CENY A TARIFY V ODVĚTVÍ ELEKTROENERGETIKY V ROCE 2009

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

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

BRNO

Srpen 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 Druhé dílčí plnění k průběhu řešení smlouvy č. 81 009

Zpracovali:

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

Ředitel sekce:

Ing. Jiří Ptáček, Ph.D.

Ředitel společnosti:

Ing. Zdeněk Špaček, CSc.

Rozsah studie:

69 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

2

2.2

SHRNUTÍ POSTUPU PRACÍ

3

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

2

3.2.1 Návrh korekčního faktoru za činnost přenosu elektřiny

2

3.2.2 Návrh korekčního faktoru 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

3.4.2 Cena za použití přenosové sítě

10

3.4.3 Jednosložková cena za službu přenosové sítě

12

srpen 2008

Obsah


3.5

4

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

3.5.6 Koeficient korekce spotřeby v roce 2009

13

3.5.7 Korekční faktor zohledňující výsledky r. 2007

14

3.6

PŘEDBĚŽNÁ 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

4.2.3 Informativní průměrná cena elektřiny dodaná KZ na napěťové úrovni NN

4

4.2.4 Decentrální výroba

4

4.2.5 Výkup elektřiny z OZE

6

4.2.6 Podpora výroby elektřiny z KVET a druhotných zdrojů

7

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

7

4.2.8 Zajištění činnosti zúčtování odchylek OTE, a. s.

8

PŘEDBĚŽNÉ CENY DISTRIBUCE PRO ROK 2009

9

4.3.1 Platby za rezervaci kapacity sítí VVN mezi regionálními PDS

9

4.3.2 Platby pro vyrovnání vícenákladů na OZE a KVET

9

4.3

4.4

4.3.3 Předběžné ceny za rezervaci kapacity pro oprávněné zákazníky na VVN a VN

10

4.3.4 Předběžné ceny za použití sítí pro oprávněné zákazníky na VVN a VN

10

4.3.5 Jednosložková cena na hladině VN

11

4.3.6 Informativní průměrné jednosložkové ceny za službu sítě pro KZ

11

4.3.7 Vývoj průměrné jednosložkové ceny elektřiny pro KZ na úrovni NN

12

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

14

TARIFNÍ SAZBY NA ÚROVNI NN

15

srpen 2008

Obsah


5

ZPRACOVÁNÍ PODKLADŮ K METODICE REGULACE CEN

1

5.1

ZKUŠENOSTI SUBJEKTŮ ENERGETIKY S METODIKOU REGULACE CEN ELEKTŘINY

2

5.1.1 Úvod

2

5.1.2 Stanoviska k návrhům na úpravu metodiky regulace cen

2

STANOVENÍ MÍRY ZTRÁT A PŘÍSLUŠNÉHO KF VE 3. REGULAČNÍM OBDOBÍ

8

5.2.1 Regulace proměnné složky ceny za distribuci elektřiny PDS

8

5.2.2 Regulace proměnné složky ceny za přenos elektřiny

9

5.2.3 Stanoviska k problematice ztrát

9

5.2

5.3

5.4

6

NÁVRH KONCEPCE DISTRIBUČNÍCH TARIFŮ

10

5.3.1 Požadavek ERÚ

10

5.3.2 Okrajové podmínky

10

5.3.3 Postup úpravy tarifů

15

5.3.4 Dopad nové koncepce distribučních tarifů

15

ANALÝZA CEN ELEKTŘINY NA VELKOOBCHODNÍM TRHU

17

ZÁVĚRY

1

6.1

PŘEDBĚŽNĚ VYPOČÍTANÉ CENY PŘENOSU A SyS

1

6.2

PŘEDBĚŽNĚ VYPOČÍTANÉ CENY ZA SLUŽBY DISTRIBUČNÍCH SÍTÍ

4

6.3

PŘEHLED VÝVOJE OSTATNÍCH SLOŽEK CENY ELEKTŘINY

7

6.4

ZAJIŠTĚNÍ POSTUPU PRACÍ

8

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

srpen 2008

Obsah

1

Druhé dílčí plnění smlouvy č. 81009 - Specifikace prací

1

SPECIFIKACE PRACÍ

1.1

ZADÁNÍ Název studie: „Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009“. Evidenční číslo Smlouvy o dílo zhotovitele: 81 009 Objednatel:

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

Předmět plnění: ·

Průzkum názorů a zkušeností s metodikou regulace cen elektřiny v oblasti elektroenergetiky a jejich vyhodnocení. Doporučení oprávněných požadavků k aplikaci do metodických postupů tvorby cen a tarifů pro rok 2009.

·

Příprava vstupních údajů potřebných pro stanovení cen a tarifů v odvětví elektroenergetiky v roce 2009, návrh cen za služby přenosové a distribučních sítí, systémových služeb, návrh ceny příspěvku konečných zákazníků na podporu decentrální výroby, obnovitelných zdrojů a kombinované výroby elektřiny a tepla pro rok 2009. Zpracování podkladů k přípravě návrhu cenového rozhodnutí ERÚ pro rok 2009, spolupráce na případných úpravách sekundární legislativy.

Specifikace: Návrh tarifních cen za služby distribučních sítí pro jednotlivé kategorie sazeb na všech napěťových úrovních, návrh ceny příspěvku konečných zákazníků na podporu decentrální výroby, obnovitelných zdrojů a kombinované výroby elektřiny a tepla pro rok 2009 a návrh ceny dodavatele poslední instance. V roce 2009 se předpokládá, že by tarifní ceny měly být ovlivněny zejména meziročními parametry regulace ERÚ. Návrh cen a tarifů v odvětví elektroenergetiky pro rok 2009 bude charakterizován následujícími skutečnostmi: ·

fungování plně otevřeného trhu s elektřinou třetím rokem,

·

nadnárodní vliv na oblast přenosu elektřiny,

·

existence tří držitelů licence na distribuci provozujících regionální distribuční soustavy,

srpen 2008

Strana 1

1


·

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

·

uplatnění institutu dodavatele poslední instance,

·

2. rok provozu pražské energetické burzy.

Pozice národního regulátora v oblasti přenosu elektřiny je vymezena existencí nařízení EU č. 1228/2003. Veškeré aktivity provozovatele přenosové soustavy jsou regulovány, přičemž je maximální snaha pro přenesení efektů z mezinárodního obchodu na domácí trh pro zákazníky. Cena silové elektřiny v režimu dodavatele poslední instance je regulovaná. ERÚ ji stanoví na přiměřené úrovni průměrné ceny v příslušné regionální DS se zahrnutím marže pro obchod a ceny odchylky, rozlišeně podle tarifních sazeb na úrovni NN. Tímto způsobem je rovněž zajištěna přiměřená velikost ceny silové elektřiny také ostatním konečným zákazníkům. Samostatnou oblastí je návrh tarifních cen distribuce elektřiny pro jednotlivé kategorie sazeb na úrovni nízkého napětí. V roce 2009 se předpokládá, že by tarifní ceny měly být ovlivněny zejména meziročními parametry regulace ERÚ. Vlastní práce na díle budou rozděleny do částí: ·

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

·

shromáždění a ověření vstupních údajů, potřebných pro stanovení cen,

·

vlastní výpočty variantních návrhů cen pro rok 2009, zahrnující případné úpravy metodiky,

·

součinnost při úpravách sekundární legislativy,

·

spolupráce na přípravě návrhu cenového rozhodnutí ERÚ pro rok 2009.

Předpokládá se úzká spolupráce objednatelů a zhotovitele jak v části zpracování vstupních údajů, tak při variantních výpočtech cen. Ve spolupráci s ERÚ budou verifikovány vstupní údaje předložené jednotlivými subjekty podle harmonogramu ERÚ. Průběžně dosažené výsledky cen přenosu, distribuce, systémových služeb, podpory obnovitelných zdrojů a kogenerace, decentrální výroby, ceny elektřiny dodavatele poslední instance na rok 2008 budou zhotovitelem konzultovány s objednateli a aktualizovány vstupy na základě upřesněných podkladů. Na základě požadavku ERÚ podle smlouvy č. 81 006 se bude zhotovitel podílet na jednáních pracovních seminářů a na přípravě cenového rozhodnutí ERÚ pro rok 2009. Zhotovitel se bude rovněž podle potřeby podílet na úpravách návrhů vyhlášek týkajících se pravidel pro organizování trhu s elektřinou, postupu pro regulaci cen v energetice, pravidel pro vedení oddělené evidence tržeb, nákladů a výnosů pro účely regulace a pravidel pro rozdělení nákladů, tržeb a výnosů z vloženého kapitálu v energetice. Při řešení všech problémových okruhů, specifikovaných v dílčích úkolech bude respektován očekávaný vývoj zdokonalení tržního modelu elektroenergetiky ČR a podán návrh na jejich promítnutí do legislativy (v souladu s přípravou novely Energetického zákona a s ním související podzákonné normy, vyhlášky týkající se pravidel pro organizování trhu s elektřinou, výkaznictví, regulace apod.) jakož i postup aplikace pravidel pro evropský vnitřní trh s elektřinou a očekávaný postup harmonizace regulace v měřítku EU.

srpen 2008

Strana 2


1

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

DÚ 1: Ceny za služby přenosové sítě,

·

DÚ 2: Ceny za služby distribučních sítí,

·

DÚ 3: Zpracování podkladů k metodice regulace cen.

Zpráva je 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.

srpen 2008

Strana 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.

srpen 2008

Strana 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.

srpen 2008

Strana 5

Druhé dílčí plnění smlouvy č. 81009 - Postup prací

2

2

POSTUP PRACÍ

Práce probíhají v souladu s věcným obsahem specifikovaným ve smlouvě o dílo a s požadavky objednatele, sdělenými zhotoviteli při vzájemných jednáních. Postup prací zajištěný do konce května 2008 byl presentován ve zprávě předané k termínu 15.5.2008 a projednán na koordinačním semináři dne 30.5.2008. V uvedeném období byly zpracovány a objednateli předány následující body věcné náplně: ·

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

·

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

·

Zpracování návrhu koncepce distribučních tarifů.

V období od května do konce srpna se práce soustředily na následující problematiku dle zadání: ·

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

·

Upřesnění některých technických vstupů a parametrů regulace pro stanovení ceny přenosu a ceny systémových služeb pro rok 2009 ve spolupráci s ERÚ. Koordinace podkladů PDS s údaji PPS na společném rozhraní na napěťové hladině VVN.

·

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

·

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

·

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

·

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.

·


·

Předběžné výpočty cen distribuce pro držitele licence na distribuci v roce 2009, tj. E.ON Distribuce, a.s., PREdistribuce, a.s. a ČEZ Distribuce, a. s. na základě upřesněné metodiky

srpen 2008

Strana 1

2


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. Pokračují práce na plnění zbývajících bodů věcné náplně díla zaměřené na: ·

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

·

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

·

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

·

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

·

Na základě požadavku objednatele spolupráce na úpravách návrhů vyhlášek.

·

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

2.1

JEDNÁNÍ S OBJEDNATELEM A DALŠÍMI SUBJEKTY

V rámci řešení proběhla dvoustranná a vícestranná jednání zhotovitele s objednatelem a dalšími subjekty. Upřesňování vstupních podkladů je rovněž zajišťováno telefonicky nebo elektronickou poštou. Dne 13.6.2008 proběhlo v Praze jednání Tarifní komise (TK), na kterém byly prezentovány následující návrhy: ·

ČEZ Distribuce, a. s. - nové nastavení systému distribučních tarifů na hladině NN,

·

EGÚ Brno, a. s. - koncepce distribučních tarifů,

·

PREdistribuce, a. s. - nové sazby pro neměřené odběry.

