provozovateli přenosové soustavy nebo distribuční soustavy, ke které je odběrné elektrické zařízení konečného zákazníka připojeno, a to na základě smlouvy o přenosu nebo distribuci elektřiny. Platba je určena součinem spotřeby elektřiny konečného zákazníka a ceny za systémové služby v Kč/MWh v souladu s cenovým rozhodnutím Úřadu. Platby za systémové služby vůči ČEPS, a. s. zajišťují regionální distributoři, a to i za lokální distributory, kteří jim sdělují ve stanovených termínech potřebné technické údaje. Regionální držitelé licence na distribuci přeúčtovávají cenu za systémové služby po skončení běžného měsíce ve smluvně dohodnutých termínech provozovateli přenosové sítě, který je zodpovědný za nákup podpůrných služeb a za spolehlivý a bezpečný provoz elektrizační soustavy. Náklady na PpS pro rok 2009 stanovil ERÚ ve výši 8,3 mld.Kč. Na rozdíl od předchozích let, kdy uznané náklady na nákup PpS měly degresivní charakter (s meziročním snižováním o 100 mil. Kč), uznal ERÚ pro rok 2009 provozovateli přenosové soustavy vyšší hodnotu potřebných finančních prostředků na nákup PpS s ohledem na inflaci a vzrůstajícím cenám silové elektřiny, což prodraží nákup PpS v roce 2009 proti předchozím rokům. Také mohou vzniknout větší požadavky na objem PpS ve spojitosti s nárůstem podílu obnovitelných zdrojů připojených do soustavy. Přitom se však v roce 2009 náklady na nákup PpS sníží o výnosy z vypořádání rozdílů ze zúčtování nákladů na odchylky ve výši 500 mil.Kč, což celkem představuje snížení objemu finančních prostředků na nákup PpS o 300 mil.Kč proti roku 2008. K nákladům na PpS se přičítají povolené náklady a odpisy pro obchod s PpS/SyS, povolený zisk za organizování trhu s PpS, korekce za skutečnost nákladů a výnosů v roce 2007 a odečítají se výnosy z vypořádání rozdílů ze zúčtování nákladů na odchylky ve výši stanovené ERÚ. Takto stanovené celkové finanční prostředky jsou pro rok 2009 rozděleny na část hrazenou konečnými zákazníky ES ČR bez ostrovních provozů a na část se sníženou cenou, kterou hradí výrobci a samovýrobci za tzv. lokální spotřebu ve výši 53,22 Kč/MWh. Část připadající na lokální spotřebu stanovil ERÚ ve výši 40 % z ceny, kterou by hradili všichni odběratelé včetně lokální spotřeby, bez spotřeby v ostrovních provozech. Velikost lokální spotřeby je odhadnuta ČEPS, a. s. ve

prosinec 2008

Strana 3 - 14

3


výši 5,431 TWh na základě skutečnosti fakturace v roce 2007, plánu a očekávané skutečnosti roku 2008. Spotřeba konečných zákazníků ES ČR napájená z přenosové a regionálních distribučních soustav, která hradí plnou cenu systémových služeb v roce 2009, byla určena z výkazů těchto provozovatelů sítí ve výši 54,5245 TWh. Pro stanovenou výši finančních prostředků na podpůrné služby a po odečtení očekávaných plateb za systémové služby od lokální spotřeby, vychází pevná cena za systémové služby poskytované ČEPS, a. s. v roce 2009 pro konečné zákazníky ES ČR, napájené přímo z přenosové a regionálních distribučních soustav, ve výši 141,01 Kč/MWh. I když plánované náklady na PpS byly proti roku 2008 navýšeny o 200 mil.Kč, cena systémových služeb v roce 2009 klesla vzhledem ke snížení nákladů na PpS o výnosy z vypořádání rozdílů ze zúčtování nákladů na odchylky ve výši 500 mil.Kč. Vývoj ceny systémových služeb v období let 2002 – 2009 je uveden v tabulce 3.7 a na obrázku 3.7. Tab. 3.7 Vývoj ceny systémových služeb Cena systémových služeb v Kč/MWh 2002 Koneční zákazníci Lokální spotřeba

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

157,90

159,00

172,00

171,80

156,28

147,15

147,81

141,01

58,04

58,00

64,00

64,00

58,64

55,12

55,56

53,22

Obr. 3.7 Vývoj ceny systémových služeb 180 160

Kč/MWh

140 120 100 80 60 40 2002

2003

2004

2005

Koneční zákazníci

rok

2006

2007

2008

2009

Lokální spotřeba

V porovnání s rokem 2008 je cena systémových služeb v roce 2009 ovlivněna: ·

zvýšením nákladů na nákup podpůrných služeb o 200 mil. Kč na 8,3 mld. Kč,

·

odečtením výnosů 500 mil.Kč z vypořádání rozdílů ze zúčtování nákladů na odchylky,

·

vyrovnáním téměř celé výše korekčního faktoru roku 2007 s fondem aukcí,

·

vyšší očekávanou spotřebou KZ bez ostrovních provozů o cca 709 GWh v roce 2009 vůči roku 2008.

ČEPS, a. s. doporučuje analyzovat příčiny trvalého rozdílu mezi spotřebou vykázanou regionálními distributory v rámci plateb za SyS a spotřebou uváděnou distributory ve výkazech 12-B1 (v hodnotách pro skutečnost i plán).

prosinec 2008

Strana 3 - 15

3


3.7

REKAPITULACE Pro rok 2009 byly vypočítány následující ceny přenosu a systémových služeb:

·

Jednotková cena za RK přenosové sítě

·

Cena za použití PS

·

Jednosložková cena za službu PS

·

Cena SyS pro lokální spotřebu

·

Cena SyS pro konečné zákazníky

631 227,08 Kč/MW.r 46,78 Kč/MWh 149,89 Kč/MWh 53,22 Kč/MWh 141,01 Kč/MWh

Ceny odpovídají podkladům a informacím, které měl zhotovitel díla k dispozici v době zpracování závěrečné zprávy ke dni 18.11.2008.

prosinec 2008

Strana 3 - 16

4

Závěrečná zpráva ke smlouvě č. 81009 - Ceny za služby distribučních sítí

4

CENY ZA SLUŽBY DISTRIBUČNÍCH SÍTÍ

4.1

VSTUPNÍ ÚDAJE

Vstupní údaje použité při přípravě podkladů pro návrh cen distribuce byly převzaty z výkazů distribučních společností předaných ERÚ v termínu do 30.4.2008. Vykázaná vstupní data byla v průběhu řešení postupně upřesňována. Tabulky výkazů byly upraveny do tvaru vhodného k propojení s výpočetními tabulkami a zkontrolovány. Výsledky chyb zjištěných ve výkazech byly předány ERÚ k dalšímu projednání. Vstupní údaje byly průběžně aktualizovány v souladu s výsledky jednání ERÚ se zástupci jednotlivých distribučních společností. Povolené výnosy regionálních distributorů pro výpočet cen distribuce pro rok 2009 stanovil ERÚ. Byly vytvořeny výpočetní tabulky pro stanovení cen distribuce, přičemž algoritmus výpočtu byl průběžně upřesňován v souladu s požadavky ERÚ. Pracovní verze výpočetních tabulek cen distribuce zhotovitel průběžně předával ERÚ. ERÚ byl průběžně předáván textový soubor „Postup výpočtu cen EGÚ.doc“, ve kterém jsou zaznamenány veškeré činnosti při zpracování výpočetních souborů cen pro rok 2009, zaznamenávány požadavky ERÚ a jejich zohlednění, zjištěné nesrovnalosti a připomínky, včetně doporučení dalšího postupu.

4.2

PARAMETRY ERÚ PRO REGULACI CEN DISTRIBUCE V ROCE 2009

4.2.1 Stálá složka ceny distribuce Stálá složka ceny, tj. cena za rezervaci kapacity oprávněných zákazníků na napěťových hladinách VVN a VN distribuční sítě v Kč/MW za rok, je určena velikostí povolených výnosů pro rok 2009 a velikostí rezervované kapacity oprávněných zákazníků na úrovních VVN a VN distribuční sítě. Hodnoty složek povolených výnosů, tj. povolených nákladů, odpisů a zisku, stanovil ERÚ v souladu s vyhláškou ERÚ č. 150/2007 Sb. Povolené náklady jsou eskalovány na rok 2009 pomocí průmyslového eskalačního faktoru k dubnu 2008 a mzdovým eskalačním faktorem za rok 2007, přičemž váha těchto faktorů je dána velikostí koeficientu mzdového eskalačního faktoru. Současně je výchozí hodnota povolených nákladů redukována faktorem efektivity v souladu s regulačním vzorcem uvedeným ve vyhlášce ERÚ. Odpisy vychází z úrovně roku 2008 a jsou eskalovány pouze průmyslovým eskalačním faktorem k dubnu 2008. Provozní aktiva vychází z úrovně roku 2008 a jsou upravena o změnu v roce 2007 z vykázané skutečnosti za rok 2007 a z údajů auditu k roku 2006, podle výkazů regionálních PDS. Do povolených výnosů jsou dále promítnuty náklady na unbundling, které se postupně hradí do konce 2. regulačního období. Od roku 2008 se snižuje velikost PV po napěťových hladinách o výnosy z ostatních činností spojených s činností distribuce elektřiny, zejména se jedná o část z úhrady žadatelů o připojení k DS. Pro úroveň nízkého napětí je spočtena informativní průměrná jednosložková cena za službu sítě. Výpočet dvousložkové ceny na NN ve formě tarifních sazeb je zpracováván samostatně v návaznosti na jednání s ERÚ a na tarifní statistiku. Průmyslový eskalační faktor = 104,8 % (4/2008) Údaj uvádí ČSÚ. Je použit v regulačním vzorci k eskalaci povolených nákladů a odpisů z roku 2008 na úroveň roku 2009.

prosinec 2008

Strana 4 - 1


4

Mzdový eskalační faktor = 107,2 % (2007) Údaj uvádí ČSÚ. Je použit v regulačním vzorci k eskalaci povolených nákladů z roku 2008 na úroveň roku 2009. Koeficient mzdového eskalačního faktoru = 0,35 p.j. Údaj byl analyticky stanoven ERÚ. Je použit v regulačním vzorci jako váha vlivu průmyslového a mzdového eskalačního faktoru při eskalaci povolených nákladů z roku 2008 na úroveň roku 2009. Faktor efektivity = 2,085 % Redukuje vliv eskalace povolených nákladů s cílem zvyšování efektivity a zůstává ve stejné výši po celé regulační období. Je stanoven tak, aby jím násobená hodnota dosáhla na konci regulovaného období 90 % výše z hodnoty na začátku regulačního období. Míra výnosnosti provozních aktiv distribuce = 7,661 % Míra výnosnosti je stanovena pomocí WACC. Pro rok 2005 byla hodnota WACCPDS ve výši 8,114 %. V roce 2006 byla upravena na hodnotu 7,955 % v souvislosti se změnou sazby daně z příjmů z 26 % na 24 % v souladu s tehdy platnou vyhláškou ERÚ č. 438/2001 Sb. ve znění pozdějších předpisů. V souladu s vyhláškou ERÚ č. 150/2007 Sb. byla míra výnosnosti provozních aktiv pro rok 2008 upravena na hodnotu 7,731 % z důvodu změny sazby daně z příjmu na 21 %. Pro rok 2009 byla hodnota WACCPDS nastavena na 7,661 % v souvislosti se změnou daně z příjmu na 20 %. Výnosy ostatních činností spojených s činností distribuce elektřiny V souladu s vyhláškou ERÚ č. 150/2007 Sb. se od roku 2008 snižuje velikost PV po napěťových hladinách o výnosy z ostatních činností spojených s činností distribuce elektřiny. Zejména se jedná o část z úhrady žadatelů o připojení k DS. Příslušný objem finančních prostředků pro rok 2009 stanovil ERÚ. RK mezi napěťovými hladinami RK mezi napěťovými hladinami se stanoví pomocí technických maxim transformací odvozených s pomocí teoretických vzorců. Předpokládá se, že doba využití transformace VVN/VN je dána dobou využití úrovně VN stejně jako v předcházejících letech. Doba využití transformace VN/NN je dána rovněž dobou využití úrovně VN. Stabilizace cen na jednotlivých úrovních napětí je umožněna prostřednictvím koeficientu korekce povolených výnosů, umožňujícího přeřadit kumulativní části stálých nákladů mezi napěťovými úrovněmi. Koeficient korekce při stanovení cen pro rok 2009 byl uplatněn pro ČEZ Distribuce, a. s. ve stejné výši jako v roce 2008, tj. na úrovni VVN ve výši 1,08 p.j. a na úrovni VN ve výši 1,15 p.j. a pro E.ON Distribuce, a. s. na úrovni VVN ve výši 0,88 p.j. Koeficient znevýhodnění rezervace kapacity pro měsíční tarif Koeficient je dán součtem koeficientu nerovnoměrnosti a procentní přirážky stanovené ERÚ jednotně pro všechny PDS ve výši 8 %. Koeficient nerovnoměrnosti je dán poměrem součtu maximální roční a měsíční RK a součtu průměrné roční a měsíční RK. Korekční faktor a rozptyl povolených výnosů pro rok 2007 = 0 % Korekční faktor za hospodářské výsledky roku 2007 je ve výpočtu zahrnut v souladu s vyhláškou ERÚ č. 150/2007 Sb. Povolený rozptyl skutečné hodnoty povolených výnosů od stanovené hodnoty povolených výnosů byl pro roky spadající do prvního regulačního období ve výši 3 %, ve druhém regulačním období je roven 0%. V korekčním faktoru ČEZ Distribuce, a. s. byl zohledněn též hospodářský výsledek společnosti EVi, jejíž činnosti byly začleněny do procesních útvarů dceřiných společností ČEZ, a. s. Přitom se uvažovala změna ceny za RK u EVi na úrovni VN od 1.6.2007.

prosinec 2008

Strana 4 - 2

4


Stálá složka výnosů od KZ na NN v roce 2007 je stanovena z tarifní statistiky, u které byla celková spotřeba přepočtena na celkovou spotřebu vykázanou jako skutečnost ve výkazu 12-B1. Bazický index spotřebitelských cen = 2,2 % (rok 2007); 4,7 % (rok 2008); Indexy jsou použity k zohlednění časové hodnoty peněz u korekčního faktoru za skutečnost roku 2007. Časová hodnota peněz se respektuje při stanovení korekčních faktorů v rámci ověřování výsledků regulace v elektroenergetice ve druhém regulačním období vzhledem k tomu, že korekční faktor může být uplatněn v ceně až s určitým časovým zpožděním.

4.2.2 Cena za použití distribuční sítě Proměnné náklady na napěťových úrovních distribuční sítě jsou stanoveny z povoleného množství ztrát a z ceny SE na krytí ztrát. Povolené množství ztrát na jednotlivých napěťových úrovních distribuční sítě je určeno pomocí koeficientu podílu ztrát napěťové úrovně distribuční soustavy na celkových ztrátách. Celkové ztráty jsou určeny normativem míry celkových ztrát v distribuční soustavě vztažené ke vstupujícímu toku elektřiny do celé distribuční soustavy v poměrných jednotkách. Normativ míry celkových ztrát je dán součtem normativu míry technických ztrát a normativu míry obchodních ztrát (názvosloví je v souladu s dosud stále platnou vyhláškou ERÚ č. 150/2007 Sb.) v distribuční soustavě v příslušném roce regulačního období, vztažených ke vstupujícímu toku elektřiny do celé distribuční soustavy a stanovených analyticky Úřadem v procentech. Pro normativ míry obchodních ztrát se ve druhém regulačním období uplatňuje koeficient meziročního snížení obchodních ztrát v procentech, stanovený ERÚ. Kumulativní regionální ceny za použití napěťových hladin distribučních sítí v Kč/MWh pro konečné zákazníky jsou určeny velikostí povolených ztrát na těchto napěťových hladinách, cenou ztrát, náklady na použití sítě vyšších napěťových úrovní a sítí sousedních PDS a odběry elektřiny z příslušné části distribučního systému, které se skládají z odběrů všech konečných zákazníků z dané distribuční napěťové úrovně včetně odběru lokálních distributorů, z exportu, odběru PVE v čerpadlovém provozu a z odběrů výrobců včetně jejich odběru na výrobu elektřiny nebo na výrobu elektřiny a tepla, odběru samovýrobců do areálu výrobny a elektřiny transformované na nižší distribuční úroveň napětí kromě NN. Normativ míry celkových, technických a obchodních ztrát Výchozí hodnoty normativu míry technických a obchodních ztrát stanovil ERÚ v roce 2006 na základě analýzy následovně: Míra technických ztrát

Míra obchodních ztrát

Míra celkových ztrát

%

%

%

ČEZ Distribuce, a. s.

5,84

0,84

6,68

E.ON Distribuce, a. s.

6,35

1,58

7,93

PREdistribuce, a. s.

5,69

0,59

6,28

Koeficient meziročního snížení míry obchodních ztrát = 2,085 % Koeficient meziročně snižuje obchodní ztráty tak, že se v průběhu celé druhé regulační periody sníží o 10 %. Přitom celkové náklady na ztráty za společnost nejsou předmětem regulační korekce. Pro rok 2009 je pak normativ míry celkových ztrát následující:

prosinec 2008

Strana 4 - 3

4


Míra technických ztrát

Míra obchodních ztrát

Míra celkových ztrát

%

%

%


5,84

0,789

6,629


6,35

0,650

7,000


5,69

0,554

6,244

kde snížení obchodních ztrát společnosti E.ON Distribuce, a. s. pro rok 2009 bylo upřesněno na základě jednání s ERÚ. Koeficient podílu ztrát napěťové úrovně distribuční soustavy na celkových ztrátách Koeficienty přiřazení celkových ztrát na jednotlivé napěťové úrovně jsou odvozeny ze statistiky roků 2002, 2003 a plánu pro roky 2004 a 2005. Ve výpočtech byly uvažovány ve výši: VVN

VN

NN


0,15280

0,24914

0,59806


0,11076

0,33850

0,55074


0,10000

0,23441

0,66559

Průměrné nákupní ceny elektřiny pro krytí ztrát Průměrné nákupní ceny silové elektřiny pro krytí ztrát byly stanoveny dle výsledků jednání ERÚ se zástupci regionálních distribučních společností dne 21.10.2008. Hodnoty uvedené v tabulce 4.1, zahrnují také průměrnou cenu odchylek stanovenou ERÚ ve výši 42,80 Kč/MWh. Uvedené průměrné nákupní ceny silové elektřiny jsou rovněž použity pro stanovení vícenákladů na výkup elektřiny z OZE v jednotlivých distribučních společnostech v roce 2009. Tab. 4.1 Průměrné nákupní ceny elektřiny v roce 2009 Spole čnos t

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

4.3

ČEZ Dis tribuce , a. s .

1 826,00

E.ON Dis tribuce , a. s .

1 990,00

PREdis tribuce , a. s .

