CENY A TARIFY V ODVĚTVÍ ELEKTROENERGETIKY V ROCE 2007

CENY A TARIFY V ODVĚTVÍ ELEKTROENERGETIKY V ROCE 2007 První dílčí plnění ke smlouvě č. 61 007 (Zpráva o zkušenostech)

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

BRNO

Květen 2006

Zhotovitel:

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

Objednatel:

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

Číslo smlouvy:

61 007

Název:

Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2007 První dílčí plnění ke smlouvě č. 61 007 (Zpráva o zkušenostech)

Zpracovali:

Ing. Jiří Procházka Ing. Petr Pavlinec, CSc. Ing. Jan Toufar Ing. Oldřich Muselík, CSc. a kolektiv sekce 0100

Ředitel sekce:

Ing. Jiří Jež, CSc.

Ředitel:

Ing. Zdeněk Špaček, CSc.

Rozsah studie:

16 stran textu

Zkušenosti s regulací cen elektřiny ve druhém regulačním období

OBSAH 1

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

1

1.1

ÚVOD

1

1.2

CENY ZA SLUŽBU PŘENOSOVÉ SÍTĚ

2

1.3

CENY ZA SYSTÉMOVÉ SLUŽBY

2

1.4

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

4

ZPŮSOB ÚHRADY DISTRIBUČNÍCH SLUŽEB MEZI SOUSEDNÍMI PROVOZOVATELI REGIONÁLNÍCH DISTRIBUČNÍCH SOUSTAV NA HLADINÁCH VVN, VN A NN

6

1.6

CENOVÉ PODMÍNKY LOKÁLNÍCH DISTRIBUTORŮ

6

1.7

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

6

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

8

1.5

1.8 1.9

PODPORA VÝROBY ELEKTŘINY V OBNOVITELNÝCH ZDROJÍCH (OZE) A Z KOMBINOVANÉ VÝROBY ELEKTŘINY A TEPLA (KVET); CENA PRO KONEČNÉ ZÁKAZNÍKY ZA KRYTÍ VÍCENÁKLADŮ NA VÝKUP ELEKTŘINY Z TĚCHTO ZDROJŮ

10

1.10 PRŮMĚRNÁ CENA SILOVÉ ELEKTŘINY PRO STANOVENÍ NÁKLADŮ NA ZTRÁTY, VÍCENÁKLADŮ NA PODPORU OZE A KVET A PRO VYHODNOCENÍ CENOVÉ PŘIRÁŽKY ZA NEDODRŽENÍ SMLUVENÉ HODNOTY ÚČINÍKU

11

1.11 CENA ELEKTŘINY ZAJIŠŤOVANÁ DODAVATELEM POSLEDNÍ INSTANCE

11

1.12 CENA ZA ČINNOST OTE

13

1.13 PŘIPOMÍNKY K CENOVÉMU ROZHODNUTÍ ERÚ

13

1.14 OBECNÉ A DALŠÍ NÁZORY NA NASTAVENÉ PROSTŘEDÍ

15

květen 2006

Obsah

1


1

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

1.1

ÚVOD

V souladu se zněním smluv a po dohodě s ERÚ požádal zhotovitel jednotlivé objednatele smluv o dílo č. 61 005 (PDS), č. 61 007 (IPP), č. 61 004 (ERÚ), č. 61 006 (ČEZ) a č. 61 021 (DPI), aby vyjádřili své názory, stanoviska a zkušenosti s metodikou regulace cen elektřiny přijatou pro druhé regulační období, fungování nastaveného prostředí a na přístupy, aplikované v roce 2006 (především na změny uplatněné proti prvnímu regulačnímu období). Termín odevzdání písemných stanovisek byl do 14. dubna 2006. Tématicky byla problematika rozdělena do následujících oblastí: •

ceny za službu přenosové sítě,

•

ceny za systémové služby,

•

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

•

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

•

cenové podmínky lokálních distributorů,

•

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

•

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

•

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

•

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

•

cena elektřiny zajišťované dodavatelem poslední instance,

•

cena za činnost OTE.

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

Společnost

Respondent

1 2 3 4 5

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

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

6

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

Ing. Libor Doležal, jednatel společnosti

květen 2006

Strana 1

1


7

Organizace energetiky Sdružení velkých spotřebitelů energie

Ing. Luděk Piskač

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

Shrnutí jednotně doporučeného dalšího postupu,

•

Identifikace problémových otázek a možných kompromisních řešení k rozhodnutí ERÚ.

