Energetický regulační úřad

Energetický regulační úřad

Zpráva Energetického regulačního úřadu o metodice regulace III. regulačního období včetně základních parametrů regulačního vzorce a stanovení cen

v odvětví elektroenergetiky a plynárenství

Verze 1_18. 7. 2008


OBSAH 1

Úvod................................................................................................................................... 1 1.1

Důvod předložení a vymezení strategického rámce regulace .............................................................. 1

1.2

Implementace a vynucování ................................................................................................................. 2

2

Konzultační proces........................................................................................................... 3

3

Dotčené subjekty .............................................................................................................. 4

4

Regulatorní rámec............................................................................................................ 5

5

4.1

Současný stav ....................................................................................................................................... 5

4.2

Možné změny ........................................................................................................................................ 7

Analýza současného stavu ............................................................................................... 8 5.1

I. regulační období............................................................................................................................... 8

5.2 II. regulační období ............................................................................................................................. 8 5.2.1 Podnikové přeměny v energetice .................................................................................................. 11 5.2.2 Minimální náklady na unbundling ................................................................................................ 11 5.2.3 Ocenění aktiv a odpisů u nově vzniklých společností ................................................................... 12 5.2.3.1 Aktiva .................................................................................................................................. 12 5.2.3.2 Odpisy.................................................................................................................................. 14 5.2.4 Zavedení regulační evidence ......................................................................................................... 15

6

7

Východiska a další faktory ovlivňující metodiku III. regulačního období ............... 16 6.1

Price-cap vs. revenue-cap.................................................................................................................. 16

6.2

3. liberalizační balíček....................................................................................................................... 18

6.3

Odkupy a pronájmy............................................................................................................................ 19

6.4

Cena dopravy zemního plynu do paroplynových elektráren .............................................................. 19

6.5

Operátor trhu s plynem ...................................................................................................................... 20

Popis parametrů regulace.............................................................................................. 20 7.1

Návrh variant parametrů náklady, odpisy, zisk ................................................................................. 21

Společné parametry ........................................................................................................................... 22 7.2 7.2.1 Eskalační faktor............................................................................................................................. 22 7.2.2 Faktor efektivity X ........................................................................................................................ 24 Časová hodnota peněz................................................................................................................... 25 7.2.3 7.2.4 Míra výnosnosti – vážené průměrné náklady na kapitál (WACC) ................................................ 25 7.2.5 Ukazatel kvality v elektroenergetice ............................................................................................. 27 7.3 Činnost přenos elektřiny .................................................................................................................... 30 7.3.1 Nastavení parametrů náklady, odpisy a zisk pro činnost přenos elektřiny .................................... 30 7.3.2 Nastavení parametru výnosy z aukcí provozovatele přenosové soustavy ..................................... 34 Nastavení parametru ostatní výnosy provozovatele přenosové soustavy ...................................... 35 7.3.3 7.3.4 Povolené výnosy pro činnost přenos elektřiny (vzorec)................................................................ 37 7.3.5 Metodika stanovení cen za přenos elektřiny - cena za rezervovanou kapacitu ............................. 38 7.3.6 Metodika stanovení cen za přenos elektřiny - cena za použití přenosové sítě............................... 39 7.4 Činnost poskytování systémových služeb ........................................................................................... 40 7.4.1 Nastavení parametrů náklady, odpisy a zisk pro činnost poskytování systémových služeb ......... 40 7.4.2 Povolené výnosy pro činnost poskytování systémových služeb (vzorec) ..................................... 42 7.4.3 Metodika stanovení ceny za systémové služby - stanovení ceny za systémové služby ................ 43 7.5 Činnost distribuce elektřiny ............................................................................................................... 44 7.5.1 Nastavení parametrů náklady, odpisy a zisk pro činnost distribuce elektřiny............................... 44 Verze 1_18. 7. 2008

Energetický regulační úřad 7.5.2 7.5.3 7.5.4 7.5.5 7.5.6 7.5.7

Nastavení parametru výnosy z ostatních činností provozovatele distribuční soustavy ................. 49 Povolené výnosy pro činnost distribuce elektřiny (vzorec)........................................................... 51 Metodika stanovení cen za distribuci elektřiny - cena za rezervaci kapacity ................................ 52 Metodika stanovení cen za distribuci elektřiny - plátci ceny za rezervaci kapacity distribuční sítě.. ....................................................................................................................................................... 53 Metodika stanovení cen za distribuci elektřiny - cena za použití sítě ........................................... 54 Regulace lokálních distribučních soustav ..................................................................................... 57

7.6

Činnosti operátora trhu s elektřinou.................................................................................................. 58

7.7

Dodávka poslední instance ................................................................................................................ 62

7.8

Výroba elektřiny z obnovitelných zdrojů, kombinované výroby elektřiny a tepla a druhotných zdrojů . ........................................................................................................................................................... 64 Výroba elektřiny z obnovitelných zdrojů ...................................................................................... 64 Výroba elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla ........................................................... 65 Výroba elektřiny z druhotných zdrojů........................................................................................... 66 Kompenzace vícenákladů souvisejících s podporou výroby elektřiny z OZE, KVET a DZ......... 66

7.8.1 7.8.2 7.8.3 7.8.4 7.9

Podpora decentrálních zdrojů ........................................................................................................... 68

7.10 Činnost přeprava plynu...................................................................................................................... 69 7.10.1 Nastavení parametrů náklady, odpisy a zisk pro činnost přeprava plynu ................................. 69 7.10.2 Povolené výnosy pro činnost přeprava plynu (vzorec)............................................................. 74 7.10.3 Povolená nákupní cena energie plynu pro krytí ztrát a pro ocenění povoleného množství energie plynu pro pohon kompresních stanic ........................................................................... 75 7.10.4 Povolené množství ztrát v přepravní soustavě.......................................................................... 75 7.10.5 Povolené množství energie plynu pro pohon kompresních stanic............................................ 75 7.10.6 Plánovaná spotřební daň........................................................................................................... 76 7.10.7 Plánované náklady na službu poskytování flexibility............................................................... 76 7.10.8 Metodika stanovení cen za přepravu ........................................................................................ 76 7.11 Činnost distribuce plynu .................................................................................................................... 78 7.11.1 Nastavení parametrů náklady, odpisy a zisk pro činnost distribuce plynu ............................... 78 7.11.2 Povolené výnosy pro činnost distribuce plynu (vzorec) ........................................................... 83 7.11.3 Cena plynu na pokrytí ztrát v distribuční soustavě................................................................... 84 7.11.4 Nastavení parametru povolené množství ztrát v distribuční soustavě ...................................... 84 7.11.5 Program ke snižování technických ztrát ................................................................................... 87 7.11.6 Náklady na nákup distribuce od jiných provozovatelů regionálních distribučních soustav ..... 88 7.11.7 Metodika stanovení cen za distribuci ....................................................................................... 88 7.11.8 Dodávka poslední instance ....................................................................................................... 89 7.11.9 Regulace cen distribuce v lokálních distribučních soustavách ................................................. 91

Verze 1_18. 7. 2008


1

Úvod

Předkládaný materiál popisuje strategii Energetického regulačního úřadu (ERÚ, Úřad) pro III. regulační období včetně stanovení principů regulace na III. regulační období. Vzhledem k tomu, že zpráva bude zároveň sloužit jako podklad pro zpracování související sekundární legislativy, byla zpracována podle obecných zásad pro hodnocení dopadů regulace (RIA – Regulatory Impact Assesment). Zavedení RIA souvisí s programovým prohlášením vlády, která konstatovala, že cesta k posílení konkurenceschopnosti ČR v mezinárodním prostředí je neodmyslitelně spjata se zvýšením efektivity výkonu veřejné správy. Proto se vláda v tomto svém zásadním dokumentu zavázala podniknout kroky směrem ke zlepšení veřejné správy a kvality jí poskytovaných služeb, tzn. nastavit jednoznačně podmínky k tomu, aby veřejná správa byla nejen chápána, ale skutečně i fungovala jako „služba“ občanům. Jedním ze strategických cílů státní správy je zlepšit a zjednodušit regulatorní prostředí a vytvořit atraktivní prostředí pro podnikatele, domácí i zahraniční investory, k čemuž má vést provedení analýzy stávajících regulací s cílem identifikovat a odstranit nadbytečnou regulaci a reforma legislativního procesu s cílem učinit tvorbu regulace transparentní, zavést hodnocení dopadu regulace. Nástrojem vedoucím k žádoucímu stavu vláda určila zpracovávání hodnocení dopadů regulace. Cílem obecných zásad pro hodnocení dopadů regulace je zlepšit tvorbu regulace s tím, že v rámci procesu její tvorby je nutné zvažovat, zda by nebylo vhodnější využít jiných prostředků regulace, než je regulace právní. Obecné zásady se vztahují na přípravu všech právních předpisů, které jsou připravovány v souladu s Legislativními pravidly vlády. Pro ERÚ může využití metody RIA také znamenat určitou výhodu či příležitost při zlepšení jeho komunikace s okolím a zpřístupnění jeho práce širší veřejnosti. Veřejným konzultačním procesem bude zaručena transparentnost v rozhodování Úřadu a teoreticky lze minimalizovat případné snahy o korupční jednání.

1.1

Důvod předložení a vymezení strategického rámce regulace

Činnosti distribuce elektřiny a plynu, přenos elektřiny a přeprava plynu patří do odvětví tzv. přirozených monopolů, jejichž fungování je zabezpečeno pouze jedinou sítí, protože budování paralelní infrastruktury není ekonomicky efektivní. Aby nedocházelo k tomu, že monopoly budou nekontrolovatelně určovat ceny, musí být regulovány státem. V případě regulace je k tomuto účelu zpravidla zmocněn regulační orgán. V České republice byl k výkonu regulace v energetice zřízen Energetický regulační úřad zákonem č. 458/2000 Sb., o podmínkách podnikání a o výkonu státní správy v energetických odvětvích a o změně některých zákonů (energetický zákon)1. Na základě energetického zákona je Úřad povinen stanovit prováděcím právním předpisem způsob regulace v energetických odvětvích a postupy pro regulaci cen. K tomuto účelu byla vydána vyhláška č. 150/2007 Sb., o způsobu regulace cen v energetických odvětvích, jejíž účinnost je vztažena pouze na II. regulační období, což znamená konec její platnosti k 31. 12. 2009. Vzhledem k tomu, že podle současně platné národní a evropské legislativy není možné ukončení regulace uvedených činností, spočívá riziko nečinnosti Úřadu v porušení zákonných požadavků v oblasti regulace. 1

Energetický zákon upravuje v souladu s právem Evropských společenství (směrnice Evropského parlamentu a Rady 2003/54/ES a směrnice Evropského parlamentu a Rady 2003/55/ES) podmínky podnikání, výkon státní správy a nediskriminační regulaci v energetických odvětvích.

1

Verze 1_18. 7. 2008


Z tohoto důvodu připravil Úřad návrh strategie pro III. regulační období včetně stanovení principů a metodiky regulace na III. regulační období, která bude uplatňována v období od 1. 1. 2010 do 31. 12. 2014. Cílem navržené metodiky je určit přiměřenou úroveň zisku pro společnosti během následujících pěti let regulační periody, zajistit dostatečnou kvalitu poskytovaných služeb zákazníkům při efektivně vynaložených nákladech, podpořit budoucí investice, zajistit zdroje pro obnovu sítí a nadále zvyšovat efektivitu, ze které budou profitovat také zákazníci. Regulace cen v elektroenergetice Výsledná cena dodávky elektřiny pro všechny kategorie konečných zákazníků je složena z pěti základních složek. První složku ceny tvoří neregulovaná cena komodity, tj. elektrické energie označované také jako silová elektřina, jejíž cena je tvořena na tržních principech a v souladu s obchodními strategiemi jednotlivých dodavatelů elektřiny. Ostatní složky ceny zahrnují regulované činnosti monopolního charakteru, mezi něž patří doprava elektřiny od výrobního zdroje prostřednictvím přenosového a distribučního systému ke konečnému zákazníkovi, a dále činnosti spojené se zajištěním stabilního energetického systému z technického hlediska (tzv. zajišťování systémových služeb) i obchodního hlediska (především činnost operátora trhu s elektřinou v oblasti zúčtování odchylek). Poslední složkou výsledné ceny dodávky elektřiny je pak příspěvek na podporu elektřiny z obnovitelných zdrojů, kombinované výroby elektřiny a tepla a druhotných zdrojů. Tímto způsobem je cena dodávky elektřiny tvořena pro všechny kategorie zákazníků s účinností od 1. ledna 2006, kdy byl český trh s elektřinou zcela liberalizován. Regulace cen v plynárenství Cena dodávky zemního plynu pro konečné zákazníky se skládá ze čtyř základních složek. První složkou je platba za komoditu, tj. za samotný zemní plyn, jehož cena je dána dovozní cenou plynu, marží a náklady dodavatele, dále jde o platbu za přepravu plynu z hraničního předávacího bodu do domácí zóny jednotlivých distributorů přepravní soustavou a platbu za navazující činnost distribuce plynu do odběrného místa. Čtvrtou složkou je cena za uskladňování plynu. Od 1. ledna 2007 je trh se zemním plynem plně otevřen, což znamená, že každý konečný zákazník má právo vybrat si svého dodavatele a ceny obchodu a uskladňování jsou dány tržním prostředím. Trh se zemním plynem se postupně začínal otevírat od roku 2005. Z důvodu jeho nefunkčnosti však zavedl ERÚ od 1. ledna 2006 opět pro oprávněné zákazníky regulaci formou maximálních cen. K ukončení regulace došlo dnem 31. března 2007. Od 1. dubna 2007 je tedy český trh s plynem již plně liberalizovaný a ceny obchodu a uskladňování jsou v režii jednotlivých obchodníků na trhu.

1.2

Implementace a vynucování

Energetický regulační úřad je povinen oznámit stanovené parametry regulačního vzorce pro jednotlivé regulované činnosti v dostatečném časovém předstihu, což podle vyhlášky č. 150/2007 Sb., o způsobu regulace cen v energetických odvětvích, znamená konkrétně:  provozovateli přenosové soustavy nejpozději 7 měsíců před začátkem regulačního období,  provozovateli elektroenergetické distribuční soustavy nejpozději 5 měsíců před začátkem regulačního období,  operátorovi trhu s elektřinou nejpozději 5 měsíců před začátkem regulačního období,  provozovateli přepravní soustavy nejpozději 5 měsíců před začátkem regulačního období,  provozovateli plynárenské distribuční soustavy nejpozději 5 měsíců před začátkem regulačního období. 2

Verze 1_18. 7. 2008


V rámci zkušeností, které Úřad získal v průběhu dvou regulačních období, se výše uvedené termíny pro oznámení parametrů regulovaným subjektům osvědčily a budou navrženy také pro III. regulační období. Časový harmonogram, který je nutné dodržet pro úspěšné stanovení východisek pro III. regulační období a jeho jednotlivé fáze, je uveden na následujícím obrázku. Rámcově harmonogram dává jasnější představu, jak bude Úřad postupovat při tvorbě a zavedení metodiky III. regulačního období, přípravě podkladů a parametrů a přípravě legislativy až po tvorbu cen a tarifů. Obrázek č. 1 Harmonogram postupu prací Zveřejnění metodiky regulace pro III. regulační období

Zahájení III. regulačního období

Stanovování jednotlivých parametrů do povolených výnosů a propočet do konečných cen

4/2008

7/2008

12/2008

1/2009

3/2009

4/2009 m9

6/2009

2010

2011

Příprava nové regulační vyhlášky Konzultační proces Vydání regulační vyhlášky

2

Konzultační proces

V souladu s principy transparentního a otevřeného přístupu při tvorbě metodiky regulace a konkrétních regulačních nástrojů a s cílem připravit všeobecně akceptovatelnou metodiku předkládá Úřad své návrhy k veřejné diskuzi, do které se mohou prostřednictvím internetových stránek Úřadu (www.eru.cz) zapojit všechny zainteresované strany. Zaslané připomínky či náměty ERÚ vyhodnotí a zváží zapracování přijatých podnětů. Energetický regulační úřad nebude v průběhu odpovídat jednotlivě na každý zaslaný podnět, ale k datu 8. září 2008 zveřejní na svých internetových stránkách přehled zaslaných připomínek. Naložení s připomínkami, tedy jejich zamítnutí či zapracování pak zveřejní současně s aktualizovanou metodikou dne 18. listopadu 2008. Energetický regulační úřad také zváží případnou nutnost osobního projednání zaslaných připomínek. Energetický regulační úřad si vyhrazuje právo upravit termíny následující po zaslání připomínek, např. z důvodu velkého množství podnětů.