Na jednání TK se objednatelé dotčených smluv shodli, že Koordinační seminář ke koncepci distribučních tarifů plánovaný na 27.6.2008 se nebude konat. 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. 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.

srpen 2008

Strana 2


2

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. 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 8.7.2008 byla s ERÚ a zástupci PDS konzultována koncepce distribučních tarifů na hladině NN. Dne 11.7.2008 byl předán ERÚ a zástupcům PDS (zastoupeným 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. 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 tato průběžná zpráva o postupu řešení Dílčích úkolů v elektronické podobě, jako podklad pro jednání Koordinačního semináře dne 22.8.2008. Tato průběžná zpráva v tištěné podobě byla předána objednateli na Koordinačním semináři 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. Energetickému regulačnímu úřadu 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 objednatele a jejich zohlednění, zjištěné nesrovnalosti a připomínky, včetně doporučení dalšího postupu. Pro rok 2009 jsou ceny přenosu a distribuce počítány stávajícím způsobem a také pomocí výpočetního modelu cen pro třetí regulační období zpracovávaného pro ERÚ.

2.2

SHRNUTÍ POSTUPU PRACÍ

Zpráva dokladuje postup prací na smlouvě o dílo č. 81 007 „Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009“. Předkládá pracovní návrh ke koncepci distribučních tarifů na základě definice cílů, především s ohledem na rozhodnutí o protichůdných požadavcích na transparentnost, logiku a spravedlnost při současném zachování prostoru pro topení a ohřev, zvýšení motivace pro preferenci odběru v hodinách mimo špičku a případném požadavku na zachování stávajících disproporcí soustavy distribučních tarifů. Návrh je podkladem k nalezení cílové koncepce distribučních tarifů podle odsouhlasených okrajových podmínek a rozhodnutí o způsobu přechodu na nový systém tarifů. 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.

srpen 2008

Strana 3


2

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 objednateli podklad pro schválení cen přenosu a systémových služeb a podklad k nastavení cen distribuce pro rok 2009. Konstatuje se, že práce na studii probíhají v souladu s dohodnutým harmonogramem věcného a časového řešení úkolu uvedeným ve smlouvě 81 007. Současný stav prací dává záruku, že podklady potřebné pro stanovení cen přenosu, SyS a distribuce pro rok 2009 budou k dispozici příslušným subjektům v požadovaných termínech, daných harmonogramem podle vyhlášek ERÚ. Výsledky budou využity v rámci přípravy cenového rozhodnutí ERÚ pro rok 2009 a při přípravě metodiky regulace cen v oblasti elektroenergetiky pro 3. regulační období.

srpen 2008

Strana 4

Druhé dílčí plnění smlouvy č. 81009 - Ceny za služby přenosové sítě

3

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 v průběhu července a srpna. Zejména se jednalo o : ·

upřesnění parametrů regulace ERÚ včetně velikosti průměrné nákupní ceny silové elektřiny na krytí ztrát, výše částky z fondu aukcí na přeshraničních profilech použité ke snížení povolených výnosů PPS, stanovení objemu nákladů na nákup PpS s ohledem na inflaci a na nárůst cen SE a určení velikosti jeho snížení o výnosy z vypořádání rozdílů ze zúčtování nákladů na odchylky,

·

aktualizaci technických vstupních údajů, které byly porovnány s podklady distribučních společností,

·

aktualizaci algoritmu výpočtu cen přenosu a systémových služeb v souladu s platnou metodikou regulace cen v elektroenergetice a se zadáním ERÚ,

·

variantní výpočty ceny za rezervaci kapacity, použití přenosové sítě a systémových služeb se zahrnutím dorovnání korekcí za výsledky v roce 2007 včetně korekčního faktoru na podporu OZE-KVET-DZ.

Ceny přenosu a SyS pro rok 2009 uvedené v následujících kapitolách zahrnují upřesnění, která byla sdělena zhotoviteli Energetickým regulačním úřadem ke dni 15.8.2008.

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 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.

srpen 2008

Strana 1

3


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.

3.2.1 Návrh korekčního faktoru 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 od elektřiny na vstupu do přenosové soustavy odečítá systémový tranzit. V tabulce 3.1 je navržen 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 v začátkem roku 2008. Tab. 3.1 Návrh korekčního faktoru za použití PS v roce 2007 Předpoklad pro rok 2007

Povolená míra ztrát (p.j.)

1,477%

Skutečnost roku 2007

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 Návrh korekčního faktoru 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

srpen 2008

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

Strana 2

3


roce i-2 (tj. za rok 2005). Korekční faktor se přičítá k povoleným nákladům na podpůrné služby stanoveným Úřadem pro regulovaný rok. V tabulce 3.2 je navržen 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 Návrh korekčního faktoru 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 15 603,2 tis.Kč. Kromě toho vyplácel podporu v režimu zelených bonusů obnovitelným zdrojům ČEZ (VE Hněvkovice) a zdrojům KVET ČEZ nad 5 MWe (ETU, Chvaletice, Počerady, Prunéřov 1 a 2) celkem 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 ve výši 11 124,5 tis.Kč. Rozdíl mezi náklady a výnosy je korekční faktor, u kterého je uplatněna časová hodnota peněz za období roků 2007 a 2008, jak vyplývá z tabulky 3.3. 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)

srpen 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


Korekční faktor OZE-KVET-DZ za rok 2007 je kladný ve výši 14 078,7 tis.Kč. a přičítá se k vícenákladům spojeným s podporou OZE-KVET-DZ pro rok 2009. Předběžná velikost platby regionálních distributorů vůči ČEPS, a.s. pro vyrovnání vícenákladů výkupu elektřiny z OZE-KVET-DZ pro rok 2009 je zpracována 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]

55,26 9,00 26,23

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

[Kč/MWh]

9,22

[Kč/MWh]

1,29

K faktor za výsledek roku 2007

[Kč/MWh]

9,53

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] 1 800 2 700 2 310

0,0

1 640

0,0

2 548

0,0

1 168

0,0

3 800

0,0

1 970

0,0

6 840 14 360 3 420 3 080 2 940 2 680 2 630 4 680 2 850 2 740 3 250 2 430 2 430 2 430 3 690 3 060 2 530

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 Pevná cena za každou vykázanou MWh [Kč/MWh] 1435 950 333 1071 687 242 46 46 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

45 760

[MWh/rok] [Kč/r] [Kč/r]

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

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

[Kč/r]

595 272,4

[Kč/r]

4 401 564,1

[Kč/r]

10 239 600,0

Předpokádané celkové vícenáklady na povinný výkup z KVET v roce 2009

[Kč/r]

2 094 886,0

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]

1 878 120,8

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)

[Kč/r] [Kč/r] [Kč/r]

2 164 222,2 595 272,4 -9 677 184,2

[Kč/r]

-5 039 568,8

[Kč/r]

4 158 000,0

srpen 2008

2 1 1 1

900 420 740 400 260 000 950 380 370 260 770 950 950 950 210 580 050 260 660 150 520 920 410

[MWh]

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

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

5 13 2 2 2 2 1 3 1 1 1

1

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] 0,0 420 24 380,0 0,0 870 0,0 0,0 930 0,0

12 117 720,8 4 259 108,2

Strana 4


3

Na začátku 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. Pevné ceny podpory KVET a druhotných zdrojů jsou v daném stádiu řešení předběžné. Jejich konečná výše bude upřesněna v průběhu druhé poloviny roku 2008. 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 předběžně celkem 5 039 568,8 Kč za rok, přičemž platba bude rozložena do pravidelných měsíčních splátek, a to od PREdistribuce, a.s. 265 261 Kč/měsíc a od E.ON distribuce, a. s. 154 703 Kč/měsíc. Konečné objemy plateb budou uvedeny v cenovém rozhodnutí ERÚ platném pro rok 2009. 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 15.8.2008. 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 předběžné 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

srpen 2008

Strana 5


3

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 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 = 1,372 % Přehled velikosti povolené míry ztrát po dobu regulace:

srpen 2008

rok

Povolená míra ztrát (%)

2002

1,767

2003

1,545

2004

1,257

2005

1,374

2006

1,343

Strana 6


2007

1,477

2008

1,514

3

V roce 2009 je z technických podkladů stanovena míra ztrát ve výši 1,372 %. 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 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.

srpen 2008

Strana 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, 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

Platba za rezervaci přenosové kapacity

[%] ACTHERM, s.r.o.

[tis.Kč/rok]

[tis.Kč/měsíc]

Průměrná měsíční hodinová maxima výkonů na RK rozhraní PS/110 kV (bilanční saldo) za 4 měsíce (XI - II) v (průměr maxim) předcházejících 3 zimních obdobích 2005/2006

2006/2007

2007/2008

[MW]

[MW]

[MW]

-

-

0,03

1 236

103

ČEZ Distribuce, a.s.

61,05

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

3 720 960

310 080

Celkem

za 3 zimní období [MW] 2,0

2,0

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

5 959,4

5 894,8

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

PREdistribuce, a.s. 8,71%

ACTHERM, s.r.o. 0,03%

EON Distribuce,a.s. 30,21% ČEZ Distribuce, a.s. 61,05%

srpen 2008

Strana 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 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 celkového průměrného maximálního výkonu z PS. 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,

srpen 2008

Strana 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 2002–2008 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 1,372 % stanovenou ERÚ a plánované množství elektřiny na vstupu do PS bez systémového tranzitu, přenesené v síti PPS v roce 2009, vychází povolený objem ztrát ve výši 858 330,0 MWh/rok. Povolené proměnné náklady přenosové sítě ve výši 1 822 435,3 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.

srpen 2008

Strana 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%

Předběžná cena za použití PS v roce 2009 ve výši 49,56 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 vývoj ceny ve 2. regulačním období měly následující skutečnosti: ·

větší část korekčního faktoru roku 2007 byla 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

2006

20,13

2007

21,13

28,08

2008 41,25

2009 49,56

Obr. 3.5 Vývoj ceny za použití přenosové sítě 55 50 45 40

Kč/MWh

35 30 25 20 15 10 5 0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

rok

srpen 2008

Strana 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

152,68

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.

srpen 2008

Strana 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 8,4 mld.Kč vzhledem k očekávanému vyššímu objemu PpS vlivem nárůstu podílu obnovitelných zdrojů připojených do soustavy 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 se zúčtování odchylek 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.

srpen 2008

Strana 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

PŘEDBĚŽNÁ 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 8,4 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. Tato skutečnost je zdůvodněna následujícími skutečnostmi:

–

V roce 2009 se očekává vyšší objem PpS vlivem nárůstu podílu obnovitelných zdrojů připojených do soustavy.

–

Nákup PpS je proti předchozím rokům dražší v souvislosti s rostoucí cenou silové elektřiny v posledních letech.

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 53,80 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

srpen 2008

Strana 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 54,6205 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 142,54 Kč/MWh. I když plánované náklady na PpS byly proti roku 2008 navýšeny o 300 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

142,54

58,04

58,00

64,00

64,00

58,64

55,12

55,56

53,80

Obr. 3.7 Vývoj ceny systémových služeb 180 160

Kč/MWh

140 120 100 80 60 40 2002

2003

2004

2005

rok

Koneční zákazníci

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 300 mil. Kč na 8,4 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 805 GWh v roce 2009 vůči roku 2008.