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

1.2

CENY ZA SLUŽBU PŘENOSOVÉ SÍTĚ

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

1.3

CENY ZA SYSTÉMOVÉ SLUŽBY

1.3.1 Zkušenosti a názory K této problematice se vyjádřili 3 respondenti. SVSE navrhuje zásadní změny v platbách za systémové služby a to především na straně výrobců, neboť využívání podpůrných služeb je nutné zejména kvůli dodavatelům energie. Navíc se zákazníci podílejí i na platbách za podpůrné služby nutné pro exportní saldo. Navrhují platbou za systémové služby zatížit všechny účastníky trhu včetně exportu a výroby elektřiny (dodávky do sítě). Z platby by měla být vyjmuta pouze vlastní spotřeba na výrobu na výrobu elektřiny nebo vlastní spotřeba na výrobu elektřiny a tepla. Společnost AES Bohemia s.r.o. navrhuje přehodnotit metodiku platby za SyS u odběratelů v lokální distribuční soustavě, jejíž spotřeba je pokryta výrobcem s vyvedeným výkonem do této lokální distribuční soustavy. V případě uzavření smlouvy na odběr elektřiny od externího dodavatele by měli tito odběratelé platit plnou cenu za SyS tak, jako platí ostatní odběratelé. Dnes jsou již všichni odběratelé oprávněnými zákazníky a mají možnost využít svého postavení k realizaci pro ně obchodně nejvýhodnější nabídky dodávky silové elektřiny. Podle názoru AES Bohemia s.r.o. není správné v takovémto případě ponechávat odběratelům výhodu snížených sazeb za systémové služby v porovnání k ostatním odběratelům elektřiny. Skupina ČEZ doporučuje, vzhledem k ekonomicko-politické situaci a pozitivní medializaci obnovitelných zdrojů energie, zejména pak větrných elektráren, přehodnotit každoroční snižování objemu prostředků o 100 mil Kč pro obstarání podpůrných služeb. Tato změna by byla též v souladu s přijatou směrnicí 2005/89/ES o opatřeních pro zabezpečení dodávek elektřiny a investic do infrastruktury článek 5 odst. 1 písmeno b) – členské státy budou požadovat po provozovatelích přenosových soustav, aby zajistili dostupnou přiměřenou úroveň výrobní rezervní kapacity pro účely udržování rovnováhy nebo přijali rovnocenná opatření vyplývající z trhu.

květen 2006

Strana 2


1

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

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

•

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

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

–

v případě výpadku výroby dojde i k útlumu spotřeby,

–

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

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

květen 2006

Strana 3


1

Identifikace problémových otázek a možných kompromisních řešení k rozhodnutí ERÚ •

Návrh: kromě strany spotřeby elektřiny zatížit platbou za SyS i stranu výroby a rovněž export elektřiny.

•

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

•

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

1.4

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

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

1.4.2 Komentář a návrh dalšího postupu K připomínkám PRE, a. s.: Variabilní složka ceny za služby distribučních sítí na napěťových hladinách je stanovena na základě předpokládaného množství ztrát a předpokládané ceny na nákup ztrát. Předpokládané množství ztrát je dáno mírou ztrát stanovenou ERÚ a předpokládaným množstvím elektřiny na vstupu do distribuční soustavy (DS), které vychází z plánu bilance toků elektřiny v sítích PDS. Nákupní cena na ztráty je stanovena ERÚ na základě zveřejněných cen výrobců (především produktů Duhové elektřiny společnosti ČEZ, a. s.) zhruba v období září až říjen. Vypočtené náklady na ztráty jsou na hladinách VVN a VN rozpuštěny mezi konečné zákazníky přímo úměrně jejich odběrů, přičemž se používá tzv. kumulativní cena, což znamená, že v nákladech na ztráty v napěťové hladině jsou úměrně zahrnuty náklady na ztráty ve vyšších hladinách. Na hladině NN není pro distribuční ceny přijat koncept klasické dvousložkové poštovní známky, podíly krytí stálých a proměnných nákladů