2 002,00

OSTATNÍ REGULOVANÉ CENY

4.3.1 Decentrální výroba Celostátně jednotná pevná cena pro decentrální výrobu Pro rok 2009 stanovil ERÚ cenu pro výrobce za decentrální výrobu na úrovních VVN, VN a NN ve stejné výši jako v celém 2. regulačním období. Vývoj ceny pro výrobce za decentrální výrobu v období let 2002 až 2009 je znázorněn na obrázku 4.1 a v tabulce 4.2. Tab. 4.2 Vývoj ceny pro výrobce za decentrální výrobu Úroveň napětí VVN VN NN

Cena účtovaná výrobci za decentrální výrobu v Kč/MWh 2002 20,00 20,00 20,00

prosinec 2008

2003 20,00 27,59 64,59

2004 20,00 27,00 64,00

2005 20,00 27,00 64,00

2006 20,00 27,00 64,00

2007 20,00 27,00 64,00

2008 20,00 27,00 64,00

2009 20,00 27,00 64,00

Strana 4 - 4

4


Obr. 4.1 Vývoj ceny pro výrobce za decentrální výrobu 75

50

Kč/MWh

VVN VN NN 25

0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

rok

Regionální příspěvek konečných zákazníků na decentrální výrobu Pro druhé regulační období stanovil ERÚ regionálně jednotný příspěvek na decentrální výrobu od všech konečných zákazníků, odběru výrobců včetně odběru PVE v čerpadlovém provozu, odběru výrobců včetně jejich odběru na výrobu elektřiny nebo na výrobu elektřiny a tepla a včetně dodávek do zahraničí z distribuční soustavy, bez rozlišení po napěťových úrovních. Příspěvek konečných zákazníků není vydán jako samostatná cena, ale je zahrnut do ceny za použití distribuční sítě na jednotlivých napěťových úrovních. Cena příspěvku je dlouhodobě relativně stabilní. V jednotlivých regionech je cena příspěvku pro rok 2009 následující: 2009




Kč/MWh

12,84

3,22

0,46

Průměrná hodnota za ČR v roce 2009 je 9,21 Kč/MWh. V ceně příspěvku pro rok 2009 je zahrnut korekční faktor za hospodářské výsledky v roce 2007 s uvážením časové hodnoty peněz. V součtu za všechny PDS je ve výši -1,1775 mil.Kč, takže korekční faktor snižuje cenu příspěvku KZ na decentrální výrobu v průměru o cca 0,02 Kč/MWh. Záporný korekční faktor se uplatnil pro E.ON Distribuce, a. s. a PREdistribuce, a. s., kladný korekční faktor nastal v případě společnosti ČEZ Distribuce, a. s. Vývoj průměrné ceny příspěvku KZ v období let 2002 až 2009 je znázorněn na obrázku 4.2. Obr. 4.2 Vývoj průměrné ceny příspěvku KZ na decentrální výrobu na úrovních VVN, VN a NN 10

Kč/MWh

8

6

Průměr PDS VVN Průměr PDS VN Průměr PDS NN

4

2

0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

rok prosinec 2008

Strana 4 - 5

4


4.3.2 Výkup elektřiny z OZE Podpora OZE Výkupní ceny a ceny zelených bonusů uvažované ERÚ pro rok 2009 jsou uvedeny v tabulce 4.3. Tab. 4.3 Výkupní ceny a zelené bonusy pro jednotlivé druhy obnovitelných zdrojů v roce 2009 Kategorie OZE 2009

Výkupní ceny

Zelené bonusy

Malé vodní elektrárny uvedené do provozu v nových lokalitách po 1. 1. 2008 včetně Malé vodní elektrárny uvedené do provozu v nových lokalitách po 1. 1. 2006 včetně Malé vodní elektrárny uvedené do provozu po 1. 1. 2005 včetně Rekonstruované malé vodní elektrárny Malé vodní elektrárny uvedené do provozu před 1. 1. 2005 Biomasa

2700 2540 2300 2300 1790

1260 1100 860 860 350

Spalování čisté biomasy kategorie O1 po 1.1.2008 v nových lokalitách Spalování čisté biomasy kategorie O2 po 1.1.2008 v nových lokalitách Spalování čisté biomasy kategorie O3 po 1.1.2008 v nových lokalitách Spalování čisté biomasy kategorie O1 před 1.1.2008 Spalování čisté biomasy kategorie O2 před 1.1.2008 Spalování čisté biomasy kategorie O3 před 1.1.2008 Společné spalování biomasy S1 a fosilního paliva Společné spalování biomasy S2 a fosilního paliva Společné spalování biomasy S3 a fosilního paliva Paralelní spalování biomasy P1 a fosilního paliva Paralelní spalování biomasy P2 a fosilního paliva Paralelní spalování biomasy P3 a fosilního paliva

4490 3460 2570 3820 3130 2480 x x x x x x

2950 1920 1030 2280 1590 940 1350 690 40 1620 960 310

Výkupní ceny

Zelené bonusy

Spalování bioplynu v bioplynových stanicích využvající určenou biomasu (AF1) Spalování bioplynu v bioplynových stanicích využívající ostatní biomasu (AF2) Spalování skládkového plynu a kalové plynu z ČOV po 1. 1. 2006 Spalování skládkového plynu a kalové plynu z ČOV od 1. 1. 2004 do 31.12.2005 Spalování skládkového plynu a kalové plynu z ČOV před 1. 1. 2004 Spalování důlního plynu z uzavřených dolů Větrné elektrárny

4120 3550 2420 2730 2840 2420

2580 2010 880 1190 1300 880

Větrné elektrárny uvedené do provozu po 1.1.2009 Větrné elektrárny uvedené do provozu od 1.1.2008 do 31.12.2008 Větrné elektrárny uvedené do provozu od 1.1.2007 do 31.12.2007 Větrné elektrárny uvedené do provozu od 1.1.2006 do 31.12.2006 Větrné elektrárny uvedené do provozu od 1.1.2005 do 31.12.2005 Větrné elektrárny uvedené do provozu od 1.1.2004 do 31.12.2004 Větrné elektrárny uvedené do provozu před 1.1.2004 Geotermální energie Využití geotermální energie Fotovoltaika

2340 2550 2620 2670 2930 3070 3410

1630 1840 1910 1960 2220 2360 2700

4500

3140

12890 12790 13730 14080 6710

11910 11810 12750 13100 5730

MVE

Kategorie OZE 2009 Bioplyn a důlní plyn - nové členění

Využití slunečního Využití slunečního Využití slunečního Využití slunečního Využití slunečního

záření po 1. 1. 2009 do 30 kW včetně záření po 1. 1. 2009 nad 30 kW záření od 1. 1. 2008 do 31.12.2008 záření od 1. 1. 2006 do 31. 12. 2007 záření před 1. 1. 2006

Podpora OZE umožňuje volitelný systém výrobcem: ·

Výkupní ceny je možno uplatnit jen za elektřinu skutečně dodanou provozovateli regionální distribuční soustavy nebo přenosové soustavy (výkup na ztráty). Regionální průměrné nákupní ceny silové elektřiny pro stanovení vícenákladů na výkup elektřiny z OZE v jednotlivých distribučních společnostech jsou uvažovány ve výši uvedené v tabulce 4.1.

·

Zelené bonusy tj. pevné ceny je možné uplatnit na všechnu (licencovanou) výrobu z OZE u provozovatele regionální distribuční nebo přenosové soustavy. Stanoví se jako rozdíl mezi

prosinec 2008

Strana 4 - 6

4


minimální výkupní cenou a tržní cenou elektřiny + prémie za zvýšené riziko uplatnění elektřiny na trhu. Podpora směsného spalování biomasy je uplatněna pouze v systému zelených bonusů, přičemž je zavedena výrazná cenová diferenciace podle výkonu a druhu spalované směsi. Pro dodávky elektřiny ze špičkové nebo pološpičkové akumulační malé vodní elektrárny mohou být stanovena dvoutarifní pásma s následujícími výkupními cenami elektřiny nebo zelenými bonusy (tabulka 4.4), pokud se výrobce s provozovatelem příslušné regionální distribuční soustavy nebo provozovatelem přenosové soustavy nedohodnou jinak: Tab. 4.4 Dvoutarifní výkupní ceny a zelené bonusy pro MVE v roce 2009 Výkupní ceny VT NT

MVE - VT a NT tarif 2009 MVE uvedené do provozu v nových lokalitách po 1.1.2008 včetně MVE uvedené do provozu v nových lokalitách po 1.1.2006 včetně MVE uvedené do provozu po 1.1.2005 včetně Rekonstruované MVE MVE uvedené do provozu před 1. 1. 2005

3800 3800 3470 3470 2700

Zelené bonusy VT NT

2150 1910 1715 1715 1335

1700 1700 1370 1370 600

890 650 455 455 75

V roce 2009 se předpokládá výkup cca 0,698 TWh v režimu minimálních výkupních cen (z toho 0,694 TWh ve VT a 0,004 TWh v NT) a cca 1,646 TWh v režimu zelených bonusů (z toho 1,616 TWh ve VT a 0,030 TWh v NT) podle skutečnosti v roce 2007. Na obrázku 4.3 je shrnut vývoj výroby elektřiny z OZE od roku 2000 dle výkazů jednotlivých PDS (množství elektřiny OZE podporované v režimu výkupních cen a v režimu zelených bonusů celkem). Výroba v roce 2008 a 2009 je pouze odhadována z dosavadního rozvoje OZE v ČR podle plánu uvedeného v regulačních výkazech distributorů. Od roku 2005, kdy byl schválen zákon o podpoře OZE (180/2005 sb.) je patrný prudký nárůst výroby ze zdrojů využívajících bioplyn, biomasu, příp. spoluspalování biomasy s fosilními palivy. Obr. 4.3 Vývoj výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů energie (OZE) v ČR Výroba [MWh] 3 500 000 Odhadovaná výroba

Bioplyn

3 000 000

Spoluspalování biomasy 2 500 000

Biomasa Větrná energie

2 000 000

Sluneční energie 1 500 000

Vodní energie

1 000 000

500 000

0 2000

prosinec 2008

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

Rok

Strana 4 - 7

4


Na obrázku 4.4 je shrnut odpovídající vývoj vícenákladů na podporu OZE, KVET a DZ. Do roku 2007 se jedná o skutečné vícenáklady. Očekávané vícenáklady pro rok 2008 a 2009 jsou určeny z výpočtů cen příspěvků KZ na podporu výkupu elektřiny z OZE, KVET a druhotných zdrojů. V grafu jsou znázorněny možná navýšení vícenákladů, pokud by se ve výpočtech uvažovaly plánované výroby v OZE podle výkazů provozovatelů distribučních soustav. Obr. 4.4 Vývoj skutečných vícenákladů na podporu OZE, KVET a DZ tis.Kč 3 500 000 Očekávané vícenáklady 3 000 000 DZ

KVET

OZE

Navýšení podle PLÁNOVANÉ výroby dle VÝKAZŮ PDS

2 500 000

2 000 000

1 500 000

1 000 000

500 000

0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

Rok

4.3.3 Podpora výroby elektřiny z KVET a druhotných zdrojů V souladu s platným energetickým zákonem se podpora výroby elektřiny z KVET a druhotných zdrojů uskutečňuje pouze ve formě příspěvků jako pevných cen k tržní ceně elektřiny. V této fázi řešení se výše příspěvků pro rok 2009 uvažovala ve výpočtech podle tabulky 4.5. Tab. 4.5 Podpora KVET a DZ v roce 2009

Kategorie KVET zdroje zdroje zdroje zdroje zdroje zdroje zdroje zdroje

do 1 MWe instalovaného výkonu včetně - režim VT 8 hodin do 1 MWe instalovaného výkonu včetně - režim VT 12 hodin do 1 MWe instalovaného výkonu včetně - režim VT 24 hodin od 1 do 5 MWe instalovaného výkonu včetně - režim VT 8 hodin od 1 do 5 MWe instalovaného výkonu včetně - režim VT 12 hodin od 1 do 5 MWe instalovaného výkonu včetně - režim VT 24 hodin nad 5 MWe instalovaného výkonu KVET spalující obnovitelné zdroje energie nebo degazační plyn Druhotné zdroje spalování druhotných zdrojů s vyjímkou degazačního plynu spalování degazačního plynu

Pevná cena za každou vykázanou MWh [Kč/MWh] 1310 840 240 910 530 150 45 45 45 600

V roce 2009 se předpokládá celková podpora cca 7,815 TWh z KVET (z toho na zdroje do 5 MW e připadá 0,277 TWh) a 1,126 TWh z druhotných zdrojů podle skutečnosti roku 2007.

prosinec 2008

Strana 4 - 8

4


4.3.4 Cena příspěvku KZ na podporu výkupu elektřiny z OZE, KVET a druhotných zdrojů Je zachován jednotný celostátní příspěvek KZ na podporu výkupu elektřiny z OZE, KVET a druhotných energetických zdrojů, uvedený samostatně jako položka na fakturách všech konečných zákazníků včetně domácností. Celostátně jednotnou cenu na podporu OZE, KVET a druhotných zdrojů hradí také koneční zákazníci umístění v ostrovním provozu prokazatelně odděleném od elektrizační soustavy ČR, lokální spotřeba výrobců a samovýrobců s instalovaným výkonem nad 100 kW a ostatní spotřeba provozovatelů distribučních soustav. Příspěvek na podporu OZE, KVET a druhotných zdrojů v roce 2009 činí 52,18 Kč/MWh, což znamená meziroční nárůst o 11,43 Kč/MWh vůči roku 2008. Přitom korekční faktor za výsledek roku 2007 ve výši 578,6617 mil.Kč zvyšuje cenu příspěvku o 9,54 Kč/MWh pro úroveň spotřeby očekávané v roce 2009. Vzhledem k poměrně velké nejistotě skutečného rozdělení podpory mezi režim minimálních výkupních cen a režim bonusů a podpory OZE-KVET-DZ v lokálních distribučních soustavách, které nelze na základě údajů z roku 2007 stanovit, uplatnil ERÚ stejně jako v roce 2008 v uvedené ceně příspěvku na OZE, KVET a druhotné zdroje rezervu 9,- Kč/MWh. Toto navýšení zůstává přenosové a distribučním společnostem a vyrovnává se v korekčním faktoru. Vyrovnání vícenákladů platí E.ON Distribuce, a. s. a PRE, a. s. vůči ČEZ Distribuce, a. s. a ČEPS, a. s. v souladu s vykázanými technickými údaji pro OZE, KVET a druhotné zdroje a spotřebou konečných zákazníků včetně lokální spotřeby se zahrnutím regulační korekce za hospodářské výsledky roku 2007. Vývoj ceny příspěvku je uveden na obrázku 4.5 a v tabulce 4.6. Tab. 4.6 Vývoj ceny příspěvku KZ na podporu výroby elektřiny v OZE, KVET a v druhotných zdrojích Vývoj ceny příspěvku KZ na podporu výroby elektřiny v OZE, KVET a v druhotných zdrojích (Kč/MWh) 2002 8,72

OZE-KVET-DZ

2003 19,04

2004 41,51

2005 39,45

2006 28,26

2007 34,13

2008 40,75

2009 52,18

Obr. 4.5 Vývoj ceny příspěvku KZ na podporu výroby elektřiny v OZE, KVET a v druhotných zdrojích 60,0 50,0

Kč/MWh

40,0 30,0 20,0 10,0 0,0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

rok OZE-KVET-DZ

prosinec 2008

Strana 4 - 9

4


4.3.5 Zajištění činnosti zúčtování odchylek OTE, a. s. Ve druhém regulačním období hradí činnost zúčtování odchylek OTE, a. s. koneční zákazníci, ostatní spotřeba PDS, export z DS do ostrovů v zahraničí a lokální spotřeba výrobců. Pro rok 2009 ponechal ERÚ cenu OTE na úrovni roku 2008 ve výši 4,75 Kč/MWh. Cena OTE, a. s. za činnost zúčtování se na faktuře uvádí samostatně. Vývoj ceny je znázorněn na obrázku 4.6 a v tabulce 4.7. Tab. 4.7 Vývoj ceny za činnost zúčtování odchylek OTE, a. s.

2002 4,10

Cena OTE

Vývoj ceny za činnost zúčtování odchylek OTE, a. s. (Kč/MWh) 2003 2004 2005 2006 2007 2008 4,10 4,10 4,63 4,63 4,63 4,75

2009 4,75

Obr. 4.6 Vývoj ceny za činnost zúčtování odchylek OTE, a. s. 5,0

Kč/MWh

4,8

4,6

4,4

4,2

4,0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

rok Cena OTE

4.4

CENY DISTRIBUCE PRO ROK 2009

V následujících kapitolách jsou uvedeny tabulky cen, které jsou součástí cenového rozhodnutí. Jejich hodnoty jsou doplněny vývojem cen jednotlivých regionálních společností a vývojem průměrné ceny za ES ČR od roku 2002.

4.4.1 Platby za rezervaci kapacity sítí VVN mezi provozovateli RDS Platby mezi regionálními PDS za rezervaci kapacity sítí sousedních PDS na napěťové hladině 110 kV, uvedené v tabulce 4.8, jsou dány součinem ceny za RK přenosové soustavy a salda RK mezi ČEZ Distribuce, a. s. a ostatními dvěma provozovateli regionálních distribučních soustav. Velikost RK je dána průměrem měsíčních hodinových maxim výkonů na rozhraní mezi PDS od listopadu do února posledního zimního období. Tab. 4.8 Měsíční cena za roční RK mezi provozovateli RDS v roce 2009

Plátce EON Distribuce, a. s. PRE, a. s.

prosinec 2008

Měsíční cena za roční rezervovanou kapacitu mezi provozovateli regionálních distribučních soustav na napěťových úrovních nad 52 kV v Kč/měsíc Příjemce: ČEZ Distribuce, a. s. 9 668 084 26 950 832

Strana 4 - 10

4


4.4.2 Platby pro vyrovnání vícenákladů na OZE a KVET Vyrovnání vícenákladů platí E.ON Distribuce, a. s. a PRE, a. s. vůči ČEZ Distribuce, a. s. a ČEPS, a. s. v souladu s vykázanými technickými údaji pro OZE, KVET a druhotné zdroje a spotřebou konečných zákazníků včetně lokální spotřeby se zahrnutím regulační korekce za hospodářské výsledky roku 2007. Výše pevných měsíčních plateb po celý rok 2009 je uvedena v tabulce 4.9. Tab. 4.9 Vyrovnání vícenákladů výkupu elektřiny z OZE, KVET a druhotných zdrojů v roce 2009 Vyrovnání vícenákladů výkupu elektřiny z obnovitelných zdrojů, kombinované výroby elektřiny a tepla a z druhotných zdrojů v Kč/měsíc Příjemce Plátce EON Distribuce, a.s. PREdistribuce, a.s.

ČEPS, a. s.

ČEZ Distribuce, a. s. 11 409 344 20 946 097

139 153 255 467

4.4.3 Ceny za rezervaci kapacity pro oprávněné zákazníky na VVN a VN Ceny za rezervaci kapacity pro oprávněné zákazníky na VVN a VN se uvádí v tabulce 4.10. Tab. 4.10 Měsíční cena za roční RK a měsíční cena za měsíční RK pro odběr z DS v roce 2009 Společnost

Úroveň napětí

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

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

E.ON Distribuce, a.s.

VVN VN VVN VN VVN VN

51 544 120 237 60 105 143 877 55 964 135 844

61 789 144 137 66 508 159 205 62 567 151 873

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

Vývoj průměrných měsíčních cen regionálních PDS v ES ČR za roční RK a měsíčních cen za měsíční RK v období let 2002 až 2009 je znázorněn v diagramech na obrázku 4.5. Obr. 4.5 Vývoj průměrné měsíční ceny za roční RK a měsíční ceny za měsíční RK Vývoj průměrné ceny za měsíční RK na VVN a VN

Vývoj průměrné ceny za roční RK na VVN a VN 160 000

140 000

140 000

100 000

Průměr PDS VVN

80 000

Průměr PDS VN

60 000 40 000

Kč/MW a měs

Kč/MW a měs

120 000

120 000 100 000

Průměr PDS VVN Průměr PDS VN

80 000 60 000 40 000 20 000

20 000 2002

2003

2004

2005

2006

rok

prosinec 2008

2007

2008

2009

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

rok

Strana 4 - 11

4


Vývoj měsíčních cen za roční RK a měsíčních cen za měsíční RK v období let 2002 až 2009 jednotlivých regionálních distribučních společností je znázorněn v diagramech na souhrnných obrázcích 4.7 až 4.9. Obr. 4.7 ČEZ Distribuce, a.s. - Vývoj ceny za roční a měsíční RK ČEZ Distribuce - Vývoj ceny za roční RK na VVN

ČEZ Distribuce - Vývoj ceny za roční RK na VN 140 000 120 000

SČE VVN SME VVN

40 000

STE VVN VČE VVN ZČE VVN

20 000

Kč/MW a měs

Kč/MW a měs

60 000

SČE VN SME VN

100 000

STE VN VČE VN

80 000

ZČE VN 60 000

0

40 000 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2002

2009

2003

2004

2005

rok

2006

2007

2008

2009

rok

ČEZ Distribuce - Vývoj ceny za měsíční RK na VVN

ČEZ Distribuce - Vývoj ceny za měsíční RK na VN

80 000

160 000

Kč/MW a měs

SČE VVN SME VVN STE VVN

40 000

VČE VVN ZČE VVN

20 000

Kč/MW a měs

140 000 60 000

SČE VN

120 000

SME VN STE VN

100 000

VČE VN

80 000

ZČE VN

60 000 0

40 000 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2002

2003

2004

rok

2005

2006

2007

2008

2009

rok

Obr. 4.8 E.ON Distribuce, a.s. - Vývoj ceny za roční a měsíční RK E.ON Distribuce - Vývoj ceny za roční RK na VVN

E.ON Distribuce - Vývoj ceny za roční RK na VN

60 000

140 000

JČE VVN JME VVN 20 000

Kč/MW a měs

Kč/MW a měs

120 000 40 000

JČE VN

100 000

JME VN

80 000

0

60 000 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2002

2003

2004

2005

rok

2007

2008

2009

E.ON Distribuce - Vývoj ceny za měsíční RK na VN

E.ON Distribuce - Vývoj ceny za měsíční RK na VVN 70 000

160 000

60 000

140 000

JČE VVN

50 000

JME VVN

Kč/MW a měs

Kč/MW a měs

2006

rok

JČE VN

120 000

JME VN

100 000

40 000

80 000

30 000 2002

2003

2004

2005

2006

rok

prosinec 2008

2007

2008

2009

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

rok

Strana 4 - 12

4


Obr. 4.9 PREdistribuce, a.s. - Vývoj ceny za roční a měsíční RK PREdistribuce, a.s. - Vývoj ceny za roční RK na VN

70 000

160 000

60 000

140 000

50 000

PRE VVN 40 000

Kč/MW a měs

Kč/MW a měs

PREdistribuce, a.s. - Vývoj ceny za roční RK na VVN

30 000

120 000

PRE VN 100 000

80 000

20 000

60 000 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2002

2003

2004

2005

rok

2006

2007

2008

2009

rok

PREdistribuce, a.s. - Vývoj ceny za měsíční RK na VVN

PREdistribcue, a.s. - Vývoj ceny za měsíční RK na VN

80 000

160 000

40 000

Kč/MW a měs

PRE VVN

PRE VN

120 000

100 000

20 000

80 000 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2002

2003

2004

2005

rok

2006

2007

2008

2009

rok

4.4.4 Ceny za použití sítí pro oprávněné zákazníky na VVN a VN Tab. 4.11 Cena za použití sítí provozovatelů distribučních soustav nad 1 kV v roce 2009 Společnost

Úroveň napětí

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

E.ON Distribuce, a.s.