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.

srpen 2008

Strana 15

3


3.7

REKAPITULACE Pro rok 2009 byly vypočítány následující předběžné 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 49,56 Kč/MWh 152,68 Kč/MWh 53,80 Kč/MWh 142,54 Kč/MWh

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

srpen 2008

Strana 16

4

Druhé dílčí plnění smlouvy 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, které byly v průběhu řešení dále upřesňovány. 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, případně objednatele. 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 objednatele 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 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. 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. 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.

srpen 2008

Strana 1


4

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 v této fázi řešení 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. 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. 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.

srpen 2008

Strana 2

4


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 normativem míry technických ztrát a normativem 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: Míra technických ztrát

Míra obchodních ztrát

Míra celkových ztrát

%

%

%


5,84

0,789

6,629


6,35

0,93

7,28


5,69

0,554

6,244

srpen 2008

Strana 3

4


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

Předběžné průměrné nákupní ceny elektřiny pro krytí ztrát Průměrné nákupní ceny silové elektřiny pro krytí ztrát pro společnosti E.ON Distribuce, a. s. a PREdistribuce, a. s. byly v této fázi výpočtů cen pro rok 2009 předběžně navýšeny o 15 % vůči roku 2008. U společnosti ČEZ Distribuce, a. s. byla cena předběžně dojednána s ERÚ. Hodnoty uvedené v tabulce 4.1, zahrnují také průměrné ceny odchylek ve výši 14,15 Kč/MWh (předběžný nárůst o 15% proti toku 2008) a budou upřesněny ERÚ v průběhu druhé poloviny roku 2008. 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 Předběžné průměrné nákupní ceny elektřiny Spole čnos t

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

ČEZ Dis tribuce , a. s .

1 791,68

E.ON Dis tribuce , a. s .

1 915,10

PREdis tribuce , a. s .

1 957,17

4.2.3 Informativní průměrná cena elektřiny dodaná KZ na napěťové úrovni NN Informativní průměrná jednosložková cena dodávky elektřiny pro konečného zákazníka v Kč/MWh v roce 2009 je stanovena z průměrné individuální ceny silové elektřiny uvedené v tabulce 4.1 s připočtením marže obchodu, celostátně jednotné pevné ceny za činnost zúčtování OTE vztažené k odběru konečných zákazníků, ceny za systémové služby, ceny příspěvku na podporu OZE a KVET, z kumulativní jednosložkové ceny za službu distribuční sítě na úrovni NN, z příspěvku pro decentrální výrobu a příspěvku za zprostředkování plateb PDS. Informativní hodnota marže obchodu s elektřinou je dána ziskem obchodu ve výši 13,47 Kč/MWh předpokládané ERÚ a cenou obchodu pro KZ na jednotlivých napěťových hladinách navýšené z úrovně roku 2008 eskalačním faktorem obchodní marže ve výši 1,0564.

4.2.4 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: §

VVN

20,- Kč/MWh,

§

VN

27,- Kč/MWh,

§

NN

64,- Kč/MWh.

Vývoj ceny pro výrobce za decentrální výrobu v období let 2002 až 2008 je znázorněn na obrázku 4.1 a v tabulce 4.2.

srpen 2008

Strana 4

4


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

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

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 se přičítá k ceně za použití distribuční sítě na jednotlivých napěťových úrovních. Průměrná hodnota za ČR je 9,24 Kč/MWh. Vývoj průměrné ceny příspěvku KZ je znázorněn na obrázku 4.2. Obr. 4.2 Vývoj průměrné ceny příspěvku KZ na decentrální výrobu na úrovních VVN, VN a NN 10

Kč/MWh

8

6

Průměr PDS VVN Průměr PDS VN Průměr PDS NN

4

2

0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

rok

V ceně příspěvku 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 je pro E.ON Distribuce, a. s. a PREdistribuce, a. s. ČEZ Distribuce, a.s. má korekční faktor kladný.

srpen 2008

Strana 5

4


4.2.5 Výkup elektřiny z OZE Průměrné nákupní ceny elektřiny pro stanovení vícenákladů na výkup elektřiny z OZE v jednotlivých distribučních společnostech Regionální průměrné nákupní ceny silové elektřiny pro stanovení vícenákladů na výkup elektřiny z OZE v jednotlivých distribučních společnostech jsou uvažovány ve výši uvedené v tabulce 4.1. Podpora OZE Výkupní ceny a ceny zelených bonusů předběžně uvažované ERÚ pro rok 2009 jsou uvedeny v tabulce 4.3. Tab. 4.3 Výkupní ceny a zelené bonusy pro jednotlivé druhy obnovitelných zdrojů Kategorie OZE MVE 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 MVE uplatňující dodávky ve VT a NT zdroje do 10 MW uvedené do provozu po 1. 1. 2008 včetně v nových lokalitách - režim VT - režim NT zdroje do 10 MW uvedené do provozu po 1. 1. 2006 včetně v nových lokalitách - režim VT - režim NT zdroje do 10 MW uvedené do provozu po 1. 1. 2005 včetně a rekonstruované - režim VT - režim NT zdroje do 10 MW uvedené do provozu před 1. 1. 2005 - režim VT - režim NT Biomasa 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 Bioplyn a důlní plyn Spalování skládkového plynu po 1. 1. 2006 včetně Spalování kalového plynu z ČOV po 1. 1. 2006 včetně Spalování bioplynu v bioplynových stanicích po 1.1.2008 využvající cíleně pěst. biomasu Spalování bioplynu v bioplynových stanicích po 1.1.2008 využívající zemědělský odpad Spalování bioplynu v bioplynových stanicích po 1.1.2006 včetně Spalování důlního plynu z uzavřených dolů Spalování bioplynu ve výrobnách (od 1.1.2004 do 31.12.2005) Spalování bioplynu ve výrobnách před 1. 1. 2004 Větrné elektrárny Větrné elektrárny uvedené do provozu od 1.1.2008 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 Využití slunečního záření po 1. 1. 2008 Využití slunečního záření od 1. 1. 2006 do 31. 12. 2007 Využití slunečního záření před 1. 1. 2006

srpen 2008

Kč/MWh Výkupní ceny

Zelené bonusy

2704 2548 2310 2310 1800

1324 1168 930 930 420

3800 1400 3800 1925 3470 1730 2700 1350

1970 1025 1970 790 1640 595 870 215

4380 3410 2630 3690 3060 2530 x x x x x x

2900 1930 1150 2210 1580 1050 1260 660 150 1520 920 410

2430 2430 4060 3440 3250 2430 2740 2850

950 950 2580 1960 1770 950 1260 1370

2560 2630 2680 2940 3080 3420

1880 1950 2000 2260 2400 2740

4680

3380

14000 14360 6840

13060 13420 5900

Strana 6

4


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).

·

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 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. Konečná výše podpory výroby elektřiny z OZE v roce 2009 pro jednotlivé kategorie OZE ve formě minimálních výkupních cen a zelených bonusů bude stanovena v průběhu druhé poloviny roku 2008. V roce 2009 se ve výpočtu předpokládá výkup cca 0,698 TWh v režimu minimálních výkupních cen a cca 1,646 TWh v režimu zelených bonusů podle skutečnosti v roce 2007.

4.2.6 Podpora výroby elektřiny z KVET a druhotných zdrojů V souladu s platným energetickým zákonem se podpora výroby elektřiny z KVET a druhotných zdrojů uskutečňuje pouze ve formě příspěvků jako pevných cen k tržní ceně elektřiny. V této fázi řešení se výše příspěvků pro rok 2009 uvažovala ve výpočtech podle tabulky 4.4. Tab. 4.4 Předběžně uvažovaná podpora KVET a DZ v roce 2009

Kategorie KVET 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 Druhotné zdroje spalování druhotných zdrojů s vyjímkou degazačního plynu spalování degazačního plynu

Pevná cena za každou vykázanou MWh [Kč/MWh] 1435 950 333 1071 687 242 46 46 45 760

V roce 2009 se předpokládá celková podpora cca 7,855 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.

4.2.7 Cena příspěvku KZ na podporu výkupu elektřiny z OZE, KVET a druhotných zdrojů Je zachován jednotný celostátní příspěvek KZ na podporu výkupu elektřiny z OZE, KVET a druhotných energetických zdrojů, uvedený samostatně jako položka na fakturách všech konečných zákazníků včetně domácností. Celostátně jednotnou cenu na podporu OZE, KVET a druhotných zdrojů hradí také koneční zákazníci umístění v ostrovním provozu prokazatelně odděleném od elektrizační soustavy ČR, lokální spotřeba výrobců a samovýrobců s instalovaným výkonem nad 100 kW a ostatní spotřeba provozovatelů distribučních soustav.

srpen 2008

Strana 7

4


Příspěvek na podporu OZE, KVET a druhotných zdrojů v roce 2009 předběžně činí 55,26 Kč/MWh, což znamená meziroční nárůst o 14,51 Kč/MWh vůči roku 2008. Přitom korekční faktor za výsledek roku 2007 ve výši 578,6617 mil.Kč zvyšuje cenu příspěvku o 9,53 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 se předpokládá, že ERÚ stejně jako v roce 2008 uplatní v uvedené ceně příspěvku na OZE, KVET a druhotné zdroje určité navýšení (výše této rezervy se uvažuje na úrovni 9,- Kč/MWh). Toto navýšení zůstává u PPS a PDS jako rezerva na podporu OZE, KVET a druhotných zdrojů a vyrovnává se v korekčním faktoru. Vyrovnání vícenákladů platí E.ON Distribuce, a. s. a PRE, a. s. vůči ČEZ Distribuce, a. s. a ČEPS, a. s. v souladu s vykázanými technickými údaji pro OZE, KVET a druhotné zdroje a spotřebou konečných zákazníků včetně lokální spotřeby se zahrnutím regulační korekce za hospodářské výsledky roku 2007. Vývoj ceny příspěvku je uveden na obrázku 4.3 a v tabulce 4.5. Tab. 4.5 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 55,26

Obr. 4.3 Vývoj ceny příspěvku KZ na podporu výroby elektřiny v OZE, KVET a v druhotných zdrojích 60,0 50,0

Kč/MWh

40,0

OZE-KVET-DZ

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

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

rok

4.2.8 Zajištění činnosti zúčtování odchylek OTE, a. s. Ve druhém regulačním období hradí činnost zúčtování odchylek OTE, a. s. koneční zákazníci, ostatní spotřeba PDS, export z DS do ostrovů v zahraničí a lokální spotřeba výrobců. Pro rok 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 4.4 a v tabulce 4.6.

srpen 2008

Strana 8

4


Tab. 4.6 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. 4.4 Vývoj ceny za činnost zúčtování odchylek OTE, a. s. 5,0

Kč/MWh

4,8

4,6

Cena OTE 4,4

4,2

4,0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

rok

4.3

PŘEDBĚŽNÉ CENY DISTRIBUCE PRO ROK 2009

Vzhledem k upřesňování některých vstupních údajů jsou ceny distribuce pro rok 2009 ještě předběžné. Jsou uvedeny v následujících tabulkách, které se obvykle presentují v cenovém rozhodnutí. S ohledem na stav výpočtu cen pro rok 2009 jsou jejich hodnoty doplněny vývojem pouze průměrné ceny za ES ČR od roku 2002.