květen 2006

Strana 4


1

jsou různé v jednotlivých distribučních tarifech, tzn. že v proměnných složkách cen nejsou hrazeny pouze náklady na ztráty, ale i povolené výnosy PDS. Korekční faktor distribuce je sice počítán na základě údajů z tarifní statistiky (TS), ale hodnoty odběrů v TS jsou přímo úměrně přepočteny na hodnotu skutečné dodávky, která je převzata z výkazu bilance provozovatele distribuční soustavy (B2-12). K faktor se tak opírá o hodnoty elektřiny, které jsou v kalendářním roce skutečně dodány. Tento postup byl použít v loňském roce a letos se nepředpokládá změna tohoto postupu. K připomínkám E.ON Distribuce, a. s.: Při stanovení cen za použití sítí na hladinách VVN a VN a distribučních tarifů na hladině NN byly použity spotřeby, stanovené úřadem. Tyto spotřeby byly stanoveny následujícím postupem:

–

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

–

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

–

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

–

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

Z uvedeného vyplývá, že technické jednotky stanovené ERÚ pro výpočet regulovaných cen, jsou ovlivněny kromě podkladů předaných provozovatelem distribuční soustavy také scénářem vývoje tuzemské spotřeby zpracovávaném na OTE, a. s. v rámci zpracování Bilancí o provozu ES. Již zaběhlým pravidlem je, že jsou tyto scénáře aktualizovány dvakrát ročně, poprvé v průběhu února až března, podruhé v průběhu srpna až září. Zájmem ERÚ je použít pro výpočet cen vždy nejaktuálnější dostupný údaj o spotřebě, proto se snaží požívat oficiální scénáře OTE, a. s. ze září. Z toho důvodu je údaj dostupný nejdříve v průběhu září. Připomínka E.ON Distribuce, a. s. ohledně procesu stanovování regulovaných cen a tarifů se týká organizačních záležitostí zabezpečení povinností provozovatele distribuční soustavy vyplývajících z energetického zákona z §25a (Oddělení provozovatelů distribuční soustavy). Podle tohoto ustanovení musí PDS přijmout vnitřním předpisem program, kterým stanoví opatření k vyloučení diskriminačního chování ve vztahu k ostatním účastníkům trhu s elektřinou, dále pravidla pro zpřístupňování informací o provozování a rozvoji distribuční soustavy a přístupu do ní; informace, jejichž poskytnutí pouze určitým účastníkům trhu s elektřinou by mohlo tyto účastníky zvýhodnit na úkor ostatních, je provozovatel distribuční soustavy povinen zpřístupnit neznevýhodňujícím způsobem i ostatním účastníkům trhu s elektřinou. Pro tento program se vžil termín tzv. „Compliance program“. Tento program je schvalován ERÚ, který také vyžaduje prokazování jeho plnění. Distribuční tarify na hladině NN byly nastavovány v koordinaci nastavení cen dodavatele poslední instance (DPI), vzhledem k návaznosti na předcházející tarify pro chráněné zákazníky. V blízké budoucnosti se nepředpokládá výraznější změna v tomto přístupu, z toho důvodu se dá předpokládat, že nastavování cen distribuce bude i nadále prováděno v součinnosti s nastavením cen DPI. Za schválení regulovaných cen (včetně cen DPI) je odpovědný ERÚ. Připomínka se týká organizačního zabezpečení při nastavování cen tak, aby provozovatelé neporušili „Compliance program“.

květen 2006

Strana 5


1

Identifikace problémových otázek a možných kompromisních řešení k rozhodnutí ERÚ •

1.5

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

ZPŮSOB ÚHRADY DISTRIBUČNÍCH SLUŽEB MEZI SOUSEDNÍMI PROVOZOVATELI REGIONÁLNÍCH DISTRIBUČNÍCH SOUSTAV NA HLADINÁCH VVN, VN A NN K dané tématice se nikdo nevyjádřil.

1.6

CENOVÉ PODMÍNKY LOKÁLNÍCH DISTRIBUTORŮ

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

–

Podružný odběratel se nemůže stát oprávněným zákazníkem

–

Provozovatel faktické LDS nemá povinnost dodávat podružnému odběrateli energii

–

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

Jedná se o velmi obtížný úkol nalézt kompromis mezi všemi zapojenými stranami. SVSE nabídlo svou pomoc při řešení tohoto problému.