VVN VN VVN VN VVN VN

63,44 118,72 60,32 94,10 58,10 102,75

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

Vývoj průměrné ceny regionálních PDS za použití sítí nad 1 kV v období let 2002 až 2009 je znázorněn v diagramu na obrázku 4.10. Obr. 4.10 Vývoj průměrné ceny za použití sítí nad 1 kV v regionálních DS Vývoj průměrné ceny za použití sítí VVN a VN 120

100

Kč/MWh

Kč/MW a měs

140 000 60 000

80


60

40

20 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

rok

prosinec 2008

Strana 4 - 13

4


Vývoj cen za použití sítí nad 1 kV v období let 2002 až 2009 jednotlivých regionálních distribučních společností je znázorněn v diagramech na obrázcích 4.11 až 4.13. Obr. 4.11 ČEZ Distribuce, a.s. - Vývoj ceny za použití sítí nad 1 kV ČEZ Distribuce - Vývoj ceny za použití sítí VVN

ČEZ Distribuce - Vývoj ceny za použití sítí VN 120

60

100

SČE VVN SME VVN STE VVN

40

VČE VVN

SČE VN Kč/MWh

Kč/MWh

50

SME VN

80

STE VN VČE VN

60

ZČE VVN

30

ZČE VN 40

20

20 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2002

2009

2003

2004

2005

rok

2006

2007

2008

2009

rok

Obr. 4.12 E.ON Distribuce, a.s. - Vývoj ceny za použití sítí nad 1 kV E.ON Distribuce - Vývoj ceny za použití sítí VN

70

120

60

100

50

JČE VVN JME VVN

40

Kč/MWh

Kč/MWh

E.ON Distribuce - Vývoj ceny za použití sítí VVN

30

80

JČE VN JME VN

60 40

20

20 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2002

2003

2004

2005

rok

2006

2007

2008

2009

rok

Obr. 4.13 PREdistribuce, a.s. - Vývoj ceny za použití sítí nad 1 kV PREdistribuce, a.s. - Vývoj ceny za použití sítě VN

PREdistirbuce, a.s. - Vývoj ceny za použití sítě VVN 100

70

90

60

PRE VVN 40

Kč/MWh

Kč/MWh

80 50

PRE VN

70 60

30

50 40

20 2002

2003

2004

2005

2006

rok

prosinec 2008

2007

2008

2009

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

rok

Strana 4 - 14

4


4.4.5 Jednosložková cena na hladině VN Jednosložková cena za použití sítí provozovatelů regionálních distribučních soustav nad 1 kV na hladině vysokého napětí je nastavena tak, že je výhodná pro oprávněné zákazníky s dobou využití maxima zatížení menším než 300 hodin za rok. Pro vyšší doby využití maxima je pro konečného zákazníka vhodnější platit dvousložkovou cenu za rezervaci kapacity a za použití sítě VN uvedenou v tabulkách 4.10 a 4.11. V případě, že odběratel zvolí jednosložkovou cenu, neúčtují se dvousložkové ceny za rezervaci kapacity a použití sítě VN podle tabulek 4.10 a 4.11 a tato cena je uplatňována po dobu minimálně 12 měsíců. V tabulce 4.12 jsou uvedeny jednosložkové ceny na VN pro rok 2009. Tab. 4.12 Jednosložková cena za službu sítí regionálních PDS nad 1 kV na VN Společnost

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

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

4 928,20 5 849,18 5 536,51

4.4.6 Informativní průměrné jednosložkové ceny za službu sítě pro KZ Vyjádření průměrné ceny za službu sítě na jednotlivých napěťových úrovních v jednosložkovém tvaru (tj. ceny kumulující stálou a proměnnou složku nákladů), uvedené na obrázcích 4.14 až 4.17, není zcela korektní vzhledem k tomu, že se stálé a proměnné náklady vztahují na celkovou spotřebu napěťové úrovně jako jeden společný základ. Tím může dojít ke zdánlivě nelogickému průběhu vývoje průměrné jednosložkové ceny za službu sítě v porovnání s průběhem vývoje samostatných složek ceny, tj. složky stálé (za rezervaci kapacity) a složky proměnné (za použití sítě). V diagramu na obrázku 4.14 je znázorněn vývoj průměrných jednosložkových cen distribuce na jednotlivých úrovních napětí za ES ČR. Obr. 4.14 Vývoj průměrné jednosložkové ceny v ES ČR na VVN, VN a NN ES ČR - Vývoj průměrné jednosložkové ceny distribuce na úrovních VVN, VN a NN 1 400 1 200

Kč/MWh

1 000 800 600 400 200 0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

rok Průměr PDS NN

Průměr PDS VN

Průměr PDS VVN

V cenovém rozhodnutí jsou samostatně stanoveny pevné ceny za rezervaci kapacity a použití sítě na úrovních VVN a VN. Ceny na úrovni NN a příslušné podmínky pro konečné zákazníky připojené k síti nízkého napětí jsou v cenovém rozhodnutí stanoveny ve formě jednotarifních a dvoutarifních sazeb.

prosinec 2008

Strana 4 - 15

4


Obr. 4.15 ČEZ Distribuce, a.s. - Vývoj průměrné jednosl. ceny distribuce na VVN, VN a NN ČEZ Distribuce - Vývoj průměrné jednosložkové ceny distribuce na úrovni VVN

ČEZ Distribuce - Vývoj ceny průměrné jednosložkové ceny distribuce na úrovni VN

300

500

SME VVN

Kč/MWh

Kč/MWh

450

SČE VVN

200

STE VVN VČE VVN

100

ZČE VVN

SČE VN

400

SME VN STE VN

350

VČE VN

300

ZČE VN

250 0

200 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2002

2003

2004

2005

rok

2006

2007

2008

2009

rok

ČEZ Distribuce - Vývoj průměrné jednosložkové ceny distribuce na úrovni NN 1 300

Kč/MWh

1 200

SČE NN SME NN

1 100

STE NN 1 000

VČE NN ZČE NN

900 800 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

rok

Obr. 4.16 E.ON Distribuce, a.s. - Vývoj průměrné jednosl. ceny distribuce na VVN a VN E.ON Distribuce - Vývoj průměrné jednosložkové ceny distribuce na úrovni VVN

E.ON Distribuce - Vývoj průměrné jednosložkové ceny distribuce na úrovni VN

250

550

Kč/MWh

JČE VVN JME VVN 150

450

JČE VN JME VN

400 350

100

300 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2002

2003

2004

rok

2005

2006

2007

2008

2009

rok

E.ON Distribuce - Vývoj průměrné jednosložkové ceny distribuce na úrovni NN 1 350 1 300 1 250

Kč/MWh

Kč/MWh

500 200

1 200

JČE NN

1 150

JME NN

1 100 1 050 1 000 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

rok

prosinec 2008

Strana 4 - 16

4


Obr. 4.17 PREdistribuce, a.s. - Vývoj průměrné jednosl. ceny distribuce na VVN, VN a NN PREdistribuce, a.s. - Vývoj průměrné jednosložkové ceny distribuce na úrovni VVN

PREdistribuce, a.s. - Vývoj průměrné jednosložkové ceny distribuce na úrovni VN 520

240

500

Kč/MWh

200

PRE VVN 180 160

480

PRE VN

460 440 420

140

400 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2002

2009

2003

2004

rok

2005

2006

2007

2008

2009

rok

PREdistribuce, a.s. - Vývoj průměrné jednosložkové ceny distribuce na úrovni NN 1 450 1 400

Kč/MWh

Kč/MWh

220

1 350

PRE NN 1 300 1 250 1 200 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

rok

4.4.7 Průměrná jednosložková cena elektřiny v ES ČR pro KZ a její vývoj Průměrná jednosložková cena elektřiny pro KZ se skládá z ceny silové elektřiny a z regulovaných složek ceny dodávky elektřiny. Regulované složky jsou tvořeny celostátně jednotnou pevnou cenou za činnost zúčtování OTE vztažené k odběru konečných zákazníků, cenou za systémové služby, cenou příspěvku na podporu OZE a KVET, příspěvkem pro decentrální výrobu, příspěvkem za zprostředkování plateb PDS a kumulativní jednosložkovou cenou za službu distribuční sítě na úrovních VVN, VN a NN, jak vyplývá pro průměrné hodnoty v ES ČR a rok 2009 z tabulky 4.12. Tab. 4.12 Regulované složky průměrné ceny dodávky elektřiny pro KZ v roce 2009 Napěťová hladina

VVN

Cena OTE za činnost zúčtování vztažená k odběru KZ cena za systémové služby cssi cena pro PDS za zprostředkování plateb ceny na krytí vícenákladů spojených s výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a kogenerace cvozki příspěvek na decentrální výrobu kumulativní jednosložková cena za službu sítě cdxei Regulované složky elektřiny pro KZ celkem

prosinec 2008

[Kč/MWh] VN 4,75 141,01 0,10

NN

52,18 177,10 384,35

9,21 497,80 705,05

1 289,53 1 496,78

Strana 4 - 17

4


Informativní průměrná jednosložková cena dodávky elektřiny pro konečného zákazníka v Kč/MWh v roce 2009 je dána průměrnou individuální cenou silové elektřiny regionálních distributorů stanovenou ERÚ na základě jednání se zástupci RDS. Zahrnuje též cenu odchylek a marži obchodu, která je dána ziskem obchodu a cenou obchodu pro KZ na jednotlivých napěťových hladinách navýšených z úrovně roku 2008 eskalačním faktorem obchodní marže ve výši 1,0564. Zisk obchodu pro rok 2009 je pro všechny RDS ve stejné výši 13,47 Kč/MWh. V tabulce 4.13 jsou presentovány průměrné jednosložkové ceny elektřiny v ES ČR pro KZ v roce 2009. Tab. 4.13 Informativní průměrné jednosložkové ceny elektřiny pro KZ v roce 2009 Napěťová hladina Informativní průměrná jednosložková cena elektřiny pro KZ

[Kč/MWh] VN 2 640,80

VVN 2 344,79

NN 3 474,94

Hodnoty v tabulkách 4.12 a 4.13 jsou uvedeny bez daňových položek. Průměrné jednosložkové ceny elektřiny dodané v roce 2009 konečným zákazníkům v ČR na napěťových úrovních VVN, VN a NN bez daňových položek se skládají z položek znázorněných v procentech na obrázcích 4.18 – 4.20. Obr. 4.18 Složky ceny za dodávku elektřiny pro zákazníky na úrovni VVN

Podíl jednotlivých složek ceny za dodávku elektřiny pro zákazníky na úrovni VVN v roce 2009 - bez daňových položek

Elektřina včetně obchodní marže 82,18%

Distribuce elektřiny 5,00%

Přenos elektřiny 4,14%

prosinec 2008

Operátor trhu 0,20%

Decentrální výroba 0,39%

Obnovitelné zdroje a kogenerace 2,19%

Systémové služby ČEPS 5,91%

Strana 4 - 18

4


Obr. 4.19 Složky ceny za dodávku elektřiny pro zákazníky na úrovni VN

Podíl jednotlivých složek ceny za dodávku elektřiny pro zákazníky na úrovni VN v roce 2009 - bez daňových položek Elektřina včetně obchodní marže 73,30%

Distribuce elektřiny 15,26% Přenos elektřiny 3,60% Decentrální výroba 0,35%


Operátor trhu Systémové služby ČEPS 0,18% 5,34%

Obr. 4.20 Složky ceny za dodávku elektřiny pro zákazníky na úrovni NN

Podíl jednotlivých složek ceny za dodávku elektřiny pro zákazníky na úrovni NN v roce 2009 - bez daňových položek Elektřina včetně obchodní marže 56,9%


Přenos elektřiny 3,0% Decentrální výroba 0,3%

prosinec 2008

Operátor trhu 0,1% Obnovitelné zdroje a kogenerace 1,5%


Strana 4 - 19

4


Diagramy na souhrnném obrázku 4.21 znázorňují vývoj průměrné jednosložkové ceny elektřiny pro KZ na úrovni NN v jednotlivých regionálních distribučních společnostech a v ES ČR v období let 2002 až 2009. Obr. 4.21 Vývoj průměrné jednosložkové ceny elektřiny pro KZ na úrovni NN ČEZ Distribuce - Vývoj informativní průměrné jednosložkové ceny elektřiny pro KZ na úrovni NN

E.ON Distribuce - Vývoj informativní průměrné jednosložkové ceny elektřiny pro KZ na úrovni NN

3 400

3 700 3 500

3 200

2 800

SČE NN

3 300

SME NN

3 100

STE NN

2 600

VČE NN

2 400

Kč/MWh

Kč/MWh

3 000

ZČE NN

JČE NN

2 900

JME NN

2 700 2 500

2 200

2 300

2 000

2 100 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2002

2003

2004

rok

2006

2007

2008

2009

rok

PREdistribuce, a.s. - Vývoj informativní průměrné jednosložkové ceny elektřiny pro KZ na úrovni NN

ES ČR - Vývoj informativní průměrné jednosložkové ceny elektřiny pro KZ na úrovni NN

3 800

3 500

3 600

3 300

3 400

3 100

3 200

PRE NN

3 000 2 800

Kč/MWh

Kč/MWh

2005

2 900 2 700 2 500

2 600

2 300

2 400 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2 100

2009

2002

rok

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

rok

V diagramu na obrázku 4.22 je znázorněn vývoj skladby průměrné jednosložkové ceny elektřiny dodané konečnému zákazníkovi v ČR na úrovni NN za období roků 2002 až 2009 v relativním vyjádření. Zatímco podíl regulovaných složek na celkové ceně vykazuje pokles, podíl ceny silové elektřiny vzrůstá. Obr. 4.22 Vývoj relativního podílu jednosložkové ceny elektřiny pro KZ na úrovni NN 100%

80%

60%

40%

OTE, OZE-KVET-DZ, DV Systémové služby Cena za službu DS Cena za službu PS Silová elektřina

20%

0% 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

rok

prosinec 2008

Strana 4 - 20

4


V dalším diagramu na obrázku 4.23 je znázorněn stejný vývoj skladby průměrné jednosložkové ceny elektřiny dodané konečnému zákazníkovi v ČR na úrovni NN za období roků 2002 až 2009, tentokrát však v absolutním vyjádření. I přes větší či menší růst regulovaných složek konečné ceny je z grafu patrný podstatný vliv ceny silové elektřiny, která není předmětem regulace. Obr. 4.23 Vývoj absolutního podílu jednosložkové ceny elektřiny pro KZ na úrovni NN Kč/MWh 4 000 OTE, OZE-KVET-DZ, DV Systémové služby Cena za službu DS Cena za službu PS Silová elektřina

3 500 3 000 2 500 2 000 1 500 1 000 500 0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

rok

4.4.8 Vývoj průměrné ceny silové elektřiny v ES ČR pro KZ na úrovni NN V tabulce 4.14 a na obrázku 4.24 je znázorněn vývoj průměrné ceny silové elektřiny v ES ČR na úrovni nízkého napětí. Cena je složena z průměrné nákupní ceny silové elektřiny jednotlivých regionálních distributorů včetně ceny odchylek a z marže obchodu rozlišené po napěťových úrovních. Tab. 4.14 Vývoj průměrné ceny SE v ES ČR včetně marže obchodu a ceny odchylek na NN Průměrná cena silové elektřiny v ES ČR včetně marže obchodu a průměrné ceny odchylek (Kč/MWh) 2002 1 021,00

SE

2003 950,51

2004 1 005,87

2005 1 074,01

2006 1 255,46

2007 1 443,18

2008 1 677,93

2009 1 978,16

Obr. 4.24 Vývoj průměrné ceny SE v ES ČR včetně marže obchodu a ceny odchylek na NN 2 100,0

1 900,0

Kč/MWh

1 700,0

SE

1 500,0

1 300,0

1 100,0

900,0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

rok

prosinec 2008

Strana 4 - 21

4


4.5

TARIFNÍ SAZBY NA ÚROVNI NN

4.5.1 Postup stanovení distribučních tarifů Postup nastavení distribučních tarifů na úrovni NN pro rok 2009 byl proveden ve dvou krocích. V prvním kroku (mezikrok) byla provedena pouze jednoduchá meziroční úprava podle vývoje povolených výnosů distribuce (PV) a příslušných technických jednotek, kterými jsou hodnoty počtu odběrných míst v jednotlivých sazbách a jističích a odpovídající odběry v MWh, které jsou v postupu výpočtu přepočteny na plán dodávky elektřiny v roce 2009 podle plánu bilance provozovatele distribuční soustavy. Prakticky to znamená přepočet všech tarifních složek jedním přepočtovým koeficientem, čímž jsou zachovány vzájemné relace mezi tarify. V druhém kroku byly provedeny některé drobné úpravy, které zásadním způsobem nemění vzájemné relace mezi tarify:

–

U všech sazeb byly sjednoceny ceny NT, ceny NT u MOP sazeb jsou rovny ceně NT sazby C25d, identicky ceny NT u MOO sazeb jsou rovny ceně NT sazby D25d. Tento krok je v souladu s navrhovanou budoucí koncepcí distribučních tarifů NN, ve které jsou ceny NT všechny stejné, i když v tomto případě jejich velikost ještě zdaleka nedosahuje navrhované výše, tj. velikosti ceny za použití sítě na hladině NN, tedy ceny, která alespoň kryje ztráty v sítích.

–

U tepelných čerpadel uvedených do provozu před dubnem 2005 (C55d a D55d) byl stálý plat povýšen o 40 %, což představuje nárůst zhruba 25 Kč měsíčně pro jistič 3x25A, ceny VT a NT byly položeny na úroveň cen VT a NT u přímotopů.

–

U sazby pro neměřené odběry C60d byl zadán nárůst 10 %.

Kromě těchto úprav byla v tarifech odsouhlasena nová sazba pro neměřené odběry překračující instalovaný příkon 1 kW (dnešní podmínka pro sazbu C60d pro neměřené odběry). Sazba je určena pro zařízení pro obousměrnou komunikaci po silových vedeních (tzv. technologie Power Line Carrier – PLC odběry). Vzhledem k tomu, že se jedná o odběry s konstantním odběrem, u kterých je znám příkon, přičemž takových odběrů bude značné množství, půjde o ne zanedbatelné odběry. Na druhou stranu není ekonomicky vhodné a v mnoha případech ani technicky možné všechny tyto jednotky měřit. Metodika tvorby sazby pro tyto odběry byla zpracována již v loňském roce, výpočet jednotkové ceny v Kč na jedno odběrné místo za měsíc je odvozen z průměrné jednosložkové ceny distribuce na hladině NN a předpokládané velikosti odběru. V letošním roce byla metodika aktualizována, v sazbě je vzhledem k nezanedbatelné velikosti odběru PLC jednotek zakalkulována i cena silové elektřiny jednotlivých regionálních DPI. Sazby jsou na rozdíl od současných sazeb pro neměřené odběry regionální, jejich označení je C61d. U jedné distribuční společnosti byl mírně upraven podíl alokace nákladů na MOP. Krok byl proveden v souladu s narovnáváním podílu podle cílové koncepce distribučních tarifů, kde je cílový podíl stanoven z průměrného podílu zatížení obou segmentů v odběrovém diagramu maloodběru. Úprava byla provedena z důvodů vyrovnání růstu průměrných cen mezi MOP a MOO.