4.3.1 Předběžné platby za rezervaci kapacity sítí VVN mezi provozovateli RDS Tab. 4.7 Měsíční cena za roční RK mezi provozovateli RDS

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

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

Platby mezi provozovateli RDS za rezervaci kapacity sítí sousedních PDS na napěťové hladině 110 kV, uvedené v tabulce 4.7 mohou být ještě upřesněny ve druhé polovině roku 2008.

4.3.2 Předběžné 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. Předběžná výše pevných měsíčních plateb po celý rok 2009 vyplývá z tabulky 4.8.

srpen 2008

Strana 9

4


Tab. 4.8 Vyrovnání vícenákladů výkupu elektřiny z OZE, KVET a druhotných zdrojů 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. 12 854 893 22 041 691

154 703 265 261

4.3.3 Předběžné ceny za rezervaci kapacity pro oprávněné zákazníky na VVN a VN Tab. 4.9 Měsíční cena za roční RK a měsíční cena za měsíční RK pro odběr z DS Společnost

Úroveň napětí

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

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

E.ON Distribuce, a.s.

VVN VN VVN VN VVN VN

55 421 121 207 60 090 143 823 54 981 132 308

66 437 145 299 66 492 159 145 61 469 147 920

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

Vývoj průměrných měsíčních cen regionálních PDS za roční RK a měsíčních cen za měsíční RK v období let 2002 až 2009 je znázorněn v diagramech na souhrnném obrázku 4.5.

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

Průměr PDS VVN Průměr PDS VN

80 000 60 000 40 000

20 000

20 000 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2002

2003

2004

rok

2005

2006

2007

2008

2009

rok

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

4.3.4 Předběžné ceny za použití sítí pro oprávněné zákazníky na VVN a VN Tab. 4.10 Cena za použití sítí provozovatelů distribučních soustav nad 1 kV Společnost

Úroveň napětí

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

E.ON Distribuce, a.s.

VVN VN VVN VN VVN VN

66,06 120,21 62,73 95,77 58,87 102,97

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

srpen 2008

Strana 10

4


Vývoj předběžné průměrné ceny regionálních PDS za použití sítí nad 1 kV v období let 2002 až 2009 je znázorněn v diagramu na obrázku 4.6. Vývoj průměrné ceny za použití sítí VVN a VN 120

Kč/MWh

100

80


60

40

20 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

rok

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

4.3.5 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 4.9 a 4.10. V případě, že odběratel zvolí jednosložkovou cenu, neúčtují se dvousložkové ceny za rezervaci kapacity a použití sítě VN podle tabulek 4.9 a 4.10 a tato cena je uplatňována po dobu minimálně 12 měsíců. V tabulce 4.11 jsou uvedeny jednosložkové ceny na VN pro rok 2008. Tab. 4.11 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.

4 968,49 5 848,69 5 395,29

4.3.6 Informativní průměrné jednosložkové ceny za službu sítě pro KZ V diagramu na obrázku 4.7 je znázorněn vývoj průměrných jednosložkových cen distribuce na jednotlivých úrovních napětí pro ES ČR s tím, že vzhledem k současnému stavu výpočtů jsou ceny pro rok 2009 pouze předběžné. Diagram je pouze informativní, protože vyjádření dvousložkových cen ve formě jednosložkové ceny není zcela korektní. ES ČR - Vývoj průměrné jednosložkové ceny distribuce na úrovních VVN, VN a NN 1 400 1 200

Kč/MWh

1 000

Průměr PDS VVN

800

Průměr PDS VN

600

Průměr PDS NN

400 200 0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

rok

Obr. 4.7 Vývoj průměrné jednosložkové ceny v ES ČR na VVN, VN a NN

srpen 2008

Strana 11

4


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

4.3.7 Vývoj průměrné jednosložkové ceny elektřiny pro KZ na úrovni NN Rovněž následující diagram na obrázku 4.8 má informativní charakter. Průměrná jednosložková cena elektřiny 3 385,14 Kč/MWh bez DPH pro KZ v ES ČR předběžně stanovená pro rok 2009, která je uvedena v diagramu, se skládá z: §

průměrné ceny silové elektřiny včetně ceny odchylek a marže obchodu ve výši 1 907,82 Kč/MWh, která je v dané fázi řešení zvýšena o cca 13,66 % proti úrovni roku 2008. Tato cena je tržní a není regulována. Cenu silové elektřiny ERÚ upřesnění ve druhé polovině roku 2008,

§

pevné ceny za zajištění činnosti zúčtování odchylek OTE, a. s. ve výši 4,75 Kč/MWh,

§

pevné ceny systémových služeb ve výši 142,54 Kč/MWh,

§

pevné ceny příspěvku na krytí vícenákladů na výkup elektřiny z OZE a KVET ve výši 55,26 Kč/MWh,

§

pevné ceny příspěvku na decentrální výrobu v průměrné výši 9,24 Kč/MWh za ES ČR,

§

pevné ceny pro PDS za zprostředkování plateb ve výši 0,10 Kč/MWh,

§

průměrné pevné kumulativní jednosložkové ceny distribuce na úrovni NN ve výši 1 265,43 Kč/MWh za ES ČR.

ES ČR - Vývoj informativní průměrné jednosložkové ceny elektřiny pro KZ na úrovni NN 3 500 3 300

Kč/MWh

3 100 2 900

PDS NN

2 700 2 500 2 300 2 100 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

rok

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

Průměrné jednosložkové ceny elektřiny dodané konečným zákazníkům v ČR na napěťových úrovních VVN, VN a NN včetně DPH se skládá z položek znázorněných v procentech na obrázcích 4.9 – 4.11.

srpen 2008

Strana 12

4


Podíl jednotlivých složek ceny za dodávku elektřiny pro zákazníky na úrovni VVN v roce 2009 - bez DPH Elektřina včetně obchodní marže 81,49%

Distribuce elektřiny 5,06%

Operátor trhu 0,20%

Přenos elektřiny 4,31%

Decentrální výroba 0,40%

Obnovitelné zdroje a kogenerace 2,38%

Systémové služby ČEPS 6,14%

Obr. 4.9 Složky ceny za dodávku elektřiny pro zákazníky na úrovni VVN

Podíl jednotlivých složek ceny za dodávku elektřiny pro zákazníky na úrovni VN v roce 2009 - bez DPH Elektřina včetně obchodní marže 72,79%

Distribuce elektřiny 15,18% Operátor trhu 0,19%

Přenos elektřiny 3,76% Decentrální výroba 0,36%



Obr. 4.10 Složky ceny za dodávku elektřiny pro zákazníky na úrovni VN

srpen 2008

Strana 13

4


Podíl jednotlivých složek ceny za dodávku elektřiny pro zákazníky na úrovni NN v roce 2009 - bez DPH Elektřina včetně obchodní marže 56,36%

Distribuce elektřiny 34,23% Přenos elektřiny 3,15% Decentrální výroba 0,27%




Obr. 4.11 Složky ceny za dodávku elektřiny pro zákazníky na úrovni NN

4.3.8 Vývoj průměrné ceny silové elektřiny v ES ČR pro KZ na úrovni NN V tabulce 4.12 a na obrázku 4.12 je znázorněn vývoj průměrné ceny silové elektřiny v ES ČR na úrovni nízkého napětí. Cena je složena z průměrné nákupní ceny silové elektřiny včetně ceny odchylek, stejné pro všechny úrovně napětí a z marže obchodu rozlišené po napěťových úrovních. V roce 2009 je průměrná cena silové elektřiny pro konečné zákazníky proti roku 2008 předběžně navýšena o 13,66 %. Její upřesnění se očekává ve druhé polovině roku 2008. Tab. 4.12 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 1 907,82

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

Obr. 4.12 Vývoj průměrné ceny SE v ES ČR včetně marže obchodu a ceny odchylek na NN

srpen 2008

Strana 14


4.4

4

TARIFNÍ SAZBY NA ÚROVNI NN

Na jednání s ERÚ dne 8.8.2008 byl předběžně dohodnut postup stanovení distribučních tarifů na hladině NN pro rok 2009. Vzhledem k tomu, že cílová koncepce distribučních tarifů se teprve tvoří, bylo dohodnuto, že se bude paralelně:

–

pokračovat ve zpracování výpočtů distribučních tarifů podle navržené koncepce včetně zpracování návrhu postupu přechodu na nové tarify (viz. kap. 5.3),

–

vytvářet výpočetní soubory pro distribuční tarify NN pro rok 2009 s jednoduchou meziroční úpravou podle vývoje povolených výnosů distribuce (PV) a technických jednotek (tzn. meziroční úprava současných tarifů zatím bez uplatnění nové koncepce).

Při tomto postupu se bude průběžně kontrolovat, zda meziroční úprava současných distribučních tarifů není v přímém rozporu proti uvažované cílové koncepci. Meziroční úprava podle vývoje PV spočívá v takovém povýšení současných složek distribučních tarifů, které zajistí vybrání potřebných finančních prostředků na straně distributora. Tento postup byl již v minulosti použit, např. při stanovení distribučních tarifů pro rok 2007. Při tomto postupu by se jednotlivé tarify měli změnit úměrně změně průměrné jednosložkové ceny distribuce (viz. kap. 4.3.7), která v průměru za ČR vzroste o 9,9 %. Tento nárůst je způsoben očekávaným nárůstem hodnoty PV distribuce po přičtení korekčního faktoru a 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 %. Určitý zásah do meziroční úpravy tarifů se dá očekávat v závislosti na dalším vývoji cílové koncepce distribučních tarifů, případně po zpracování návrhu postupu přechodu na nové tarify.

srpen 2008

Strana 15

Druhé dílčí plnění smlouvy č. 81009 - Zpracování podkladů k metodice regulace cen

5

5

ZPRACOVÁNÍ PODKLADŮ K METODICE REGULACE CEN

Část věcné náplně prací, specifikované v DÚ 3, byla zpracována ke konci května 2008 a prezentována v průběžné zprávě k prvnímu dílčímu plnění smlouvy o dílo. Výsledky řešení, které byly zpracovány v samostatných kapitolách průběžné zprávy, představovaly plnění bodů 1, 2, 4 a 6 třetího dílčího úkolu, byly projednány na Koordinačním semináři dne 30.5.2008. Věcně se týkaly: ·

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

·

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

·


·

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

V dalším období do konce srpna 2008 byly zajišťovány následující činnosti:: ·

spolupráce s ERÚ na stanovení individuálních cen distribuce pro provozovatele lokálních distribučních soustav, která se v této fázi řešení soustředila na ověření vykázaných údajů, sestavení podkladů potřebných ke stanovení korekčních faktorů za hospodářské výsledky dosažené v roce 2007 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), jejíž činnosti byly začleněny do procesních útvarů dceřiných společností ČEZ, a. s, takže se korekční faktor za rok 2007 započítává ke KF společnosti ČEZ Distribuce, a. s.,

·

analýza cen elektřiny na velkoobchodním trhu jako podklad při spolupráci s objednatelem na stanovení průměrných cen silové elektřiny pro MOP a MOO pro podmínky roku 2009. Uvažovaly se produkty obchodované na Pražské energetické burze (PXE), u OTE, a. s. a na Německé energetické burze (EEX).