3

Verze 1_18. 7. 2008

2012


Harmonogram konzultací 18. července 2008

Zveřejnění navrhované metodiky na internetu.

22. srpna 2008

Zaslání připomínek k navrhované metodice.

8. září 2008

Zveřejnění zaslaných připomínek na internetu

do 31. října 2008

Konzultační proces. Nutnost osobního projednání bude individuálně zvážena.

18. listopadu 2008

Zveřejnění aktualizované metodiky na internetu.

15. prosince 2008

Konečné stanovisko k metodice stanovení parametrů (následuje legislativní proces - zanesení metodiky do sekundární legislativy).

3

Dotčené subjekty

Postavení regulačního orgánu z hlediska nastavení regulace a stanovení metod je specifické v tom smyslu, že hlavním úkolem Úřadu je zaujímat nezávislé a objektivní postavení. Úřad vystupuje v roli tzv. arbitra, neboli soudce určujícího transparentní podmínky pro podnikání regulovaných subjektů za rozumnou cenu pro konečného spotřebitele. Podle názoru ERÚ jsou všechny nejdůležitější zainteresované strany, které mohou ovlivnit proces regulace, zachyceny v následujícím obrázku: Obrázek č. 2 Postavení Energetického regulačního úřadu

Asociace a sdružení na straně spotřebitelů

Média

Mezinárodní organizace (CEER, ERGEG)

Evropská komise


Odborná veřejnost – akademická půda

Regulované subjekty, jejich svazy a unie

Zákazníci

Ostatní účastnící trhu (výrobci, obchodníci atd.)

Ústřední orgány státní správy a samospráva

4

Verze 1_18. 7. 2008


Pozice regulovaných společností je velice silná. Přímá i nepřímá rozhodnutí Úřadu mohou ovlivnit hospodářské výsledky firem, proto má většina společností speciálního pracovníka či tým pracovníků určených pro vyjednávání s Úřadem. Taktéž se regulované subjekty sdružují do svazů a unii jako je např. ČSRES (Sdružení regionálních distribučních společností v elektroenergetice), ČPU (Česká plynárenská unie), jejichž aktivita je zaměřená na sjednocení stanovisek subjektů a vyjednávání s Úřadem ohledně prosazení společných dohod. Na energetickém trhu ČR se můžeme setkat se skupinou velkých zákazníků (velkoodběratelů), kteří se sdružují do asociací a organizací např. Sdružení velkých spotřebitelů energie (SVSE), Svaz měst a obcí (SMO), Hospodářská komora (HK), Svaz průmyslu a dopravy ČR (SP). Asociace malých zákazníků např. Sdružení obrany spotřebitelů ČR SOS, či přímo samotní maloodběratelé jsou nejpočetnější skupinou, ale jejich aktivita je minimální až mizivá. Hlavními důvody jsou především náročnost sledování dění v oboru, přehled o metodikách regulace, znalosti historie atd. Cena energie pro velké spotřebitele je klíčová, zatímco u malých zákazníků nečiní prozatím tak významné procento výdajů, aby se zajímali o natolik složitou problematiku jakou je liberalizace trhu, stanovení cen, metodiky regulace atd. Závěr Závěrem je možné označit činnost Úřadu při nastavení III. regulačního období za potřebnou a v zájmu všech účastníků. V současné situaci jsou regulované subjekty důležitou skupinou, která může ovlivnit přípravu III. regulačního období. Částečnou protiváhou k pozici regulovaných společností může být skupina velkých zákazníků sdružených do asociací. Snahou Úřadu je zapojit do diskuze o metodice regulace také ostatní veřejnost.

4

Regulatorní rámec

Pojem regulace je často spojován pouze s regulací cen určitého druhu zboží či služeb, je potřeba vnímat tento pojem v širším slova smyslu jako cílené zásahy státu do svobody podnikání, mající za cíl usměrňovat podnikání v odvětví energetiky žádoucím způsobem. V tomto kontextu tedy neexistuje pouze jedna autorita, Energetický regulační úřad, ale jedná se rovněž o další ústřední orgány státní správy a ministerstva, z nichž v odvětví energetiky hraje přirozeně klíčovou roli Ministerstvo průmyslu a obchodu ČR. Ministerstvo průmyslu a obchodu ČR je primární institucí pro formování energetické koncepce státu.

4.1

Současný stav

Regulatorní rámec pro odvětví elektroenergetiky a plynárenství je primárně zakotven v energetickém zákoně, následně rozveden na úrovni sekundární legislativy. Je třeba zdůraznit, že zde existuje řada vyhlášek, které, kromě již zmíněné vyhlášky č. 150/2007 Sb., o způsobu regulace cen v energetických odvětvích, ovlivňují jak regulované subjekty, tak uživatele sítí. Z tohoto pohledu mezi nejdůležitější patří: Vyhláška č. 51/2006 Sb., o podmínkách připojení k elektrizační soustavě Tato vyhláška upravuje podmínky připojení výroben elektřiny, distribučních soustav a odběrných míst konečných zákazníků k elektrizační soustavě, způsob výpočtu podílu nákladů spojených s připojením a se zajištěním požadovaného příkonu, podmínky dodávek elektřiny a způsob výpočtu náhrady škody při neoprávněném odběru elektřiny. 5

Verze 1_18. 7. 2008


Přímý vliv na metodiku cenové regulace pro činnosti přenosu a distribuce elektřiny má především uplatňování výběru podílu nákladů spojených s připojením a se zajištěním požadovaného příkonu. Jedná se o skutečnost, že připojující se uživatelé sítě hradí určité finanční prostředky, jež vytváří pro regulované subjekty zdroj financování, v rámci regulace však dochází k akceptaci celkové investice a odpisů do cen. Přístupy v obou vyhláškách musí být vzájemně harmonizovány, aby nedocházelo k dvojímu zpoplatnění ze strany uživatelů sítí, zároveň však musí existovat přirozená ekonomická stimulace ke kvalitnímu výkonu agendy spojené s připojováním na straně regulovaných subjektů. Přestože se podíl odběratele na nákladech na připojení (připojovací poplatky) jeví jako velmi nepopulární záležitost a je vytvářen tlak na jeho odstranění, jedná se o účinný způsob, jak udržet v racionálních mezích požadavky žadatelů o připojení, a proto musí být zachován. Pokud by byl k dispozici libovolný příkon zdarma, jak někteří požadují, vyvolávalo by to zbytečné investice, které by musely být následně promítnuty do cen přenosu a distribuce. Vyhláška č. 541/2005 Sb., o Pravidlech trhu s elektřinou, zásadách tvorby cen za činnosti operátora trhu s elektřinou a provedení některých dalších ustanovení energetického zákona ve znění pozdějších předpisů Tato vyhláška stanoví Pravidla trhu s elektřinou, zásady tvorby cen za činnosti operátora trhu s elektřinou (operátor trhu, OTE), způsoby jejich účtování a úhrad jednotlivými účastníky trhu s elektřinou, pravidla tvorby, přiřazení a užití typových diagramů dodávek elektřiny a podmínky dodávek elektřiny dodavatelem poslední instance. Náplní vyhlášky je popis, jak se stanovené ceny uplatňují v praxi, které subjekty hradí jednotlivé regulované ceny, jaké existují výjimky a jak se platby od konečných zákazníků či jiných subjektů přerozdělují ve prospěch vykonavatelů příslušných regulovaných činností (ČEPS, OTE, …), přestože tito nemají s plátci žádné přímé smluvní vztahy. Vymezení plátců v rámci tohoto právního předpisu zjednodušeně řečeno determinuje jmenovatele zlomku pro výpočet příslušné ceny. Vyhláška č. 540/2005 v elektroenergetice

Sb.,

o

kvalitě

dodávek

elektřiny

a

souvisejících

služeb

Tato vyhláška stanoví požadovanou kvalitu dodávek a služeb souvisejících s regulovanými činnostmi v elektroenergetice, včetně výše náhrad za její nedodržení, lhůt pro uplatnění nároku na náhrady, a postupy pro vykazování dodržování kvality dodávek a služeb. Existuje zde opět přímá vazba mezi úrovní kvality poskytovaných služeb a přiznanými povolenými výnosy, které zohledňují náklady na provoz a údržbu pro zajištění potřebné úrovně kvality a musí zahrnovat ekonomickou stimulaci k investicím prostřednictví přiměřené výnosnosti. Tato vyhláška vytváří jakousi pojistku při použití pobídkového způsobu regulace typu RPI-X, kdy jsou společnosti motivovány k úsporám. Nastavení parametrů (příslušných standardů) tohoto předpisu tvoří meze pro analýzu rizik při nákladové optimalizaci příslušných provozovatelů. Vyhláška č. 545/2006 Sb., o kvalitě dodávek plynu a souvisejících služeb v plynárenství Tato vyhláška stanoví požadovanou kvalitu dodávek a služeb souvisejících s regulovanými činnostmi v plynárenství, včetně výše náhrad za nedodržení stanovených parametrů, lhůt pro uplatnění nároku na náhrady a postupy pro vykazování dodržování kvality dodávek a služeb. Role této vyhlášky je shodná jako v elektroenergetice, pouze k jejímu naplnění existuje omezenější rozsah nástrojů. Tato vyhláška, na rozdíl od vyhlášky pro elektroenergetiku, pracuje pouze s tzv. garantovanými standardy. Vzhledem k přirozené povaze kontinuální 6

Verze 1_18. 7. 2008


dopravy plynu podzemními produktovody zde nejsou definovány cílové obecné parametry plynulosti (poruchovosti). Vyhláška č. 524/2006 Sb., o pravidlech pro organizování trhu s plynem a tvorbě, přiřazení a užití typových diagramů dodávek plynu ve znění pozdějších předpisů Tato vyhláška v návaznosti na přímo použitelný předpis Evropských společenství (Nařízení Evropského parlamentu a Rady (ES) č. 1775/2005 ze dne 28. září 2005 o podmínkách přístupu k plynárenským přepravním soustavám) upravuje pravidla pro organizování trhu s plynem, podmínky dodávek plynu pro konečné zákazníky a pravidla tvorby, přiřazení a užití typových diagramů dodávek plynu. Obdobně jako v elektroenergetice, i zde existuje velmi úzká vazba mezi způsobem přidělování přepravní a distribučních kapacit a zvolenou metodikou cenové regulace. V odvětví plynárenství, které se v místních podmínkách vyznačuje silnou dominancí mezinárodní (tranzitní) přepravy plynu nad domácí spotřebou s téměř nulovou domácí produkcí, hrají klíčovou roli regulatorní požadavky evropské legislativy, kterým se musí domácí regulatorní rámec postupně přizpůsobit. S ohledem na připravované změny nařízení č. 1775/2005 je třeba počítat s tím, že bude tlak na mezinárodní harmonizaci regulace přepravy plynu sílit.

4.2

Možné změny

Novela energetického zákona Připravovaná novela energetického zákona klade na jedné straně dodatečné požadavky na zvýšení transparentnosti a poskytnutí jistot investorům, na druhé straně poskytuje regulátorovi některé doplňující kompetence pro kvalitní výkon regulace. Tento trend ukazuje nově navržený § 19a - Regulace cen, ve kterém se mimo jiné uvádí: Při regulaci cen přenosu elektřiny, přepravy plynu, distribuce elektřiny a distribuce plynu postupuje Energetický regulační úřad tak, aby stanovené ceny pokrývaly náklady na zajištění efektivního výkonu licencované činnosti, dále odpisy a přiměřený zisk zajišťující návratnost realizovaných investic do zařízení sloužících k výkonu licencované činnosti. To neplatí v případě cen za mezinárodní přepravu plynu, pokud Energetický regulační úřad rozhodne o odlišném postupu tvorby těchto cen založeném na tržním způsobu. V případě elektroenergetiky Energetický regulační úřad zohlední i předvídatelnou budoucí poptávku a požadavky na provozní zabezpečení přenosové soustavy a distribučních soustav. Ceny dodavatele poslední instance reguluje Energetický regulační úřad formou věcně usměrňovaných cen. V případě, že o to dodavatel poslední instance požádá, Energetický regulační úřad rozhodne o cenách dodavatele poslední instance jako o cenách maximálních. Při regulaci ostatních cen postupuje Energetický regulační úřad tak, aby stanovené ceny byly alespoň nákladové. Při stanovení příspěvku k ceně elektřiny postupuje Energetický regulační úřad tak, aby příspěvek umožnil uplatnění elektřiny na trhu s ohledem na efektivní využívání primárních energetických zdrojů, ochranu životního prostředí a zájem na rozvoji výroby elektřiny z vysokoúčinné kombinované výroby elektřiny a tepla a výroby elektřiny z druhotných energetických zdrojů. Energetický regulační úřad meziročně upravuje příspěvky k ceně elektřiny z vysokoúčinné kombinované výroby elektřiny a tepla v závislosti na změnách cen elektřiny na trhu, cen tepelné energie, cen primárních energetických zdrojů, efektivitě výroby a době využití výrobny elektřiny. Na žádost držitele licence na distribuci elektřiny nebo distribuci plynu, jehož distribuční soustava není přímo připojena k přenosové soustavě nebo k přepravní soustavě, může Energetický regulační úřad rozhodnout o odlišném stanovení podmínek pro sjednání ceny tepelné energie nebo stanovení povolených výnosů a proměnných nákladů provozovatele distribuční soustavy. Energetický regulační úřad žádosti zcela nebo zčásti vyhoví, prokáže-li 7

Verze 1_18. 7. 2008


žadatel, že stanovený způsob regulace ceny mu dlouhodobě neumožňuje alespoň pokrytí oprávněných nákladů. Po právní moci rozhodnutí, kterým žádosti zcela nebo zčásti vyhoví, Energetický regulační úřad upraví stanovený způsob regulace nebo jeho jednotlivé podmínky nebo upraví cenu distribuce elektřiny nebo plynu.