1.7

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

1.7.1 Zkušenosti a názory Na dané téma se vyjádřily 3 respondenti. PRE, a.s. doporučuje, aby tarify pro konečné zákazníky na hladině NN fungovaly v co největší míře na principu DSM a podporovaly rovnoměrný průběh DDZ. SVSE podalo připomínku ke zvýhodněným sazbám. Podle zkušeností provozovatelů LDS dochází k využívání/zneužívání těchto zvýhodněných sazeb u vnořených OZ k jiným účelům, než jsou určeny. Příkladem je odběratel, který si nainstaluje jeden bojler, získá sazbu (shodnou s REAS) za nízký tarif. Následně pak přesune výrobu do období nízkého tarifu (většinou noční směny). SVSE navrhuje, aby provozovatel LDS měl možnost osadit samostatné měření pro blokovaný spotřebič. Skupina ČEZ je názoru, že tarify jsou stanoveny pouze pro zákazníky bez průběhového měření (připomínka je dána do souvislosti s novelou vyhlášky o měření, která stanoví, u kterých OPM má být odečítána elektřina s obchodním hodinovým intervalem i na hladině NN – odběry s průběhovým měřením). Doporučuje přistoupit k metodice stanovení cen a tarifů pro tento segment zákazníků samostatně, neboť u zákazníků s průběhovým měřením tarify neodpovídají nákladům na tyto odběry (provozování průběhového měření, měsíční zpracování, …).

květen 2006

Strana 6


1

Pro vyhodnocování rezervované kapacity VN, VVN a jističe na NN v návaznosti na předpokládaný dynamický nárůst odběrů s průběhovým měřením na hladině NN a v návaznosti na vyhlášku 218 Sb. v platném znění doporučuje Skupina ČEZ sjednocení vyhodnocování průběhového měření u zákazníků na všech napěťových hladinách. Je zde vazba na odečty a způsob komunikace naměřených a vyhodnocovaných dat. V oblasti topenářských sazeb s osazeným průběhovým měřením navrhuje Skupina ČEZ vyhodnocovat spotřebu pro potřeby platby za rezervovanou kapacitu po celou dobu topení (tzn. i ve "vysokém tarifu"). Vyhodnocením odběru v celém rozsahu spotřeby se odstraní problematická vazba obchodních a distribučních tarifů v návaznosti na blokování spotřebičů, které je problematické měnit formou softwarové parametrizace elektroměru. Poznámka:

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

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

1.7.2 Komentář a návrh dalšího postupu K připomínce PRE, a. s.: Ceny za služby distribučních sítí na hladině NN jsou doposud ovlivněny návazností výsledných cen pro KZ na hladině NN (v součtu za regulovanou i neregulovanou část) na předchozí regulované tarify dodávky elektřiny chráněným zákazníkům, jejichž povaha vedla k podpoře DSM (Demand side management – řízení diagramu na straně spotřeby). Zachování těchto relací tedy podporuje princip DSM. K připomínce SVSE: Problém „zneužívání“ dvoutarifní sazby je patrný zejména u LDS, které podle regulační vyhlášky přejímají ceny nadřazených regionálních DS. Pokud by docházelo k masivnímu „zneužívaní“ dvoutarifní sazby u regionálních PDS, projevilo by se to ve změněných technických jednotkách tarifní statistiky, která je podkladem pro výpočet těchto regulovaných cen a tedy i k úpravě cen. U LDS, kde je daleko menší počet zákazníků, je vliv „zneužití“ dvoutarifu na výnosy za distribuci značný. Řešením je zažádat ERÚ o stanovení individuálních cen podle podkladů LDS, které by vedlo k nastavení takových cen, u kterých případné „zneužití“ dvoutarifů nevede ke ztrátám distributora. Zjednodušujícím řešením by byla možnost osadit samostatné měření pro blokovaný spotřebič, což je prozatím v rozporu s koncepcí dvoutarifu, takové požadavky zatím nebyly zavedeny. K připomínce Skupiny ČEZ: Distribuční ceny NN jsou stanovovány pro celý segment zákazníků na hladině NN současně. Výpočet vychází z postupné alokace distribučních nákladů na jednotlivé zákaznické skupiny, tarify a