Ve zbývající části roku 2008 se práce na řešení DÚ 3 zaměří na: ·

spolupráci s ERÚ při návrhu individuálních cen distribuce pro provozovatele lokálních distribučních soustav,

·

návrh tarifů dodavatele poslední instance pro MOP a MOO ve vazbě na tarifní statistiky roku 2007, které poskytne zhotoviteli ERÚ. Kontrolu dopadů změn výsledných cen pro konečné zákazníky na hladině NN na základě cen navržených DPI po složkách v jednotlivých tarifech a distribučních sazbách,

·

spolupráci na úpravách návrhů vyhlášek na základě požadavku objednatele,

·

spolupráci při přípravě návrhu cenového rozhodnutí ERÚ na rok 2009 na základě požadavku objednatele.

V následujících kapitolách se stručně shrnují výsledky řešení presentované v průběžné zprávě k prvnímu dílčímu plnění smlouvy o dílo a jsou doplněny nové poznatky z navazujících prací dosažené k termínu konání Koordinačního semináře dne 22.8.2008.

srpen 2008

Strana 1

5


5.1

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

5.1.1 Úvod V souladu s věcným obsahem prací byly zjištěny a vyhodnoceny názory a zkušenosti subjektů energetiky s metodikou regulace cen elektřiny v oblasti elektroenergetiky přijatou pro druhé regulační období. Zhotoviteli díla bylo v termínu předloženo 6 písemných podkladů: Tab. 5.1 Přehled respondentů ke zkušenostem s metodikou regulace cen Číslo

Společnost

1 2

Regulované subjekty PREdistribuce, a. s. Za Skupinu ČEZ

3 4 5 6

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

Respondent

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

K 15.5.2005 byla objednateli předána zpráva s vyhodnocenými názory a zkušenostmi jednotlivých subjektů s metodikou regulace, včetně návrhů na úpravu metody regulace, na základě podkladů shromážděných od těchto subjektů. Výsledky byly projednány na Koordinačním semináři dne 30.5.2008, na kterém Energetický regulační úřad vyjádřil svoje stanovisko ke zkušenostem a námětům na úpravu metody regulace. Výsledky z diskuse jsou stručně shrnuty v následující kapitole.

5.1.2 Stanoviska k návrhům na úpravu metodiky regulace cen Cena za systémové služby 1.

AES Bohemia s.r.o. zopakoval připomínku z loňského roku k přehodnocení plateb za SyS u odběratelů v LDS, jejíž spotřeba je pokryta výrobcem s vyvedeným výkonem do této LDS tak, aby snížená cena SyS byla vázána na existenci smluvního vztahu na dodávku elektřiny mezi výrobcem a odběratelem v LDS. Stanovisko ERÚ bylo negativní, nedoporučuje vázat úhrady na dohody o dodávkách. S AES Bohemia s.r.o. již bylo dříve o těchto záležitostech jednáno, ERÚ nemá od jiných účastníků trhu indikace podobných problémů.

2.

K požadavku SVSE, aby byla platba za SyS rovnoměrně rozložena mezi všechny účastníky trhu (včetně exportu) zástupce ERÚ uvedl, že výroba elektřiny nebude zatížena platbou za SyS – bude nadále uplatněn princip G = 0. Zatěžovat pouze export je problematická záležitost z hlediska Bruselu. Určité změny nastanou v oblasti ostrovních provozů na Slovensko, přesnější informace budou známy později.

Cena za služby distribučních sítí 3.

Připomínky skupiny ČEZ a PREdistribuce, a.s. k třetímu regulačnímu období jsou chápány jako připomínky ke strategii ERÚ, v jehož pravomoci jsou pravidla pro 3. r. o. Zástupce ERÚ k

srpen 2008

Strana 2


5

tomu uvedl, že s přeceněním odpisů se již uvažuje, přecenění aktiv bude diskutováno se zástupci PDS. K problematice ztrát v DS existují návrhy, jak k nim přistupovat ve 3. r. o. Tarify pro KZ na hladině NN 4.

PREdistribuce, a.s. obnovil požadavek na vytvoření nové distribuční sazby pro OM, kde není technicky možné provádět měření, ale lze spotřebu elektřiny vypočítat podle příkonu instalovaného zařízení. Jedná se o OM s nízkou spotřebou a konstantním odběrem elektřiny, určenou pro širokopásmové služby IP s využitím přenosu telekomunikačního signálu po silovém vedení (PLC). Tyto odběry nesplňují podmínky pro přidělení sazby C60d – mají stálý odběr a velký počet jednotek (až 100 000), takže součet příkonu převýší 1000 W. Zástupce EGÚ Brno, a. s. prezentoval výsledky loňské analýzy, která se zabývala pouze otázkou distribuce a poukázal na nutnost vytvořit pro novou distribuční sazbu pravidla režimu dodávky silové elektřiny, založené např. na dodávce DPI podle velikosti požadovaného příkonu a ceně stanovené ERÚ dle ročního baseload, dále je nutné provést právní rozbor možnosti a dostatečnosti zavedení pravidel dodávky SE pro novou distribuční sazbu pro neměřené odběry. Zástupce PRE uvedl, že pokud by se pro PLC odběry zavedla nová sazba za dodávku silové elektřiny, pak by formálně měl pro tento druh „base“ odběru zaveden i nový TDD. Zástupce ERÚ sdělil, že ERÚ je připraveno se otázkou sazby pro PLC odběry zabývat, problematika bude diskutována na jednání tarifní komise 13.6.2008. Problém je zejména legislativní, jako možné řešení zástupce ERÚ uvedl rozšíření stávajících podmínek pro sazby C60d, která je dle provedené analýzy EGÚ Brno, a. s. vyšší než jednosložková cena za distribuci s tím, že distributorovi tak bude „zaplacena“ i silová elektřina, kterou tomuto odběru distributor dodá, avšak formálně se tato elektřina objevuje ve ztrátách.

5.

PRE poslalo připomínku k distribučním tarifům, které nebyly vzhledem k termínu přijetí uvedeny ve zpracovaných zkušenostech, byly pouze prezentovány na koordinačním semináři: Distribuční sazby pro použití elektrotopných spotřebičů vychází z předpokladu, že VT a NT je přepínám příslušným PDS pomocí HDO, případně spínacími hodinami. Časy spínání jsou plně v kompetenci PDS, v převážné většině případů zákazník volí pouze sazbu, nikoliv doby spínání. Přestože je tímto způsobem významná část spotřeby především MOO a MOP uvolňována energetikou v době, kdy je to pro denní diagram spotřeby nejvíce výhodné (případně nejméně nevýhodné), nijak se tato schopnost neprojevuje v cenotvorbě. Při kalkulaci tarifů za distribuci se vychází z předpokladu, že spotřebu řízenou HDO je potřeba zatížit stejnými průměrnými náklady na systémové služby, rezervovanou kapacitu PS a DS i na použití sítí PS a DS, jako jinou spotřebu, kterou PDS nemůže technickými prostředky ovlivňovat. Aby potom ceny za distribuci pro dvoutarifové sazby nebyly likvidační, uvažuje se o určitých křížových dotacích s tím, že zákazník v OPM nemůže změnit distributora. PRE je přesvědčena, že kumulativní náklady na 1 MWh distribuované elektřiny zákazníkům NN se spotřebou řízenou PDS pomocí např. HDO jsou nižší než u zákazníků s jednotarifovou sazbou (jinak by toto řízení vůbec nemělo smysl). Obrací se na EGÚ Brno s žádostí o hledání mechanizmu, kterým by v sazbách za distribuci byly zvýhodněny ty sazby, které jsou i pro energetiku výhodné. K otázce zvýhodnění tarifních sazeb řízených HDO zástupce PRE v diskusi upřesnil, že se nejedná o zvýhodnění, ale o spravedlivé vyhodnocení nákladů. Zástupce ERÚ uvedl, že v koncepci distribučních tarifů je těžko obhajitelná cena nižší než je cena za ztráty – cena za použití distribuční sítě na hladině NN. Další diskuse na toto téma proběhne na jednání tarifní komise dne 13.6.2008.

srpen 2008

Strana 3


5

Cena pro výrobce za decentrální výrobu (DV) a příspěvek KZ na tuto výrobu 6.

K problematice podpory decentrální výroby uvedl zástupce ERÚ, že pro rok 2009 zůstane podpora s největší pravděpodobností na stejné úrovni jako v letošním roce (tj. na všech napěťových hladinách). ERÚ dává zakotvení podpory decentrální výroby do návrhu nového energetického zákona, tj. podpora bude podložena zákonem. Současná cena příspěvku pro decentrální výrobce je vázána na ztráty, ERÚ se ale nechystá zvedat ceny příspěvku. Pro další regulační období ERÚ zvažuje příspěvek alespoň pro větší zdroje vázat na jejich další funkce v soustavě, tj. nejen úspora ztrát, ale i schopnost zásobit určité území ve stavech nouze při rozpadu soustavy. Na dotaz zástupce ECKG Generating, zda se bude jednat o doplnění stávajícího systému podpory, kdy k současnému příspěvku, který výrobci dostávají bude přidán ještě další příspěvek vázaný na certifikaci schopnosti ostrovního provozu zástupce ERÚ odpověděl, že toto zatím není přesně stanoveno. Zřejmě se bude jednat pouze o zachování jednoho stávajícího příspěvku, který však u větších zdrojů bude vázán na certifikaci ostrovního provozu, u menších zdrojů např. typu malá vodní elektrárna však požadavek na certifikaci nebude, neboť tyto zdroje nejsou schopny takový režim zabezpečit. Zástupce ERÚ rovněž reagoval na připomínku zástupce ČEZ, že se nebude jednat o příspěvky pro elektrárny umístěné kdekoliv v soustavě (tj. i v PS), ale půjde o větší zdroje připojené do distribučních soustav. Požadavky na ostrovní provoz, kdy decentrální zdroj pokryje např. část spotřeby města budou i ze strany hasičů a složek integrovaného záchranného systému, tzn. že tyto funkce budou ovlivněny i legislativními požadavky.

Podpora výroby elektřiny v OZE–KVET–DZ; cena pro konečné zákazníky za krytí podpory 7.

K návrhu distributorů, aby při plánování dodávky elektřiny z OZE/KVET byly brány v úvahu odhady jednotlivých PDS ohledně dodávky elektřiny z OZE zástupce ERÚ uvedl, že ERÚ určitě nepřevezme pouze čísla od distributorů, ale bude tyto údaje kontrolovat z dalšími podklady a informacemi, které úřad má. ERÚ se chce vyhnout situaci, kdy by do plánu vstupovaly všechny žádosti, které distributoři registrují, neboť se někdy může jednat o předčasná, později nerealizovaná připojení, nebo o vícenásobné žádosti z více stran na tytéž projekty. Zástupce EGÚ Brno, a. s. připomenul paralelně řešený projekt v EGÚ Brno, a. s. – Projekt Dlouhodobých bilancí pro OTE ČR, ve kterém se problematika očekávaného rozsahu připojení nových OZE rovněž podrobně řeší a tyto studie mohou ERÚ sloužit jako další informační zdroj.

8.

AES Bohemia spol. s r.o. navrhla sestavit nezávislou komisi odborníků (např. z odborníků na vysokých školách v Brně a Praze ), která vypracuje jednotnou metodiku hodnocení procesu KVET, závaznou pro SEI. Zástupce ERÚ k tomu uvedl, že bohužel ani ERÚ ani PRDS nemají oprávnění měnit metodiku vykazování spotřeby KVET. ERÚ na tento požadavek může zareagovat pouze formou doporučení, ale primárně je to záležitost MPO.