5

Analýza současného stavu

5.1

I. regulační období

V I. regulačním období (2002-2004) použil Úřad k regulaci povolených výnosů metodu price-cap, tzv. RPI-X, využívanou řadou evropských regulátorů, která je založena na výkonnosti společností. Základním principem metody je, že jednotlivým společnostem jsou stanoveny povolené výnosy pro určité předem dané období, tzv. regulační období. Druhým principem je, že metoda regulace a předem stanovené povolené výnosy jsou po dobu trvání regulačního období neměnné, kromě eskalace faktorem RPI upraveným o faktor efektivity X. Zvolená metoda price-cap navíc zohledňovala plánovanou spotřebu a uplatňovala vyrovnávací korekční mechanizmus. Pro I. regulační období byly jednotlivým společnostem stanoveny povolené výnosy podle jednoduchého základního vzorce: PV  N  O  Z

který měl pro regulaci v energetice konkrétní tvar: PV0  N 0  O 0  ROA  PA 0 

PVi  PVi 1  PPI i  X i  kde: PVi PV0 N0 O0 ROA PA0 PPIi Xi

povolené výnosy v příslušném regulovaném roce, výchozí hodnota povolených výnosů, výchozí hodnota provozních nákladů, výchozí hodnota odpisů, rentabilita provozních aktiv (míra zisku), výchozí hodnota provozních aktiv, index cen průmyslových výrobců v příslušném regulovaném roce, faktor efektivity v příslušném regulovaném roce.

Tímto způsobem byla zajištěna po dobu trvání regulačního období stabilita energetických odvětí, a to jak pro konečné zákazníky, tak pro investory. Zároveň získal Úřad určitý nadhled nad regulací, protože neprováděl každoroční propočty jednotlivých parametrů regulačního vzorce. Je nutné ovšem připustit i negativa vzorce, a to, že se skutečné hodnoty jednotlivých parametrů dosahované společnostmi vyvíjely odlišným způsobem než parametry vzorce upravované eskalací.

5.2

II. regulační období

Ve II. regulačním období (2005-2009) použil Úřad motivační způsob regulace revenue-cap, který byl založen na regulaci jednotlivých parametrů regulačního vzorce. K této metodě regulace vedl ERÚ předpoklad nestabilního prostředí způsobeného změnami na trhu souvisejícími s unbundlingem a postupným otevíráním trhů.

8

Verze 1_18. 7. 2008




  

Při přípravě II. regulačního období byly stanoveny základní cíle: při přechodu regulačních období zachovat stabilitu odvětví, tzn. cenovou stabilitu pro konečného zákazníka při zachování kvality dodávky a zároveň zachovat ziskovost pro investora, připravit metodu, která bude založena na všeobecně akceptovaných principech, motivačním způsobem vést v průběhu regulačního období společnosti ke zvyšování efektivnosti, více pracovat s investicemi v průběhu regulačního období.

Pro regulované činnosti byly stanoveny následující vzorce pro určení povolených výnosů: Přenos elektřiny PVi  N 0  (1  X) i   i

(p MI  MI  (1  p MI )  PPI)    O 0   O i  WACCNHBT   RAB0   ZHAi  100 i i  

Distribuce elektřiny PVi  N 0  (1  X) i   i

(p MI  MI  (1  p MI )  PPI) PPI    O0    WACCNHBT   RAB0   ZHAi  100 i   i 100

Přeprava plynu PVi  N 0  (1  X) i   i

(p MI  MI  (1  p MI )  PPI)    O 0   O i  WACCNHBT   RAB0   ZHAi  100 i i  

Distribuce plynu PVi  N0  (1  X)i  (1  p  (ri 1))   i

(pMI  MI  (1  pMI)  PPI) PPI    O0  (1  p  (rdpi 1))    WACCNHBT   RAB0  ZHAi  100 i   i 100

kde: PVi i N0 O0 RAB0 WACCNHBT X MI PPI pMI ΔZHAi p ri

povolené výnosy v příslušném regulovaném roce, pořadové číslo příslušného regulovaného roku, výchozí hodnota provozních nákladů, výchozí hodnota odpisů, výchozí hodnota provozních aktiv, míra výnosnosti, faktor efektivity, mzdový eskalační faktor, průmyslový eskalační faktor (index cen průmyslových výrobců), koeficient mzdového eskalačního faktoru, změna hodnoty regulační báze aktiv v příslušném regulovaném roce, koeficient faktoru odběrných míst, faktor odběrných míst v příslušném regulovaném roce.

Metodika roku „0“ Vzhledem k tomu, že jedním ze základních cílů Úřadu pro II. regulační období bylo zachování ziskovosti odvětví jako celku, tzn. zachování podmínek pro investora, který 9

Verze 1_18. 7. 2008


vstupoval do odvětví v předcházejícím období, bylo nutné stanovit způsob přecenění provozních aktiv. Jeho nezbytnost vyplývala ze změny metodiky, a tím i výše uplatněné míry výnosnosti v porovnání s I. regulačním obdobím. Existuje řada způsobů, jak provést ocenění aktiv s rozdílnou časovou a finanční náročností. Regulátor zvolil metodu, která spočívá právě na principu zachování ziskovosti odvětví, kterou nazval tzv. metodikou roku „0“. Stanovení hodnoty regulační báze aktiv vychází z historické hodnoty přiměřeného zisku. Výchozí hodnota RAB pro činnost přeprava plynu na II. regulační období byla stanovena následujícím způsobem:

RAB 2003 

zisk 2003 WACC NHBT

RAB 2005  RAB 2003

V průběhu regulačního období byla hodnota RAB0 upravována o změnu regulační báze aktiv. Tím byla společnost motivována k investicím udržujícím hodnotu RAB tak, aby jí neklesal v průběhu regulačního období zisk. Výchozí hodnota RAB pro činnost distribuce elektřiny na II. regulační období byla stanovena následujícím způsobem: zisk 2000 2005 RAB 2000  RAB  RAB   ZHA 2005 2000 WACC NHBT 2001

Zařazením

2005

 ZHA byly do hodnoty regulační báze aktiv za roky 2001-2003 přičteny

2001

skutečné hodnoty změn zůstatkových hodnot provozních aktiv a za roky 2004-2005 2 2003   ZHA . 3 2001 Pro další následující roky regulačního období byl vždy přidán nový plán změny zůstatkové hodnoty aktiv vycházející ze skutečných hodnot předchozích tří let a rozdíl mezi započítanou a skutečnou hodnotou aktivovaného majetku v regulovaném roce byl upravován prostřednictvím korekčního faktoru. Výchozí hodnota RAB pro činnost distribuce plynu na II. regulační období byla stanovena následujícím způsobem:

RAB 2000 

zisk 2000 WACC NHBT

Zařazením

2003

RAB 2005  RAB 2000   ZHA  I 2004 2005  O 2004 2005  2001

2003

 ZHA byly do hodnoty regulační báze aktiv za roky 2001-2003 přičteny

2001

skutečné hodnoty změn zůstatkových hodnot provozních aktiv a za roky 2004-2005 plán investic po odečtení plánovaných odpisů I 2004 2005  O 20042005  . Pro další následující roky regulačního období byl vždy přidán nový plán změny zůstatkové hodnoty aktiv vycházející z plánované hodnoty investic po odečtení odpisů a rozdíl mezi plánem investic a skutečnou hodnotou aktivovaného majetku v regulovaném roce byl upravován prostřednictvím korekčního faktoru. Původní předpoklad Úřadu před zahájením II. regulačního období týkající se budoucího nestabilního prostředí způsobeného unbundlingem a otevíráním trhu se potvrdil a je popsán v následujících kapitolách. 10

Verze 1_18. 7. 2008


5.2.1

Podnikové přeměny v energetice

Unbundling představuje prvek liberalizace trhu, jehož cílem je vytvoření struktur umožňujících podnikatelskou soutěž a odstranění monopolu v oblasti energetického průmyslu. Jeho cílem je trvalé rozdělení a osamostatnění takových úrovní vertikálně integrovaných podniků, kde dochází k tvorbě přidané hodnoty. Evropská unie požaduje formy unbundlingu, které mají přispět ke zvýšení konkurenceschopnosti. Těmito formami jsou účetní, informační, manažerský a právní unbundling. V průběhu II. regulačního období byl postupně dokončován proces liberalizace trhu. Bývalé vertikálně integrované podniky byly postupně transformovány tak, aby byla distribuční část společností oddělena od činností, ve kterých je možné zavést konkurenci. Díky tomuto oddělení (unbundlingu) byla regulace zachována pouze na část energetického sektoru, tzn. přenos elektřiny, distribuci elektřiny, přepravu plynu a distribuci plynu. V odvětví elektroenergetiky spojily některé společnosti proces unbundlingu také s reorganizací a transformací vlastnické struktury. V roce 2005 se změnila akcionářská struktura ve dvou regionálních distribučních společnostech (Jihočeská energetika, a. s., a Jihomoravská energetika, a. s.), jejichž majoritním vlastníkem se stala společnost E.ON., a. s. Následně se změnila akcionářská struktura v dalších pěti společnostech (Středočeská energetická a. s., Západočeská energetika, a. s., Severočeská energetika, a. s., Východočeská energetika, a. s., Severomoravská energetika, a. s.), ve kterých získala majoritní podíl společnost ČEZ, a. s.. Od 1. ledna 2006 tedy působily na našem území namísto původních osmi pouze tři regionální distribuční společnosti (ČEZ Distribuce, a. s., E.ON Distribuce, a. s., a PREdistribuce, a. s.). U přenosové společnosti nedošlo k žádným změnám, neboť plně splňovala podmínky unbundlingu. V oblasti plynárenství jako první realizovala k 1. 1. 2006 unbundling přepravní společnost RWE Transgas Net. Od 1. ledna 2007 vzniklo osm regionálních distribučních společností, jejichž majetek byl převeden z původních vertikálně integrovaných podniků formou vkladu části podniku. V sedmi případech se jedná o společnosti s ručením omezeným (JČP Distribuce, s. r. o., JMP Net, s. r. o., SČP Net, s. r. o., SMP Net, s. r. o., STP Net, s. r. o., VČP Net, s. r. o., ZČP Net, s. r. o.), pouze Pražská plynárenská Distribuce, a. s., člen koncernu Pražská plynárenská, a. s., má formu akciové společnosti. Jediným vlastníkem uvedených společností je vždy akciová společnost, ze které byl majetek do konkrétní distribuční společnosti převeden. Závěr Unbundling a transformace společností výrazně změnily fungování distribučních společností, ať již šlo o organizační změny v nově založených společnostech nebo o outsourcing činností. Ve svém důsledku představovaly změnu nákladových toků, kdy si předcházející distribuční společnosti většinu činností zabezpečovaly ve vlastní režii, zatímco nově vzniklé společnosti mají převážnou většinu činností založenou na smluvních vztazích. Uvedené skutečnosti znamenají nejen změnu charakteru vykazovaných dat pro regulační účely, tedy přerušení veškerých časových řad a návazností, ale mají také dopad na celkový přístup k regulaci.

5.2.2

Minimální náklady na unbundling

V souladu s energetickým zákonem byli provozovatelé distribučních soustav s více než 100 tisíci odběrateli povinni oddělit činnost distribuce od ostatních licencovaných činností. Vzhledem k tomu, že v rámci procesu unbundlingu byly regulované subjekty nuceny vynaložit určité mimořádné náklady, disponoval Úřad, v souladu s energetickým zákonem, možností rozhodnout o zahrnutí oprávněných prokazatelných minimálních nákladů na unbundling do cen regulovaných činností. 11

Verze 1_18. 7. 2008


Metodika výpočtu a kvantifikace minimálních nákladů byla stanovena ex ante. V průběhu zpracování detailních analýz, které pomohly vyloučit neoprávněné náklady a stanovit minimální hranici oprávněných nákladů, byly určeny následující kategorie nákladů: a) provozní jednorázové náklady unbundlingu - byly vynaloženy během období bezprostředně zahrnujícího vlastní realizaci právního unbundlingu; b) investiční náklady unbundlingu - za investiční náklady byly považovány jednorázové výdaje, které souvisely s pořízením aktiv nezbytných pro zajištění realizace unbundlingu; provozní průběžné náklady unbundlingu - byly pravidelně vynakládány počínaje c) rokem realizace unbundlingu a v následujících letech z titulu nového charakteru fungování oddělených společností. Závěr Uznané náklady na unbundling byly zahrnuty do regulace ve II. regulačním období a kromě provozních průběžných nákladů na unbundling, které jsou již součástí provozních nákladů regulovaných společností, již ve III. regulačním období nebudou zahrnuty do regulačního vzorce. Při stanovení vstupního parametru nákladů Úřad musí eliminovat mimořádné náklady, které byly spojeny s unbundlingem a stanovit vstupní náklady na III. regulační období bez nich.

5.2.3

Ocenění aktiv a odpisů u nově vzniklých společností

Při rozdělení, prodeji a vkladu podniku je vyžadováno ocenění znalce, které je následně promítnuto do ocenění jednotlivých složek majetku v účetnictví nabývající společnosti. 5.2.3.1 Aktiva Ocenění aktiv v rámci procesu unbundlingu Energetická legislativa ČR nastavuje pravidla a podmínky chování účastníků trhu v procesu jeho liberalizace. Mezi tato pravidla patří i právní, organizační a funkční oddělení provozovatele přenosové, přepravní a distribuční soustavy od ostatních činností vertikálně integrovaného podnikatele. V návaznosti na požadavky energetického zákona zvolily elektroenergetické distribuční společnosti, přepravní společnost a plynárenské distribuční společnosti postup vyčlenění držitele licence na přepravu a distribuci formou vkladu části podniku. Během jednání na počátku roku 2005 ERÚ požadoval, aby byl znalec pro přecenění určen soudem a také usiloval, aby byl pro celý sektor jeden. Následně vzal Úřad na vědomí, že znalcem pro ocenění vkladu distribučních částí v elektroenergetice i plynárenství byla společnost HZ Praha spol. s r.o., čímž byl zaručen jednotný přístup k ocenění majetku od jednoho znalce a byla zajištěna transparentnost použití metod ocenění. Vzhledem k tomu, že přepravce plynu byl již v roce 2005 v procesu vyčleňování přepravní soustavy a měl již vybraného znalce společnost B.S.O. spol. s r.o., vzal regulátor tuto skutečnost na vědomí. Metoda ocenění, která byla využita u regulovaných společností, byla založena na nákladové metodě DORC, jejíž podstatou je určení reprodukční hodnoty jednotlivých aktiv snížené o patřičné opotřebení. Náklady na znovupořízení aktiv byly zjišťovány několika způsoby, a to indexovou metodou, přímým zjišťováním cen, oceňováním podle zvolené jednotky. Ocenění vycházelo z tržní hodnoty zařízení a současně z účetní doby životnosti. Náročnost metody byla vysoká vzhledem k tomu, že aktiva byla posuzována po jednotlivých komponentech.