4.5.2 Srovnání změn cen V tabulce 4.15 jsou uvedeny změny výsledných cen (v součtu za regulovanou a neregulovanou část), tzn. včetně ceny silové elektřiny. V tabulce jsou uvedeny změny průměrných cen v % a změna roční platby konečného zákazníka s průměrnou spotřebou podle tarifní statistiky pro jistič 3x25A. V tabulce 4.16 jsou uvedeny identické změny pouze pro regulovanou část výsledné ceny.

prosinec 2008

Strana 4 - 22

4


Tab. 4.15 Změny výsledných cen na hladině NN – silová elektřina + regulovaná část Nárůsty průměrných cen v %

Změna roční platby pro jistič 3x25A

Celkem-reg. část + SE EON PRE ČEZ ČR % % % % Sazba

celkem za celkem za celkem za celkem za sazbu sazbu sazbu sazbu

EON Kč

Celkem-reg. část + SE PRE ČEZ Kč Kč

3x25A

3x25A

3x25A

ČR Kč

Průměrná spotřeba ČR kWh

3x25A

3x25A

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

16,8 17,0 17,6 17,7 18,6 20,6 19,9 22,7 19,9

12,6 13,0 14,6 14,7 16,8 18,0 18,0 23,6 18,8

8,2 9,6 10,0 10,0 10,2 10,5 10,5 12,0 10,5

11,2 12,2 13,0 12,5 13,1 14,9 14,0 15,5 13,7

837 Kč 3 322 Kč 16 964 Kč 4 596 Kč 16 746 Kč 8 418 Kč 6 412 Kč 8 172 Kč 5 450 Kč




869 4 667 18 763 7 992 21 850 15 316 11 120 12 849 13 455

18,0% 15,8 15,5 16,3 17,5 18,3 19,3 21,2 16,4 16,4%

14,4% 8,9 8,8 10,8 12,9 14,6 14,3 17,5 12,0 9,9%

9,9% 7,6 9,2 10,1 10,9 11,4 11,5 13,2 8,9 9,9%

12,7% 10,0 10,8 11,9 12,6 13,9 13,6 15,5 10,8 11,7%

6 088 Kč 379 Kč 1 526 Kč 2 199 Kč 2 867 Kč 3 396 Kč 3 611 Kč 5 170 Kč 445 Kč 1 534 Kč

4 653 Kč 363 Kč 816 Kč 1 523 Kč 2 012 Kč 2 512 Kč 2 525 Kč 4 309 Kč 231 Kč 889 Kč

3 273 Kč 225 Kč 881 Kč 1 396 Kč 1 742 Kč 1 911 Kč 2 116 Kč 3 262 Kč 285 Kč 933 Kč

4 201 Kč 279 Kč 1 070 Kč 1 636 Kč 2 013 Kč 2 410 Kč 2 551 Kč 3 836 Kč 330 Kč 1 087 Kč

10 021 536 2 437 4 899 7 810 8 178 8 593 13 363 882 3 068

MO

17,0%

11,9%

9,9%

12,0%

Tab. 4.16 Změny regulované části ceny na hladině NN Nárůsty průměrných cen v %

Změna roční platby

Regulovaná část průměrné ceny ČR EON PRE ČEZ % % % % Sazba

celkem za celkem za celkem za celkem za sazbu sazbu sazbu sazbu

Regulovaná část průměrné ceny ČR EON PRE ČEZ Kč Kč Kč Kč 3X25A

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

11,1 11,0 10,8 10,5 10,3 10,0 10,1 11,9 9,0

1,0 1,1 1,2 1,2 1,2 1,3 1,3 9,9 1,4

7,5 7,5 7,3 7,1 7,1 6,8 6,9 9,5 6,1

7,3 7,3 6,6 8,3 8,2 8,0 7,8 13,2 7,7

295 Kč 1 162 Kč 4 658 Kč 1 220 Kč 3 288 Kč 1 618 Kč 1 282 Kč 551 Kč 754 Kč

10,6% 10,1 10,3 9,6 8,8 8,5 8,6 12,2 10,0 9,9%

1,1% 0,1 0,1 0,3 0,8 1,1 1,1 10,4 0,3 0,2%

7,2% 6,9 6,8 6,5 5,8 5,6 5,7 10,3 6,6 6,6%

7,7% 7,5 7,0 7,6 7,2 7,2 7,5 13,9 7,9 7,3%

1 620,49 Kč 117 Kč 555 Kč 543 Kč 453 Kč 370 Kč 387 Kč 422 Kč 104 Kč 402,6 Kč

MO

10,2%

0,6%

6,8%

7,4%

prosinec 2008

3X25A 27 Kč 121 Kč 376 Kč 136 Kč 172 Kč 172 Kč 145 Kč 387 Kč 98 Kč

3X25A 160 Kč 785 Kč 2 253 Kč 798 Kč 1 747 Kč 1 136 Kč 884 Kč 421 Kč 548 Kč

celkem za sazbu

Průměrná spotřeba ČR kWh 3x25A

177 Kč 768 Kč 2 324 Kč 919 Kč 2 302 Kč 1 100 Kč 911 Kč 563 Kč 681 Kč

869 4 667 18 763 7 992 21 850 15 316 11 120 12 849 13 455

168,64 Kč 1 078,91 Kč 1 141,71 Kč 2 Kč 105 Kč 111 Kč 6 Kč 355 Kč 385 Kč 19 Kč 396 Kč 458 Kč 36 Kč 312 Kč 373 Kč 48 Kč 258 Kč 322 Kč 45 Kč 285 Kč 358 Kč 390 Kč 388 Kč 491 Kč 2 Kč 85 Kč 95 Kč 10,2 Kč 273,7 Kč 299,0 Kč

10 021 536 2 437 4 899 7 810 8 178 8 593 13 363 882 3 068

Strana 4 - 23

4


Na obrázku 4.25 a 4.25 jsou příslušné nárůsty průměrných cen znázorněny graficky. Obr. 4.25 Průměrné ceny distribuce MOP - průměr za ČR

Kč/MWh 3 000 Distribuce 2008

Distribuce 2009

2 500 2 000 1 500 Prům ěrná cena distribuce MOP 2009

1 000 500 0 C01d

C02d

C03d

C25d

C26d

C35d

C45d

C55d

C56d

C62d

MOP

Obr. 4.26 Průměrné ceny distribuce MOO - průměr za ČR

Kč/MWh 3 000 Distribuce 2008

Distribuce 2009

2 500 2 000 1 500 Prům ěrná cena distribuce MOO 2009

1 000 500 0 D01d

prosinec 2008

D02d

D25d

D26d

D35d

D45d

D55d

D56d

D61d

MOO

Strana 4 - 24

4


4.5.3 Výsledné ceny distribučních tarifů Tab. 4.16 Příklad distribučních tarifů NN 2009 pro jistič 3x25A ČEZ

DV=12,94 Kč/MWh

Stálý plat

MOP

Kč

Cena - Kč/MWh VT

NT

EON

DV=3,32 Kč/MWh

Stálý plat

Cena - Kč/MWh

Kč

VT

PRE

DV=0,56 Kč/MWh

Stálý plat

NT

Kč

Cena - Kč/MWh VT

NT

C01d

24

2 458,55

0,00

17

2 609,29

0,00

23

2 394,30

0,00

C02d

97

1 969,02

0,00

101

2 119,67

0,00

91

1 850,67

0,00

C03d

1 135

935,95

0,00

1 240

1 044,94

0,00

1 106

873,56

0,00

C25d

251

1 646,97

18,85

277

1 827,03

21,98

258

1 604,70

15,15

C26d

746

1 049,53

18,85

771

974,89

21,98

689

844,98

15,15

C35d

883

748,48

18,85

897

767,73

21,98

795

656,73

15,15

C45d

892

34,99

18,85

905

33,07

21,98

818

33,35

15,15

C55d

95

34,99

18,85

95

33,07

21,98

95

33,35

15,15

C56d

892

34,99

18,85

905

33,07

21,98

818

33,35

15,15

C62d

211

310,95

0,00

210

280,72

0,00

205

267,75

0,00

Stálý plat

MOO

Kč

Cena - Kč/MWh VT

NT

Stálý plat

Cena - Kč/MWh

Kč

VT

Stálý plat

NT

Kč

Cena - Kč/MWh VT

NT

D01d

16

2 341,38

0,00

8

2 279,58

0,00

15

2 223,16

D02d

72

1 751,22

0,00

67

1 813,59

0,00

75

1 691,71

0,00 0,00

D25d

113

1 826,31

13,06

108

1 770,07

14,81

105

1 636,60

12,02

D26d

217

609,31

13,06

225

588,21

14,81

202

666,66

12,02

D35d

242

68,81

13,06

233

71,12

14,81

225

66,95

12,02

D45d

274

25,33

13,06

250

21,20

14,81

247

31,71

12,02

D55d

84

25,33

13,06

84

21,20

14,81

84

31,71

12,02

D56d

274

25,33

13,06

250

21,20

14,81

247

31,71

12,02

D61d

32

3 164,90

87,04

33

2 948,03

77,83

15

2 565,14

12,02

Konkrétní výsledné ceny pro jednotlivé distribuční tarify jsou uvedeny v následujících tabulkách. Pro stručnost se uvádějí bez příslušných podmínek pro přiznání sazeb. Sazba C 01d - Jednotarifová sazba (pro malou spotřebu) měsíční plat za příkon podle jmenovité proudové hodnoty hlavního jističe před elektroměrem, jehož výše v Kč činí: E.ON

PRE

ČEZ

jistič do 3x10 A a do 1x25 A včetně

7

9

10

jistič nad 3x10 A do 3x16 A včetně

11

15

16


13

18

19


17

23

24


21

29

31


27

36

39


34

45

49


42

57

61


54

73

78


67

91

97


84

114

122


107

145

156

jistič nad 3x160 A za každou 1A

0,70

0,90

1,00

jistič nad 1x25 A za každou 1 A

0,20

0,30

0,30

E.ON

PRE

ČEZ

2 612,61

2 394,86

2 471,49

plat za distribuované množství elektřiny:

Kč/MWh

prosinec 2008

Strana 4 - 25

4


Sazba C 02d - Jednotarifová sazba (pro střední spotřebu) měsíční plat za příkon podle jmenovité proudové hodnoty hlavního jističe před elektroměrem, jehož výše v Kč činí: E.ON

PRE

ČEZ


40

36

39


64

58

62


80

73

78


101

91

97


129

116

125


161

145

156


201

182

195


253

229

245


322

291

311


402

364

389


503

454

486


644

582

623


4,00

3,60

3,90


1,30

1,20

1,30

E.ON

PRE

ČEZ

2 122,99

1 851,23

1 981,96


Kč/MWh

Sazba C 03d - Jednotarifová sazba (pro vyšší spotřebu) měsíční plat za příkon podle jmenovité proudové hodnoty hlavního jističe před elektroměrem, jehož výše v Kč činí: E.ON

PRE

ČEZ


496

442

454


794

708

726


992

885

908


1 240

1 106

1 135


1 588

1 416

1 453


1 985

1 769

1 816


2 481

2 212

2 270


3 126

2 787

2 860


3 969

3 539

3 631


4 962

4 424

4 539


6 202

5 529

5 674


7 939

7 078

7 263


49,60

44,20

45,40


16,50

14,70

15,10

E.ON

PRE

ČEZ

1 048,26

874,12

948,89


Kč/MWh

prosinec 2008

Strana 4 - 26

4


Sazba C 25d - Dvoutarifová sazba s operativním řízením doby platnosti nízkého tarifu po dobu 8 hodin měsíční plat za příkon podle jmenovité proudové hodnoty hlavního jističe před elektroměrem, jehož výše v Kč činí: E.ON

PRE

ČEZ


111

103

101


177

165

161


221

206

201


277

258

251


354

330

322


443

412

402


553

515

503


697

649

633


885

824

804


1 106

1 030

1 005


1 383

1 288

1 256


1 770

1 648

1 608


11,10

10,30

10,10


3,70

3,40

3,40

E.ON

PRE

ČEZ

1 830,35

1 605,26

1 659,91

E.ON

PRE

ČEZ

25,30

15,71

31,79

plat za distribuované množství elektřiny ve vysokém tarifu:

Kč/MWh plat za distribuované množství elektřiny v nízkém tarifu:

Kč/MWh


PRE

ČEZ


308

276

298


493

441

477


617

551

597


771

689

746


987

882

955


1 234

1 103

1 193


1 542

1 379

1 491


1 943

1 737

1 879


2 467

2 206

2 386


3 084

2 757

2 983


3 855

3 446

3 729


4 935

4 411

4 773


30,80

27,60

29,80


10,30

9,20

9,90

E.ON

PRE

ČEZ

978,21

845,54

1 062,47

E.ON

PRE

ČEZ

25,30

15,71

31,79



Kč/MWh

prosinec 2008

Strana 4 - 27

4



PRE

ČEZ


359

318

353


574

509

565


717

636

707


897

795

883


1 148

1 018

1 131


1 435

1 273

1 414


1 794

1 591

1 767


2 260

2 004

2 226


2 870

2 545

2 827


3 587

3 181

3 534


4 484

3 977

4 417


5 739

5 090

5 654


35,90

31,80

35,30


12,00

10,60

11,80

E.ON

PRE

ČEZ

771,05

657,29

761,42

E.ON

PRE

ČEZ

25,30

15,71

31,79



Kč/MWh


PRE

ČEZ


362

327

357


579

524

571


724

654

713


905

818

892


1 159

1 047

1 141


1 448

1 309

1 427


1 810

1 636

1 783


2 281

2 062

2 247


2 897

2 618

2 853


3 621

3 272

3 566


4 526

4 090

4 458


5 793

5 236

5 706


36,20

32,70

35,70


12,10

10,90

11,90

E.ON

PRE

ČEZ

36,39

33,91

47,93

E.ON

PRE

ČEZ

25,30

15,71

31,79


Kč/MWh ·

z platu za distribuované množství elektřiny v nízkém tarifu:

Kč/MWh

prosinec 2008

Strana 4 - 28

4


Sazba C 55d - Dvoutarifová sazba pro vytápění s tepelným čerpadlem uvedeným do provozu do 31. 3. 2005 a operativním řízením doby platnosti nízkého tarifu po dobu 22 hodin měsíční plat za příkon podle jmenovité proudové hodnoty hlavního jističe před elektroměrem, jehož výše v Kč činí: E.ON

PRE

ČEZ


38

38

38


60

60

60


76

76

76


95

95

95


121

121

121


151

151

151


189

189

189


238

238

238


302

302

302


378

378

378


473

473

473


605

605

605


3,90

3,90

3,90


1,30

1,30

1,30

E.ON

PRE

ČEZ

36,39

33,91

47,93

E.ON

PRE

ČEZ

25,30

15,71

31,79



Kč/MWh

Sazba C 56d - Dvoutarifová sazba pro vytápění s tepelným čerpadlem uvedeným do provozu od 1. 4. 2005 a operativním řízením doby platnosti nízkého tarifu po dobu 22 hodin měsíční plat za příkon podle jmenovité proudové hodnoty hlavního jističe před elektroměrem, jehož výše v Kč činí: E.ON

PRE

ČEZ


362

327

357


579

524

571


724

654

713


905

818

892


1 159

1 047

1 141


1 448

1 309

1 427


1 810

1 636

1 783


2 281

2 062

2 247


2 897

2 618

2 853


3 621

3 272

3 566


4 526

4 090

4 458


5 793

5 236

5 706


36,20

32,70

35,70


12,10

10,90

11,90

prosinec 2008

Strana 4 - 29

4



Kč/MWh

E.ON

PRE

ČEZ

36,39

33,91

47,93

plat za distribuované množství elektřiny v nízkém tarifu:

Kč/MWh

E.ON

PRE

ČEZ

25,30

15,71

31,79

Sazba C 60d – Speciální sazba pro neměřené odběry Pevná cena distribuce elektřiny je stanovena: buď ·

stálým měsíčním platem za každých (i započatých) 10 W instalovaného příkonu, jehož výše v Kč činí:

Částka za každých (i započatých) 10 W

E.ON

PRE

ČEZ

17,50

17,50

17,50

nebo ·

stálým měsíčním platem……………………………

17,50

Kč/odběrné místo

Výše tohoto platu je u všech distributorů elektřiny uvedených v části II. stejná.

Sazba C 61d – Speciální sazba pro neměřené odběry

(nová sazba pro PLC technologie)

Pevná cena distribuce elektřiny je stanovena: ·

stálým měsíčním platem za každých (i započatých) 10 W instalovaného příkonu, jehož výše v Kč činí:

Částka za každých (i započatých) 10 W

E.ON

PRE

ČEZ

25,42

25,96

22,81

Sazba C 62d – Speciální sazba pro veřejné osvětlení měsíční plat za příkon podle jmenovité proudové hodnoty hlavního jističe před elektroměrem, jehož výše v Kč činí: E.ON

PRE

ČEZ


84

82

84


134

131

135


168

164

169


210

205

211


268

262

270


335

327

337


419

409

421


528

515

531


670

654

674


838

818

843


1 048

1 023

1 054


1 341

1 309

1 349


8,40

8,20

8,40


2,80

2,70

2,80

E.ON

PRE

ČEZ

284,04

268,31

323,89


Kč/MWh

prosinec 2008

Strana 4 - 30

4


Sazba D 01d - Jednotarifová sazba (pro malou spotřebu) měsíční plat za příkon podle jmenovité proudové hodnoty hlavního jističe před elektroměrem, jehož výše v Kč činí: E.ON

PRE

ČEZ


3

6

6


5

10

10


7

12

13


8

15

16


11

19

21


13

24

26


17

30

32


21

38

41


0,30

0,60

0,60


0,10

0,20

0,20


Kč/MWh

E.ON

PRE

ČEZ

2 282,90

2 223,72

2 354,32

Sazba D 02d - Jednotarifová sazba (pro střední spotřebu) měsíční plat za příkon podle jmenovité proudové hodnoty hlavního jističe před elektroměrem, jehož výše v Kč činí: E.ON

PRE

ČEZ


27

30

29


43

48

46


53

60

58


67

75

72


85

96

93


107

120

116


133

150

145


168

189

183


2,70

3,00

2,90


0,90

1,00

1,00

E.ON

PRE

ČEZ

1 816,91

1 692,27

1 764,16


Kč/MWh

Sazba D 25d - Dvoutarifová sazba s operativním řízením doby platnosti nízkého tarifu po dobu 8 hodin měsíční plat za příkon podle jmenovité proudové hodnoty hlavního jističe před elektroměrem, jehož výše v Kč činí: E.ON

PRE

ČEZ


43

42

45


69

67

72


87

84

90


108

105

113


139

134

144


173

168

180


217

210

226


273

264

284


4,30

4,20

4,50


1,40

1,40

1,50

prosinec 2008

Strana 4 - 31

4



Kč/MWh

E.ON

PRE

ČEZ

1 773,39

1 637,16

1 839,25


Kč/MWh

E.ON

PRE

ČEZ

18,13

12,58

26,00

Sazba D 26d - Dvoutarifová sazba s operativním řízením doby platnosti nízkého tarifu po dobu 8 hodin (pro vyšší využití) měsíční plat za příkon podle jmenovité proudové hodnoty hlavního jističe před elektroměrem, jehož výše v Kč činí: E.ON

PRE

ČEZ


90

81

87


144

129

139


180

162

174


225

202

217


288

259

278


360

324

348


450

405

435


567

510

548


9,00

8,10

8,70


3,00

2,70

2,90


Kč/MWh

E.ON

PRE

ČEZ

591,53

667,22

622,25


Kč/MWh

E.ON

PRE

ČEZ

18,13

12,58

26,00


PRE

ČEZ


93

90

97


149

144

155


187

180

193


233

225

242


299

288

309


373

360

387


467

450

483


588

567

609


9,30

9,00

9,70


3,10

3,00

3,20

E.ON

PRE

ČEZ

74,44

67,51

81,75

E.ON

PRE

ČEZ

18,13

12,58

26,00



Kč/MWh

prosinec 2008

Strana 4 - 32

4



PRE

ČEZ


100

99

110


160

158

175


200

198

219


250

247

274


320

317

351


400

396

438


500

495

548


630

623

690


10,00

9,90

11,00


3,30

3,30

3,70


Kč/MWh

E.ON

PRE

ČEZ

24,52

32,27

38,27


Kč/MWh

E.ON

PRE

ČEZ

18,13

12,58

26,00

Sazba D 55d - Dvoutarifová sazba pro vytápění s tepelným čerpadlem uvedeným do provozu do 31. 3. 2005 a operativním řízením doby platnosti nízkého tarifu po dobu 22 hodin měsíční plat za příkon podle jmenovité proudové hodnoty hlavního jističe před elektroměrem, jehož výše v Kč činí: E.ON

PRE

ČEZ


34

34

34


54

54

54


67

67

67


84

84

84


108

108

108


134

134

134


168

168

168


212

212

212


3,30

3,30

3,30


1,10

1,10

1,10

E.ON

PRE

ČEZ

24,52

32,27

38,27



Kč/MWh

prosinec 2008

E.ON

PRE

ČEZ

18,13

12,58

26,00

Strana 4 - 33

4


Sazba D 56d – Dvoutarifová sazba pro vytápění s tepelným čerpadlem uvedeným do provozu od 1. 4. 2005 a operativním řízením doby platnosti nízkého tarifu po dobu 22 hodin měsíční plat za příkon podle jmenovité proudové hodnoty hlavního jističe před elektroměrem, jehož výše v Kč činí: E.ON

PRE

ČEZ


100

99

110


160

158

175


200

198

219


250

247

274


320

317

351


400

396

438


500

495

548


630

623

690


10,00

9,90

11,00


3,30

3,30

3,70


Kč/MWh

E.ON

PRE

ČEZ

24,52

32,27

38,27

E.ON

PRE

ČEZ

18,13

12,58

26,00


Kč/MWh Sazba D 61d – Dvoutarifová sazba ve víkendovém režimu

měsíční plat za příkon podle jmenovité proudové hodnoty hlavního jističe před elektroměrem, jehož výše v Kč činí: E.ON

PRE

ČEZ


13

6

13


21

10

21


27

12

26


33

15

32


43

19

41


53

24

52


67

30

64


84

38

81


1,30

0,60

1,30


0,40

0,20

0,40

E.ON

PRE

ČEZ

2 951,35

2 565,70

3 177,84

E.ON

PRE

ČEZ

81,15

12,58

99,98



Kč/MWh

prosinec 2008

Strana 4 - 34

Závěrečná zpráva ke smlouvě č. 81009 - Zpracování podkladů k metodice regulace cen

5

5

ZPRACOVÁNÍ PODKLADŮ K METODICE REGULACE CEN

Věcná náplň prací specifikovaná v DÚ 3, byla z větší části vyřešena ke konci srpna 2008 a ve zbývající části roku bylo zajištěno plnění bodů zbývajících, které se týkaly zejména návrhů na úpravu vyhlášek a přípravy cenového rozhodnutí pro rok 2009. V průběžných zprávách, diskutovaných na Koordinačních seminářích ve dnech 30.5.2008 a 22.8.2008, byly prezentovány výsledky, které představovaly plnění šesti z osmi bodů uvedených ve věcné náplni tohoto dílčího úkolu. V souladu s věcnou náplní díla byly zjištěny a vyhodnoceny názory a zkušeností subjektů energetiky s metodikou regulace cen elektřiny v oblasti elektroenergetiky v letech 2007 a 2008, analyzovány vlivy případných návrhů na úpravu metodiky regulace cen ve druhém regulačním období a formulována doporučení pro objednatele. Pro ERÚ byly zpracovány připomínky k návrhům a doporučením na úpravu metodiky regulace cen elektřiny v oblasti elektroenergetiky pro třetí regulační období a ke způsobu stanovení korekčních faktorů. Byl vytvořen výpočtový model umožňující simulaci dopadů předkládaných návrhů do regulovaných cen. Struktura výpočetních tabulek výpočtového modelu byla upravena na základě požadavků ERÚ. Probíhala spolupráce s ERÚ na stanovení individuálních cen distribuce pro provozovatele lokálních distribučních soustav v případě jejich požadavku. Byly kontrolovány vstupní údaje předané provozovateli LDS a odstraňovány zjištěné nedostatky. Bylo analyzováno rozložení spotřeb a sazeb pro LDS–obchodní domy a specifikovány problémy se stanovením tarifních sazeb. Byly počítány tržby na úrovni NN v roce 2007 jako podklad pro stanovení korekčního faktoru pro provozovatele lokálních distribučních soustav SV servisní, s.r.o. (SV servisní), Centrum Praha Jih-Chodov, s.r.o. (CCH), European Property Management, spol. s r. o. (EPM) a také pro Energetiku Vítkovice, a.s. (EVi) a byly připraveny výpočetní tabulky pro stanovení cen distribuce jako podklad pro diskusi s ERÚ. Spolupráce s ERÚ na nalezení cílové koncepce distribučních tarifů podle projednaných a schválených okrajových podmínek a na základě rozhodnutí o způsobu přechodu na nový systém tarifů. V souladu se závěry z jednání Tarifní komise dne 13.6.2008 byl dne 11.7.2008 předán ERÚ výsledný dokument „Koncepce distribučních tarifů na hladině NN“. Zpracovaná koncepce byla dále prezentována a diskutována na dalším jednání TK dne 8.8.2008 a na základě závěrů diskuse byla zpracována 4. pracovní verze koncepce. Byla zpracována a na Koordinačním semináři dne 22.8.2008 diskutována analýza cen elektřiny na velkoobchodním trhu pro spolupráci s ERÚ 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. Podkladem o cenách silové elektřiny byly výsledky obchodování na velkoobchodních tržištích, především na Energetické burze Praha (PXE), na krátkodobém trhu s elektřinou organizovaném u OTE a dále na německé energetické burze v Lipsku – EEX. Dopady změn výsledných cen pro konečné zákazníky na hladině NN byly kontrolovány na základě cen navržených DPI po složkách v jednotlivých tarifech a distribučních sazbách. Od září do konce roku 2007 spolupracoval zhotovitel s ERÚ na stanovení průměrných cen silové elektřiny pro MOP a MOO a na krytí ztrát pro podmínky roku 2009 a proběhla spolupráce při návrhu tarifů dodavatele poslední instance pro MOP a MOO ve vazbě na tarifní statistiky roku 2007. Byly navrženy a doporučeny způsoby stanovení míry ztrát a příslušného korekčního faktoru na ztráty v přenosové a distribučních soustavách pro další regulační období, které byly projednány již na Koordinačním semináři dne 30.5.2008.

prosinec 2008

Strana 5 - 1


5

Na základě požadavku ERÚ byly v srpnu 2008 zpracovány připomínky k navrhované metodice regulace cen ve III. regulačním období jako podklad k úpravám návrhů vyhlášek pro navazující regulační období. Zhotovitel se zúčastnil přípravy podkladů k návrhu cenového rozhodnutí ERÚ pro rok 2009, který byl projednáván na Tarifní komisi v červnu, srpnu a říjnu 2008. Byly postupně upřesněny podklady a parametry regulace tarifních sazeb a schválena nová sazba pro neměřené odběry překračující Pinst 1 kW (PLC). V následujících kapitolách se shrnují výsledky řešení prezentované v průběžných zprávách, projednaných na Koordinačních seminářích ve dnech 30.5.2008 a 22.8.2008 a jsou doplněny nové poznatky z navazujících prací.