květen 2006

Strana 7

1


tarifní složky, přičemž je brán v potaz problém návaznosti cen na předchozí tarify. Segmentace zákazníků podle druhu měření vytváří další zákaznickou skupinu. Požadavek na samostatné stanovení distribučních cen pro segment zákazníků na hladině NN s průběhovým měřením vede k nutnosti stanovení rozdělení distribučních nákladů na tuto skupinu zákazníků a zbytek (alokační koeficient). Tato připomínka se dá chápat jako obecná připomínka k metodice stanovení distribučních tarifů na NN. Požadavek na vyhodnocování odběru s osazeným průběhovým měřením u topenářských sazeb z hladiny VN (včetně závlah a chlazení) za účelem platby za rezervovanou kapacitu (RK) po celou dobu topení znamená vyhodnocovat výkon (RK) po dobu 24 hodin denně. „Úleva“ pro vyhodnocení RK v době blokování spotřebičů byla opodstatněná tím, že tyto spotřebiče byly v době maximálního celkového zatížení sítě blokovány, navíc u těchto zákazníků docházelo k neúměrnému nárůstu plateb za elektřinu oproti předcházejícím tarifům při použití běžného vyhodnocování RK (bez rozlišení blokování). Z toho důvodu se navrhuje stanovit pro tyto odběry samostatnou cenu za RK – nižší než běžnou cenu pro ostatní odběr z VN – a to v návaznosti na dnešní objem plateb za distribuci. K připomínce Skupiny ČEZ – přímotopné vytápění MOO: Problém vysokých nárůstů plateb za elektřinu u zákazníků s topnými sazbami byl diskutován i v rámci projektu TDD řešeného v EGÚ Brno, a. s. V té souvislosti je nutné udělat analýzu o skladbě zákazníků v přímotopných sazbách (v TDD7) podle výše spotřeby, neboť ceny a hlavně vyjádření procentních změn cen jsou počítány podle tarifní statistiky, která ukazuje průměr za všechny zákazníky. Jako první krok se nabízí analýza měřených vzorků TDD7 – za ČR je jich však pouze 128 vzorků, celkový počet odběrných míst v ČR v TDD 7 (přímotopy + tepelná čerpadla) je cca 290 tis. Identifikace problémových otázek a možných kompromisních řešení k rozhodnutí ERÚ •

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

•

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

•

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

1.8

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

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

květen 2006

Strana 8

1


se mu dostává podpory za decentrální výrobu pouze na tento přebytek výroby dodaný do sítě nadřazené distribuční soustavy. Lokální výrobce však odlehčuje přenosové kapacity i díky přímé dodávce elektřiny odběratelům v lokální distribuční soustavě, kteří se svými poplatky zároveň podílí na krytí podpory.

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

2002

2003

2004

2005

2006

20,00 20,00 20,00

20,00 27,59 64,59

20,00 27,00 64,00

20,00 27,00 64,00

20,00 27,00 64,00

V roce 2003 byl příspěvek pro výrobce dodávající do hladiny VVN odvozen od ceny za použití přenosové sítě (ceny ztrát), příspěvky pro výrobce dodávajících do nižších hladin byly odvozeny od ceny za použití sítě vyšší napěťové hladiny, ke kterým se přičetli kalkulované ceny ztrát v transformaci. V případě použití tohoto postupu by ceny příspěvků pro výrobce za DV byly následující:

–

hladina VVN

21,00 Kč/MWh (cena za použití PS zaokrouhlená na celé Kč/MWh)

–

hladina VN

33,00 Kč/MWh (zaokrouhleno na celé Kč/MWh)

–

hladina NN

78,00 Kč/MWh (zaokrouhleno na celé Kč/MWh)

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

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

•

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

•

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

květen 2006

Strana 9


1.9

1

PODPORA VÝROBY ELEKTŘINY V OBNOVITELNÝCH ZDROJÍCH (OZE) A Z KOMBINOVANÉ VÝROBY ELEKTŘINY A TEPLA (KVET); CENA PRO KONEČNÉ ZÁKAZNÍKY ZA KRYTÍ VÍCENÁKLADŮ NA VÝKUP ELEKTŘINY Z TĚCHTO ZDROJŮ

1.9.1 Zkušenosti a názory K dané problematice se vyjádřili 2 respondenti. SVSE uvádí, že v oblasti obnovitelných zdrojů je nutno transparentně uvádět veškeré náklady, které s jejich instalací a provozem souvisejí. Všechny tyto náklady je nutno zahrnout do příplatku na OZE. Jedná se zejména o: 1)