12

Verze 1_18. 7. 2008


Přecenění aktiv v návaznosti na přiměřenost zisku v regulaci Přecenění majetku nedává společnostem žádný nárok na jeho promítnutí do základny RAB, která se používá pro stanovení regulovaného zisku. Není žádný důvod, aby Úřad uznával razantní navýšení zisku, které vyplývá z umělého přecenění a mělo by velmi negativní dopad do zvýšení konečných cen. V tržním hospodářství se neobjevuje případ, aby firma kvůli svému přecenění zvýšila své ceny. Rozdílné zisky v účetnictví společností a stanovené v regulaci Kromě rozdílného zaúčtování odpisů v elektroenergetice vzniklo ještě dvojí zaúčtování hodnoty aktiv a pasiv. Některé společnosti zvolily metodu dvojího ocenění. Aktiva byla oceněna nákladovou metodou, ale pasiva byla oceněná metodou budoucích toků, která vycházela výrazně nižší než metoda nákladová. Z těchto důvodů při zaúčtování k počátku roku bylo nutné vytvořit záporný goodwill neboli badwill, který je v účetnictví společností odepisován 5 let a má výrazný dopad do hospodářských výsledků. Oznámení Úřadu na začátku roku 2006, že neuzná přeceněný majetek do regulace, neboť považuje přecenění za umělý krok vyvolaný procesem unbundlingu, narazilo na odpor regulovaných subjektů a následně probíhala diskuze ohledně možných rozdílů v zisku v účetnictví společnosti a stanoveného v regulaci. V této souvislosti upozornil Úřad společnosti na existenci tzv. impairment testu. Test na snížení hodnoty aktiv – Impairment test podle Mezinárodních standardů účetního výkaznictví (IFRS) Pravidla pro provedení testu na snížení hodnoty aktiv – tzv. impairment testu jsou obsažena v mezinárodním účetním standardu 36 (IAS 36). Aktivum má být v účetnictví oceněno částkou, která je nižší nebo rovna tzv. zpětně získatelné částce. Zpětně získatelná částka představuje hodnotu, kterou aktivum může po dobu použitelnosti vyprodukovat, a to buď v průběhu užívání (hodnota z užívání) nebo při prodeji (reálná hodnota minus náklady na prodej). Za zpětně získatelnou částku je pak považována ta, která je vyšší. V případě, že hodnota aktiva v účetnictví je vyšší než zpětně získatelná částka, je nezbytné provést snížení hodnoty aktiva a jeho účetní hodnota musí být snížena na zpětně získatelnou částku. Hodnota z užívání odpovídá současné hodnotě očekávaných peněžních toků, které aktivum vygeneruje v průběhu užívání za současného stavu (tuto hodnotu je možné zjistit např. na bázi diskontovaných peněžních toků). Prodejní cena minus náklady na prodej má odpovídat částce, která by byla dosažena při prodeji aktiva nezávislé straně. Pokud tedy bude existovat indikátor snížení hodnoty naznačující, že tento předpoklad nebude moci být naplněn, mělo by podle IFRS dojít ke snížení hodnoty aktiv. Analogie – případ testu na snížení hodnoty – ČESKÝ TELECOM, a. s. Za určitou analogii případu provozovatelů distribučních (přenosových) soustav lze považovat situaci společnosti ČESKÝ TELECOM, a. s., v roce 2003. V tomto roce bylo realizováno snížení hodnoty dlouhodobého majetku, a to z důvodu regulačního prostředí (rozhodnutí regulátora v České republice). Jednalo se zejména o nejistotu v nevybalancování tarifů, propojovacích poplatků u vytáčeného internetu atd. Celkové snížení hodnoty majetku bylo realizováno ve výši přibližně 9,7 mld. Kč. Možnost provedení impairment testu podle českých účetních standardů Česká účetní legislativa není v rozporu s požadavkem na impairment test podle mezinárodních účetních standardů. Nicméně možnost prosazení impairment testu2 v účetním výkaznictví zpracovávaném podle českých účetních standardů je nízká. Provedení impairment testu může ztěžovat kromě jiného fakt, že regulované společnosti budou i nadále ziskové, 2

Pokud bude existovat primární nesouhlas účetní jednotky s tímto postupem.

13

Verze 1_18. 7. 2008


ačkoli rentabilita vlastního kapitálu může být po přecenění majetku až třetinová (ve srovnání s požadovanou výnosností z vloženého kapitálu). Závěr Pokud regulátor jasně a oficiálně deklaruje, že neumožní, aby do regulační báze aktiv vstoupila přeceněná hodnota dlouhodobých aktiv, jde, mimo jiné, o důvod pro provedení testu na snížení hodnoty aktiv. Investorský pohled V průběhu roku 2006 se Úřad zabýval možností stanovit hodnotu regulační báze aktiv na základě tržní hodnoty společnosti odvozené od tzv. investorského pohledu, tzn. kolik prostředků ve skutečnosti nová distribuční společnost zaplatila za podíly na původních společnostech. Na základě této výzvy předložil ČEZ Distribuce a E.ON Distribuce Úřadu zpracované studie o stanovení investorské hodnoty. Výše ocenění investorskou hodnotou se blížila hodnotě aktiv přeceněných v rámci procesu unbundlingu. Úřad si nechal vůči těmto studiím zpracovat oponentní posudek a výsledky zhodnotil následovně:  Investice proběhla ve stabilním regulačním prostředí a umožňovala investorům jasně predikovat své výnosy/zisk na bázi tehdejšího RAB.  Investorský pohled není vhodný pro regulaci, neboť investor může sledovat také jiné zájmy. Úřad nesmí přenášet rozhodnutí investora do cen pro konečné zákazníky, aby eliminoval důsledky jeho rozhodnutí.  Pokud by Úřad uznal využití investorského pohledu jako základu pro regulaci, znamenalo by to, že jakékoliv další rozhodnutí investora může být beze zbytku přenášeno na konečného zákazníka. Z uvedených důvodů ERÚ zamítl uznávat ocenění investorskou hodnotou za základnu RAB. 5.2.3.2 Odpisy Ocenění odpisů v rámci procesu unbundlingu Při projednávání problematiky přecenění majetku společností byla zdůrazněna otázka přecenění odpisů včetně změny odpisových sazeb, tedy požadavek ze strany ERÚ na prodloužení doby odepisování jednotlivých skupin majetku. Jedním z hlavních důvodů, který vedl ERÚ k záměru prodloužit dobu odepisování, bylo nastavení „reálných“ odpisových sazeb, které skutečně zobrazují technickou životnost distribučních majetků. Po důkladném seznámení s materiály týkajícími se ocenění distribučních společností (skupiny ČEZ, E.ON) bylo zjištěno, že byly použity původní odpisové sazby, které vycházely z platné vyhlášky č. 439/2001 Sb., ve znění pozdějších předpisů, a nerespektovaly požadavek ERÚ, který byl připravován do novely dané vyhlášky. Použitá metodika přecenění u společností ČEZ a E.ON tedy nesplnila podmínku prodloužení odpisových sazeb. V odvětví plynárenství tento problém nenastal a společnosti zaúčtovaly přeceněné hodnoty aktiv s respektováním odpisových sazeb podle vyhlášky č. 404/2005 Sb. Závěr V lednu 2006 porada vedení ERÚ rozhodla o tom, že pro účely regulace a stanovení cenových parametrů není provedené ocenění společností plně využitelné. Stanoviska k jednotlivým parametrům byla následující: a)

ERÚ neuzná zisk stanovený jako WACC * hodnota přeceněných aktiv  nominální WACC není aplikovatelný na přeceněnou hodnotu, 14

Verze 1_18. 7. 2008

Energetický regulační úřad   



b)

provedené přecenění neznamená, že byly do regulované firmy vloženy nějaké další zdroje (kapitál), pouhý převod aktiv na jiného majitele není důvodem ke změně základny pro regulaci, metoda přecenění byla provedena z účetních systémů (částečně provázaných s technickými systémy) tzv. od stolu bez posouzení skutečného stavu majetku v terénu – problematika oprav vs. technického zhodnocení, ERÚ při stanovení zisku zachová metodiku roku „0“ + změny zůstatkových hodnot (investice).

přeceněné odpisy lze do regulace zahrnout při splnění určitých podmínek  výše přeceněných odpisů odpovídá budoucí nutnosti obnovit současné zařízení,  využití reálných životností podle vyhlášky č. 404/2005 Sb.,  vyloučení odpisů z plně odepsaných zařízení,  přeceněné odpisy budou uznány maximálně do výše účetních odpisů,  vyloučení zařízení, která se již nebudou obnovovat,  zanalyzovat dopad oprav do reálného stavu majetku,  zavést mechanizmus návratu zdrojů v případě neproinvestování.

Hodnota odpisů jako zdroj pro budoucí obnovu V průběhu roku 2006 probíhala intenzivní spolupráce Úřadu s regulovanými společnostmi na posouzení jejich dlouhodobých plánů investic, na jejichž základě mohl Úřad analyzovat výši zdrojů, které společnosti potřebují v průběhu dalších 15 let na obnovu majetku tak, aby byla zachována současná technická úroveň a kvalita dodávky. V návaznosti na uvedenou analýzu předložily distribuční společnosti v elektroenergetice (PREdistribuce a ČEZ Distribuce) studii zpracovanou experty z Českého vysokého učení technického (ČVUT), která konstatovala následující závěry:  Využité benchmarkingové postupy ukázaly, že české distribuční firmy se pohybují na úrovni evropského průměru, proto není nutné provádět korekci investic na prostou obnovu.  Podle názoru ČVUT je žádoucí zachovat objem investic i v případě, kdy by se české distribuční firmy dostaly v tomto porovnání (provozní zisk/investice, distribuovaná elektřina/investice, počet odběrných míst/aktiva) do pásma mírně podprůměrného. Toto naznačuje i současná situace v Evropě.  Navrhují, aby se postupně investice uznané Úřadem přiblížily velikosti přeceněných odpisů v horizontu třetí regulační etapy. Závěr Na základě výše uvedených analýz dospěl Úřad k závěru, že odpisy jako zdroj peněz pro obnovu majetku odpovídají v současné době přeceněným odpisům, které mají společnosti zaúčtovány ve svém účetnictví. Pokud by však společnosti neinvestovaly tyto prostředky zpět do obnovy majetku takovým způsobem, aby zachovaly jeho úroveň a kvalitu dodávky, bude nucen regulátor zavést do regulace takový mechanizmus, který zaručí, že takto poskytnuté prostředky budou vráceny zpět konečnému zákazníkovi.

5.2.4

Zavedení regulační evidence

Společnosti v elektroenergetice, které nezaúčtovaly požadované odpisové sazby podle nové vyhlášky č. 404/2005 Sb., pro vyřešení daného problému navrhly vést speciální regulační evidenci pro účely regulačního výkaznictví. Dosavadní regulační praxe vycházela vždy z dat z účetnictví firem, která byla definicemi ERÚ, tzv. můstky, překlápěna do regulačního výkaznictví. Nikdy neexistovala 15

Verze 1_18. 7. 2008


speciální regulační evidence, která by vykazovala např. rozdílné zůstatkové hodnoty pro regulátora a pro management nebo investora a ostatní účastníky trhu. Energetický regulační úřad si je vědom možných komplikací při zavedení jiné evidence, a proto je jeho záměrem vycházet i nadále z hodnot vedených v účetnictví regulovaných subjektů. Energetický regulační úřad tedy opět apeloval na zavedení výše uvedených odpisových sazeb do účetní evidence společností s vyjádřením, že účetní hodnoty jsou pro něj stále směrodatné a nehodlá v současné době ani v budoucnu vycházet z jiných hodnot, než které jsou vedeny v oficiálním účetnictví dané společnosti.

6

Východiska a další faktory ovlivňující metodiku III. regulačního období

6.1

Price-cap vs. revenue-cap

Před rozvíjením dalších návrhů konkrétních parametrů regulace musel Úřad rozhodnout, jakou metodu regulace v další regulační periodě použije. Aktuálně používané regulační metody se v Evropské Unii (EU) významně liší, jak je patrné z obrázku níže. Motivační metody regulace jsou primárně podporované Evropskou komisí a postupně nahrazují zastaralé metody (Cost Plus a Rate of Return), které nenutily společnosti zvyšovat provozní efektivitu. Motivační regulace vede společnosti ke zlepšení jejich investiční a provozní efektivity a má zajistit, aby z této efektivity profitovali také spotřebitelé. Obrázek č.3 Metody regulace používané v Evropě

16

Verze 1_18. 7. 2008


Z obrázku je patrné, že mnoho zemí uplatňuje metodu regulace price-cap. Metodu regulace revenue-cap používají regulátoři ze Španělska, Německa, Norska a Irska, avšak samotná aplikace této metody je v uvedených zemích rozdílná. Obě metody mají společný základ vzorce (RPI-X), ve kterém RPI zohledňuje inflaci a faktor X vyjadřuje požadavek regulátora na zvýšení efektivity provozovatelů sítě. Metodou price-cap stanovuje regulátor cenovou hladinu za jednotku na delší časové období. Tímto dává příležitost distribučním společnostem, aby si navíc ponechaly zisk, kterého dosáhnou, pokud se budou chovat efektivně a zredukují svoje náklady. Existují dva způsoby regulace price-cap. První způsob regulace bere v úvahu změnu cenové hladiny pouze prostřednictvím inflačního koeficientu a faktoru efektivity. Společnosti se pod tímto způsobem regulace snaží prodat co největší množství energie za stabilní ceny, a tím si zvyšovat tržby a možná i neefektivně zvyšovat spotřebu. Druhý způsob metody price-cap navíc oproti předchozímu upravuje inflačně povolené výnosy v závislosti na spotřebě. Tento způsob Úřad používal v I. regulačním období. Metoda price-cap motivuje regulační společnosti ke snižování nákladů a efektivnímu chování, ale je možné ji použít pouze v prostředí, ve kterém se předpokládá, že se parametry regulačního vzorce během regulačního období nebudou výrazně měnit. Metoda revenue-cap je rozdílná v přístupu k jednotlivým parametrům regulačního vzorce v průběhu regulačního období. Regulátor stanovuje na začátku regulační periody jednotlivé parametry, které každoročně reviduje, a z těchto parametrů vypočítá maximální povolené výnosy pro energetické společnosti. Z těchto povolených výnosů se následně stanovuje cenový strop na základě spotřeby. Využít tuto metodu regulace je vhodné, pokud nejsou jednotlivé parametry regulačního vzorce stabilizované a očekává se, že se budou upravovat v průběhu regulační periody. Revenue-cap je oproti regulaci price-cap přijatelnější pro regulované společnosti z toho důvodu, že mají možnost každoročně lobbovat za navýšení jednotlivých parametrů. Pokud se jedná o výběr mezi metodami price-cap a revenue-cap, je třeba vycházet z konkrétních podmínek a stavu prostředí, přičemž vhodnost jedné či druhé varianty se může střednědobě měnit. Při současném stavu regulačního prostředí není možné použít metodu price-cap do té doby, než bude konkrétně dořešen vývoj jednotlivých parametrů, např. u odpisů způsob zahrnutí přeceněných odpisů do regulace. Základní podmínkou pro aplikaci metody price-cap je totiž prvotní nastavení výchozích podmínek regulace a jednotlivých parametrů analytickými metodami, které budou platit až do konce regulační periody. V celkovém porovnání aplikovaných metod používaných v uvedených zemích se k dosud uplatňované regulaci Úřadem nejvíce přibližují regulátoři z Irska a Německa. Rozdílné, a pro účely ERÚ těžko použitelné, jsou metody používané ve Španělsku, které používá referenční model sítě, nebo v Norsku, které používá revenue-cap pouze na 40 % nákladů a na 60 % nákladů uplatňuje metodu yardstick. Pokud se podíváme na regulační vzorce požívané v Irsku a Německu a porovnáme je se vzorcem ERÚ z II. regulačního období, zjistíme, že současný vzorec ERÚ je zastaralý a nezahrnuje kromě tradiční formulky RPI-X žádné další motivační parametry. Právě motivace společností orientovaná na kvalitu dodávky elektřiny je v obou zemích vysoce využívaná. V Irsku jsou společnosti, které nedosáhnou požadované kvality dodávky, penalizovány odebráním části povolených výnosů až do výše 4 % ročně. V případě Německa jsou stanoveny 4 dimenze kontroly kvality a kromě penalizací v podobě odebrání povolených 17

Verze 1_18. 7. 2008


výnosů zde platí také standardy kvality a pokud jsou porušeny, tak je distribuční společnost povinna uhradit zákazníkům předem stanovenou pokutu. Závěr Při stanovování metodiky regulace III. regulačního období Energetický regulační úřad rozhodl znovu použít metodu regulace revenue-cap. K tomuto rozhodnutí vedla Úřad zejména důležitá skutečnost, že podmínkou pro aplikaci způsobu price-cap je prvotní nastavení výchozích podmínek regulace a jednotlivých parametrů analytickými metodami, které budou platit až do konce regulačního období. Při současném stavu regulačního prostředí ale není možné použít metodu price-cap do té doby, než bude konkrétně dořešen vývoj jednotlivých parametrů, protože z důvodu procesů unbundlingu a transformace společností Úřad nemá pro uvedenou metodu dostatečné podklady k určení výchozích podmínek regulace.