5.1

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

5.1.1 Úvod Názory a zkušeností jednotlivých subjektů energetiky s metodikou regulace a případné návrhy na úpravu metody regulace byly na základě podkladů shromážděných od jednotlivých subjektů zpracovány v první průběžné zprávě, která byla projednána na Koordinačním semináři dne 30.5.2008. Závěry z jednání, které obsahovaly stanoviska ERÚ a jednotlivých subjektů k metodice regulace cen ve druhém regulačním období, byly uvedeny ve druhé průběžné zprávě, presentované na Koordinačním semináři dne 22.8.2008. Vzhledem k tomu, že tato problematika již byla detailně popsána v průběžných zprávách, jsou v navazujícím textu této kapitoly doplněny pouze doplňující skutečnosti, které vyplynuly z jednání druhého Koordinačního semináře.

5.1.2 Doplňující stanoviska k návrhům na úpravu metodiky regulace cen Cena za systémové služby Jak bylo konstatováno ve druhé průběžné zprávě, zástupce ČEPS, a. s. upozorňuje na trvalý rozdíl mezi spotřebou vykázanou regionálními distributory v rámci plateb za SyS a spotřebou uváděnou distributory ve výkazech 12-B1 (v hodnotách pro skutečnost i plán). ČEPS, a. s. doporučuje analyzovat příčiny. Zástupce ERÚ konstatoval, že při výpočtech regulovaných cen v elektroenergetice se používají údaje z výkazů 12-B1 proto, aby technické jednotky ve jmenovateli vycházely z jednotných vstupních podkladů. K dotazu zástupce ECK Generating, s. r. o. na příčinu snížení velikosti RK přenosové soustavy v roce 2009 v porovnání s rokem 2008 zhotovitel uvedl, že velikost RK provozovatelů regionálních DS vychází ze skutečnosti a stanoví se ze statistických údajů vykazovaných regionálními distributory jako průměr hodinových maxim bilančních sald odběru z PS ve 4 zimních měsících (listopad až únor) za 3 předcházející období. Nižší zatížení v posledních dvou zimních obdobích bylo způsobeno mírnějšími zimami.

prosinec 2008

Strana 5 - 2

5


Ostatní regulované ceny K dotazu zástupce ČEZ Distribuce, a. s. na důvody použití velikosti podporované výroby v MWh z OZE-KVET-DZ podle skutečnosti roku 2007 místo trendu této výroby sdělil ERÚ, že pro rok 2009 nepřevezme odhady velikostí dodávek elektřiny z těchto zdrojů od jednotlivých PDS. ERÚ se tím chce vyhnout nepřesnostem v registraci žádostí. Na případné nesrovnalosti je v ceně příspěvku KZ vytvořena rezerva ve výši 9,- Kč/MWh, která se vyrovnává v korekčním faktoru. Předběžné ceny za služby distribučních sítí na úrovních VVN a VN Konstatovalo se, že ceny distribuce ještě doznají změn na základě: ·

upřesnění velikosti povolených výnosů ze strany ERÚ,

·

upřesnění pevných cen k tržním cenám pro KVET a pro druhotné zdroje,

·

stanovení průměrných cen silové elektřiny pro MOP a MOO a na krytí ztrát pro podmínky roku 2009.

V návaznosti na ceny distribuce na úrovni NN budou na základě průměrných cen silové elektřiny stanovených pro MOP a MOO a navržených tarifů pro dodavatele poslední instance kontrolovány dopady změn výsledných cen pro konečné zákazníky na hladině NN po složkách v jednotlivých tarifech a distribučních sazeb. Očekává se, že při tomto postupu by se jednotlivé tarify měly změnit úměrně změně průměrné jednosložkové ceny distribuce, která v průměru za ČR vzroste o 9,9 %. Nárůst je způsoben očekávaným nárůstem hodnoty PV distribuce po přičtení korekčního faktoru a po snížení o výnosy z ostatních činností spojených s činností distribuce (v průměru o 5%) a dále očekávaným poklesem spotřeby na hladině NN – v průměru za ČR o 3,9 %. K dotazu zástupce ČEZ Distribuce, a. s. na příčiny snížení spotřeby na úrovni NN sdělil zhotovitel, že ve výpočtu cen distribuce se používají vstupní údaje o předpokládané spotřebě v regulovaném roce, uvedené ve výkazech 12-B1 jednotlivých společností. Z porovnání předpokládané spotřeby vykázané pro roky 2008 a 2009 vyplývá její meziroční snížení. Zástupce ERÚ uvedl, že podklady od distribučních společností jsou ve stadiu upřesňování. V průběhu prvního týdne září upřesnil predikci spotřeby ČEZ Distribuce a E.ON Distribuce. V následující tabulce je přehled skutečných a plánovaných spotřeb vykázaných ve výkazech jednotlivých PDS k datu 18.9.2009: SKUTEČNOST

PRE E.ON ČEZ ČR

PLÁN

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

VVN VN NN

124 633 2 383 804 2 284 957

130 329 2 502 440 2 386 165

148 230 2 617 435 2 494 452

147 906 2 764 770 2 573 604

148 905 2 972 349 2 615 226

153 795 3 081 752 2 609 637

150 000 3 265 000 2 726 000

150 000 3 398 000 2 772 000

VVN VN NN

1 070 437 4 561 520 5 504 920

1 128 607 4 668 620 5 721 194

1 016 395 4 826 757 5 764 955

1 110 648 5 108 649 5 822 628

1 139 113 5 428 535 6 101 361

1 201 894 5 640 086 5 819 975

1 250 000 5 350 000 6 300 000

1 350 000 5 604 000 5 985 900

VVN VN NN

5 047 459 4 718 208 5 410 434 5 640 405 6 602 776 11 646 332 11 873 587 12 036 555 12 328 872 12 909 063 13 509 149 13 896 229 13 964 956 14 217 283 14 334 480

7 062 736 13 195 681 13 907 786

6 546 500 14 043 800 14 700 900

7 088 000 14 562 000 14 417 000

VVN VN NN

6 242 529 5 977 143 6 575 059 6 898 958 7 890 794 18 591 656 19 044 647 19 480 747 20 202 291 21 309 947 21 299 026 22 003 588 22 224 362 22 613 515 23 051 067

8 418 424 21 917 520 22 337 398

7 946 500 22 658 800 23 726 900

8 588 000 23 564 000 23 174 900

Zástupce PRE, a. s. doporučil, aby v souvislosti s poklesem distribuované elektřiny byl rovněž zkontrolován průběh vývoje ztrát.

prosinec 2008

Strana 5 - 3


5

K souvislosti presentace výsledků v grafu ve formě koláče pro podíl jednotlivých složek ceny za dodávku elektřiny pro KZ na úrovni VVN v roce 2009 a v tabulce zhotovitel upozornil, že v tabulce se uvádí kumulativní jednosložková cena distribuce (tj. včetně složky ceny za přenos elektřiny), zatímco v koláčovém grafu je složka ceny přenosu elektřiny vyznačena samostatně. Pro srovnání s tabulkou je pak nutné v koláčovém grafu procenta ceny přenosu přičíst k procentům ceny distribuce. Podklady k metodice regulace cen Zástupce ERÚ potvrdil, že cenové rozhodnutí ERÚ pro rok 2008 a vyhláška o připojení č 51/2006 Sb. platí, i když je automatické snižování hodnoty rezervovaného příkonu RP podle vyhlášky o připojení problém. V roce 2008 byla penalizace zmražena; pro rok 2009 se předpokládá, že bude problém řešen spolu s problematikou neoprávněných odběrů v rámci projednávání Energetického zákona koncem roku 2008. Ke koncepci distribučních tarifů na NN zástupce PRE, a. s. doporučil, aby se při stanovení sazby pro veřejné osvětlení C62d považovala cena VT pro časový úsek od 8:00 hod do 20:00 hod a cena NT v době od 20:00 hod do 8:00 hod. a to v souvislosti se skutečností, v jakých časových úsecích se obchoduje na velkoobchodním trhu (tzv. denní peakload je v době od 8,00 do 20,00 hod.). K analýze cen elektřiny na VO trhu zástupce PRE, a. s. upozornil, že ceny na PXE jsou obecně vyšší než na EEX, zatímco se v textu presentace uvádělo naopak. Levný byl „peak“ na PXE vzhledem tomu, že se neobchodoval. Rovněž bylo doporučeno srovnání vývoje rozdělit na období cca do dubna 2008, protože potom se ceny PXE a EEX téměř neliší. Zástupce OTE, a. s. upozornil zhotovitele, že potřebné údaje např. o spotových cenách lze získat prostřednictvím webových služeb dat OTE. Zástupce E.ON Distribuce, a. s. nepovažuje za šťastný přístup k tarifním sazbám pro přímotopy pouze s uváděním podmínek. Při použití navrhovaného přístupu by došlo k přecházení zákazníků z akumulačních sazeb a z jednotarifů do skupiny přímotopů vzhledem k tomu, že doba trvání NT je nejdelší. Přitom však je obtížné kontrolovat odběry u těchto zákazníků. Doporučuje řešit problém alokací části povolených výnosů distribuce i do cen NT, nepovažuje za vhodné stanovit cenu v NT jen podle ceny za použití sítě. Na druhé straně zástupce PRE, a. s. navržený přístup vítá vzhledem k tomu, že má distributor možnost spínat přímotop po celý den. Pokud si zákazník vybere sazbu neoprávněně a spotřeba v NT se nezvýší, zaplatí nakonec stejně jako v původní tarifní sazbě. Zástupce EGÚ Brno, a. s. uvedl, že se při návrhu tarifů nezabývali tím, jak bude reagovat dvoutarifní zákazník, ale jaký tarif bude volit zákazník v jednotarifu vůči dvoutarifu. V diagramu závislosti velikosti roční spotřeby na podílu NT se jedná o nastavení strmosti čáry. Zástupce ERÚ konstatoval, že způsob stanovení tarifních sazeb bude ještě upřesněn. Zástupce E.ON Energie, a. s. upozornil, že při stanovení ceny elektřiny DPI je třeba zvážit, že dodavatelé již nakupovali elektřinu podle výhodnosti na trhu a pokud ERÚ stanoví cenu SE pro DPI podle reálných nákupů, může to vést k relativnímu poškození obchodníka. K tomu zástupce ERÚ sdělil, že cenu ztrát a DPI by bylo vhodné odvozovat z vážených cen na velkoobchodním trhu, avšak vzhledem k výraznému podílu dvouletého produktu z minulého roku v portfoliu některých dodavatelů lze částečně přihlédnout k již realizovaným nákupům společností.

prosinec 2008

Strana 5 - 4

5


5.2

STANOVENÍ MÍRY ZTRÁT A PŘÍSLUŠNÉHO KF VE 3. REGULAČNÍM OBDOBÍ

V této části jsou shrnuty návrhy a doporučení způsobu stanovení míry ztrát a příslušného korekčního faktoru na ztráty v přenosové a distribučních soustavách pro další regulační období. Analýza přístupu ke stanovení míry ztrát a příslušného korekčního faktoru použitého v 1. a 2. regulačním období a analýza fungování použité metodiky v prostředí regulovaných cen v oblasti elektroenergetiky ve vazbě na fungování trhu s elektřinou byla uvedena v průběžné zprávě k prvnímu dílčímu plnění smlouvy o dílo v květnu 2008 a prezentována na Koordinačním semináři dne 30.5.2008. Na základě analýzy byla ve zprávě formulována následující doporučení pro 3. regulační období, která sloužila jako podklad k další diskusi a k vytvoření stanoviska pro ERÚ.

5.2.1 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 je stanoven 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 bylo doporučeno, aby se při nastavení těchto normativů vycházelo 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 (názvosloví je v souladu s dosud platnou vyhláškou ERÚ č. 150/2007 Sb.), čímž by se cena za použití distribučních sítí pro KZ měla snížit. 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 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, zřejmě v rámci konečného měsíčního zúčtování odchylek pro verzi v2 vzhledem k termínům zpracování, hodnotu skutečných celkových ztrát určených provozovateli regionálních distribučních soustav.

d)

Pro 3. regulační období bylo ERÚ doporučeno, aby sjednotil metodiku ve způsobu vykazování skutečných nákladů na ztráty ve výkazu 12-HV z hlediska použití

prosinec 2008

Strana 5 - 5


5

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, bylo doporučeno, aby byly každoročně aktualizovány hodnoty míry celkových ztrát na základě poslední zjištěné skutečnosti.

5.2.2 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 vyskytly 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.

5.2.3 Stanoviska k problematice ztrát Na jednání Koordinačního semináře dne 30.5.2008 bylo v prezentaci poukázáno na rozdíl tzv. normativních nákladů na ztráty a předpokládaných nákladů na skutečné ztráty s tím, že „… za předpokladu, že průměrná nákupní cena SE 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. …“. Velikost rozdílu ukazuje na rezervy v normativech míry ztrát a na možnost snížení ceny za použití sítí pro KZ. Zástupce ČEZ vyjádřil názor, že zmíněný rozdíl může zdánlivě poukazovat na to, že konečný zákazník zaplatí víc, ale spíše to ukazuje na to, že zaplatí jinak v regulovaných a neregulovaných cenách. Problém souvisí se schopností obchodníka dosáhnout zisku. Současný systém nepoškozuje obchodníky. V případě použití skutečných ztrát k vyhodnocení nákladů na ztráty by to sice vedlo ke snížení ceny v regulované části, ale obchodník by musel zvýšit marži, čímž by se zvedla neregulovaná část – cena za silovou elektřinu. Zástupce ČEZ dále upozornil, že používaný vztah mezi elektřinou na vstupu a velikostí ztrát je zjednodušený přístup, který neodpovídá realitě. Doporučil zlepšit metodiku pro stanovení ztrát. Zástupce PRE, a. s. připomenul, že v souvislosti se ztrátami by se místo pojmu obchodní ztráty měl používat pojem netechnické ztráty. Další zástupce ČEZ poukázal na problém definice míry ztrát, která je v současnosti vztažena k celkovému vtoku do soustavy bez ohledu na zpětný tok do PS. V případě sítí ČEZ Distribuce, a. s. je tato hodnota ovlivňována výrobou Dětmarovic, která formálně dodává do DS, ale z velké části výroba přeteče transformací do PS. Podobný případ je v elektrárně Ledvice.

prosinec 2008

Strana 5 - 6

5


5.3

NÁVRH KONCEPCE DISTRIBUČNÍCH TARIFŮ

Koncepcí distribučních tarifů se zabývalo několik jednání Tarifní komise. V průběhu druhé poloviny roku byly zpracovány další dvě verze Koncepce (Zásad) pro tvorbu distribučních tarifů na hladině NN. Poslední verze je označena číslem 5 a je obsažena v následujících třech kapitolách 5.3.1 až 5.3.3. Pro snazší orientaci jsou změny proti 3. verzi uvedené v průběžné zprávě ze srpna zvýrazněny podbarvením.

5.3.1 Požadavek ERÚ Požadavek definovaný na jednání TK – vytvořit systém distribučních tarifů, který je: 1.

transparentní z hlediska tvorby,

2.

má logiku.

5.3.2 Okrajové podmínky Povolené výnosy, náklady na ztráty 3.

Náklady na ztráty alokované na hladinu NN by měly být pokryty veškerou spotřebou na hladině NN – stejný princip jako na vyšších napěťových hladinách, každá distribuovaná MWh se podílí na krytí ztrát (je zpoplatněna). Z toho důvodu je cena za použití promítnuta do výsledných cen VT i NT.

4.

Povolené výnosy mají dle konceptu dvousložkové poštovní známky přijatého v ČR povahu fixních nákladů. Je proto oprávněné rozpouštět PV do stálých platů a do cen VT platných pro neblokovanou část spotřeby. PV jsou rozděleny mezi platby za jistič a cen VT v poměru podle „Volného parametru 1“.

Otázka:

–

Rezervovaná kapacita prvního řádku ceníku (do 1x25A a do 3x30A) – 25 A nebo 30A? Doporučujeme v nové koncepci upravit na 25A.

5.

Rozdělení PV mezi segment MOP a MOO je odvozeno z podílu zatížení obou segmentů na zatížení soustavy v maximu, podíl je stanoven výpočtem pomocí TDD. Podíl zatížení obou segmentů spotřeby na NN je stanoven podle průměrného podílu MOP a MOO v 12 měsíčních maximech soustavy za poslední 3 roky. Aktualizace výpočtu podílu se provádí každoročně. Doposud používaný koeficient – tzv. „Volný parametr 2“ se nepoužívá.

Podíly zatížení MOP:MOO EON

PRE

ČEZ

MOP

MOO

MOP

MOO

MOP

MOO

Průměr za 4 zimní měsíce

0,329

0,671

0,439

0,561

0,323

0,677

Průměr za všechny měsíce

0,383

0,617

0,502

0,498

0,385

0,615

Doposud ve výpočtu

0,372

0,628

0,449

0,551

0,371

0,629

HDO 6.

V koncepci je zachována podpora HDO z důvodů celospolečenských přínosů HDO:

–

Řešení ve stavech nouze

–

Zrovnoměrnění zatížení zdrojů

–

Zrovnoměrnění zatížení sítí, což se projevuje pozitivně na nižší velikost ztrát.

prosinec 2008

Strana 5 - 7

5


Podmínky sazeb, ekonomická motivace zákazníka pro výběr sazby 7.

Pro jednotlivé distribuční tarify jsou definovány (zachovávají se) podmínky, při jejichž splnění je možné distribuční sazbu zákazníkovi přiznat. Tarify jsou výhodné pro charakter odběru, pro který jsou určeny. Výhodnost je dána především velikostí spotřeby a poměrem odběru ve VT / NT Nastavení složek cen jednotlivých distribučních tarifů je přizpůsobeno tak, aby zákazníka motivovalo k použití sazby v případě charakteru odběru, pro který je sazba určena a zároveň, pokud možno, aby vylučovalo vůli zákazníka zneužití zařazení do sazby, k tomu slouží definované podmínky sazeb.

Poznámka:

Co se týká velikosti spotřeby i definice podmínek sazeb, je potřeba definovat, zda topné sazby jsou určeny k vytápění celého objektu, nebo se připouští i vytápění části objektu (např. v kombinaci s krbem nebo jinou formou vytápění, popř. přitápění). To má vliv na posuzování velikosti celkové spotřeby v dané sazbě a sekundárně i vliv na výsledný poměr VT/NT.

Platby za SyS 8.

Na hladině NN je zachován princip plateb za systémové služby použitý i na vyšších napěťových hladinách, tj. cenou vztaženou na odebranou elektřinu k MWh. Platby za SyS se tedy nevztahují na výkon.

Stálý plat a Cena VT 9.