9.

Další diskuse proběhla ohledně připomínky SVSE, které navrhlo přiřadit v celé výši vícenáklady způsobené provozem OZE jejich původcům a zahrnout do této platby i vícenáklady skryté v jiných položkách konečné ceny za elektřinu. SVSE jde o transparentnost, aby v ceně příspěvku byly zahrnuty všechny náklady, které provoz OZE způsobuje. Zástupce ERÚ k tomu uvedl, že podpora OZE je zakotvena příslušným zákonem. Pokud bychom např. chtěli vyjádřit, jaká část z ceny systémových služeb je na provoz OZE, pak

srpen 2008

Strana 4


5

bychom museli rovněž říci, jaká část je např. na krytí výpadku největšího bloku v soustavě, což by vedlo k následné diskusi kdo na co přispívá. Zástupce AEM–SVSE připomenul studii EGÚ Brno, a. s. z roku 2005 o očekávaných nárůstech nákladů na nákup PpS v souvislosti s připojením většího množství OZE, ve které se hovořilo o možném nárůstu až 6 mld. Kč jen na PpS. Zástupce ERÚ k tomu uvedl, že větší požadavky vyvolávají i jiné zdroje. V mnoha studiích, které se problematikou zabývají jsou teoretické výpočty a odchylka mezi nimi dosahuje až 200 %. Zástupce ČEZ připomněl dopad povinného výkupu elektřiny z OZE na vykupujícího obchodníka do nákladů na odchylku. Výrobce provozující OZE dostává cenu nezávislou na tom, jakou způsobuje odchylku. Zástupce ERÚ však připomněl stávající legislativu, která předepisuje, že přirozená těkavost dodávky z OZE nesmí být důvodem pro neplnění podpory ze strany distributorů. Za stávajících legislativních podmínek je těžké nalézt vhodnější systém podpory a související úhrady vícenákladů. Průměrná cena silové elektřiny pro stanovení nákladů na ztráty 10.

Skupina ČEZ zopakovala připomínku z loňského roku, aby při kalkulaci ceny elektřiny na krytí ztrát byl uvažován diagram netto, tj. po odpočtu povinných výkupů a nikoliv celý, jak je používáno dosud. Zástupce ERÚ uvedl, že se s uvedeným přístupem dá věcně souhlasit, nicméně je problémem, jaký diagram pro ocenění ztrát vzít. Diagram netto je možné znát za rok i-2, ale v případě plánu pro regulovaný rok i tento diagram není dopředu znám. Tento informační vstup je nutné dále diskutovat před přijetím dalšího postupu.

Cena elektřiny zajišťovaná dodavatelem poslední instance 11.

Skupina ČEZ navrhla úpravu postupu při stanovení ceny DPI, kdy by do ceny DPI byla zakalkulována nejistota (kdy a jaký objem bude muset v tomto režimu dodávat) a v té souvislosti přehodnocena výše marže. Zástupce ERÚ konstatoval, že se jedná o problém hrubé marže. Prakticky byla zatím na trhu s elektřinou uzavřena pouze jedna smlouva v režimu DPI. Doporučil situaci nekomplikovat. Dle názoru ERÚ by se cena PDI neměla lišit o běžné ceny nabízené konečným zákazníkům na neregulovaném trhu. ERÚ se chce vyhnout situaci, kdy by obchodník byl motivován k tomu, aby elektřinu prodával radši v režimu DPI, tedy dráž.

Připomínky k Cenovému rozhodnutí 12.

K návrhu PREdistribuce, a.s. upravit metodiku výpočtu ztrát na sekundární straně transformátorů s využitím skutečných parametrů odběratelského transformátoru uvedl zástupce ERÚ, že problematika se řeší s pracovní skupinou PDS, ustanovení v cenovém rozhodnutí budou aktualizována a budou přesunuta do vyhlášky o pravidlech trhu.

13.

PREdistribuce, a.s. dále navrhlo zpřesnit okolnosti plateb SyS pro výrobce – neexistuje možnost ověření množství elektřiny odebrané výrobcem z RDS pro výrobu elektřiny. Zástupce ERÚ k tomu uvedl, že by se jednalo o velký zásah do cenového rozhodnutí, ve stávajícím systému tuto záležitost kontroluje SEI.

14.

Energetika Třinec, a.s. navrhla takovou úpravu cenového rozhodnutí, podle které by elektřina spotřebovaná konečným zákazníkem napojeným na jinou než elektrizační soustavu České Republiky byla vyjmuta z platby ceny na krytí vícenákladů spojených s podporou elektřiny z obnovitelných zdrojů, kombinované výroby elektřiny a tepla a druhotných zdrojů (odst. 5.1.) a platby ceny za zúčtování OTE (odst. 6.2.c).

srpen 2008

Strana 5


5

Zástupce EGÚ Brno, a. s. v prezentaci uvedl jako možné systémové řešení problému harmonizace na mezistátní úrovni např. formou jednání regulátorů či příslušných kompetentních orgánů. Zástupce ERÚ k tomu uvedl, že zproštění plateb je nesystémové, platby za SyS a OTE jsou „formou zdanění“ podle množství odebrané elektřiny a je uplatněn princip, že každá spotřeba v ČR je zatížena touto platbou. 15.

SVSE podalo připomínku k penalizaci kapacitního účiníku. Navrhují změnu postihů v cenovém rozhodnutí v tom smyslu, že by bylo stanoveno určité „pásmo necitlivosti“ kapacitního účiníku 0,995–1, které by nebylo penalizováno, v pásmu 0,9–0,995 by bylo penále 100,- Kč/MWh, pásmu pod 0,9 by byla současné penále 400,- Kč/MWh. Zástupce ERÚ sdělil, že by úřad chtěl letos tuto záležitost dotáhnout. Loni nebyl dosažen kompromis s RDS, nyní by bylo možné problém vyřešit. Zástupce PREdistribuce, a.s. připomenul souvislost s dobou vyhodnocování, pokud se monitoruje celých 24 hodin denně, dostávají se jiné výsledky. Zástupce PRE, a.s. vyjádřil názor, že penalizace nedovoleného kapacitního účiníku by už z principiu měla být přísnější než penalizace nedodržení induktivního účiníku. Řešením by mělo být stanovit rozptyl pásma, které se toleruje. Návrh na úpravu je potřeba dále prakticky promyslet.

16.

SVSE dále podalo připomínku ke zmírnění penalizace za překročení rezervované kapacity. Cílem je částečně zmírnit dopad neúmyslných pochybení odběratele při drobném překročení sjednané RK, nikoli vytvoření podmínek pro porušování odběratelské kázně. Navrhují stanovit 3 pásma překročení RK s postupně zvyšujícím se násobkem platby za měsíční rezervaci. Pokud by zákazník porušoval kázeň hrubým způsobem, pak je razantní penalizace v pořádku. Jako kompromisní návrh uvádějí navrhovanou toleranci (s výjimkou pásma 100-110% pro LDS a samovýrobce) poskytnout jako vstřícný krok 2 x v kalendářním roce. Tím by bylo pamatováno na nešťastnou souhru náhod, která u každého odběratele může nastat. Zástupce ERÚ uvedl, že se jedná o problematickou záležitost v souvislosti se zvýšením ceny za RK z titulu nižších objednaných kapacit. Pokud by se zavedly meze s nižší penalizací a podnikový energetik s tím bude umět pracovat, pak objedná nižší hodnotu RK. SVSE dále podalo připomínku k penalizaci za překročení rezervovaného příkonu (RP), která v mnohých případech naráží na neexistenci smlouvy o připojení a tudíž bez hodnoty RP. Poukazují na „přísnost“ ustanovení odstavce (5) vyhlášky 51/2006 Sb. (vyhláška o připojení), kdy je zákazníkovi po dvou letech „automaticky“ snižována hodnota rezervovaného příkonu na hodnotu rezervované kapacity, pokud ji zákazník měl rezervovanou jako nižší hodnotu než je hodnota RP. Tím na straně zákazníka dochází „ke znehodnocení vynaložených finančních prostředků na rezervovaný příkon“ a následně jsou mu ještě účtovány penále v případě překročení RP, který mu byl snížen. Zástupce ERÚ uvedl, že se jedná o vážný problém kolize vyhlášky s cenovým rozhodnutím, sdělil, že na základě dohody s řediteli distribučních společností na ČSRES nebude platba za překročení RP do konce roku realizována. Zástupce EON Distribuce, a. s. k diskutované záležitosti připomenul povinnosti distributora dané vyhláškou o kvalitě dodávek elektřiny a souvisejících služeb v elektroenergetice č. 540/2005 Sb., zejména věcně související parametr kvality napětí. Aby distributor mohl kvalitu zabezpečit, potřebuje k tomu mít potřebné nástroje i parametry odběrů v požadovaných mezích. V tomto smyslu je povolování překročení RK v navrhovaném smyslu dvakrát za rok špatný krok. Co se týká LDS, mají v současnosti řadu výhod. Mělo by se k nim přistupovat

srpen 2008

Strana 6


5

stejně jako ke všem provozovatelům distribučních soustav. 17.

SVSE dále podalo připomínku k charakteristice jističů před elektroměrem. Navrhují doplnit CR č. 10/2007 odst. I.(5) o větu: „Distributor má právo odmítnout instalaci jističe s charakteristikou C, nebo D prokáže-li, že by tím byla ohrožena bezpečnost rozvodného zařízení, nebo provozu sítě“. Zástupce ERÚ uvedl, že se jedná o několikaletý problém. Charakteristika jističe C se připouští v mezních případech. ERÚ prosadil text do Pravidel provozování distribučních soustav, podle kterého se považuje za nevhodné povolovat C kamkoliv; jako standard se nadále považuje jistič s charakteristikou B.

18.

Skupina ČEZ požaduje dlouhodobě stabilní systém výpočtu odchylek u OTE. Nové řešení by mělo být uzavřeno a zveřejněno min. 2 roky před realizací a pravidla by neměla být měněna během „hry“. Zástupce ERÚ konstatoval, že plánovat na 2 roky dopředu je obtížné. Zabývají se problematikou změny systému vyhodnocování. V letošním roce byl ještě ponechán čas na to, aby se projevily některé skutečnosti, na jejichž základě bude provedena analýza. Očekává se, že propojení krátkodobého trhu se Slovenskem zlepší jeho likviditu, což by umožnilo navázat stanovení zúčtovací ceny na tento trh. K tomu více napoví analýzy, které budou zajištěny letos. Zástupce ČEZ upozornil, že v průběhu 2 roků se mohou mechanizmy měnit. V současné době se přesouvají peníze mezi regulovanými a neregulovanými činnostmi. Zástupce ČEZ upřesnil důvod svého požadavku, neboť často dochází k požadavku na uzavření smlouvy o dodávce elektřiny na 3 roky a dojde-li ke změně systému výpočtu odchylek u OTE, podmínky kontraktu se podstatně změní. Z toho vyplývá nutnost zveřejňovat změny s dostatečným předstihem.

19.

Zástupce společnosti International Power Opatovice, a.s. požadoval umožnit dodatečnou nabídku podpůrných služeb ještě 1-2 hod. před jejich uplatněním. V odpovědi zástupce ERÚ upozornil, že existuje vnitrodenní a vyrovnávací trh. Je snad záměr dodat elektřinu jinou formou a nechat si zaplatit?