6.2

3. liberalizační balíček

V září 2007 se ERÚ stal za Českou republiku gestorem projednávání tří legislativních návrhů Evropské Komise (EK) v pracovních orgánech EU z 3. liberalizačního balíčku. Spolu s tím se ERÚ stal také formálním spolugestorem projednávání novel dvou směrnic v gesci MPO, a to Směrnice 2003/54/ES EP a Rady týkající se společných pravidel pro vnitřní trh s elektřinou a Směrnice 2003/55/ES EP a Rady týkající se společných pravidel pro vnitřní trh s plynem). 1)

Návrh nařízení Evropského Parlamentu (EP) a Rady, týkající se zřízení Agentury pro spolupráci energetických regulátorů (ACER). Úplnou novinkou je návrh nového nařízení EP a Rady, týkající se zřízení ACER. Agentura by tak na evropské úrovni – v oblasti přeshraniční spolupráce - doplňovala regulační úkoly, které provádějí vnitrostátní regulační orgány. Měla by poskytovat rámec pro spolupráci národních regulátorů, pro regulační přezkumy spolupráce mezi provozovateli přenosových nebo přepravních soustav a prostor pro přijímání jednotlivých rozhodnutí týkajících se infrastruktury na území více než jednoho členského státu. Budoucí vznik ACER vytvoří funkční regulační mechanizmus pro oblast, která doposud nebyla jednoznačně ošetřena. Pro Úřad by to mohlo znamenat m.j. využití navrhovaného potenciálu k řešení případných dvojstranných sporů, které by Agentura měla rozhodovat.

2)

Návrh nařízení EP a Rady pozměňující nařízení č.1228/2003 EP a Rady o podmínkách přístupu do sítě pro přeshraniční výměny elektřiny. Činnosti provozovatele přenosové soustavy jsou zahrnuty do licencované činnosti přenosu elektřiny a jsou regulovány. Nařízení č.1228/2003/ES neumožňuje zpoplatnit export elektřiny. Zároveň však výnosy z přidělování přeshraničních kapacit (příjmy z aukcí) umožňuje použít ke snížení povolených výnosů provozovatele přenosové soustavy, což se projevuje snížením ceny za rezervaci kapacity. To znamená, že část výnosů z aukcí je zahrnuta do povolených výnosů provozovatele přenosové soustavy za činnost přenosu elektřiny, část výnosů z aukcí je určena na vyrovnávání plateb mezi provozovateli přenosových soustav v EU v důsledku fyzikálních toků elektřiny a část výnosů je určena jako rezerva na případné ztráty z ostatních regulovaných činností provozovatele a na rozvoj přeshraničních profilů. V současné době EU projednává novelu Nařízení č. 1228/2003. V případě, že bude prosazena možnost použití výnosů z aukcí výhradně jako investic do sítí, bude použitý regulační mechanizmus v rozporu s legislativou. Nicméně současná vyjednávání na úrovni EU spíše nasvědčují tomu, že varianta použití výnosů z aukcí bude zachována.

3)

Návrh nařízení EP a Rady pozměňující nařízení č. 1775/2005 EP a Rady o podmínkách přístupu k plynárenským přepravním soustavám. Novela nařízení tak pravděpodobně bude mít dopad do systému pravidel trhu s plynem a do principu cen přepravy v ČR. Její nabytí účinnosti se předpokládá v průběhu III. regulačního období. Nová legislativa 18

Verze 1_18. 7. 2008


může mít za následek změnu přístupu k vnitrostátní a tranzitní přepravě v ČR a nutnosti zavedení metodiky price-cap na činnost přepravy plynu. 4)

6.3

EP v návrzích směrnic 2003/54/ES EP a Rady a 2003/55/ES EP a Rady kromě jiného navrhuje posílení pravomocí regulačních orgánů. Jedním z návrhů k posílení pravomocí regulačních úřadů je možnost přezkoumávat investiční plány provozovatele přenosové a přepravní soustavy a posuzovat ve své výroční zprávě investiční plán provozovatele přenosové a přepravní soustavy, pokud jde o jeho soulad s celoevropským desetiletým plánem rozvoje sítí a dále sledovat investice do výrobních kapacit ve vztahu k bezpečnosti dodávek.

Odkupy a pronájmy

V lednu 2008 společnost RWE požádala Úřad o účast v procesu stanovení metodiky výpočtu cen odkupů a pronájmů plynárenského zařízení v majetku obcí. Potřeba společné metodiky odkupů vyplynula z právního stanoviska ve věci plynofikace obcí z pohledu veřejné podpory. Úřad oslovil ostatní regionální distribuční společnosti PPD a JČPD (E.ON) k zapojení do problematiky a na základě získaných podkladů uspořádal společné jednání distributorů za účelem zmapování současných metod a zjištění ochoty zavést transparentní a jednotný přístup pro ČR. Účastníci jednání se shodli na nutnosti sjednotit postupy při odkupech a pronájmech plynárenských zařízení a souhlasili se společným postupem jednotlivých distribučních společností v této věci. Úřad v této souvislosti oslovil také druhou stranu, které se problematika výrazně dotýká, což je Svaz měst a obcí ČR, a představil zástupcům obcí dosavadní průběh jednání včetně předběžných závěrů na společném jednání Energetické komise Předsednictva Svazu měst a obcí ČR. Vzhledem k tomu, že problematika stanovení metodiky výpočtu hodnoty odkupů a pronájmů plynárenského zařízení je ve stádiu vyjednávání, bude tato část postupně aktualizována v průběhu konzultačního procesu.

6.4

Cena dopravy zemního plynu do paroplynových elektráren

V průběhu III. regulačního období plánují některé podnikatelské subjekty vybudovat na území ČR paroplynové elektrárny, jejichž roční spotřeba zemního plynu a požadavek maximálního denního odběru může být výrazně vyšší, než je tomu u současných velkoodběratelů zemního plynu. Dislokace těchto elektráren je omezena několika významnými podmínkami. Jednou z těchto podmínek je dostatečná kapacita soustavy pro dodávku zemního plynu nutná pro zajištění plánovaného výkonu elektrárny a zajištění dostatečné bezpečnosti dodávky. Připojení paroplynových elektráren se předpokládá převážně k přepravní soustavě, v řadě vhodných lokalit je připojení možné i k distribuční soustavě. Výstavba plynárenské soustavy ČR nebyla koncipována pro odběratele takovéhoto rozsahu, nicméně vzhledem k dimenzím plynárenské soustavy nebude připojení těchto zákazníků činit problémy s nedostatkem kapacit. Současná pravidla trhu a principy stanovení cen za přepravu a distribuci s těmito odběry nepočítají. Odběr zemního plynu paroplynovými elektrárnami bude výrazně ovlivňovat řízení provozu plynárenské soustavy. Půjde především o zajištění dostatečné flexibility soustavy, což může provozovateli přepravní soustavy vyvolávat proti současnému stavu vícenáklady.

19

Verze 1_18. 7. 2008


Energetický regulační úřad se při stanovování přepravních a distribučních tarifů proto bude muset zabývat otázkami vhodné alokace vzniklých vícenákladů mezi uživatele přepravní soustavy a vhodným nastavením tarifů pro tento nový druh spotřeby na úrovni přepravní a distribuční soustavy. Předpokládá se, že ceny za dopravu zemního plynu pro výrobu elektřiny v paroplynových elektrárnách by měly být srovnatelné jak při využití distribuční soustavy, tak vybudováním plynovodu připojeného k přepravní soustavě. ERÚ provede vyhodnocení dostupných investičních projektů na výstavbu paroplynových elektráren a ve spolupráci s provozovatelem přepravní soustavy bude analyzovat vliv provozu těchto zdrojů na provoz přepravní soustavy. Cílem ERÚ je nastavit cenové podmínky tak, aby nevytvářely bariéru pro investiční projekty z hlediska jejich připojení pouze na distribuční, či přepravní soustavu. Zároveň je nezbytné zajistit, aby se na hrazení nákladů vyvolaných odběrem zemního plynu paroplynovými elektrárnami nepodíleli ostatní odběratelé. Další otázkou, kterou je v tomto ohledu potřeba zmínit, je plánovaná výstavba plynovodu s názvem GAZELLA propojujícího severní a jižní trasy. Tento projekt spojí dvě hraniční předávací stanice − krušnohorskou Horu Sv. Kateřiny s německým Waidhausem nedaleko hraničního přechodu Rozvadov. Českou republiku tak napojí na ruský zemní plyn, který má v budoucnu do Evropy proudit zejména tzv. Severní cestou. Ta bude vytvořena spojením s plynovodem Nord Stream, který povede po dně Baltického moře z Ruska do německého Greifswaldu. Na něj naváže plynovod OPAL, jenž bude směřovat až na hranice Německa a České republiky u obce Brandov. Provoz nového plynovodu, v případě jeho realizace, bude mít za následek radikální změnu toků zemního plynu v ČR.

6.5

Operátor trhu s plynem

Připravovaná novela energetického zákona obsahuje záměr zřídit i pro odvětví plynárenství nezávislého operátora trhu, podobně jako je tomu v elektroenergetice. Úkolem této instituce je jednak řešit čistě tržní otázky: vyhodnocování a zúčtování odchylek mezi účastníky trhu, organizace krátkodobého trhu s plynem apod., ale také převzít práva a povinnosti stávajícího Bilančního centra, které provádí především monitoring trhu s plynem a sběr statistických údajů o provozu plynárenské soustavy. Jedním z hlavních motivů zřízení operátora trhu s plynem je potřeba existence skutečně nezávislého „operátora“, který není nijak majetkově ani personálně a organizačně provázán s některým ze soutěžitelů na trhu s plynem. Tento princip se velice osvědčil na trhu s elektřinou. Stávající schéma, kdy je výkonem převážné části funkcí operátora trhu s plynem pověřen provozovatel přepravní soustavy, společnost RWE Transgas, se z pohledu ostatních účastníků trhu jeví jako dále neudržitelné. Vzhledem k tomu, že návrh předpokládá rozšíření kompetencí stávajícího operátora trhu s elektřinou (OTE a.s.) o výše uvedené funkce s využitím jeho stávající infrastruktury i personálu a know how, očekává se, že náklady na zřízení a jeho následné fungování by neměly být nijak dramatické. Přestože vláda záměr na zřízení operátora trhu s plynem schválila, část plynárenského sektoru vznáší vůči zřízení této nové instituce silné výhrady. Vzhledem k nejistotě, která v otázce operátora trhu s plynem existuje, nebude se ERÚ prozatím dané problematice při diskuzi o metodice a nastavení parametrů regulace pro III. regulační období věnovat.

7

Popis parametrů regulace

Pokud Energetický regulační úřad navrhuje změnu v přístupu k parametru vstupujícímu do regulace, je tento přístup popsán níže, a to v různých variantách s jasným vyjádřením, kterou variantu Úřad navrhuje realizovat. 20

Verze 1_18. 7. 2008


Identifikování různých variant řešení (minimálně dvou) vyplývá z procesních pravidel při tvorbě RIA (viz kapitola 1). Součástí možných řešení musí být i varianta nulová, která předpokládá právní předpis nevydávat (s výjimkou práva EU, nebo kdy již právní předpis vyšší právní síly ukládá vydat právní předpis). Jak již bylo uvedeno na začátku dokumentu, Energetický regulační úřad je podle současně platné národní a evropské legislativy povinen provádět regulaci, proto za nulovou variantu volil vždy postup vydání právního předpisu pro upravení III. regulačního období, ovšem s pravidly shodnými s II. regulačním obdobím.

7.1

Návrh variant parametrů náklady, odpisy, zisk

Navrhované varianty řešení popisují nastavení jednotlivých parametrů pro výpočet základních parametrů povolených výnosů regulovaných subjektů (nákladů, odpisů a zisku) z hlediska určení výchozí hodnoty pro regulační období a také z hlediska metodiky následného přístupu k nim v průběhu regulačního období. Varianta č. 0 Nulová varianta popisuje vždy nezměněný přístup k regulaci, tedy nemění způsob regulace používaný ve II. regulačním období a pokračuje v něm stejně i ve III. regulačním období. Výchozí parametry pro III. regulační období jsou tedy nastaveny ve výši hodnot parametrů z posledního roku II. regulačního období, tzn. roku 2009 a pro další přístup k parametrům je použita stejná metodika jako ve II. regulačním období. RAB a odpisy Další navržené varianty (viz níže) vycházejí ze základního principu, a to, že postup úpravy parametru RAB a odpisů musí být v souladu, neboť jsou vzájemně propojené. Hodnota změny aktiv (meziroční změna RAB) se mění také v závislosti na použité hodnotě odpisů a naopak odpisy se každoročně mění v závislosti na výši investic, které vstupují formou změny zůstatkové hodnoty aktiv do parametru RAB. Proto jsou stanoveny základní pevné varianty č. 1, č. 2 a č. 3, ve kterých nelze kombinovat mezi stanovením RAB a odpisů z ostatních variant. Varianta č. 1 První varianta je založena na skutečnosti, že odpisy by měly sloužit společnosti jako zdroje obnovy stávajícího majetku, který se postupem času opotřebovává. Po provedení detailních analýz investičních plánů jednotlivých regulovaných subjektů (viz kapitola 5.2.3.2) došel ERÚ k závěru, že výše zdrojů na obnovu jejich současného majetku odpovídá hodnotě odpisů zaúčtovaných v současné době v účetnictví jednotlivých společností, tedy odpisů po přecenění aktiv provedeném po unbundlingu. Z výše uvedeného důvodu je ve variantě č. 1 navržen postup vycházet pro určení hodnoty změny zůstatkové hodnoty aktiv (pro úpravu základní hodnoty RAB vycházející z výpočtu ve II. regulačním období) a hodnoty odpisů z účetních hodnot jednotlivých společností. Jedná se o variantu zabezpečující společnostem dostatečný zisk, který je v sektoru a prostředí ČR obvyklý a umožňuje společnostem mít dostatek prostředků na obnovu majetku tak, aby kvalita dodávky a technická úroveň sítí byly zachovány. Varianta č. 2 Základním principem varianty č. 2 je použití pětiletých plánů investic a odpisů regulovaných společností pro stanovení meziroční změny RAB a odpisů. Pro stabilizaci vývoje těchto parametrů během pěti let následujícího období je určena průměrná roční změna 21

Verze 1_18. 7. 2008


parametrů, která je pak každoročně zahrnována. Po uplynutí pěti let pak dojde k vyhodnocení zahrnutých plánů investic a odpisů a jejich korekci podle skutečných hodnot. Varianta byla navržena především z důvodu možné nestability a rozkolísanosti cen při výrazném ročním investování, které by jednorázově při zavedení majetku do účetnictví společností při současné metodice roku „0“ mohlo jednorázově dopadnout do cen. Varianta č. 3 Varianta č. 3 uvažuje o stanovení výchozích hodnot RAB a odpisů na základě přeceněných účetních hodnot společností, tedy na plném zahrnutí a uznání přecenění provedených po unbundlingu. Tato varianta se netýká činnosti přenos elektřiny, neboť přenosová společnost prošla procesem unbundlingu již před vznikem Úřadu a nebyla jím během daného procesu řízena. Úřad považuje za transparentní popsat také tuto variantu, včetně jejích důsledků, byť v úvodních kapitolách popisuje a dokazuje, proč nesouhlasí s uznáním přeceněných hodnot majetku do regulace. Náklady V nákladech byly identifikovány tři proměnné varianty a), b) a c), což znamená, že každou z nich lze využít k pevné variantě č. 1, č. 2 nebo č. 3. Varianty se liší pouze ve způsobu stanovení vstupní hodnoty nákladů, následná úprava, tedy eskalace do dalších let je pro všechny varianty jednotná (viz kapitola 7.2.1). Důvodem k zavedení tzv. proměnných variant je skutečnost, že ERÚ se v současné době a také v následujícím období bude intenzivně věnovat analýzám nákladů regulovaných subjektů a předpokládá, že výsledky těchto analýz ovlivní navrhované nastavení tohoto parametru do III. regulačního období. Proto také momentálně nestanovuje, kterou variantu v nákladech doporučuje, ale uvažuje vždy všechny tři.