Ve stálých platech za jistič a ve zbývající části ceny VT (první základní část ceny VT je cena za použití sítě) jsou uhrazeny všechny PV. Vzhledem k tomu, že se z důvodů podpory HDO zavádí v topných sazbách cena NT (cena NT = ceně za použití sítě NN, která je zhruba čtvrtinová až pětinová vůči jednosložkové distribuční ceně), jsou jiné složky (cena za jistič, cena VT) úměrně zvýšeny tak, aby nemotivovali k zneužívání sazeb a aby přiznání nebylo vázáno pouze na podmínky. V systému tarifů jsou cenově rozlišeny 3 druhy topných soustav podle doby trvání NT (akumulační, hybridní, přímotopné). 3 možné přístupy pro zvýšení odpovídajících složek cen jsou:

–

Zvýšení stálého platu za jistič, ceny VT je pro všechny sazby stejná (Var.C)

–

Zvýšení ceny VT, cena stálého platu za jistič je pro všechny sazby stejná (Var.ČEZ)

–

Zvýšení stálého platu i ceny VT (Var. B)

V koncepci distribučních tarifů je uplatněna jednotná cena za jistič. Proto se navyšují ceny VT podle principu čím vyšší doba trvání NT, tím vyšší ceny VT. 10.

K navýšení cen VT je použit mechanismus, ve kterém se výpočetně pomocí koeficientů navyšuje spotřeba ve VT u topných sazeb. Následně se určí podíl přepočteného objemu VT příslušné sazby vůči součtu přepočteného objemu všech sazeb. Podle tohoto podílu se určí rozdělení celkové částky stálých nákladů alokovaných dle bodu 2., které se vztáhne na objem MWh ve vysokém tarifu VT příslušné sazby. Tím vznikne Cena VT* v Kč/MWh. Upravený (odlišný) postup platí pro stanovení ceny VT u tepelných čerpadel (bod 20.) a sazby pro veřejné osvětlení (bod 22.).

11.

Možné způsoby výpočtu koeficientů navýšení objemu VT pomocí: a) koeficientů TDD. b) dob trvání VT a NT (např. 24/počet hodin VT). c) poměrů spotřeb ve VT a v NT. d) Odvození z reálného vysílání povelů HDO použitého na jednotarifní TDD.

prosinec 2008

Strana 5 - 8

5


Stanovení koeficientů je založeno na podílu celkové spotřeby ku spotřebě ve VT u dvoutarifního zákazníka, jehož charakter odběru však odpovídá jednotarifnímu odběru. Tento postup stanovení koeficientů vychází z toho, že distributor nastavuje tarify tak, aby (pokud možno) snižoval špičkové zatížení ES. Ad a) Při stanovení koeficientů pomocí koeficientů TDD je použit následující algoritmus:

–

Koef = Σ všech koeficientů TDDj / Σ n největších koeficientů každého dne TDDj

–

TDDj = TDD1 pro MOP

–

TDDj = TDD4 pro MOO

–

n = počet hodin VT každého dne pro příslušný tarif

Od toho je odvozena myšlenka maxim z jednotarifů (spotřeby ve VT), u kterých možnost přesunu neexistuje. Poznámka:

Zhotovitelé se domnívají, že postup pomocí n největších koeficientů nevede k „dostatečné“ motivaci ke „nezneužívání“ sazeb, neboť potřebných podílů v NT může zákazník dosáhnout i při klasickém jednotarifním odběru. Proto byla jsme zpracována varianta, ve které se u výpočtu koeficientů uvažuje n nejmenších koeficientů. Koeficient přepočtu pak u delších dob trvání NT vychází mnohem větší, což má za následek nejen větší strmost přímky (viz. soubor Grafy-VTNT.xls) ale i její posun směrem doprava, tzn. výhodnost přechodu je až při větším podílu NT. V tomto případě se výhodnost přechodu blíží standardnímu podílu, který je v topných sazbách běžný, alespoň dle průměru v TS, což může mít negativní dopad pro část zákazníků. Tato varianta se zdá být z uvedených důvodů poněkud extrémní.

Ad b) Při stanovení koeficientů se vychází z pouhého podílu hodin dne vůči hodinám VT (tj. 24/počet hodin VT). Zdá se, že tento způsob upravuje nedostatky jmenované pro první způsob (n největších koeficientů TDD) a není tak „extrémní“ jako druhý způsob (n nejmenší koeficientů TDD) a přitom zachovává myšlenku přepočtu objemu VT dvoutarifní sazby na sazbu jednotarifní. Ad d) Pro přepočet objemu VT se jako nejsprávnější jeví varianta koeficientů určená na základě reálného vysílání povelů HDO použitého na jednotarifní TDD, tzn. že na jednotarifní TDD (tj. TDD4 pro MOO a TDD1 pro MOP) se požijí vysílací časy pro jednotlivé dvoutarifní sazby a z nich se určí odpovídající podíl ve VT. Pokud by se ukázalo, že tyto koeficienty jsou blízko postupu b) (24/ hod VT), byla by asi tato varianta nejpřijatelnějším řešením. V následující tabulce je uveden přehled výsledných koeficientů navýšení objemu spotřeby ve VT pro jednotlivé výše uvedené způsoby výpočtu. Přehled možných koeficientů k přepočtu objemu VT Koeficienty dle:

TDDnejvětší TDDnejmenší 24h/VTh

NTh/VTh

Spotřeba/Spotřeba VT

vysílání HDO*

D01d, D02d

1,00

1,00

1,00

1,00

1,00

1,00

D25d

1,26

1,84

1,50

0,50

2,27

1,35

D26d

1,26

1,84

1,50

0,50

5,45

1,35

D35d

2,19

4,84

3,00

2,00

5,92

2,53

D45d

3,96

11,05

6,00

5,00

20,31

5,75

D55d, D56d

7,45

22,68

12,00

11,00

22,42

10,65

D61d Koeficienty dle:

-

2,8

TDDnejvětší TDDnejmenší 24h/VTh

0,56 NTh/VTh

4,02 Spotřeba/Spotřeba VT

vysílání HDO*

C01d, C02d, C03d

1,00

1,00

1,00

1,00

1,00

1,00

C25d

1,26

1,86

1,50

0,50

1,81

1,39

C26d

1,26

1,86

1,50

0,50

1,47

1,39

C35d

2,17

4,83

3,00

2,00

3,29

2,57

C45d

4,14

10,47

6,00

5,00

8,64

5,13

C55d, C56d

8,16

21,27

12,00

11,00

21,62

10,02

* Výsledný koeficient navýšení objemu VT podle filtrace povelů HDO na TDD1 (pro MOP) a TDD4 (pro MOO). Průměr z 5 vybraných vysílacích povelů v 5 RDS (ZČE, SČE, VČE, JME, PRE).

prosinec 2008

Strana 5 - 9

5


12.

Výsledná cena VT vznikne přičtením ceny za použití sítě (viz. bod 1.) k ceně VT*.

Cena NT 13.

Cena NT musí v minimální výši krýt alespoň náklady na ztráty, tj. cena NT je rovna ceně za použití sítě hladiny NN.

Poznámka:

Diskutovala se možnost použití i nižší ceny NT než je cena za použití sítě se zdůvodněním, že např. NT akumulace je převážně v noci, kdy je levnější elektřina i na krytí ztrát. Tento princip prozatím nebyl přijat.

Diferenciace jednotarifů 14.

Diferenciace jednotarifů – jedná se o „umělé“ rozdělení ceníku pro jednotarif (pro základní běžný odběr bez využití elektřiny na ohřev vody nebo vytápění a bez blokování) do více jednotarifů.

15.

V současnosti jsou u MOO dva jednotarify, které jsou rozlišeny pouze velikostí spotřeby (D01d – pro malou spotřebu, D02d pro střední a větší spotřebu). U MOP jsou 3 jednotarify rovněž rozlišené pouze velikostí spotřeby, první dva C01d a C02d jsou identické k tarifům MOO, třetí jednotarif C03d je pro velkou spotřebu (prakticky se jedná o velkoodběr z hladiny NN).

16.

V diferenciaci je použit princip: pro vyšší spotřebu je vyšší stálý plat a nižší cena VT. Kritériem pro zařazení zákazníka do vhodné sazby je pouze velikost roční spotřeby (hraniční bod), sazby nepotřebují podmínky pro přiznání, je možné k nim pouze sdělit informativní hodnotu, od jaké spotřeby je sazba vhodná. Hraniční bod (HB) je nastaven podle současných hodnot HB u jednotlivých regionálních DS (v návaznosti na současné rozdělení zákazníků mezi jednotarify podle jejich průměrné spotřeby). Úprava hodnot HB popř. jejich sjednocení na celostátní úrovni bude provedeno v závislosti na výsledcích analýzy rozložení spotřeby v jednotarifech.

17.

Prozatím se neuvažuje zavedení nové jednotarifní sazby pro elektrické vaření (pro vyšší spotřebu).

18.

Prozatím se neuvažuje zavedení nové distribuční sazby pro klimatizace.

Diferenciace dvoutarifů pro akumulace 19.

Jedná se zejména o sazby domácností (D25d a D26d). Historicky byla sazba D25d koncipována jako sazba pro využití elektřiny pro akumulační ohřev teplé užitkové vody (TUV) a sazba D26d byla určena pro akumulační vytápění objektu. Z toho vyplývají i typické hodnoty:

–

D25d: podíl VT:NT 44:56%, průměrná spotřeba pro jistič 3x25A je 5000 kWh/rok,

–

D26d: podíl VT:NT je 20:80%, průměrná spotřeba pro jistič 3x25A je 8200 kWh/rok.

U MOP je podíl neblokované spotřeby (ve VT) mnohem vyšší než u MOO, typické hodnoty jsou:

–

C25d: podíl VT:NT 55:45%, průměrná spotřeba pro jistič 3x25A je 8700 kWh/rok,

–

C26d: podíl VT:NT je 68:32%, průměrná spotřeba pro jistič 3x25A je 20000 kWh/rok, typičtější je však použití vyššího jističe, např. průměrná spotřeba pro jistič 3x160A je 145000 kWh/rok.

prosinec 2008

Strana 5 - 10


5

20.

Z hlediska distribuce se jedná o stejný druh odběru – trvání NT 8 hodin denně. Přínosy těchto sazeb jsou celosoustavové, těžko vyhodnocovat přínosy v samotné distribuci. Je zřejmé, že rozdíl sazeb D25d a D26d je pouze ve velikosti spotřeby.

21.

Prozatím se nezavádí diferenciace mezi akumulačními dvoutarifů.

Poznámka:

Otázka zavedení diferenciace akumulačních dvoutarifů bude revidována po číselném vyhodnocení výsledků.

Tepelná čerpadla (TČ) 22.

Úroveň podpory TČ se v koncepci distribučních tarifů uvažuje ve dvou variantách:

–

na stejné úrovni jako u přímotopných sazeb (tj. distribuční ceny jsou stejné), i když doba trvání NT je u TČ o 2 hodiny delší než u přímotopů, nebo

–

je stanovena individuální cena VT pro TČ.

Zatím není rozhodnuto o konečném přístupu, kromě toho je třeba dále vyřešit:

–

definice (upřesnění) podmínek

–

sloučení sazeb 55d a 56d (rozlišení dle data uvedení do provozu – před a po 31.3.2005)

Poznámka:

23.

Pokud se v koncepci distribučních tarifů hovoří o podpoře topných sazeb, mělo by v posuzování sazeb přímotopných a sazeb pro TČ hrát roli ekologické hledisko. Z hlediska samotné distribuce nemají TČ oproti jiným topným sazbám žádný další přínos, proto jsou z hlediska distribuce na stejné úrovni jako přímotopy. Velká výhoda TČ oproti přímotopům je v až třetinové spotřebě elektřiny, tento samotný fakt ovlivňuje rozhodování zákazníka při výběru mezi přímotopem a TČ.

Sazby pro TČ byla hodně politicky podporována v době tarifů dodávky pro CHZ. V přechodném období v druhém regulačním období, kdy byl otevřen trh s elektřinou i pro domácnosti a malé zákazníky z řad podnikatelů, kdy již nebyla možné tak velká masivní podpora v distribuční sazbě pro TČ (C55d a D55d), byla formálně zavedena nová sazba pro TČ platná pro zařízení uvedená do provozu od dubna 2005 (C56d a D56d). Ceny sazeb 56d jsou již shodné s cenami přímotopů. Ceny distribučních sazeb pro TČ uvedená do provozu před dubnem 2005 (55d) budou sjednoceny se sazbou 56d do konce 3. regulačního období.

Sazba pro veřejné osvětlení 24.

Sazba pro veřejné osvětlení C62d je formálně jednotarif (použita cena VT), odběr v této sazbě je převážně v noci, v zimních měsících zasahuje odběr do večerní špičky soustavy. Z uvedených důvodů a z důvodu celospolečenských přínosů se podporuje sazba C62d formou nižší ceny VT v porovnání s ostatními jednotarify. Cena VT sazby C62d bude stanovena podle jednoho z navržených přístupů:

–

Cena VT = ceně za použití sítě

–

podle váženého průměru dvou výpočetně stanovených cen (v době od začátku svícení do 22 hodin jako „cena VT“ a v době od 22 hodin do 6,00 hodin ráno jako „cena NT“ – variantně se zváží hraniční hodina v rozmezí 20. až 22. hodina podle diagramu zatížení každého regionálního PDS).

prosinec 2008

Strana 5 - 11

5


5.3.3 Dopad nové koncepce distribučních tarifů Nová koncepce obecně:

–

Zvyšuje cenu pro topné sazby, to je však dáno velmi nízkými cenami v současném systému tarifů. Zdražení je podstatné zejména u MOO, u MOP jsou v případě větší hodnoty volného parametru ceny shodné,, v některých případech dokonce nižší.

–

Zlevňuje základní jednotarify, které dnes topné sazby dotují.

–

Zvyšuje cenu jednotarifů pro malou spotřebu (C01d a D01d) s výjimkou volby volného parametru 1 menšího než 0,4 (tj. méně jak 40 % PV se dává se stálých platů).

–

Zavádí transparentní způsob stanovení distribučních tarifů, ve kterém jsou zohledněny přínosy HDO a ponechává se prostor pro využití elektrotopné části spotřeby.

Změny průměrných cen jednotlivých distribučních tarifů v závislosti na volbě volného parametru 1 (podíl alokace PV mezi stálý plat a cenu VT) jsou uvedeny na následujících obrázcích 5.1 a 5.2.

5.3.4 Analýza možnosti přechodu dvoutarifních i jednotarifních zákazníků do dvoutarifních sazeb s vyšší dobou trvání NT Na základě připomínky z jednání 2. koordinačního semináře byla zpracována analýza možnosti přechodu dvoutarifních i jednotarifních zákazníků do dvoutarifních sazeb s vyšší dobou trvání NT. Analýza je vedena obavou, že při použití navrhovaného přístupu (Koncepce) by mohlo dojít k přecházení zákazníků z akumulačních sazeb a z jednotarifů do skupiny přímotopů vzhledem k tomu, že doba trvání NT je nejdelší. Kontrola odběrů přímo u zákazníků je přitom obtížná. Pro analýzu byla vzata varianta povyšovacích koeficientů 24/VTh. Z tarifní statistiky byly vyjádřeny podíly NT jednotlivých dvoutarifních sazeb a vypočítány roční platby a průměrné ceny. Z hodnot byla vyjádřena „Výhodnost sazby“ jako podíl průměrných cen porovnávaných sazeb, přičemž pokud je podíl menší jak 1, pak je přechod výhodný, v opačném případě je přechod nevýhodný. Analyzovány byly tyto možnosti přechodu:

–

jednotarifních zákazníků (tzv. „jednotarifní podvodník“) do jednotlivých dvoutarifních sazeb

–

dvoutarifních zákazníků (tzv. „dvoutarifní podvodník“) do dvoutarifní sazby s vyšším počtem hodin NT

Poznámka:

Jedná se ryze o pracovní názvy, morální stránka ani vědomost či nevědomost zákazníků není záměrně řešena.

U přechodu jednotarifních zákazníků (tzv. „jednotarifní podvodník“) do jednotlivých dvoutarifních sazeb byl uvažován zákazník s jednotarifním charakterem odběru, jehož tvar diagramu byl uvažován podle TDD1 u MOP a TDD4 u MOO. Na diagram byly aplikovány vybrané skutečné povely HDO roku 2007 pro jednotlivé sazby 5 regionálních distribučních společností (RDS). Z aplikace povelů byl určen výsledný podíl v NT „jednotarifního podvodníka“ ve dvoutarifní sazbě. U přechodu dvoutarifních zákazníků (tzv. „dvoutarifní podvodník“) do dvoutarifní sazby s vyšším počtem hodin NT byl variantně řešen přechod z jednotlivých dvoutarifních sazeb do sazby pro přímotopy a do sazby pro TČ. V tomto případě byl uvažován zákazník s dvoutarifním charakterem odběru sazby, z které zákazník přechází, např. pro D25 uvažován diagram dle TDD5. Na diagram byly opět aplikovány vybrané skutečné povely HDO roku 2007 pro jednotlivé sazby 5 RDS a z této aplikace určen výsledný podíl v NT „dvoutarifního podvodníka“ ve dvoutarifní sazbě. Prakticky se v analýze jedná o otázku, kam se zákazník vlivem přechodu dostane podle následujících grafů:

prosinec 2008

Strana 5 - 12

5


MOO dle Var. 24/VTh

Kč/MWh

roční spotřeba 8,5 MWh

4 500 4 000

D25d-D26d

D25d

3 500

D26d

D45d

D35d

D45d D35d

3 000 D02d D25d D35d D45d

D45d

2 500 2 000 1 500

D35d

?

1 000 D25d

500 0 0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

?

0,50

0,60

0,70

0,80

0,90

1,00

podíl NT

MOO dle Var. 24/VTh

Kč/MWh

roční spotřeba 8,5 MWh

4 500 4 000

D25d-D26d

D25d

3 500

D26d

D45d

D35d

D45d D35d

3 000 D02d D25d

D45d

2 500

D35d D45d

2 000

?

D35d

1 500 1 000 500 0 0,00

?

D25d

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70

0,80

0,90

1,00

podíl NT

V následující tabulce jsou uvedeny výsledné podíly odběru v NT vzniklých aplikací vysílání povelů HDO na příslušné diagramy, v prvním sloupci je podíl v jednotlivých sazbách jak vychází z tarifní statistiky.

prosinec 2008

Strana 5 - 13

5


Podíly odběru v NT

podle TS ČR 2007

D25d D26d D35d D45d D55d

55% 77% 81% 94% 95%

Podíly odběru v NT

podle TS ČR 2007

C25d C26d C35d C45d C55d

42% 31% 68% 87% 95%

výpočet podle TDD a vysílání HDO útěk jednotarifáře útěk dvoutarifáře do dvoutarifní sazby ze sazby 26% D25d 26% D26d 60% D35d 82% D45d 91%

topič

D55d 93% 93% 91% 91%

výpočet podle TDD a vysílání HDO útěk jednotarifáře útěk dvoutarifáře do dvoutarifní sazby ze sazby 28% z C25d 28% z C26d 61% z C35d 80% z C45d 90%

topič

do sazby D45d 86% 86% 84%

do sazby D45d 82% 82% 82%

D55d 91% 91% 91% 91%

V následujících dvou přehledových tabulkách jsou vyjádřeny roční platby jednotarifních (1TKZ) a dvoutarifních (2TKZ) zákazníků pro zadaný roční odběr při jističi 3x25A. V úplně pravém sloupci je vyjádřeno procento z původní platby, pokud by zákazník nezměnil sazbu, jinými slovy je zde vyjádřena výhodnost přechodu (<100% - vyplatí se přejít, >100% - nevyplatí se přejít). První tabulka je pro podnikatelský maloodběr, druhá pro odběr domácností. roční spotřeba

15 MWh

3x25

Rozdíl + výhodné přejít/utéct - nevýhodné přejít/utéct

Vyjádření ročních plateb MOP Topiči: Platba 1TZK v C02d

18 863 Kč

Podvodníci:

Platba 2TZK Platba 2TZK Platba 2TZK

15 501 Kč 16 956 Kč 16 239 Kč

Platba 2TZK Platba 2TZK Platba 2TZK Platba 2TZK

15 501 16 956 16 239 14 856

prosinec 2008

Kč Kč Kč Kč

Podíly NT dle TS C25d C26d C35d C45d C55d

Stálý plat 42% 31% 68% 87% 95%

Podíly NT dle HDO útěk jednotarifáře do dvoutarifní sazby C25d 28% C26d 28% C35d 61% C45d 80% C55d 90% Podíly NT dle HDO útěk dvoutarifáře do sazby C45d z C25d 82% z C26d 82% z C35d 82% Podíly NT dle HDO útěk dvoutarifáře do sazby C55d z C25d 91% z C26d 91% z C35d 91% z C45d 91%

NT

VT

3 770

1 834

9 898

3 770

1 342

11 844

3 770

2 959

9 511

3 770

3 763

7 324

3 770

4 095

5 872

3 770

1 212

12 359

3 770

1 212

12 359

3 770

2 639

11 724

3 770

3 485

10 888

3 770

3 892

10 876

3 770

3 557

9 971

3 770

3 557

9 971

3 770

3 557

9 971

3 770

3 933

9 865

3 770

3 933

9 865

3 770

3 933

9 865

3 770

3 941

9 674

Suma 15 501 16 956 16 239 14 856 13 736

Rozdíl 3 362 1 907 2 624 4 007 5 127

% původní platby 82% 90% 86% 79% 73%

17 341 17 341 18 133 18 142 18 538

1 522 1 522 731 721 326

92% 92% 96% 96% 98%

17 297 17 297 17 297

-1 795 -341 -1 058

112% 102% 107%

17 568 17 568 17 568 17 384

-2 066 -612 -1 328 -2 528

113% 104% 108% 117%

Strana 5 - 14

5


roční spotřeba

2,5 MWh

3x25

Rozdíl + výhodné přejít/utéct - nevýhodné přejít/utéct

Vyjádření ročních plateb MOO Topiči: Platba 1TZK v D02d

3 959 Kč

Podvodníci:

Platba 2TZK Platba 2TZK Platba 2TZK

3 381 Kč 2 896 Kč 3 214 Kč

Platba 2TZK Platba 2TZK Platba 2TZK Platba 2TZK

3 381 2 896 3 214 2 918

Kč Kč Kč Kč

Podíly NT dle TS D25d D26d D35d D45d D55d

Stálý plat 55% 77% 81% 94% 95%

Podíly NT dle HDO útěk jednotarifáře do dvoutarifní sazby D25d 26% D26d 26% D35d 60% D45d 82% D55d 91% Podíly NT dle HDO útěk dvoutarifáře do sazby D45d z D25d 86% z D26d 86% z D35d 84% Podíly NT dle HDO útěk dvoutarifáře do sazby D55d z D25d 93% z D26d 93% z D35d 91% z D45d 91%

NT

VT

1 659

396

1 659

554

1 327 683

1 659

586

969

1 659

678

580

1 659

688

874

1 659

187

2 174

1 659

187

2 174

1 659

431

2 073

1 659

591

1 733

1 659

654

1 731

1 659

619

1 362

1 659

619

1 362

1 659

609

1 502

1 659

672

1 288

1 659

672

1 288

1 659

660

1 580

1 659

660

1 591

Suma 3 381 2 896 3 214 2 918 3 221

Rozdíl 578 1 064 745 1 041 738

% původní platby 85% 73% 81% 74% 81%

4 020 4 020 4 163 3 983 4 044

-61 -61 -204 -24 -85

102% 102% 105% 101% 102%

3 640 3 640 3 770

-259 -745 -555

108% 126% 117%

3 619 3 619 3 899 3 910

-237 -723 -685 -992

107% 125% 121% 134%

Z uvedených výsledků vyplynuly následující závěry: MOO: V žádném šetřeném případě se neprokázala výhodnost „podvodně změnit“ sazbu (přejít z jednotarifu na dvoutarif při absenci topení, nebo přechod z dvoutarifu na jiný dvoutarif s vyšším počtem hodin NT) Þ tzv. „podvodníci“ by se tedy neměli vyskytnout. MOP: V žádném šetřeném případě se neprokázala výhodnost přejít z dvoutarifu na jiný dvoutarif s vyšším počtem hodin NT Þ tzv. „dvoutarifní podvodníci“ by se neměli vyskytnout. Bohužel se prokazuje slabá výhodnost „podvodně změnit“ sazbu v případě přechodu z jednotarifu na dvoutarif při absenci topení: Þ určité riziko „jednotarifních podvodníků“ ? U malých spotřeb do 3 MWh je výhodnost nižší (kolem 2%), u středních spotřeb (4-10MWh) je výhodnost kolem 2-7% a u větších spotřeb nad 10 MWh se výhodnost zásadně nezvýší (mezně 9%). Určitou slabinou nebo neznámou provedené analýzy je neznalost opravdové reakce ze strany zákazníků, kteří nemusí vycházet z výše uvedeného komplexního pohledu na konečný důsledek přechodu (změny sazby), zejména co se týká změny výsledného dosaženého podílu odběru v NT. Přesto analýza ve většině šetřených případů prokázala dostatečnost navrhované koncepce v otázce ekonomické motivace nastavených tarifních složek k výběru správné distribuční sazby. Zmíněné pochyby nicméně potvrzují již dříve formulované rozhodnutí ponechat i v nové koncepci tarifů podmínky pro přiznání sazby, které do jisté míry rovněž znesnadňují zneužívání distribučních sazeb.

prosinec 2008

Strana 5 - 15

5


Kromě uvedeného se doporučuje provést analýzu ještě na celkových výsledných cenách, tj. po zahrnutí cen silové elektřiny.

5.3.5 Analýza rozložení spotřeby v jednotarifech Analýza byla provedena v souladu se závěry jednání Tarifní komise 8. srpna 2008. Smyslem analýzy bylo především ověřit aktuální rozložení odběratelů podle velikosti roční spotřeby pro správné rozhodnutí ohledně nastavení hraničních bodů (HB) při diferenciaci jednotarifů (bod. 16 v kapitole 5.3.2). Vstupní podklady:

–

Data s rozložením spotřeby do jednotlivých pásem po 100 kWh, předávaná distributory pro aktualizaci pásem spotřeby pro rozložení vzorků TDD.

–

Data o rozložení spotřeby byly předány agregovaně pro tyto skupiny jističů 3x:

–

do 63A, 63–80A, 80–100A, 100–125A, 125–160A, 160–200A a nad 200A.

–

Nejobsazenější jistič u jednotarifů je do 3x25A (v C01d 275 tis. z 300 tis., v C02d 205 tis. z 270 tis.). U C02 jsou v jističích 32–63A dalších 51 tis. zákazníků. Nevýhodou vstupních podkladů je, že jsou agregovány pro všechny jističe do 3x63A.

–

Data obsahují velký počet zákazníků v 1. pásmu do 100 kWh u obou sledovaných jednotarifů (C01d i C02d, D01d i D02d).

Postup analýzy:

–

Hodnoty HB jsou pro každý jistič rozdílné, např. C01d-C02d u ČEZ pro rok 2008 jsou: jistič [A] hraniční bod [kWh]

3 x 10

3 x 16

3 x 20

3 x 25

3 x 32

3 x 40

3 x 50

3 x 63

731

1 228

1 541

1 907

2 403

3 030

3 762

4 729

–

Přesná analýza by spočívala ve zjištění rozložení spotřeb pro každý jistič samostatně. Určitým zjednodušeným postupem by bylo šetření provést pouze pro jeden nejobsazenější jistič 3x25A a z něj procentně odhadovat teoretické přesuny.

–

Analýza byla provedena pro první skupinu podkladů, tzn. pro agregát dat do 3x63A.

–

Výsledky o teoretických předpokládaných přesunech jsou proto velmi orientační.

–

Jako cílové hraniční body byly pro analýzu zvoleny průměrné hodnoty současných HB u 3 RDS:

–

1774 kWh pro přechod mezi sazbami C01->C02

–

1333 kWh pro přechod mezi sazbami D01->D02

Z toho vyplývá následující změna HB u jednotlivých RDS:

–

Průměrný HB za všechny PDS v MOP

Změna spotřeby ČEZ

Změna spotřeby E.ON

Změna spotřeby PRE

1774 kWh

-1 kWh

-280 kWh

281 kWh

Průměrný HB za všechny PDS v MOO

Změna spotřeby ČEZ

Změna spotřeby E.ON

Změna spotřeby PRE

1333 kWh

176 kWh

-155 kWh

-21 kWh

HB mezi C02d a C03d nebyl šetřen, neboť jeho hodnota je již v současnosti regionálně téměř sjednocena (ČEZ 12 051 kWh, E.ON 12 727 kWh, PRE 12 465 kWh)

prosinec 2008

Strana 5 - 16

5


Na následujícím obrázku je uveden příklad rozložení spotřeb u jednotarifů v MOP za celou ČR. Rozložení spotřeby u jednotarifů v MOP

Četnost výskytu 40 000

35 000

30 000

C01d C02d

25 000

20 000

15 000

10 000

5 000

0 200

700

1200

1700

2200

Spotřeba [kWh]

Na následujícím obrázku je uveden příklad rozložení spotřeb u jednotarifů v MOO za celou ČR. Rozložení spotřeby u jednotarifů v MOO

Četnost výskytu 120 000

100 000

D01d D02d

80 000

60 000

40 000

20 000

0 200

700

1200

1700

2200

2700

Spotřeba [kWh]

Výsledky analýzy: V tabulce je uveden souhrn předpokládaného počtu zákazníků, kteří by v jednotlivých RDS teoreticky změnili sazby při posunu HB ze současné na cílovou hodnotu. Počet zákazníků měnících sazbu v jednotarifech při zprůměrování HB v jednotlivých RDS Celkový počet zákazníků v jednotarifech při zprůměrování HB v jednotlivých RDS Charakteristika zákazníků v jednotlivých Současný RDS HB [kWh] ČEZ E.ON PRE

Zákazníci měnící sazbu Celkový počet zákazníků Zákazníci měnící sazbu Celkový počet zákazníků Zákazníci měnící sazbu Celkový počet zákazníků

1775 2054 1494

MOP Cílový HB = 1774 kWh (pro 3x25 A) C01=>C02 C02=>C01 % % Suma zák. Suma zák. 1 519 3,4% 44 771 2 942 5,5% 53 444 -

MOO Cílový HB = 1333 kWh (pro 3x25 A) D01=>D02 D02=>D01 % % Suma zák. Suma zák. 134 071 8,8% 1 522 085 2 571 2,5% 101 135 -

Pozn.: Hodnoty počtů odběrných míst vycházejí ze součtu pro jističe do 3 x 63 A včetně.

prosinec 2008

Strana 5 - 17

5


Zákazníci zařazení ve špatné tarifní sazbě při stávajícím HB RDS ČEZ E.ON PRE

Tarifní sazba C01d C02d C01d C02d C01d C02d

MOP Špatně zařazení ZK % 18 868 16,1% 41 868 33,8% 8 201 18,3% 21 807 40,0% 10 032 24,4% 17 735 33,2%

Celkem ZK 116 877 123 751 44 771 54 471 41 111 53 444

Tarifní sazba D01d D02d D01d D02d D01d D02d

MOO Špatně zařazení ZK 37 549 460 870 12 950 237 424 5 302 151 321

% 16,2% 30,3% 12,8% 37,1% 21,1% 35,0%

Celkem ZK 231 949 1 522 085 101 135 639 892 25 164 431 925

Závěry z provedené analýzy:

–

Z provedené analýzy nelze vzhledem k povaze vstupních dat usuzovat na nějakou určitou vhodnou (správnou) velikost HB mezi jednotarify.

–

Výsledky o teoretických předpokládaných přesunech jsou velmi orientační.

–

Lze zvážit provedení podrobnější analýzy pro jednotlivé jističe, nebo zjednodušující analýzy pro jistič pouze 3x25A – závisí na možnosti poskytnutí takto podrobných dat ze strany RDS.

–

Při rozhodnutí o sjednocení hodnoty HB jednotarifů mezi jednotlivými RDS se doporučuje změnu provést v jednom kroku, i když nese riziko snížení příjmů za distribuci, které je relativně malé vzhledem ke skutečnému chování zákazníků.

–

Zarážející je množství zákazníků zařazených ve špatných distribučních sazbách, což však může být částečně dáno nepřesností vstupních dat.

–

Prozatím se nedoporučuje sjednocovat HB mezi jednotarify mezi jednotlivými RDS.

5.3.6 Analýza ceny VT u sazby pro veřejné osvětlení – C62d Analýza navazuje na bod 24 kapitoly 5.3.2. Jedná se o „umělé“ rozdělení odběru sazby pro veřejné osvětlení (C62d) na odběr ve VT a NT, toto rozdělení bylo řešeno ve dvou variantách:

–

Doba trvání NT byla stanovena mimo dobu trvání standardního produktu obchodovaného na burze – PEAKLOAD – jedná se o obchodní hledisko – NT trvá v době od 20.00 do 8.00 hod.

–

Doba trvání NT v „nominální noc“ od 22.00 do 6.00 hod.

Podíl ve VT a v NT byl stanoven z celostátního TDD8 pro rok 2009:

–

12:88 – pro PEAKLOAD/BASELOAD

–

32:68 – pro „nominální noc“ od 22.00 do 6.00

Při aplikaci rozdělení odběru a výpočetnímu stanovení ceny VT jako vážený průměr ceny VT (v době platnosti VT) a ceny NT (v době platnosti NT) je výsledný nárůst v sazbě C62d v průměru:

–

80 % – pro PEAKLOAD/BASELOAD

–

110 % – pro „nominální noc“ od 22.00 do 6.00

Před úpravami byl zmíněný nárůst 120%.

prosinec 2008

Strana 5 - 18

5


5.4

ANALÝZA CEN ELEKTŘINY NA VELKOOBCHODNÍM TRHU

V průběžné zprávě byly uvedeny především teoretické rozbory problematiky stanovení ceny silové elektřiny na nákup ztrát v přenosové a distribučních soustavách a na nákup elektřiny pro dodavatele poslední instance, případně stanovení referenční ceny silové elektřiny pro určení vícenákladů na podporu OZE. Zde se uvádí shrnutí prakticky použitého postupu stanovení cen silové elektřiny v druhé polovině roku. Vzhledem k silné korelaci cen na německé energetické burze v Lipsku – EEX, Energetické burze Praha (PXE) a na krátkodobém trhu s elektřinou organizovaným u OTE, byly použity především vstupy z německé burzy EEX. Pro roční produkty byl uvažován vážený průměr cen za období obchodování od 1.10.2007 do 30.9.2008. BaseLoad CAL 09 vycházel ve výši 70,92 €/MWh, PeakLoad CAL 09 97,12 €/MWh. Ceny byly přepočítány na Kč pomocí denních kurzů Kč/€. Krátkodobé produkty (čtvrtletní a měsíční produkty) pro rok 2009 byly ovlivněny spekulativními nákupy ročních produktů a vykazovaly nestandardní tendence, obchodování s nimi nebylo ještě uzavřeno, proto byly ceny čtvrtletních a měsíčních produktů na rok 2009 odvozeny pomocí relativních poměrů cen čtvrtletních a měsíčních produktů futures vůči ročním produktům (BASE A PEAK) z minulých let. U spotových (hodinových) cen byla použita spotová křivka za rok 2007. Průběh křivky byl transformován na úroveň roku 2009 a vyhlazen. Vyhlazení spotové křivky spočívalo v tom, že pro každou hodinu byl použit medián ze tří hodnot stejných hodin po sobě následujících dnů (s respektováním typů dnů (všední den, svátek) a kalendářní posun dnů z roku 2007 na rok 2009. V dalším kroku byla provedena transformace křivky na úroveň roku 2009. Předpokládala se rovnost středních hodnot měsíčních produktů a spotů. Transformace pro daný měsíc byla prováděna zvlášť v peakových a offpeakových hodinách (střední hodnota spotové ceny v daném měsíci = střední hodnotě měsíčního produktu). Střední hodnota M Střední hodnota Q

Střední hodnota CAL Průběh spot

Cena

Hodiny roku

Takto stanovené ceny ročních, kvartálních a měsíčních produktů a spotových cen byly nasazeny na odpovídající diagramy spotřeby (eventuelně diagramy ztrát) a provedena optimalizace na dokupy, překupy a odchylky pomocí příslušného softwaru ERÚ. Pro stanovení výsledných cen však bylo nutné zohlednit dříve nakoupená množství mimo standardní produkty. Výsledek byl použit pro stanovení ceny silové elektřiny na ztráty, ověření nárůstů průměrné ceny pro dodavatele poslední instance a úpravy strmosti křivky pro ocenění odchylek.

prosinec 2008

Strana 5 - 19

5


5.5

ÚPRAVY VYHLÁŠEK, CENOVÉ ROZHODNUTÍ ERÚ NA ROK 2009

5.5.1 Připomínky k navrhované metodice regulace cen ve III. regulačním období Na základě požadavku ERÚ zpracoval zhotovitel v srpnu 2008 následující připomínky k navrhované metodice regulace cen ve III. regulačním období jako podklad k úpravám návrhů vyhlášek pro navazující regulační období. 1.

Kapitola 7.2.5 - Ukazatel kvality v elektroenergetice

Ve variantě 1 navrhované ERÚ se předpokládá hodnotit kvalitu síťových služeb prostřednictvím ukazatele CAIDI (minut/přerušení). Vzhledem k tomu, že se jedná o průměrný technický globální ukazatel za celou distribuční soustavu, který nezohledňuje i možné vysoké finanční škody způsobené přerušením dodávky v jednotlivých případech, doporučujeme též zachovat mechanizmus finančních náhrad za nedodržení vyhláškou vymezených standardů, zohledňujících i závažnost přerušení dodávky elektřiny v technologickém procesu zákazníka. Poznámka:

2.

V dalším konzultačním procesu (v průběhu září až listopadu) ERÚ změnilo názor na použití poměrového ukazatele CAIDI, který je nevyhovující, spíše se uvažuje o využití obou základních ukazatelů SAIDI a SAIFI např. v poměru 50:50.

Kapitola 7.4.3 - Metodika stanovení ceny za SyS - stanovení ceny za SyS

Ve všech variantách chybí popis přístupu k odběru KZ v prokazatelně odděleném provozu od ES ČR. V navrhovaných variantách doporučujeme rovněž uvést přístup k přečerpávacím vodním elektrárnám (PVE), jejichž posláním není dodávka elektřiny KZ. Rovněž se domníváme, že elektrárny, které poskytují PpS by měly být za příslušný objem elektřiny dodané v tomto režimu vyjmuti z plateb SyS pro případ, kdy je zavedena komponenta G. 3.

Kapitola 7.5.4 - Metodika stanovení cen za distribuci elektřiny - cena za RK

Doporučujeme doplnit a upřesnit přístup ke stanovení technického maxima transformace VVN/VN a VN/NN. Ve II. regulačním období se v obou případech použila průměrná doba užívání maxima KZ na úrovni VN. Ve vyhlášce ERÚ č. 150/2007 Sb. se však zřejmě omylem uvádí, že se technické maximum transformace VVN/VN odvozuje od průměrné doby užívání maxima KZ na úrovni VVN (je dáno proměnnými ve vzorci). 4.

Kapitola 7.5.6 - Metodika stanovení cen za distribuci elektřiny - cena za použití sítě

Rovněž lze uvažovat další variantu 4, která by nevyužívala normativy ztrát, ale předpokládané míry ztrát při současném zavedení regulační korekce ceny za použití distribuční sítě na základě skutečně zjištěných ztrát. Uvedený způsob by však vyžadoval použít v systému zúčtování odchylek OTE ve verzi v2 hodnotu skutečných celkových ztrát určených provozovateli regionálních distribučních soustav. 5. Kapitola 7.8.4 - Kompenzace vícenákladů souvisejících s podporou výroby elektřiny z OZE, KVET a DZ V navrhovaném pokračování dosavadního způsobu podle varianty 0 však chybí upřesnění uvedené v kapitole 7.5.5 na straně 57 pro uvažovanou variantu 1: „Rovněž lze předpokládat, že by měl výrobce v režimu odběru ze sítě kromě ceny za použití sítí (platí dnes) a ceny za rezervaci kapacity (popsáno výše) platit i poplatky za systémové služby, OTE a příspěvky podporovaným zdrojům stejně jako klasický odběratel bez ohledu na to, zda se jedná o vlastní spotřebu na výrobu elektřiny nebo elektřiny a tepla“. Dále je třeba upřesnit, zda cenu příspěvku na OZE-KVET-DZ budou za svůj odběr platit také výrobci provozující tyto podporované zdroje.

prosinec 2008

Strana 5 - 20


6.

5

Kapitola 7.9 - Podpora decentrálních zdrojů

Připomínka k úvodnímu textu kapitoly: Upozorňujeme, že ve II. R. o. se při stanovení příspěvků KZ na podporu DV vychází z plánovaných hodnot dodávky decentrálních zdrojů v regulovaném roce. V textu se uvádí, že se vychází ze skutečnosti. Konstatujeme, že v případě použití navrhované varianty 1 se nejedná o podporu decentrálních zdrojů, ale o podporu zdrojů zahrnutých do havarijních plánů k předcházení vzniku a pro řešení stavů nouze a mimořádných situací (plán obrany a obnovy elektrizační soustavy). Ostrovní provoz příslušného zdroje vyžaduje zajistit působení automatických zařízení. Koncepce automatické realizace ostrovních oblastí ES vychází ze součinnosti standardního frekvenčního odlehčování s jednorázovým centrálním selektivním odlehčováním předpokládané separátní oblasti v krátkém časovém intervalu stovek ms po fyzickém rozpojení dělícího místa (po případě více dělících míst). Rozpojení dělícího místa zajišťuje rozpadová automatika, která sleduje časové změny toku výkonu přes dělící místo s vazbou na časovou změnu frekvence. Pokud je porucha vně předpokládané separátní oblasti, dojde k jejímu oddělení, pokud je porucha uvnitř oblasti, k oddělení nedojde. V místě soustředění informací o výkonu vlastních zdrojů oblasti (úroveň regionálních dispečinků) je umístěna bilanční automatika, která trvale vyhodnocuje okamžitou výkonovou bilanci předpokládané separátní oblasti včetně výkonu tekoucího dělícím místem a určuje okamžitou hodnotu deficitního výkonu oblasti pro centrální odlehčení. Centrální odlehčování je realizováno v osmi nebo v šestnácti stupních (na základě přenosu signálu o deficitu výkonu z bilanční automatiky) v oblasti až do transformačních stanic 110 kV/vn, popřípadě stanic vn/vn, kde podle stupně deficitu dojde k selektivnímu odpojení vývodových vypínačů podle předem stanovených priorit. Přenos signálu "Ostrovní provoz" v oblasti je zajištěn speciálním přenosovým zařízením ,které využívá stávajících přenosových sdělovacích cest dispečerského řízení. Po identifikaci signálu "Ostrovní provoz" je provedena automaticky změna parametrů vybraných ochran a automatik ve stanicích 110 kV/vn (zejména nové nastavení frekvenčních ochran) a řada automatik a regulátorů je zablokována trvale nebo přechodně. Na straně zdrojů je nezbytná identifikace signálu "Ostrovní provoz". Signálem "Ostrovní provoz" je též vázána specifická činnost dispečerských obsluh regionálních dispečinků a blokových dozoren generátorů separátní oblasti. Postup pro přípravu vytvoření ostrovní oblasti zahrnuje definice podmínek a přípravu možných variant ostrovních provozů,jejich vybavení technickými prostředky a zajištění organizace provozu separátní oblasti jak na straně energetiky, tak na straně rozhodujících velkých odběratelů. Vzhledem k uvedeným skutečnostem doporučujeme v případě použití varianty 1 zavést pojem podpory zdrojů zařazených v systému řešení stavů nouze a mimořádných situací a nespojovat ji s podporou decentrální výroby. Za předpokladu začlenění podpory decentrálních zdrojů do legislativy doporučujeme přistupovat k jejich případné podpoře z hlediska jejich fyzického umístění v elektrizační soustavě.