20.

SVSE navrhlo úpravu Vyhlášky č. 540/2005 Sb. ze dne 15.12.2005 o kvalitě dodávek elektřiny a souvisejících služeb v elektroenergetice. Návrh úprav se týká § 6 – Standardu dodržení plánovaného omezení nebo přerušení distribuce elektřiny. SVSE navrhuje do odstavce 1 a 2 doplnit povinnost distributora ohlásit plánované omezení nebo přerušení distribuce elektřiny. SVSE zdůvodnilo, že často dochází k případu, kdy KZ, který změnil dodavatele se tuto skutečnost nedozví. Zástupce ERÚ doporučil řešit situaci postupem v místě obvyklým. Konstatoval, že se množí stížnosti vzhledem k tomu, že obce, které dříve toto ohlašovaly, chtějí oznamovat přerušení distribuce za úplatu. ERÚ bude specifikovat přístup k této záležitosti. Zástupce společnosti E.ON Distribuce, a. s. konstatoval, že pro PDS to není problém pro kategorie odběratelů A a B, ale existuje u kategorií odběratelů C a D. Informace jsou uváděny na veřejném portálu. Doporučil postupovat v souladu se zákonem na dodržování povinností PDS a dále, aby byl vyvíjen tlak jak na PDS, ale i na veřejnou správu k vyřešení problému a k tomu vytvořit podporu v legislativě. Postup navrhovaný SVSE ho překvapuje.

21.

Skupina ČEZ požadovala, aby byla zahájena diskuse o změně diagramů TDD tak, aby diagramy reflektovaly skutečný poměr NT/VT. Zástupce EGÚ sdělil, že v současné době se používá 8 tříd TDD. Zahrnutí pásem NT a VT by

srpen 2008

Strana 7


5

podstatně změnilo způsob vytváření těchto diagramů. Zástupce ERÚ uvedl, že v současné době neexistuje názor, jakým způsobem to lze řešit. Doporučil předložit k této problematice návrh. 22.

Společnosti IP Opatovice, a.s. a Pražská Energetika, a.s. doporučily použít obdobný mechanismus v režimu zúčtování odchylek ve stavu nouze v distribučních soustavách jako je tomu v PS. Zástupce ERÚ konstatoval, že v PS byl mechanismus v režimu zúčtování odchylek ve stavu nouze řešen poté, co takový stav nastal. Nyní probíhá diskuse, kdo nese příslušnou zodpovědnost. Doporučil, aby byl pro stavy nouze v DS předložen návrh, ERÚ zatím řešení nenalezlo.

5.2

STANOVENÍ MÍRY ZTRÁT A PŘÍSLUŠNÉHO KF VE 3. REGULAČNÍM 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

srpen 2008

Strana 8


5

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 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.

srpen 2008

Strana 9


5

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. Zástupce EGÚ Brno, a. s. uvedl, že v této věci bude jednáno s OTE, a. s.

5.3

NÁVRH KONCEPCE DISTRIBUČNÍCH TARIFŮ

Koncepcí distribučních tarifů se zabývalo jednání Tarifní komise, které proběhlo v Praze dne 13.6.2008. Na jednání byly prezentovány následující návrhy:

–

ČEZ Distribuce, a. s. - nové nastavení systému distribučních tarifů na hladině NN,

–

EGÚ Brno, a. s. - koncepce distribučních tarifů,

–

PREdistribuce, a. s. - nové sazby pro neměřené odběry.

V souladu se závěry z jednání byl dne 11.7.2008 předán ERÚ a zástupcům PDS výsledný dokument „Koncepce distribučních tarifů na hladině NN“, který zahrnuje výsledky jednání Tarifní komise a požadavky ERÚ. Zpracovaná koncepce byla dále prezentována a diskutována na dalším jednání TK dne 8.8.2008, na základě závěrů diskuse byla zpracována 4. pracovní verze koncepce, která se uvádí v této průběžné zprávě.

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“.

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.

srpen 2008

Strana 10

5


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.

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)

srpen 2008

Strana 11

5


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. 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.

srpen 2008

Strana 12

5


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

2,8

0,56

4,02

24h/VTh

NTh/VTh

D61d Koeficienty dle:

TDDnejvětší TDDnejmenší

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).

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.

srpen 2008

Strana 13

5


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.

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

srpen 2008

Strana 14


5

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).

5.3.3 Postup úpravy tarifů V dosavadních přístupech byl brán podstatný zřetel na pokud možno zmírnění disproporcí vůči předchozímu stavu (tarify dodávky pro CHZ). Je zřejmé, že není možné dosáhnout současně nalezení transparentního a logického konceptu bez vnitřních křížových dotací mezi sazbami na straně jedné a požadavku co nejmenších změn v jednotlivých sazbách na straně druhé. Proto se doporučuje při zpracování cílového stavu distribučních tarifů postupovat následujícím postupem: 1.

Nalezení cílové koncepce distribučních tarifů podle odsouhlasených okrajových podmínek – vypracování 2-3 variant.

2.

Výběr varianty.

3.

Vyhodnocení rozdílů vůči současnému stavu

4.

Rozhodnutí o přechodů na nový systém tarifů:

–

–

Postupný – rozložený do několika let:

–

Nevýhody – hůře zjistitelné dopady přijatého konceptu

–

Výhody – menší disproporční změny v jednotlivých sazbách

Jednorázový: výhody a nevýhody inverzní k předchozímu.

V případě rozhodnutí postupu rozložení změn do několika let se doporučuje provést na začátku masivní informační kampaň tak, aby zákazníci dostali jasné cenové signály.

5.3.4 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.

srpen 2008

Strana 15

5


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. Obr. 5.1 Průměrné ceny MOP Kč/MWh

Průměrné ceny MOP - Varianta 24h/VTh - ČEZ pro různou velikost volného parametru 1

5 000 4 500

PLATNÉ CENY 2008

VP=0,00

VP=0,25

VP=0,50

VP=0,75

VP=1,00

4 000 3 500 3 000 2 500 2 000 1 500

MOP 2008

1 000

MOP NEW

500 0 C01d

C02d

C03d

C25d

C26d

C35d

C45d

C55d

C56d

C62d

MOP

Obr. 5.2 Průměrné ceny MOO Kč/MWh

Průměrné ceny MOO - Varianta 24h/VTh - ČEZ pro různou velikost volného parametru 1

5 000 4 500

PLATNÉ CENY 2008

VP=0,00

VP=0,25

VP=0,50

VP=0,75

VP=1,00

4 000 3 500 3 000 2 500 2 000 1 500

MOO NEW

1 000

M OO 2008

500 0 D01d

srpen 2008

D02d

D25d

D26d

D35d

D45d

D55d

D56d

D61d

MOO

Strana 16

5


5.4

ANALÝZA CEN ELEKTŘINY NA VELKOOBCHODNÍM TRHU

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 jsou odvozeny od cen na velkoobchodním trhu s elektřinou. Podklady o cenách silové elektřiny jsou výsledky obchodování na velkoobchodních tržištích, které jsou pro naši soustavu především Energetická burza Praha (PXE), krátkodobý trh s elektřinou organizovaný u OTE a dále německá energetická burza v Lipsku – EEX. Výsledné ceny elektřiny jsou dány cenami produktů obchodovaných na burze, především cenou základního ročního zatížení (tzv. baseload). V poslední době dochází k nárůstu právě u tohoto produktu, viz. např. cena ročního baseload na EEX byla v roce 2007 52,46 €/MWh, v roce 2008 55,23 €/MWh a pro rok 2009 vychází vážený průměr všech obchodů 62,89 €/MWh, což představuje meziroční růst 13,9%. Pokud bychom uvažovali vážený průměr za období pouze leden až červen 2008, dostali bychom cenu 67,47 €/MWh. Podobné ceny jsou i na PXE, cena ročního baseload pro rok 2008 je 55,81 €/MWh a pro rok 2009 vychází cena 62,55 €/MWh. Ceny ročního denního zatížení, tzv. peakload (základní zatížení po všechny dny daného období od 8,00 do 20,00 hodin) jsou na EEX o 30 až 42 % vyšší vůči ceně baseload, na PXE jsou vyšší o 41 až 55 %. Pro porovnávací analýzy situace na velkoobchodním trhu je vhodnější německá burza, na které se obchoduje již řadu let. Pražská burza je oproti tomu v nevýhodě, neboť zahájila svou činnost teprve v červenci loňského trhu. Nicméně z již získaných výsledků je vidět jasná korelace cen pražské a německé energetické burzy, jak vyplývá z přehledové tabulky 5.2, kde jsou uvedeny i indexy změn cen jednotlivých produktů. Tab. 5.2 Porovnání základních produktů obchodovaných na EEX a na PXE Vážený průměr

INDEX

CENY €/MWh 2007

2008

2009

2008/2007

2009/2008

ROČNÍ BASELOAD

EEX

52,46

55,23

62,89

105%

114%

PXE

-

55,81

62,55

-

112%

ROZDÍL

-

-0,58

0,34

-

-

EEX

68,09

78,46

84,67

115%

108%

PXE

-

78,89

97,26

-

123%

ROZDÍL

-

-0,43

-12,58

-

-

ROČNÍ PEAKLOAD

Výsledky jsou přehledně znázorněny na obrázcích 5.3 a 5.4, kde jsou postupně uvedeny výsledné ceny ročních, čtvrtletních a měsíčních produktů na EEX a PXE a jejich vzájemné porovnání.

srpen 2008

Strana 17

srpen 2008

1

2

3 Q3-07

10

11

12

7

8

Q3-08

9

10

11

12

Strana 18

Legenda

Měsíční-08

Q1-08

Q2-08

Q4-08

Roční-07

0

20

20

5

40

40

4

60

60

3

80

80

0

100

6

€/MWh

100

Roční-07 68,09 €/MWh

Roční-07

120

2

Q4-07

120

1

Q2-07

EEX - Peakload 2007 - vážený průměr

Q1-07

140

Měs íční-07

140

€/MWh

Legenda

0 9

0 8

10

10

7

20

20

6

30

30

5

40

40

4

50

50

60

70

70

60

80

80


90

90

€/MWh

100

EEX - Base load 2007 - v áže ný průmě r

100

€/MWh

1

1

5

Q4-09

Měsíční-08 Q2-09

4

Q4-08

3

7

6

7


Q2-08

Legenda

2


6

8

Roční-08

Q1-08 Q3-08

9

10

11

8

Roční-08

Q3-08

Q1-08

9

10

12

11

Roční-09

Q3-09

Q1-09

12

Roční-09

Q1-09 Q3-09

EEX - Peakload 2008-2009 - vážený průměr

Q4-09

5

Q4-08

4 Měsíční-08 Q2-09

3


Legenda Q2-08

2


EEX - Base load 2008-2009 - v áže ný průmě r


5

Obr. 5.3 Přehled vývoje základních produktů obchodovaných na EEX

srpen 2008

1

2

5

-5

-4

-3

-2

-1

0

1

2

3

4

5

€/MWh

3

Q4-08

Q3-08

7

8

9

Roční-08

Q1-09

Měsíční

4

5

Q1

6

Q2

7

Q3

8

Q4

9

Rozdíl EEX vs. PXE - Baseload 2008

Q1-08

Měsíční-08

6

10

11

12

Roční

10

11

Roční-09

Q2-08

12

-9

-7

-5

-3

-1

1

3

5

€/MWh

0

4

0

3

20

20

2

40

40

1

60

100

60


120

140

€/MWh

80


PXE - Baseload 2008 - vážený průměr

80

100

120

140

€/MWh

1

1

2

2

4

3

5

Roční-08

Q1-08

6


7

8 Roční-09

Q2-08

9

Měs íční

4

5

Q1

6

Q2

7

Q3

8

Q4

9

Rozdíl EEX vs. PXE - Peakload 2008

Q4-08

Měsíční-08

3


11

Roční

10

11

Q3-08

10

PXE - Peakload 2008 - vážený průměr

12

12


5

Obr. 5.4 Přehled vývoje základních produktů obchodovaných na PXE a porovnání s EEX