7.2

Společné parametry

7.2.1

Eskalační faktor

Eskalačním faktorem obecně rozumíme index, kterým jsou vstupní parametry v rámci regulace posouvány do dalších let. II. regulační období - náklady Náklady byly v průběhu II. regulačního období eskalovány indexem složeným z průmyslového faktoru (PPI) a mzdového eskalačního faktoru (MI). Konkrétně se jednalo o klouzavý průměr (podíl průměru bazických indexů cen průmyslových výrobců za posledních 12 měsíců a průměru bazických indexů za předchozích 12 měsíců) vykázaný Českým statistickým úřadem v tabulce indexů cen průmyslových výrobců 7004 za měsíc duben daného roku a index průměrné měsíční mzdy v průmyslu celkem vykázaného Českým statistickým úřadem v tabulce 3106 01-02-02 za 1.- 4. čtvrtletí předchozího roku. Tyto indexy pak byly v celkovém složeném indexu zastoupeny pro jednotlivé činnosti rozdílnými vahami, a to pro činnost přenos elektřiny a přeprava plynu průmyslový faktor 85 % a mzdový 15 %, pro činnosti distribuce elektřiny a plynu pak průmyslový faktor 65 % a mzdový 35 %. Náklady pro činnost distribuce plynu byly navíc eskalovány faktorem odběrných míst, který měl zohlednit rostoucí požadavky na připojování a rozšiřování distribuce plynu. II. regulační období – odpisy V rámci úprav vzorce pro činnosti distribuce elektřiny a plynu byly eskalovány také odpisy, a to průmyslovým eskalačním faktorem, tzn. indexem cen průmyslových výrobců. Pro 22

Verze 1_18. 7. 2008


činnosti přenosu elektřiny a přepravy plynu nebyla indexace odpisů využívána, neboť byly v průběhu let zohledňovány skutečné změny odpisů vycházející z účetnictví daných společností. Odpisy pro činnost distribuce plynu byly, stejně jako náklady, navíc eskalovány faktorem odběrných míst. III. regulační období V metodice pro III. regulační období Úřad navrhuje zrušit eskalační faktor složený z průmyslového a mzdového faktoru a využít eskalaci indexem cen tržních služeb (IS). Důvodem pro zrušení eskalace faktorem PPI je jeho způsob měření vývoje cenové hladiny. Změny ceny reprezentativního vzorku (výstupů různého průmyslového odvětví) odráží, mimo jiné, i změny cen v odvětví energetiky. Tím však dochází k cyklickému navyšování cen v energetice. Současně jsou změny cen v průmyslových odvětvích ovlivňovány mzdovými náklady, což vedlo Úřad k rozhodnutí nadále nepoužívat mzdový index. Pro indexaci nákladů regulovaných společností není rovněž doporučeno používat index spotřebitelských cen, neboť je tvořen na základě reprezentantů cenového koše výrobků a služeb placených obyvatelstvem, zachycuje tedy změny cen životních nákladů obyvatelstva, nikoli nákladů subjektů podnikajících v energetice. Dalším důvodem, který vedl Úřad k rozhodnutí používat k eskalaci index cen tržních služeb, byly změny v energetickém sektoru týkající se transformace subjektů podnikajících v energetických odvětvích (viz kapitola 5.2.1). V souvislosti s vyčleněním regulované činnosti z bývalých vertikálně integrovaných společností do právně samostatných subjektů se změnila i struktura nákladů na zajištění daných činností, které jsou v současnosti vykazovány v převážné většině jako náklady na služby od spřízněných společností. Struktura indexu cen tržních služeb v produkční sféře pak lépe odpovídá současné struktuře nákladů zmíněných společností. Energetický regulační úřad navrhuje stanovit index cen tržních služeb v produkční sféře na základě klouzavého průměru (podílu průměru bazických indexů cen tržních služeb za posledních 12 měsíců k průměru indexu za předchozích 12 měsíců) vykázaného Českým statistickým úřadem v tabulce indexů cen tržních služeb 7008 za měsíc duben roku t. Úřad také dále navrhuje zrušení eskalačního faktoru odběrných míst, neboť po provedených analýzách se potvrdilo, že jeho aplikace nevede k zamýšlenému efektu rozvoje plynárenské soustavy. Navýšení nákladů indexací by se totiž projevilo až při výrazném nárůstu odběrných míst, který však v průběhu II. regulačního období nebyl zaznamenán a neočekává se ani v dalším období. Tento krok povede také ke zjednodušení indexace povolených nákladů a odpisů a pro činnosti distribuce elektřiny i plynu bude zajištěn shodný přístup.

23

Verze 1_18. 7. 2008


Graf č. 1 Průběh statistických indexů 108,0 107,0 106,0 105,0 104,0 103,0 102,0 101,0 100,0 99,0 2003

2004

index cen průmyslových výrobců

7.2.2

2005

2006

index cen tržních služeb

2007 mzdový index

2008 spotřebitelský index

Faktor efektivity X

Faktor efektivity X nutí společnosti na energetickém trhu k efektivnějšímu chování a ke snižování nákladů v průběhu regulačního období. Regulátor na začátku regulačního období stanovuje hodnotu požadované efektivity, kterou jsou společnosti povinny dodržet. Pokud se společnostem podaří snížit náklady pod úroveň požadovanou regulátorem, mohou si tyto úspory ponechat, čímž jsou společnosti dále motivovány snižovat náklady. Naopak společnosti, kterým se nepodaří snížit náklady na požadovanou úroveň, jsou penalizovány. Faktor efektivity se většinou stanovuje na základě vzájemného porovnání (benchmarkingu) efektivity využívání nákladů porovnatelných společností. Jelikož v prostředí českého trhu nebylo možné provést vypovídající benchmarking efektivity, vycházel Úřad při stanovení faktoru efektivity pro II. regulační období ze zahraničních zkušeností a z analýz dosažené efektivity z předchozího regulačního období. Pro celé pětileté II. regulační období stanovil Úřad pro společnosti podnikající v odvětví elektroenergetiky a plynárenství plošný faktor efektivity, který ukládal celkové snížení nákladů o 10 %. Roční hodnota faktoru X tedy byla stanovena na 2,085 %. Pro III. regulační období navrhuje ERÚ snížit plošný faktor efektivity z 10 % na 7,5 %. Roční hodnota faktoru efektivity pak bude stanovena:

X  1  5 0,925  1,547 % Jedním z důvodů snížení tlaku na efektivnost chování společností je předpoklad, že společnosti výrazně optimalizovaly své náklady v důsledku unbundlingu. Existuje zde další předpoklad, že se společnostem výrazným outsourcingem jejich činností do jiných společností snížila schopnost optimalizovat náklady a ovlivňovat je vnitropodnikovými opatřeními. Energetický regulační úřad tedy neustále shledává rezervy ve výši nákladů jednotlivých subjektů. Zároveň si však také uvědomuje nutnost motivovat společnosti k orientaci na kvalitu dodávek energie a na poskytování kvalitních služeb zákazníkovi, a proto také neponechává eskalační faktor ve stejné výši jako ve II. regulačním období, ale navrhuje jeho snížení.

24

Verze 1_18. 7. 2008


7.2.3

Časová hodnota peněz

Součástí regulačních mechanizmů ve II. regulačním období byl rovněž systém korekcí, který zajišťoval, že případné nadvýnosy či nedovýběry finančních prostředků, způsobené odlišným vývojem spotřeby uhrazující jednotlivé regulované ceny, byly promítány do regulovaných cen v následujících letech. Na tyto rozdíly byla aplikována tzv. časová hodnota peněz, která respektovala určitou ušlou příležitost, a to jak na straně regulovaných subjektů, tak na straně plátců regulovaných cen. Stejný mechanizmus bude zachován i pro III. regulační období. Je-li tedy dále v navrhovaných regulačních mechanizmech zohledňována časová hodnota peněz, předpokládá se, že příslušné parametry budou upravovány o podíly klouzavých bazických indexů spotřebitelských cen za posledních 12 měsíců a předchozích 12 měsíců vykázaných Českým statistickým úřadem za období duben – duben, a to ve dvou posledních po sobě jdoucích letech.

7.2.4

Míra výnosnosti – vážené průměrné náklady na kapitál (WACC)

Míra výnosnosti bude vypočítána na základě všeobecně akceptované metodiky výpočtu vážených průměrných nákladů kapitálu – WACC. Způsob výpočtu je uveden v následujících vzorcích: WACC NHBT 

WACC NHAT 1 T

WACC NHAT  re 

E D  rd  1  T   ED ED

re  rf   L  ERP rd  rf  CS D   L   unL  1  1  T    E 

Tabulka č. 1 Porovnání hodnot WACC v posledním roce II. regulačního období s navrhovanými hodnotami pro III. regulační období.

Parametr vzorce rf = bezriziková výnosová míra ßunL = koeficient beta nevážený

Přenos elektřiny

Distribuce elektřiny

Přeprava plynu

Distribuce plynu

II. RO III. RO rok 2009 rok 2010




Hodnota Hodnota 4,18% 3,44%




0,250

0,250

0,350

0,300

0,350

0,300

0,400

0,350

ßL = koeficient beta vážený

0,300

0,337

0,470

0,462

0,420

0,404

0,537

0,539

ERP = tržní riziková přirážka

6,32%

5,84%

6,32%

5,84%

6,32%

5,84%

6,32%

5,84%

D = objem cizího kapitálu

20%

30%

30%

40%

20%

30%

30%

40%

E = objem vlastního kapitálu

80%

70%

70%

60%

80%

70%

70%

60%

T = daňová sazba

20,0%

19,0%

20,0%

19,0%

20,0%

19,0%

20,0%

19,0%

CS = debt premium

0,50%

0,41%

0,50%

0,50%

0,50%

0,41%

0,50%

0,50%

rd = náklady cizího kapitálu

4,68%

3,85%

4,68%

3,94%

4,68%

3,85%

4,68%

3,94%

re = náklady vlastního kapitálu

6,08%

5,41%

7,15%

6,14%

6,83%

5,80%

7,57%

6,59%

5,610%

4,720%

6,128%

4,959%

6,216%

4,996%

6,426%

5,229%

20,0%

19,0%

20,0%

19,0%

20,0%

19,0%

20,0%

19,0%

7,012%

5,828%

7,661%

6,123%

7,770%

6,168%

8,032%

6,456%

WACCNHAT - nominální hodnota (po zdanění) Daň z příjmu právnických osob WACCNHBT - nominální hodnota (před zdaněním)

25

Verze 1_18. 7. 2008


Stanovení parametrů vstupujících do výpočtu Bezriziková výnosová míra (rf ) Pro určení bezrizikové výnosové míry používá většina evropských regulátorů průměrné roční výnosy státních dluhopisů na pěti nebo desetileté období. Tento způsob stanovení je rovněž používán ve všech dostupných metodikách pro výpočet nákladů na kapitál. Ve II. regulačním období byl použit výnos z pětiletého státního dluhopisu (2004 – 2009), který nejvíce odpovídal délce pětiletého regulačního období. Fixace bezrizikové výnosové míry na 5 let zaručuje regulovaným společnostem návratnost investic po celé regulační období. Pro III. regulační období navrhuje Úřad použít obdobně průměrný výnos z pětiletých státních dluhopisů. Z důvodu zafixování tohoto parametru po dobu trvání celé regulační periody bude pro III. regulační období použit průměrný výnos pětiletých státních dluhopisů vyjádřený v procentech (získaných z Databáze časových řad ARAD české národní banky číslo sestavy 951) za posledních pět let (květen 2004 – duben 2009), čímž se podstatně eliminují meziroční rozdíly mezi průměrnými výnosy z pětiletých státních dluhopisů. V současné chvíli je průměrná hodnota uvedených výnosů za posledních pět let 3,44 % (červenec 2003 – červen 2008). Koeficient beta nevážený (βunL) Koeficient beta vyjadřuje rizikovost investic do určitého segmentu trhu v poměru k rizikovosti investic do trhu jako celku (např. v případě distribuční společnosti v elektroenergetice tedy celkové riziko trhu České republiky vůči riziku v distribuci elektřiny v ČR). ERÚ navrhuje snížit koeficient u regulovaných společností, jelikož po oddělení činnosti obchodu zůstává samotná činnost distribuce, resp. přepravy s garantovaným ziskem podstatně méně rizikovou činností. Další faktor ovlivňující hodnotu beta v regulovaném odvětví je způsob regulace. Z hlediska rizikovosti je regulace metodou revenue-cap považována za bezpečnější. Z výše uvedených důvodů navrhuje Úřad snížit hodnoty faktoru beta pro činnosti distribuce elektřiny a plynu a přepravy plynu o 0,05 %. Tržní riziková přirážka (ERP) Kvantifikace tržní rizikové přirážky byla provedena na základě hodnot dosažených na kapitálových trzích USA za období od r. 1928. Tržní riziková přirážka USA byla následně zvýšena o rizikovou přirážku země, která byla odvozena od ratingového stupně dosaženého Českou republikou. Jelikož se ratingový stupeň ČR během II. regulačního období zvýšil, došlo zároveň ke snížení ERP ze 6,32 % na 5,84 %. Poměr cizích a vlastních (D/E) Poměr cizího a vlastního kapitálu představuje zdroje krytí investičních akcí dané společnosti. Všeobecně platí, že cizí kapitál je levnější, jelikož je osvobozen od daně. Do jisté míry je však tento poměr ve výsledku WACC vyrovnáván působením parametru debt premium. Většina evropských regulátorů používá poměr 60 % cizího kapitálu, oproti 30 % cizího kapitálu použitého ve II. regulačním období v České republice. Pro III. regulační období navrhuje ERÚ použít 40 % cizího kapitálu pro distribuci elektřiny a plynu a 30 % cizího kapitálu pro přenos elektřiny, resp. přepravu plynu. Debt premium (CS) Vyjadřuje schopnost firmy dostát svým závazkům. Můžeme ji počítat podle ratingu podobných firem (ukazatel credit default swap (CDS)), podle umělého ratingu nebo podle benchmarkingu prémií použitých evropskými regulátory. Při výpočtu musí být přihlíženo k poměru mezi cizími a vlastními aktivy. Pokud má firma velkou část vlastních aktiv, není 26

Verze 1_18. 7. 2008


příliš pravděpodobné, že by nemohla platit úroky a nedostála tak svým závazkům. Při nastavení tohoto parametru musí být tedy propojeny tyto dva parametry, tzn. při vyšším podílu vlastních aktiv nižší debt premium a naopak. Pro III. regulační období navrhuje Úřad hodnotu debt premium u přenosu elektřiny a přepravy plynu na 0,41 % a u distribuce elektřiny a plynu na 0,5 %.