5.5.2 Přehled zásadních změn v cenových rozhodnutích na rok 2009 Základními vstupními podklady pro změny v Cenových rozhodnutích na příští rok byly zejména vyhodnocené Zkušenosti subjektů energetiky s metodikou regulace cen elektřiny a provozem ES ČR, připomínky jednotlivých PDS a velkých spotřebitelů elektrické energie. Níže uvedený přehled změn v CR na rok 2009 zahrnuje pouze hlavní nejdůležitější rozdíly oproti předchozímu CR. Kromě těchto úprav došlo taktéž k aktualizaci vypočítaných cen a plateb za jednotlivé služby v příštím roce 2009.

prosinec 2008

Strana 5 - 21

5


Úpravy v cenovém rozhodnutí č.9/2008 ·

Bod (4.7.) – Ztráty na sekundární straně transformátoru při odběru elektřiny budou počítány (na žádost odběratele) dle nové Přílohy CR nebo jsou pevně stanoveny na 2% u odběru z VVN a 4% u odběru z VN.

·

Bod (4.8.) – Obdobně jsou počítány i ztráty na sekundární straně transformátoru při výrobě elektřiny (na žádost výrobce) dle nové Přílohy CR nebo jsou pevně stanoveny na 2% u výroby do hladiny VVN a 4% u výroby do hladiny VN.

·

Bod (4.14.) – Na základě dřívějších jednání ERÚ s SVSE bylo rozhodnuto o snížení penalizace za překročení rezervované kapacity (RK) v kalendářním měsíci a to na čtyřnásobek pevné měsíční ceny za roční RK.

·

Bod (4.15.) – Bylo ustanoveno, že pro případy zkušebního provozu nebude účtovat spotřebiteli cena za překročení RK, ale obvyklou cenou za měsíční RK.

·

Bod (4.20.) – V této části CR se upravuje cena za překročení rezervovaného příkonu (RP), stanovená na čtyřnásobek pevné ceny za měsíční RK. Toto pravidlo se netýká odběratelů, kterým byla snížena hodnota RP v souladu s Vyhláškou č.51/2006 Sb.

·

Bod (8.2.) – Dochází ke změně doby měření jalové energie pro stanovení účiníku odběrů. Na odběrných místech s typem měření A a B bude od příštího roku probíhat měření kontinuálně, tj. 24 hodin.

·

Příloha – Výpočet ztrát při měření umístěném na sekundární straně transformátoru

Úpravy v cenovém rozhodnutí č.10/2008 ·

Vypuštěny některé vysvětlující (upřesňující) pojmy v Bodech 1, 5, 9.

·

Byly upřesněny stávající technické podmínky pro přidělení dvoutarifních sazeb u MOP, konkrétně u sazeb C26d, C35d a C45d. U sazby C56d byla přidána nová technická podmínka – výkon TČ musí krýt minimálně 60% tepelných ztrát vytápěného objektu.

·

Vytvořena nová Sazba C61d – Speciální sazba pro neměřené odběry.

·

Byly upřesněny stávající technické podmínky pro přidělení dvoutarifních sazeb u MOO, konkrétně u sazeb D26d, D35d a D45d. Navíc byla u sazby D45d přidána nová technická podmínka pro přidělení sazby při vytápění společných prostorů využívaných více vlastníky v domě.

·

U sazby D56d byly přidány nové technické podmínky – výkon TČ musí krýt minimálně 60% tepelných ztrát vytápěného objektu a podmínka vytápění společných prostorů v domě (viz. sazba D45d).

prosinec 2008

Strana 5 - 22

Závěrečná zpráva ke smlouvě č. 81009 - Závěry

6

6

ZÁVĚRY

Závěrečná zpráva předkládá ucelené výsledky řešení smlouvy o dílo „Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009“ a je podkladem pro třetí dílčí fakturaci. V souladu s věcnou náplní smlouvy byly kontrolovány vstupní technické údaje, poskytnuté provozovatelem přenosové soustavy a provozovateli regionálních distribučních soustav ERÚ. Byly sestaveny výpočetní tabulky cen přenosu, systémových služeb a cen distribuce, zohledňující přijatou metodiku regulace cen v elektroenergetice pro druhé regulační období. Postup řešení byl koordinován ERÚ. Výsledkem řešení je podklad pro zpracování návrhu cen přenosu a SyS pro rok 2009 a podklad pro stanovení cen distribuce. Rovněž probíhala spolupráce zhotovitele s ERÚ na úpravách návrhů vyhlášek ERÚ k metodice regulace cen v energetických odvětvích ve III. regulačním období a spolupráce na přípravě návrhu cenového rozhodnutí ERÚ na rok 2009. Práce na studii byly zajištěny v souladu s dohodnutým harmonogramem věcného a časového řešení úkolu uvedeným ve smlouvě, takže podklady potřebné pro stanovení cen distribuce pro rok 2009 byly k dispozici příslušným subjektům v požadovaných termínech, daných harmonogramem podle vyhlášek ERÚ a byly podkladem pro vydání cenového rozhodnutí ERÚ pro rok 2009. Objednateli byly postupně předány a zajištěny následující výstupy: ·

23.5.2008: První průběžná zpráva, která představovala první dílčí plněním věcné náplně smlouvy. Ve zprávě byl uveden postup a dosažené výsledky, týkající se vyhodnocení názorů a zkušeností jednotlivých subjektů s metodikou regulace, případných návrhů na úpravu metody regulace na základě podkladů shromážděných od jednotlivých subjektů. Dále obsahovala návrhy a doporučení ke způsobu stanovení míry ztrát a příslušného korekčního faktoru na ztráty v přenosové a distribučních soustavách pro další regulační období. Rovněž presentovala první návrh nové koncepce distribučních tarifů.

·

30.5.2008: Koordinační seminář, na kterém byl presentován stav řešení dílčích úkolů uvedený v průběžné zprávě, diskuse k řešení věcné náplně díla a předání první průběžné zprávy v tištěné formě a její elektronická forma na optickém médiu CD-ROM.

·

15.8.2008: Druhá průběžná zpráva o postupu řešení Dílčích úkolů v elektronické podobě, jako podklad pro jednání Koordinačního semináře dne 22.8.2008.

·

22.8.2008: Koordinační seminář, na kterém byl presentován stav řešení Dílčích úkolů včetně předběžného návrhu cen za služby přenosové sítě, SyS, cen za distribuci, ceny příspěvku KZ na podporu OZE-KVET-DZ a na podporu decentrální výroby a cen za činnost zúčtování odchylek operátorem trhu. Rovněž byl diskutován průběh prací a doporučen další postup. Objednateli byla předána druhá průběžná zpráva v tištěné podobě a její elektronická forma na optickém médiu CD-ROM.

·

26.9.2008: ERÚ byl předán komplex výpočetních tabulek cen přenosu a distribuce pro jednotlivé regulované subjekty jako podklad pro schválení návrhů cen distribuce.

·

30.10.2008: Podklady pro přípravu cenového rozhodnutí ERÚ pro rok 2009 tak, aby bylo vydáno k 30. listopadu 2008.

·

10.11.2008: Objednateli byla pro jeho potřebu předána v elektronické podobě informace o průběžných výstupech řešení, tj. v období před vydáním cenového rozhodnutí ERÚ pro rok 2009.

·

12.12.2008: předání závěrečné zprávy objednateli v elektronické podobě. Zpráva slouží jako podklad pro závěrečnou presentaci výsledků díla dne 17.12.2008, na které se předává

prosinec 2008

Strana 6 - 1

6


závěrečná zpráva v tištěné podobě a její elektronická forma na optickém médiu CD-ROM.

6.1

CENY PŘENOSU A SYS PRO ROK 2009 Pro rok 2009 byly vypočteny následující ceny přenosu a systémových služeb:

·

Jednotková cena za RK přenosové sítě

·

Cena za použití PS

·

Jednosložková cena za službu PS

·

Cena SyS pro lokální spotřebu

·

Cena SyS pro konečné zákazníky

631 227,08 Kč/MW.r 46,78 Kč/MWh 149,89 Kč/MWh 53,22 Kč/MWh 141,01 Kč/MWh

Komentář k ceně přenosu a systémových služeb Cena za RK PS Vývoj ceny za rezervaci kapacity přenosové sítě Cena za rezervaci přenosové kapacity [tis.Kč/MW] 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

S dotací z FA

574,384

603,054

624,305

610,844

511,266

482,830

513,336

631,227

Bez dotace z FA

574,384

603,054

624,305

704,967

681,736

687,586

693,657

733,012

750 700

tis.Kč/MW

650 600 550 500 450 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

rok S dotací z FA

Bez dotace z FA

Změnu ceny za rezervaci kapacity v roce 2009 proti roku 2008 ovlivnilo: -

snížení celkové velikosti RK z hodnoty 6 100,3 MW v roce 2008 na hodnotu 5 894,8 MW v roce 2009,

-

snížení dotace PV z příjmů z aukcí na přeshraničních profilech o 500 mil.Kč na hodnotu 600 mil.Kč v roce 2009. Velikost PV již redukovaných o část příjmů z aukcí se tak meziročně zvýšila z hodnoty 3 131 527,4 tis.Kč v roce 2008 na hodnotu 3 720 964,0 tis.Kč v roce 2009,

prosinec 2008

Strana 6 - 2

6


-

zvýšení velikosti PV o změnu odpisů ve výši 24,516 mil.Kč a vlivem zvýšení hodnoty provozních aktiv o jejich změnu ve výši 443,722 mil.Kč v roce 2007,

-

vliv na náklady měl rovněž průmyslový (104,8 %) a mzdový (107,2 %) eskalační faktor ze statistiky ČSÚ a faktor efektivity (2,085 %) stanovený ERÚ.

Cena za použití PS Na proměnnou složku ceny, tj. na cenu za použití přenosové sítě, měly vliv následující skutečnosti: -

větší část korekčního faktoru roku 2007 byla na začátku roku 2008 vyrovnána s fondem aukcí,

-

očekávané vyšší obchodované množství elektřiny v PS o 29,901 GWh v roce 2009 vůči roku 2008,

-

nižší hodnota povolené míry ztrát,

-

podstatně vyšší nákupní cena silové elektřiny na krytí ztrát v porovnání s rokem 2008.

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

2003

17,45

2004

15,61

2005

13,41

2006

20,13

2007

21,13

2008

28,08

41,25

2009 46,78

Vývoj ceny za použití PS 50 45 40

Kč/MWh

35 30 25 20 15 10 5 0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

rok

Cena SyS V porovnání s rokem 2008 je cena systémových služeb v roce 2009 ovlivněna: -

zvýšením nákladů na nákup podpůrných služeb o 200 mil. Kč na 8,3 mld. Kč,

-

odečtením výnosů 500 mil.Kč z vypořádání rozdílů ze zúčtování nákladů na odchylky,

-

vyrovnáním téměř celé výše korekčního faktoru roku 2007 s fondem aukcí,

-

vyšší očekávanou spotřebou KZ bez ostrovních provozů o cca 709 GWh v roce 2009 vůči roku 2008.

prosinec 2008

Strana 6 - 3

6


Vývoj ceny systémových služeb Cena systémových služeb v Kč/MWh 2002 Koneční zákazníci Lokální spotřeba

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

157,90

159,00

172,00

171,80

156,28

147,15

147,81

141,01

58,04

58,00

64,00

64,00

58,64

55,12

55,56

53,22

180 160

Kč/MWh

140 120 100 80 60 40 2002

2003

2004

2005

Koneční zákazníci

6.2

rok

2006

2007

2008

2009

Lokální spotřeba

CENY ZA SLUŽBY DISTRIBUČNÍCH SÍTÍ PRO ROK 2009

Pro informaci jsou v následující tabulce uvedeny výsledné průměrné ceny elektřiny v ES ČR pro konečného zákazníka na úrovních VVN, VN a NN v roce 2009: Regulované složky průměrné ceny dodávky elektřiny pro KZ v roce 2009 Napěťová hladina

VVN

Cena OTE za činnost zúčtování vztažená k odběru KZ cena za systémové služby cssi cena za služby regulace U/Q v DS cena pro PDS za zprostředkování plateb ceny na krytí vícenákladů spojených s výkupem elektřiny z obnovitelných zdrojů a kogenerace cvozki příspěvek na decentrální výrobu kumulativní jednosložková cena za službu sítě cdxei Regulované složky elektřiny pro KZ celkem

[Kč/MWh] VN 4,75 141,01 0,00 0,10

NN

52,18 177,10 384,35

9,21 497,80 705,05

1 289,53 1 496,78

[Kč/MWh] VN 2 640,80

NN 3 474,94

Informativní průměrné jednosložkové ceny elektřiny pro KZ v roce 2009 Napěťová hladina Informativní průměrná jednosložková cena elektřiny pro KZ

prosinec 2008

VVN 2 344,79

Strana 6 - 4

6


Komentář k ceně za služby DS Hodnoty složek povolených výnosů, tj. povolených nákladů, odpisů a zisku, stanoví ERÚ. Ceny distribuce jsou ovlivněny regulačními parametry a vstupními údaji. Na ceny distribuce měly zejména vliv následující skutečnosti: ·

upřesnění velikosti povolených výnosů ze strany ERÚ, včetně snížení ceny za RK zahrnutím části příjmů z úhrad žadatelů o připojení k DS do regulačního vzorce,

·

upřesnění výkupních cen a zelených bonusů pro OZE, pevných cen k tržním cenám pro KVET a pro druhotné zdroje a použití velikosti vykupovaného objemu elektřiny z těchto zdrojů podle skutečnosti roku 2007,

·

průměrné ceny silové elektřiny pro MOP a MOO a průměrné nákupní ceny silové elektřiny na krytí ztrát pro rok 2009,

·

přijatá koncepce pro nastavení tarifních sazeb pro MOP a MOO.

Cena za RK DS Ceny za RK pro rok 2009 ovlivňují následující skutečnosti: ·

snížení míry výnosnosti provozních aktiv distribuce na 7,661 %,

·

snížení ceny za RK po napěťových hladinách zahrnutím výnosů z ostatních činností spojených s činností distribuce elektřiny do regulačního vzorce,

·

náklady na outsourcing činností po organizačních změnách,

·

změna výše povolených výnosů o náklady na unbundling,

·

vliv na náklady měl rovněž průmyslový (104,8 %) a mzdový (107,2 %) eskalační faktor ze statistiky ČSÚ a faktor efektivity (2,085 %) stanovený ERÚ,

·

použití vykázaných technických jednotek RK konečných zákazníků za skutečnost roku 2007.

Vývoj průměrných měsíčních cen regionálních PDS za roční RK a měsíčních cen za měsíční RK v období let 2002 až 2009 je znázorněn v následujících diagramech:

Vývoj průměrné ceny za měsíční RK na VVN a VN

140 000

160 000

120 000

140 000

100 000

Průměr PDS VVN

80 000

Průměr PDS VN

60 000 40 000

Kč/MW a měs

Kč/MW a měs

Vývoj průměrné ceny za roční RK na VVN a VN

120 000 100 000


80 000 60 000 40 000

20 000

20 000 2002

2003

2004

2005

2006

rok

prosinec 2008

2007

2008

2009

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

rok

Strana 6 - 5

6


Vývoj průměrné ceny regionálních PDS za použití sítí nad 1 kV v období let 2002 až 2009 a vývoj průměrné jednosložkové ceny za službu distribučních sítí na úrovních VVN, VN a NN je následující: ES ČR - Vývoj průměrné jednosložkové ceny distribuce na úrovních VVN, VN a NN

Vývoj průměrné ceny za použití sítí VVN a VN 120

1 400 1 200

100

Kč/MWh

Kč/MWh

1 000

80


60

800 600 400 200

40

0 2002

2003

2004

20 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2005

2006

2007

2008

2009

rok

2009

Průměr PDS NN

rok

Průměr PDS VN

Průměr PDS VVN

Průměrná jednosložková cena elektřiny dodaná konečnému zákazníkovi v ČR na úrovni NN se skládá z položek znázorněných v procentech v následujícím obrázku:.

Podíl jednotlivých složek ceny za dodávku elektřiny pro zákazníky na úrovni NN v roce 2009 - bez daňových položek Elektřina včetně obchodní marže 56,9%


Přenos elektřiny 3,0%

Operátor trhu 0,1%

Decentrální výroba 0,3%



Vývoj průměrné jednosložkové ceny elektřiny pro KZ na úrovni NN v období let 2002 - 2009: ES ČR - Vývoj informativní průměrné jednosložkové ceny elektřiny pro KZ na úrovni NN 3 500 3 300

Kč/MWh

3 100 2 900 2 700 2 500 2 300 2 100 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

rok

prosinec 2008

Strana 6 - 6

6


Následující diagram znázorňuje vývoj skladby průměrné jednosložkové ceny elektřiny dodané konečnému zákazníkovi v ČR na úrovni NN za období roků 2002 až 2009 v absolutním vyjádření. I přes větší či menší růst regulovaných složek konečné ceny je z grafu patrný podstatný vliv ceny silové elektřiny, která není předmětem regulace. Vývoj podílu jednotlivých složek průměrné ceny elektřiny pro KZ na úrovni NN Kč/MWh 4 000 OTE, OZE-KVET-DZ, DV Systémové služby Cena za službu DS Cena za službu PS Silová elektřina

3 500 3 000 2 500 2 000 1 500 1 000 500 0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

rok

6.3

PŘEHLED VÝVOJE OSTATNÍCH SLOŽEK CENY ELEKTŘINY

Podpora OZE a KVET a druhotných zdrojů Vývoj ceny příspěvku KZ na podporu výroby elektřiny v OZE, KVET a v druhotných zdrojích Vývoj ceny příspěvku KZ na podporu výroby elektřiny v OZE, KVET a v druhotných zdrojích (Kč/MWh) 2002 8,72

OZE-KVET-DZ

2003 19,04

2004 41,51

2005 39,45

2006 28,26

2007 34,13

2008 40,75

2009 52,18

60,0 50,0

Kč/MWh

40,0 30,0 20,0 10,0 0,0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

rok OZE-KVET-DZ

prosinec 2008

Strana 6 - 7

6


Cena za činnost zúčtování OTE, a. s. Vývoj ceny za činnost zúčtování odchylek OTE, a. s. Vývoj ceny za činnost zúčtování odchylek OTE, a. s. (Kč/MWh) 2003 2004 2005 2006 2007 2008 4,10 4,10 4,63 4,63 4,63 4,75

2002 4,10

Cena OTE

2009 4,75

5,0

Kč/MWh

4,8

4,6

4,4

4,2

4,0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

rok Cena OTE

Cena příspěvku na decentrální výrobu Vývoj ceny pro výrobce za decentrální výrobu

VVN VN NN

Cena účtovaná výrobci za decentrální výrobu v Kč/MWh 2002 20,00 20,00 20,00

2003 20,00 27,59 64,59

2004 20,00 27,00 64,00

2005 20,00 27,00 64,00

2006 20,00 27,00 64,00

2007 20,00 27,00 64,00

2008 20,00 27,00 64,00

2009 20,00 27,00 64,00

75

50

VVN

Kč/MWh

Úroveň napětí

VN NN 25

0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

rok

prosinec 2008

Strana 6 - 8

6


Vývoj průměrné ceny příspěvku KZ na decentrální výrobu na úrovních VVN, VN a NN 10

Kč/MWh

8

6

Průměr PDS VVN Průměr PDS VN Průměr PDS NN

4

2

0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

rok

6.4

DALŠÍ PŘEDANÉ VÝSLEDKY

Zhotovitel se podílel na dalších činnostech ve spolupráci s objednatelem a zajistil následující podklady: ·

účast na jednáních Tarifní komise, na kterém předložil návrh koncepce distribučních tarifů na úrovni NN, na jehož základě zpracoval a následně prezentoval výsledky variant zpracovaných v souladu s dokumentem „Koncepce distribučních tarifů na hladině NN“. Výsledkem bylo upřesnění podkladů a parametrů regulace tarifních sazeb a schválena nová sazba pro neměřené odběry překračující Pinst 1 kW (PLC).

·

ERÚ byl průběžně předáván komplex výpočetních tabulek cen přenosu a distribuce pro jednotlivé regulované subjekty jako podklad pro schválení návrhů regulace cen v elektroenergetice v roce 2009. Průběžně byl rovněž předáván textový soubor, ve kterém jsou zaznamenány veškeré činnosti při zpracování výpočetních souborů cen pro rok 2009, zaznamenávány požadavky ERÚ a jejich zohlednění, zjištěné nesrovnalosti a připomínky, včetně doporučení dalšího postupu.

·

připomínky k navrhované metodice regulace cen ve III. regulačním období jako podklad k úpravám návrhů vyhlášek pro navazující regulační období.

prosinec 2008

Strana 6 - 9

CENY A TARIFY V ODVĚTVÍ ELEKTROENERGETIKY V ROCE 2009

Recommend Documents