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

2)

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

–

vznik odchylky

–

ČEPS, nebo PDS zaplatí a dá do nákladů

–

Zvýšené náklady zaplatí koneční zákazníci

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

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

SVSE uvádí, že společnou transparentní cestou by mohlo být přiřazení všech těchto nákladů jejich původcům, tj. provozovatelům OZE. Z této částky by pak měla vycházet výše příspěvku na provoz OZE. Návrh AES Bohemia spol. s r. o. je objektivně reflektovat přínos kombinované výroby elektřiny a tepla (KVET) zvláště ve vztahu k vyššímu využití primárních zdrojů energie a přínosu k životnímu prostředí. Dle jejich názorů současná výše podpory neodráží skutečný přínos KVET.

1.9.2 Komentář a návrh dalšího postupu K připomínkám SVSE: Zákon o podpoře výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů energie (OZE) č. 180/2005 Sb. vstoupil v platnost v loňském roce. Podle zákona musí ERÚ nastavovat takové výkupní ceny elektřiny z OZE, popř. výši zelených bonusů (tj. příspěvku k tržně vykoupené elektřině), která provozovateli OZE zajistí požadovanou návratnost investic. V případě přiřazení zvýšených nákladů spojené s provozem OZE jejich původcům, tj. provozovatelům OZE by ERÚ podle zákona musel v odpovídající míře zvýšit i výkupní ceny, čímž by se náklady stejně nakonec promítly do ceny KZ. Kvantifikace nárůstu nákladů na podpůrné služby vlivem provozu OZE v letech 2004 a 2005 je obtížně proveditelná, neboť zatím nedošlo k jejich masivnímu nasazení např. v podobě velkých

květen 2006

Strana 10

1


větrných parků. Přestože jejich počet v posledních letech roste, prozatím se jedná o zdroje většinou bez průběhového měření vyvedené do hladiny VN a NN. V roce 2005 byla navíc drobně upravena metodika výpočtu vícenákladů na OZE, kdy se za technické jednotky povinného výkupu nebo podporované výroby vzala skutečnost za rok 2004 s tím, že případné disproporce jsou vyrovnány v korekčním faktoru v dalším roce. V 1. regulačním období docházelo k „nestabilní“ situaci, kdy jeden rok byly předpoklad povinného výkupu podhodnocen, v dalším roce zase naopak nadhodnocen, což mělo za následek velké změny právě v korekčním faktoru. V tomto počátečním období nasazování obnovitelných zdrojů je predikce obtížná i pro PDS. Proto se ERÚ rozhodl jít cestou výpočtu podle skutečně dosažených technických jednotek. Předpokládané vícenáklady na podporu OZE pro rok 2006, které byly kalkulované na základě skutečných technických jednotek povinného výkupu a podporované elektřiny v roce 2004 činí 1,065 mld. Kč. Skutečné vícenáklady na OZE v roce 2004 dosáhly 1,102 mld. Kč, v roce 2003 to bylo pouze 641 mil. Kč. Skutečnost za rok 2005 zatím není spočítána.

1.10 PRŮMĚRNÁ CENA SILOVÉ ELEKTŘINY PRO STANOVENÍ NÁKLADŮ NA ZTRÁTY, VÍCENÁKLADŮ NA PODPORU OZE A KVET A PRO VYHODNOCENÍ CENOVÉ PŘIRÁŽKY ZA NEDODRŽENÍ SMLUVENÉ HODNOTY ÚČINÍKU 1.10.1 Zkušenosti a názory Podle PRE, a. s. je vyhodnocení cenové přirážky za nedodržení smluvené hodnoty účiníku účelné z hlediska informace o její efektivitě ve vztahu k technickým ztrátám a kvalitě napětí v DS. Další připomínka PRE, a. s. týkající se nákupní ceny na ztráty již byla zmíněna a komentována v kapitole 1.4. PDS by měl své připomínky ohledně nákupní ceny na ztráty uplatnit přímo při vzájemném jednání s ERÚ při předkládání návrhu distribučních cen. Další připomínky k této problematice nebyly vzneseny.