7.2.5

Ukazatel kvality v elektroenergetice

V průběhu II. regulačního období byl zaveden mechanizmus finančních náhrad za nedodržení vyhláškou vymezených standardů, které jsou vypláceny ze strany provozovatelů soustav odběratelům elektřiny. Další zohlednění kvality nebylo v rámci probíhajícího regulačního období v regulačním mechanizmu zahrnuto. Pro nastavení motivační regulace v rámci cen za distribuci je nutné získávat údaje o kvalitě průběžně po dobu několika let. I.

Varianta č. 0 – pokračování v původní regulaci

Výhody  Úřad bude mít prostor pro získání dostatečné a především přesné datové základny pro nastavení motivační regulace v oblasti kvality dopravy elektřiny pro navazující (tj. IV.) regulační období. Při současné úrovni chybovosti parametrů získaných od držitelů licence existuje totiž riziko nesprávného nastavení požadované úrovně parametrů, a tím poškození regulovaných subjektů, nebo naopak neefektivní regulace ve vztahu ke konečným zákazníkům. Nevýhody a rizika  Mechanizmus regulace nemotivuje provozovatele soustav ke zvyšování kvality (tj. zlepšování parametrů technických i obchodních) v oblasti dopravy elektřiny a souvisejících služeb. II.

Varianta č. 1

Jedná se o variantu integrované motivační regulace, jejímž cílem je nastavení požadované úrovně kvality poskytovaných služeb ve vztahu k jejich ceně. Standardní vzorec pro výpočet povolených výnosů regulovaného subjektu je doplněn o člen, který upravuje hodnotu povolených výnosů o finanční vyjádření penále nebo bonusu za dosaženou úroveň kvality. Kvalita síťových služeb by mohla být měřena prostřednictvím ukazatele CAIDI. Definice a způsob výpočtu parametru CAIDI je uvedena níže. Ukazatel CAIDI vyjadřuje průměrnou dobu trvání jednoho přerušení distribuce elektřiny v minutách v kalendářním roce.

CAIDI s 

SAIDI s SAIFI s

(minut/přerušení)

Parametr SAIFI vyjadřuje četnost přerušení distribuce elektřiny danou počtem přerušení dodávek nebo distribuce elektřiny za kalendářní rok. vvn

SAIFI s 

 n

h  nn j

Ns

jh

(přerušení/rok/zákazník)

Parametr SAIDI vyjadřuje souhrnnou dobu trvání všech přerušení distribuce elektřiny v minutách za kalendářní rok. 27

Verze 1_18. 7. 2008

Energetický regulační úřad vvn

SAIDI s 

 n

h  nn j

jh

 t jh (minut/rok/zákazník)

Ns

kde: njh počet zákazníků napájených z napěťové hladiny h postižených přerušením distribuce událostí j vzniklou na napěťové hladině h i napěťových hladinách nadřazených napěťové hladině h, Ns celkový počet zákazníků zásobovaných z distribučních sítí PDS, tjh střední doba trvání přerušení pro zákazníka postiženého událostí j, vzniklé na hladině h, i napěťových hladinách nadřazených napěťové hladině h. Výše penále nebo bonusu za dosaženou úroveň spolehlivosti přenosu nebo distribuce elektřiny se stanoví v závislosti na dosažené úrovni obecného ukazatele kvality přenosu nebo distribuce elektřiny vzhledem k Úřadem stanovené hodnotě standardu ukazatele této kvality. Pro jednotlivé držitele licence budou stanoveny individuální parametry standardu ukazatele kvality. V případě distribuce elektřiny budou hodnoty dosažené úrovně kvality i standardu ukazatele kvality určeny jako celosystémové, tj. pro celou distribuční síť příslušného provozovatele soustavy bez rozlišení napěťových distribučních úrovní dodávky elektřiny. Současně s požadovanými parametry kvality budou stanoveny „horní a dolní meze“, nad které již nebude možné uplatnit vyšší bonifikaci, resp. penalizaci. Dále je vhodné uplatnit tzv. „neutrální pásmo“ rozptylu hodnot dosažené kvality služeb od stanoveného standardu, v rámci kterého by zůstávaly povolené příjmy nezměněny. Tímto by bylo možné eliminovat nahodilé drobné meziroční výkyvy (tj. necílené změny) v kvalitě. Mechanizmus motivační regulace v oblasti kvality je souhrnně vyjádřen v následujícím obrázku. Graf č. 2 Závislost mezi regulovanými příjmy a kvalitou služeb s uplatněním limitů a neutrálního pásma.

Standardní hodnota ukazatele kvality

Bonus

STQ ΔPVmax CK – směrnice přímky

Dosažená úroveň ukazatele kvality Nižší kvalita

DUQmin DUQ DHNP

Neutrální pásmo

HHNP

Vyšší kvalita

DUQmax

ΔPVt ΔPVmin

Penále

kde: ΔPVt t

finanční vyjádření bonusu nebo penále za dosaženou kvalitu služeb, pořadové číslo regulovaného roku,

28

Verze 1_18. 7. 2008


DUQ CK ΔPVmax ΔPVmin MAX MIN DHNP HHNP STQ DUQmax DUQmin

hodnota dosažené úrovně ukazatele kvality v roce rozhodném pro hodnocení kvality služeb pro příslušný rok regulačního období, jednotková cena kvality, maximální hodnota bonusu za dosaženou kvalitu služeb, maximální hodnota penále za dosaženou kvalitu služeb, procentuální vyjádření bonusu ve vztahu k povoleným výnosům, procentuální vyjádření penále ve vztahu k povoleným výnosům, dolní hranice neutrálního pásma (vyjádřená jako procento z STQ), horní hranice neutrálního pásma (vyjádřená jako procento z STQ), hodnota požadované úrovně ukazatele kvality, limitní hodnota ukazatele kvality, od níž je uplatňována maximální hodnota bonusu za dosaženou kvalitu služeb, limitní hodnota ukazatele kvality, od níž je uplatňována maximální hodnota penále za dosaženou kvalitu služeb.

Výhody  Mechanizmus výrazně motivuje provozovatele soustavy ke zvyšování parametrů kvality dopravy elektřiny.  Jedná se o metodiku s relativně nejnižšími administrativními a procedurálními požadavky ve srovnání s jinými motivačním mechanizmy. Nevýhody a rizika  Nebezpečí nevhodného nastavení jednotlivých parametrů (bonifikace/penalizace, neutrální pásmo, standardy ukazatele kvality) a tedy riziko poškození regulovaných subjektů či na druhé straně neefektivní regulace v oblasti kvality.  Dosud není k dispozici dostatečně dlouhá časová řada věrohodných dat pro kvalitní nastavení požadovaných hodnot obecných ukazatelů pro distribuci nebo přenos. III. Varianta č. 2 Základem této varianty je stejný princip a mechanizmus vyhodnocování kvality, navíc je však v této variantě kvalitativní regulační mechanizmus propojen s ukazatelem vývoje kapitálových výdajů do obnovy a rozvoje sítí. Vychází se z předpokladu, že regulovaný subjekt bude vynakládat kapitálové výdaje na obnovu a rozvoj své sítě jen do té výše, která mu zajistí stabilní úroveň povolených výnosů (bez klesající úrovně odpisů a zisku, vycházející z hodnoty regulační báze aktiv) a případný bonus za dosaženou kvalitu služeb. Nadbytečné kapitálové výdaje sice budou znamenat vyšší povolené výnosy, nicméně případná vyšší úroveň kvality služeb již žádný finanční efekt mít nebude. V případě, že regulovaný subjekt nebude vynakládat dostatečné kapitálové výdaje na obnovu a rozvoj své sítě, klesající regulační základna aktiv a klesající odpisy budou pro něj znamenat snížení povolených výnosů a navíc zvýšené riziko penalizace za nekvalitní služby. Zásady výpočtu bonusu/penále jsou zde v zásadě totožné se zásadami výpočtu uvedenými pro první variantu. To znamená, že motivační mechanizmus řízení kvality přenosu/distribuce elektřiny je zde aplikován individuálně na:  nákladovou komponentu povolených výnosů jako ve variantě první;  na komponentu odpisů a zisku. Rozdíl mezi oběma variantami je dán skutečností, že limitní výše bonusu/penále je ve druhé z variant vztahována k hodnotě jednotlivých složek povolených výnosů, namísto k celkové hodnotě povolených výnosů.

29

Verze 1_18. 7. 2008


Podobné zásady výpočtu bonusu/penále jako v první variantě jsou uplatněny ve druhé variantě i v případě komponenty odpisů a zisku. Limitní hodnoty bonusu/penále jsou vztaženy k součtu hodnot odpisů a zisku. Bonifikace za překročení standardu kvality však v této variantě není uplatněna v tom případě, kdy regulovaný subjekt v příslušném roce překročí regulátorem stanovenou maximální hodnotu indexu kapitálových výdajů. Výhody  Mechanizmus výrazněji motivuje provozovatele soustavy ke zvyšování parametrů kvality dopravy elektřiny a k účelnému vkládání investic do zvyšování kvality distribuce či přenosu.  Získání alespoň omezené kontroly nad efektivitou investiční činnosti regulovaného subjektu. Nevýhody a rizika  Varianta je pro III. regulační období nevhodná z důvodů závislosti nejen na časových řadách kvalitativních ukazatelů, ale také na nutnosti určení závazných investičních plánů a posuzování „správné“ výše investic pro zajištění kvality a výrazně zvyšuje rizika jejího nepřesného nastavení proti variantě č. 1. Energetický regulační úřad navrhuje realizovat variantu č. 1.

7.3

Činnost přenos elektřiny

7.3.1

Nastavení parametrů náklady, odpisy a zisk pro činnost přenos elektřiny

I.

Varianta č. 0 – pokračování v původní regulaci vstup

povolené 2009

další postup

eskalace - indexy PPI a MI - původním faktorem efektivity X

vstup

skutečné 2008

další postup

každoroční zahrnutí skutečné změny odpisů

vstup

RAB 2009 = skutečná hodnota aktiv 2008

další postup

každoroční zahrnutí skutečné změny aktiv; násobeno původním WACC (příp. změna daně z příjmu právnických osob)

Náklady

Odpisy

Zisk (RAB*WACC)

Náklady Vstupní hodnota nákladů bude stanovena ve výši povolených nákladů v posledním roce II. regulačního období, tzn. roce 2009. V dalších letech budou náklady nadále indexovány pomocí eskalačního faktoru používaného v předchozím období, složeného z průmyslového a mzdového indexu a faktoru efektivity. Problematika eskalačního faktoru a faktoru efektivity je detailněji řešena v kapitole 7.2.

30

Verze 1_18. 7. 2008


Odpisy Vstupní hodnota odpisů bude stanovena ve výši účetních odpisů posledního uzavřeného kalendářního roku ve II. regulačním období, tzn. roku 2008. V dalších letech bude hodnota odpisů každoročně upravována o jejich skutečné změny. Zisk Stejně jako ve II. regulačním období zůstane zachováno nastavení parametru zisk jako součinu míry výnosnosti (WACC) a hodnoty regulační báze aktiv (RAB). RAB Vstupní hodnota RAB bude stanovena ve výši účetních hodnot posledního uzavřeného kalendářního roku II. regulačního období, tzn. roku 2008. V dalších letech bude hodnota každoročně upravována o skutečnou změnu účetních zůstatkových hodnot provozních aktiv. WACC Pro výpočet hodnoty váženého průměru nákladů na kapitál budou použity stejné parametry jako ve II. regulačním období, upravené pouze o případné změny daně z příjmu (viz kapitola 7.2.4). Výhody  Použitá metodika je ustálená a nevyžaduje téměř žádné další změny.  Vývoj majetku a odpisů je provázán s činností společnosti a odráží její skutečné chování, navazuje na auditované výsledky a není nutné využívat složitých korekčních faktorů a vyrovnávacích mechanizmů. Nevýhody a rizika  Při aplikaci této varianty nebude zohledněn vývoj společnosti či situace na trhu v průběhu II. regulačního období.  Je použita původní eskalace nákladů, která zcela neodpovídá potřebám energetického odvětví (viz kapitola 7.2.1).  Regulační vzorec reaguje na jednotlivé změny s dvouletým zpožděním. Riziko spojené s tímto zpožděním v sektoru energetiky, kde je dlouhodobost investic a stabilita pro investora vysoká, je však nízké.  Vývoj investic a jejich aktivace do majetku mohou rozkolísat cenu v průběhu regulačního období. II.

Varianta č. 1 vstup

povolené 2009

skutečné 2008 upravené o výsledky kontrol

průměr skutečných nákladů společnosti za roky 2005-08

další postup

eskalace - indexem služeb - novým faktorem efektivity X



Náklady

Odpisy

vstup

skutečné 2008 případné úpravy

další postup


31

Verze 1_18. 7. 2008


Zisk (RAB*WACC)

vstup

RAB 2009 = skutečná hodnota aktiv 2008

další postup

každoroční zahrnutí skutečné změny aktiv; násobeno parametrem WACC s aktualizovanými parametry

Varianta č. 1 využívá výhod varianty č. 0, která se v předchozím regulačním období osvědčila, a liší se pouze návrhem dalších možností stanovení vstupní hodnoty nákladů způsobem jejich následné eskalace. Náklady a)

Vstupní hodnota bude stanovena ve výši povolených nákladů v posledním roce II. regulačního období, tzn. roce 2009. V dalších letech budou povolené náklady indexovány indexem služeb a faktorem efektivity.

b)

Vstupní hodnota bude stanovena ve výši skutečných nákladů v posledním účetně uzavřeném roce, tzn. roce 2008 a jejich výsledná hodnota bude případně upravena na základě kontrol. V dalších letech budou povolené náklady indexovány indexem služeb a faktorem efektivity.

c)

Vstupní hodnota bude stanovena na základě průměru skutečných nákladů za roky 20052008. V dalších letech budou povolené náklady indexovány indexem služeb a faktorem efektivity. Problematika eskalačního faktoru a faktoru efektivity je detailněji řešena v kapitole 7.2.

Odpisy Vstupní hodnota odpisů bude stanovena tak, aby byly společnosti poskytnuty dostatečné zdroje na obnovu majetku. V návaznosti na předchozí analýzy Úřadu (viz kapitola 5.2.3.2) v současné době odpovídá tato hodnota výši účetních hodnot odpisů. Proto ERÚ navrhuje stanovit výchozí hodnotu odpisů ve výši účetních odpisů posledního uzavřeného kalendářního roku ve II. regulačním období, tzn. roku 2008. V dalších letech bude hodnota odpisů každoročně upravována o jejich skutečné změny. Zisk Stejně jako ve II. regulačním období zůstane zachováno nastavení parametru zisk jako součinu míry výnosnosti (WACC) a hodnoty regulační báze aktiv (RAB). RAB Vstupní hodnota RAB bude stanovena ve výši účetních hodnot posledního uzavřeného kalendářního roku II. regulačního období, tzn. roku 2008. V dalších letech bude hodnota každoročně upravována o skutečnou změnu účetních zůstatkových hodnot provozních aktiv. WACC Výše hodnoty váženého průměru nákladů na kapitál včetně hodnot jednotlivých parametrů je uvedena v kapitole 7.2.4. Výhody  Návrh využívá principy, které se osvědčily ve II. regulačním období.  Zavedení eskalace nákladů, která odpovídá potřebám energetického odvětví a zároveň zjednodušení výpočtu (viz kapitola 7.2.1).  Vývoj majetku a odpisů je provázán s činností společnosti a odráží její skutečné chování, navazuje na auditované výsledky a není nutné využívat složitých korekčních faktorů a vyrovnávacích mechanizmů.