Strana 19

5


Další produkty, jako jsou denní baseload, denní peakload a spotové (okamžité hodinové) ceny sloužící k pokrývání diagramů podle aktuálního vývoje spotřeby nejsou na PXE příliš obchodovány. Teoreticky ano, ale likvidita těchto obchodů je zanedbatelná. Proto se v dalším rozboru cen těchto produktů provádí srovnání s výsledky krátkodobého trhu organizovaného u OTE ČR. I v tomto porovnání se ukazuje jasná korelace vzájemně shodných produktů, jak vyplývá z obrázků 5.5, 5.6 (denní blokové produkty) a obrázku 5.5 (spotové ceny). Cena produktu denní baseload je na EEX v průměru o 1,41 €/MWh vyšší než na blokovém trhu OTE (BT OTE), u produktu denní peakload je průměrný rozdíl 3,18 €/MWh, Obchodované množství je nepoměrně vyšší na EEX – u denního baseload je průměrné množství na EEX 390 000 MWh, na OTE pouze 200 MWh, u denního peakload je průměrné množství na EEX 210 000 MWh, na OTE pouze 40 MWh. Porovnání bylo provedeno pouze pro dny, kdy se obchody na blokovém trhu OTE odehrály (v období únor až červenec 2008). Obr. 5.5 Porovnání produktu DENNÍ BASELOAD na BT OTE a EEX

DENNÍ BASELOAD 120 100

€/MWh

80 60 40 DB OTE

20

24.7.2008

10.7.2008

26.6.2008

12.6.2008

29.5.2008

DB EEX 15.5.2008

1.5.2008

17.4.2008

3.4.2008

20.3.2008

6.3.2008

21.2.2008

0

7.2.2008

Průměrný rozdíl 1,41 €/MWh

Shodné porovnání je provedeno u spotových cen EEX a na denním trhu OTE (DT OTE) – viz. obrázek 5.7. Porovnání zde bylo z důvodu absence podrobnějších dat provedeno pouze pro vybrané dny, vždy pro 3. středu v měsíci v období od února do července 2008. Spotové ceny na EEX jsou v průměru o 0,68 €/MWh vyšší než na DT OTE. Vývoj cen na velkoobchodním trhu je zhotovitelem kontinuálně sledován v součinnosti s ERÚ a tvoří nezbytný podklad pro stanovení nákupních cen elektřiny jednotlivých regionálních distributorů, popř. místně příslušných dodavatelů poslední instance. Dalšími podklady jsou dodatečné informace o reálných nákupech, které si ERÚ může vyžádat přímo od dodavatelů.

srpen 2008

Strana 20

5


Obr. 5.6 Porovnání produktu DENNÍ PEAKLOAD na BT OTE a EEX

DENNÍ PEAKLOAD 180 160 140

€/MWh

120 100 80 60 40 DP OTE

2.7.2008

25.6.2008

18.6.2008

11.6.2008

4.6.2008

21.5.2008

14.5.2008

7.5.2008

30.4.2008

DP EEX 23.4.2008

9.4.2008

16.4.2008

2.4.2008

26.3.2008

19.3.2008

12.3.2008

5.3.2008

27.2.2008

20.2.2008

13.2.2008

0

Průměrný rozdíl 3,18 €/MWh

28.5.2008

20

Obr. 5.7 Porovnání spotových cen na DT OTE a EEX Průměr cen pro 3. středu v měsíci - 01-07/2008

DT OTE

SPOT EEX

120

100

€/MWh

80

60

40 Průměrný rozdíl 0,68 €/MWh 20

0 1

srpen 2008

2

3

4

5

6

7

8

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 hod

Strana 21

6

Druhé dílčí plnění smlouvy č. 81009 - Závěry

6

ZÁVĚRY

Průběžná zpráva k druhému dílčímu plnění smlouvy o dílo dokladuje postup prací na smlouvě o dílo č. 81 009 „Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009“ a je podkladem pro druhou dílčí fakturaci. Průběžná zpráva byla odeslána objednateli elektronickou poštou dne 15.8.2008 a předána v jednom písemném vyhotovení a v elektronické formě na optickém médiu (CD-ROM) dne 22.8.2008 na koordinačním semináři. Objednatel potvrdí převzetí zprávy na formuláři. V souladu s věcnou náplní smlouvy byly kontrolovány vstupní technické údaje a sestaveny výpočetní tabulky cen přenosu a distribuce pro rok 2009. Postup řešení byl koordinován ERÚ. Objednateli byly předány následující materiály: ·

Průběžná zpráva k prvnímu dílčímu plnění smlouvy o dílo, s výsledky řešení následujících bodů věcné náplně: -

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

-

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

-

návrh koncepce distribučních tarifů,

·

Podklady spolu s výpočetními tabulkami pro stanovení cen přenosu a systémových služeb pro rok 2009.

·

Výsledný dokument „Koncepce distribučních tarifů na hladině NN“, který zahrnuje výsledky jednání Tarifní komise a požadavky ERÚ

·

ERÚ byl pro objednatele z řad PDS předán 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.

6.1

PŘEDBĚŽNĚ VYPOČÍTANÉ CENY PŘENOSU A SYS

Pro rok 2009 za předpokladů uvedených ve zprávě byly předběžně vypočteny následující ceny přenosu a systémových služeb: Pro rok 2009 byly vypočítány následující předběžné 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 49,56 Kč/MWh 152,68 Kč/MWh 53,80 Kč/MWh 142,54 Kč/MWh

Ceny odpovídají podkladům a informacím, které měl zhotovitel díla k dispozici v době zpracování této průběžné zprávy k 15.8.2008. Předpokládá se, že k podstatným změnám do vydání cenového rozhodnutí již nedojde.

Komentář k ceně přenosu a systémových služeb Cena za RK PS Změnu ceny za rezervaci kapacity v roce 2009 proti roku 2008 ovlivnilo:

srpen 2008

Strana 1

6


-

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,

-

zvýšení velikosti PV o změnu odpisů ve výši 24,516 mil.Kč a 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.

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

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 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]

srpen 2008

17,45

2003 15,61

2004 13,41

2005 20,13

2006 21,13

2007 28,08

2008 41,25

2009 49,56

Strana 2

6


55 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 300 mil. Kč na 8,4 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 805 GWh v roce 2009 vůči roku 2008.

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

142,54

58,04

58,00

64,00

64,00

58,64

55,12

55,56

53,80

180 160

Kč/MWh

140 120 100 80 60 40 2002

6.2

2003

2004

2005

rok

2006

Koneční zákazníci

2007

2008

2009

Lokální spotřeba

PŘEDBĚŽNĚ VYPOČÍTANÉ CENY ZA SLUŽBY DISTRIBUČNÍCH SÍTÍ Ceny distribuce ještě doznají změn na základě:

srpen 2008

Strana 3

6


§

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,

§

návrhu tarifů dodavatele poslední instance pro MOP a MOO,

§

kontroly dopadů změn výsledných cen pro konečné zákazníky na hladině NN na základě cen navržených dodavatelem poslední instance po složkách v jednotlivých tarifech a distribučních sazeb.

Pro informaci jsou v následující tabulce uvedeny předběžně vypočítané průměrné ceny elektřiny v ČR pro konečného zákazníka na úrovních VVN, VN a NN v r. 2009 za předpokladů uvedených ve zprávě: 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 4,75 142,54 0,00 0,10

NN

55,26 179,04 390,93

9,24 485,45 697,34

1 265,43 1 477,32

[Kč/MWh] VN 2 562,68

NN 3 385,14

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

VVN 2 281,69

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 v době do zpracování této průběžné zprávy 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 2006,

·

předběžný odhad průměrných cen silové elektřiny pro MOP a MOO a na krytí ztrát pro rok 2009,

·

návrh koncepce tarifů pro MOP a MOO.

Předběžná cena za RK DS Ceny za RK pro rok 2009 ovlivňují následující skutečnosti:

srpen 2008

Strana 4

6


·

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

Kč/MW a měs

Kč/MW a měs

Vývoj průměrné ceny za roční RK na VVN a VN

120 000 100 000

40 000


80 000 60 000 40 000

20 000

20 000 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2002

2003

2004

rok

2005

2006

2007

2008

2009

rok

Vývoj předběžné průměrné ceny regionálních PDS za použití sítí nad 1 kV v období let 2002 až 2009 je následující: Vývoj průměrné ceny za použití sítí VVN a VN 120

Kč/MWh

100

80


60

40

20 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

rok

Vývoj průměrných jednosložkových cen za službu distribučních sítí: ES ČR - Vývoj průměrné jednosložkové ceny distribuce na úrovních VVN, VN a NN 1 400

srpen 2008

Strana 5

1 200

Kč/MWh

1 000 800

Průměr PDS VVN

6


Vývoj průměrné jednosložkové ceny elektřiny pro KZ na úrovni NN a skladba v roce 2009: ES ČR - Vývoj informativní průměrné jednosložkové ceny elektřiny pro KZ na úrovni NN 3 500 3 300

Kč/MWh

3 100 2 900

PDS NN

2 700 2 500 2 300 2 100 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

rok

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 DPH Elektřina včetně obchodní marže 56,36%

Distribuce elektřiny 34,23% Přenos elektřiny 3,15% Decentrální výroba 0,27%

srpen 2008




Strana 6

6


6.3

PŘEHLED VÝVOJE OSTATNÍCH SLOŽEK CENY ELEKTŘINY

Podpora OZE a KVET a druhotných zdrojů – předběžné ceny 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 55,26

60,0 50,0

Kč/MWh

40,0

OZE-KVET-DZ

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

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

rok

Předběžně uvažovaná cena za činnost zúčtování OTE, a. s. 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

5,0

Kč/MWh

4,8

4,6

Cena OTE 4,4

4,2

4,0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

rok

srpen 2008

Strana 7

6


Předběžně uvažovaná cena příspěvku na decentrální výrobu 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

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

ZAJIŠTĚNÍ POSTUPU PRACÍ

Konstatuje se, že práce na studii probíhají v souladu s dohodnutým harmonogramem věcného a časového řešení úkolu uvedeným ve smlouvě 81 009. Současný stav prací dává záruku, že podklady potřebné pro stanovení cen distribuce pro rok 2009 budou k dispozici objednateli v požadovaných termínech, daných harmonogramem podle vyhlášek ERÚ, jako podklad pro vydání cenového rozhodnutí ERÚ pro rok 2009.

srpen 2008

Strana 8

CENY A TARIFY V ODVĚTVÍ ELEKTROENERGETIKY V ROCE 2009

Recommend Documents