1.11 CENA ELEKTŘINY ZAJIŠŤOVANÁ DODAVATELEM POSLEDNÍ INSTANCE 1.11.1 Zkušenosti a názory K této problematice se vyjádřili 3 respondenti. Podle PRE, a. s. musí způsob určení ceny elektřiny zajišťované DPI respektovat rizika dodavatele, který nakupuje elektřinu na trhu, odrážejícím momentální bilanci nabídky a poptávky po elektřině. Na druhé straně plní dodavatel závazek univerzální služby, dodat elektřinu domácnostem a malým zákazníkům, kteří o to požádají, resp. dodat elektřinu po dobu nejdéle 3 měsíců těm konečným zákazníkům, jejichž dodavatel, kterého si tito zákazníci zvolili, pozbyl práva být účastníkem trhu s elektřinou organizovaným operátorem trhu. Cena elektřiny pro zákazníky poslední instance by měla být stanovena transparentně, odrážet zmíněná rizika a být srovnatelná s jinými typy služeb s podobnými riziky. PRE, a. s. navrhuje navýšení ceny energie pro zákazníky dodavatele poslední instance o 10% – 20% oproti cenám pro ostatní zákazníky z těchto důvodů: 1.

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

květen 2006

Strana 11

1


2.

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

3.

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

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

1.11.2 Komentář a návrh dalšího postupu O koncepci ceny dodavatele poslední instance rozhoduje ERÚ. V počátcích otevírání trhu byly diskutovány dva možné přístupy k pojetí ceny DPI. První pojetí spočívalo v převzetí stávající struktury tarifů pro chráněné zákazníky a nastavením cen pro DPI v podstatě nadále regulovat cenu pro malé zákazníky z řad podnikatelů a domácnosti. Druhé pojetí spočívalo ve stanovení jedné ceny pro DPI, která bude větší než ceny běžně nabízené na trhu, přičemž větší bude zejména o rizika spojená s dodávkou elektřiny nejméně vhodným zákazníkům, kteří „spadnou“ pod dodavatele poslední instance. V počátku otevírání trhu se ERÚ rozhodl pro prvně jmenované pojetí s tím, že ceny jsou samozřejmě stanoveny jako ceny pouze za dodávku „silové elektřiny“, cena za distribuci je oddělená, i když jsou tyto dvě regulované ceny kalkulovány ve vzájemné součinnosti. O změně přístupu lze uvažovat v souvislosti s analýzou vývoje trhu na NN, především četnosti změn – přecházení zákazníků na této napěťové hladině k jiným dodavatelům. Identifikace problémových otázek a možných kompromisních řešení k rozhodnutí ERÚ •

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

květen 2006

Strana 12

1


•

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

Poznámka:

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

1.12 CENA ZA ČINNOST OTE 1.12.1 Zkušenosti a názory K této problematice nebyly vzneseny žádné připomínky.

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

1.13.1 Připomínky k Cenového rozhodnutí ERÚ č. 14/2005 (30.listopadu 2005), kterým se stanovují ceny elektřiny a souvisejících služeb pro rok 2005 Odst. (1.3.) – Znění ERÚ: Výrobce, jehož zařízení je připojeno do napěťové hladiny NN distribuční soustavy, účtuje na základě smlouvy územně příslušnému provozovateli distribuční soustavy cenu 64,00 Kč/MWh za každou MWh skutečně dodané elektřiny naměřené v předávacím místě výrobce. Návrh: Cenu NN výkupu přiblížit k ceně dle bodu (1.2.) nebo zohlednit pouhý tranzit přes distribuční soustavu u všech napěťových hladin Komentář EGÚ Brno, a. s. K tomuto bodu platí komentář zhotovitele v kapitole 1.8.2. požadavek na přiblížení ceny příspěvku pro výrobce pracujícího NN k cenám pro výrobce do VN jde proti požadavku na kalkulační přístup stanovení příspěvku pro decentrální výrobce zohledňující úsporu ztrát v sítích distributora.

Odst. (2.1.), písmeno b) – Znění ERÚ: b) za systémové služby ke každé 1 MWh celkového množství elektřiny v MWh dopravené provozovatelem distribuční soustavy všem konečným zákazníkům odebírajícím z původně odděleného ostrovního provozu v případě jeho plného nebo částečného napojení na elektrizační soustavu České republiky nad rámec diagramu schváleného v denní přípravě provozu 781,40 Kč/MWh, tuto cenu účtuje provozovatel přenosové soustavy provozovateli distribuční soustavy, Návrh: Vypustit odst. (2.1.), písmeno b) Zdůvodnění: Zvýšenou cenu systémových služeb (nyní pětinásobek) za připojení ostrovního provozu si provozovatel přenosové soustavy již promítá do zúčtování odchylky (podpůrné služby) a do rezervované kapacity, kterou musí provozovatel držet nebo do cenové přirážky za překročení Komentář EGÚ Brno, a. s. V platbě za systémové služby hradí zákazníci provozovateli přenosové soustavy náklady spojené s držením výkonových rezerv pro potřeby regulace (nákup podpůrné služby). Při zúčtování odchylky hradí ten, který odchylku způsobil náklady spojené s aktivací podpůrné služby. Cena pětinásobku

květen 2006

Strana 13

1


běžné ceny SyS pro opětovné připojení původně odděleného ostrovního provozu zpět na ES ČR je motivací k tomu, aby se PDS, pokud se rozhodne provozovat ostrovní provoz, snažil napájení ostrova zabezpečit pokud možno co nejspolehlivěji, aby nedocházelo k výpadkům a tím způsobeným náhlým připojením velké zátěže na ES ČR. V platbě za rezervaci kapacity přenosové sítě nejsou distributorem hrazeny žádné náklady spojené s podpůrnými službami a regionální distributor ani nehradí překročení kapacity PS.

Odst. (4.9.) – Znění ERÚ: Cena za překročení rezervované kapacity podle bodu (4.6.) se neuplatňuje u lokálních distribučních soustav v případě, že překročení sjednané rezervované kapacity v příslušném měsíci je nižší nebo rovno 10 %. … Návrh znění: … je nižší nebo rovno 20% … Zdůvodnění: Hodnota 10 % je neúměrně nízká.

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

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

- 580 Kč/MWh

Odst. (2.2.)

instalovaný výkon od 1 do 5 MWe

- 500 Kč/MWh

Odst. (3.2.)

Jedná se o 11 – 12 x menší příspěvek, přestože podmínky výroby a náklady na výrobu jsou srovnatelné. Domníváme se, že jde o diskriminaci výrobců elektřiny, kteří mají instalovaný výkon větší jak 5 MWe .

Odst. (7.2.) – Znění ERÚ: Výrobce elektřiny při spalování druhotných energetických zdrojů s výjimkou degazačního plynu účtuje územně příslušnému provozovateli REAS příspěvek k ceně elektřiny 45 Kč/MWh za každou vykázanou MWh ….. Návrh: Zvýšení této částky nebo rozčlenění příspěvku podle jednotlivých druhotných zdrojů dle jejich náročnosti na výrobu tepla. Zdůvodnění: Částka 45 Kč/MWh je v porovnání s příspěvkem, který je stanoven při spalování degazačního plynu 1030 Kč/MWh je velmi nízká uvědomíme-li si, že příspěvek 45 Kč/MWh je určen i

květen 2006

Strana 14

1


pro elektřinu vyrobenou z tepla ze spaloven komunálních a nebezpečných odpadů (velké náklady na stabilizaci plamene, náročné čistění spalin), náklady na takto vyrobené teplo jsou porovnatelné jako při spalování degazačního plynu.

1.14 OBECNÉ A DALŠÍ NÁZORY NA NASTAVENÉ PROSTŘEDÍ 1.14.1 Zkušenosti a názory 1.14.1.1 Přeshraniční obchodování Skupina ČEZ vznesla připomínky k přeshraničnímu obchodování, konkrétně ke kompenzačnímu mechanismu mezi provozovateli přenosových soustav, který je v současnosti založen na:

–

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

–

alokaci těchto nákladů každému TSO v rozsahu zprostředkování přeshraničních přenosů

–

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

Poznámka:

TSO – Transmission System Operator – provozovatele přenosové soustavy.

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

–

Dlouhodobé kontrakty na přeshraniční kapacitu,

–

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

–

Intraday přeshraniční obchodování neexistuje, je potřeba jej zavést.

1.14.1.2 Náklady na unbundling SVSE poslalo tuto připomínku k nákladům na unbundling.

květen 2006

Strana 15


1

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

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

květen 2006

Strana 16

CENY A TARIFY V ODVĚTVÍ ELEKTROENERGETIKY V ROCE 2007

Recommend Documents