32

Verze 1_18. 7. 2008


Nevýhody a rizika  Regulační vzorec reaguje na jednotlivé změny s dvouletým zpožděním. Riziko spojené s tímto zpožděním v sektoru energetiky, kde je dlouhodobost investic a stabilita pro investora vysoká, je však nízké.  Vývoj investic a jejich aktivace do majetku mohou rozkolísat cenu v průběhu regulačního období. III. Varianta č. 2 vstup

povolené 2009

další postup


Náklady

vstup

Odpisy

další postup

vstup

Zisk (RAB*WACC)

další postup

skutečné 2008 upravené o výsledky kontrol eskalace - indexem služeb - novým faktorem efektivity X

průměr skutečných nákladů společnosti za roky 2005-08 eskalace - indexem služeb - novým faktorem efektivity X

skutečné 2008 každoroční zahrnutí zprůměrňovaného plánu změny odpisů na další rok; po ukončení periody úprava zařazených plánů na skutečnost pomocí korekčního faktoru RAB 2009 = skutečná hodnota aktiv 2008 každoroční zahrnutí zprůměrňované plánované změny aktiv; po ukončení periody úprava zařazených plánů na skutečnost pomocí korekčního faktoru; násobeno parametrem WACC s aktualizovanými parametry

Náklady a)


b)


c)

Vstupní hodnota bude stanovena na základě průměru skutečných nákladů za roky 20052008. V dalších letech budou povolené náklady indexovány indexem služeb a faktorem efektivity. Problematika eskalačního faktoru a faktoru efektivity je detailněji řešena v kapitole 7.2.

Odpisy Vstupní hodnota odpisů bude stanovena tak, aby byly společnosti poskytnuty dostatečné zdroje na obnovu majetku. V návaznosti na předchozí analýzy Úřadu (viz kapitola 5.2.3.2) v současné době odpovídá tato hodnota výši účetních hodnot odpisů. Proto ERÚ navrhuje stanovit výchozí hodnotu odpisů ve výši účetních odpisů posledního uzavřeného kalendářního roku ve II. regulačním období, tzn. roku 2008. V dalších letech bude hodnota odpisů každoročně upravována o průměr plánovaných změn odpisů vycházející z pětiletého plánu (2010-14), které budou zkorigovány na skutečnost až po zahrnutí celého pětiletého plánu. Zisk Stejně jako ve II. regulačním období zůstane zachováno nastavení parametru zisk jako součinu míry výnosnosti (WACC) a hodnoty regulační báze aktiv (RAB). 33

Verze 1_18. 7. 2008


RAB Vstupní hodnota RAB bude stanovena ve výši účetních hodnot posledního uzavřeného kalendářního roku II. regulačního období. V dalších letech bude hodnota každoročně upravována o průměr plánovaných změn účetních zůstatkových hodnot provozních aktiv vycházející z pětiletého plánu (2010-2014), které budou zkorigovány na skutečnost až po zahrnutí celého pětiletého plánu. WACC Výše hodnoty váženého průměru nákladů na kapitál včetně hodnot jednotlivých parametrů je uvedena v kapitole 7.2.4. Výhody  Zavedení eskalace nákladů, která odpovídá potřebám energetického odvětví a zároveň zjednodušení výpočtu (viz kapitola 7.2.1).  Varianta eliminuje možné rozkolísání ceny v průběhu regulačního období způsobené každoročním zahrnováním skutečných investic a jejich aktivací do majetku. Nevýhody a rizika  Složitá aplikace korekčních mechanizmů při vyrovnávání plánovaných hodnot na skutečnost.  Dlouhé časové období, po kterém jsou plány korigovány na skutečnost.  Regulované subjekty mají tendenci nadhodnocovat plány investic, čímž může vzniknout vysoký rozdíl, který by měl být korigován. Energetický regulační úřad navrhuje realizovat variantu č. 1.

7.3.2

Nastavení parametru výnosy z aukcí provozovatele přenosové soustavy

Ve II. regulačním období byly výnosy z aukcí kapacit na přeshraničních profilech využívány v souladu s Nařízením č. 1228/2003, tj. kromě investic do udržení a posílení těchto kapacit také ve prospěch snížení národních tarifů za přenos. I.


Ve III. regulačním období budou výnosy z aukcí kapacit na přeshraničních profilech částečně využívány ke snížení národních tarifů. Úřad bude každoročně stanovovat výši takto využitelných výnosů v závislosti na celkových tržbách z těchto aukcí a možnostech jejich využití v oblasti investic do sítí. Výhody  Výnosy, které nejsou využity v rámci investiční politiky provozovatele přenosové soustavy, jsou použity ve prospěch konečných zákazníků a neslouží k tvorbě zisku a tedy jako zdroj pro dividendy akcionářům.  Mechanizmus je jednoduše aplikovatelný a nevyžaduje vedení zvláštní evidence aktiv financovaných z výnosů z aukcí tak, aby nedocházelo k jejich dvojí úhradě (tj. prostřednictvím tarifů za přenos). Nevýhody a rizika  V případě meziročního kolísání celkových dosažených výnosů z aukcí může výsledný použitelný objem výnosů zahrnovaných do národních tarifů narušit stabilitu meziročního vývoje cen za přenos.

34

Verze 1_18. 7. 2008




V současné době EU projednává novelu Nařízení č. 1228/2003. V případě, že bude prosazena možnost použití výnosů z aukcí výhradně jako investic do sítí, bude použitý regulační mechanizmus v rozporu s legislativou. Nicméně současná vyjednávání na úrovni EU spíše nasvědčují tomu, že varianta použití výnosů z aukcí bude zachována (byť s nižší prioritou).

II.

Varianta č. 1

Výnosy z aukcí kapacit na přeshraničních profilech nebudou v rámci regulace zohledňovány do tarifů za přenosové služby a budou sloužit výhradně k investicím do sítí (tj. pro udržení a rozvoj přenosových kapacit). Výhody  Provozovatel přenosové soustavy má k dispozici kapitál, kterým může financovat rozvoj sítí. Nevýhody a rizika  Tento přístup vyžaduje důsledné oddělení evidence majetku pořízeného z výnosů z aukcí od majetku pořízeného z ostatních zdrojů a zahrnovaného do regulovaných cen přenosu tak, aby nemohlo dojít k dvojí úhradě jedné investice.  V případě administrativních překážek pro realizaci investic existuje riziko kumulace prostředků (příjmů) ve formě zisku, který může být následně odčerpán akcionáři.  Na přelomu II. a III. regulačního období může dojít ke skokovému zvýšení cen přenosu jednorázovým eliminováním tohoto faktoru z regulace, který ceny za přenos snižoval. Energetický regulační úřad navrhuje realizovat variantu č. 0.

7.3.3

Nastavení parametru ostatní výnosy provozovatele přenosové soustavy

V souladu se zákonem č. 458/2000 Sb., ve znění pozdějších předpisů, jsou účastníci trhu s elektřinou povinni podílet se na nákladech provozovatele přenosové soustavy spojených s připojením zařízení účastníků trhu k přenosové soustavě. Podrobnosti úhrady těchto podílů jsou upraveny jednak vyhláškou č. 51/2006 Sb., a dále Pravidly provozování přenosové soustavy. V souvislosti s očekávanou rozšiřující se výstavbou nových zdrojů, využívajících nejen obnovitelné zdroje, ale rovněž klasická paliva, a plánovanou obnovou stávajících zdrojů lze očekávat významné investice do posílení přenosových sítí ze strany provozovatele přenosové soustavy, ale také významné financování části těchto investic ze strany účastníků trhu. V této souvislosti je tedy nutné zamezit dvojí úhradě jedné investice. Ve II. regulačním období byl pro tyto účely do kalkulace ceny za rezervovanou kapacitu přenosových sítí zařazen faktor, který snižuje povolené výnosy provozovatele přenosové soustavy o výnosy, které obdržel v souvislosti s připojením účastníků trhu s elektřinou. V souladu s metodikou Ministerstva financí jsou příjmy související s připojením v účetnictví zachycovány formou časově rozlišených výnosů po dobu 20 let a stejným způsobem vstupují do regulačního vzorce. Výše těchto výnosů je každoročně stanovována Úřadem na základě údajů za účetně ukončený kalendářní rok a zohledňována do cen pro regulovaný rok se zohledněním časové hodnoty peněz.

35

Verze 1_18. 7. 2008


I.


Ve III. regulačním období bude zachována stávající metodika zohledňování příjmů z připojení k přenosové soustavě do regulace ceny za přenos, tj. odečítáním výnosů z připojení od povolených výnosů v rámci ceny za rezervaci kapacity přenosových sítí. Údaje budou vycházet z kumulativního zůstatku časově rozlišených výnosů za poslední účetně ukončený kalendářní rok a zohledňovány do regulace s časovou hodnotou peněz. Majetek efektivně pořízený provozovatelem přenosové soustavy v souvislosti s připojením účastníků trhu k přenosové soustavě bude zohledněn do regulace. Výhody  Metodika eliminuje možnost dvojí úhrady části investice (tj. jak ze strany účastníka trhu, tak v rámci regulované ceny za přenos).  Metodika neklade žádné zvláštní nároky na evidenci majetku na straně provozovatele přenosové soustavy. Nevýhody a rizika  Jsou-li prostředky od účastníků trhu související s připojením v rámci regulace odčerpány provozovateli přenosové soustavy v plném rozsahu, provozovatel ztrácí motivaci tyto platby od účastníků trhu vybírat a zvolí jiný systém financování investičních akcí souvisejících s připojením. Tímto může být narušen základní smysl stanovení podílů účastníků trhu na nákladech souvisejících s připojením, kterým je motivace pro účastníky optimalizovat své požadavky a tedy spořit celkové související náklady na straně provozovatele soustavy. Pro zachování motivace k výběru těchto plateb ze strany provozovatele přenosové soustavy se doporučuje zachovat určitou část z těchto časově rozlišených výnosů ve prospěch provozovatele přenosové soustavy. II.

Varianta č. 1

Ve III. regulačním období bude modifikována stávající metodika zohledňování příjmů z připojení k přenosové soustavě do regulace ceny za přenos, tj. odečítáním výnosů z připojení od povolených výnosů v rámci ceny za rezervaci kapacity přenosových sítí. Údaje však budou vycházet z předpokládaného kumulativního zůstatku časově rozlišených výnosů pro regulovaný rok. Následně budou prováděny korekce ve vztahu ke skutečné hodnotě časově rozlišených výnosů za účetně ukončený kalendářní rok a tyto budou s časovým rozlišením promítány do následujícího regulovaného roku. Majetek efektivně pořízený provozovatelem přenosové soustavy v souvislosti s připojením účastníků trhu k přenosové soustavě bude zahrnut do regulace. Výhody  Metodika eliminuje možnost dvojí úhrady části investice (tj. jak ze strany účastníka trhu, tak v rámci regulované ceny za přenos).  Metodika neklade žádné zvláštní nároky na evidenci majetku na straně provozovatele přenosové soustavy. Nevýhody a rizika  Metodika je administrativně náročnější ve srovnání s variantou č. 0.  Jsou-li prostředky od účastníků trhu související s připojením v rámci regulace odčerpány provozovateli přenosové soustavy v plném rozsahu, provozovatel ztrácí motivaci tyto platby od účastníků trhu vybírat a zvolí jiný systém financování investičních akcí souvisejících s připojením. Tímto může být narušen základní smysl stanovení podílů účastníků trhu na nákladech souvisejících s připojením, kterým je 36

Verze 1_18. 7. 2008


motivace pro účastníky optimalizovat své požadavky a tedy spořit celkové související náklady na straně provozovatele soustavy. III. Varianta č. 2 Příjmy přijaté v souvislosti s připojením zařízení účastníků trhu k přenosové soustavě nebudou do regulace promítány. Na straně provozovatele přenosové soustavy bude vedena zvláštní evidence majetku, na jehož pořízení se účastníci trhu uvedeným způsobem podíleli. Tato evidence bude využita pro redukci regulační základny tak, aby nedocházelo k dvojí úhradě dané investice. Výhody  Metodika eliminuje možnost dvojího financování části investice (tj. jak ze strany účastníka trhu, tak v rámci regulované ceny za přenos). Nevýhody  Metodika je administrativně náročná jak na straně regulátora, tak na straně provozovatele přenosové soustavy (z důvodu nutnosti vedení evidence majetku pořízeného z příspěvků účastníků a podrobných analýz těchto evidencí). Energetický regulační úřad navrhuje realizovat variantu č. 0.

7.3.4

Povolené výnosy pro činnost přenos elektřiny (vzorec)

Výsledná podoba vzorce povolených výnosů pro činnost přenos elektřiny vycházející z variant navrhovaných Energetickým regulačním úřadem je následující: PVi  N 0  (1  X ) i  i

li2

li2 li2 IS    O 0   O i  WACC NHBT   RAB 0   ZHA i   VA  Vost  p i  Q 100 i i  

kde: PVi i N0 X l IS O0 ∆Oi WACCNHBT RAB0 ZHAi VA Vost pi

hodnota povolených výnosů držitele licence, pořadové číslo regulovaného roku, povolené náklady držitele licence na přenos elektřiny (viz kapitola 7.3.1), hodnota faktoru efektivity pro činnost přenos elektřiny (viz kapitola 7.2.2), letopočet roku předcházejícího prvnímu regulovanému roku regulačního období, index cen tržních služeb (viz kapitola 7.2.1), výchozí hodnota odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence sloužících k zajištění přenosových služeb (viz kapitola 7.3.1), změna hodnoty odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence (viz kapitola 7.3.1), nominální hodnota vážených průměrných nákladů na kapitál před zdaněním (viz kapitola 7.2.4), hodnota regulační báze aktiv držitele licence (viz kapitola 7.3.1), změna hodnoty regulační báze aktiv držitele licence (viz kapitola 7.3.1), hodnota výnosů z aukcí provozovatele přenosové soustavy (viz kapitola 7.3.2), hodnota ostatních výnosů provozovatele přenosové soustavy (viz kapitola 7.3.3), časová hodnota peněz (viz kapitola 7.2.3), 37

Verze 1_18. 7. 2008


Q

faktor kvality založený na hodnotě bonusu nebo penále za kvalitu dodávky elektřiny (viz kapitola 7.2.5).

7.3.5

Metodika stanovení cen za přenos elektřiny - cena za rezervovanou kapacitu

Ve II. regulačním období byla cena za rezervovanou kapacitu přenosových sítí stanovována rozdělením povolených výnosů za přenos, snížených o část výnosů z aukcí, v poměru rezervované kapacity jednotlivých účastníků připojených k přenosové soustavě. Výše rezervované kapacity je stanovována jako průměr bilančních sald výkonů na rozhraní přenosové soustavy ze čtyř zimních měsíců (listopad až únor) za období posledních tří let před regulovaným rokem. I.


Výhody  Použití bilančních sald (tj. rozdílu mezi toky energií z přenosové soustavy a do přenosové soustavy) určitým způsobem zohledňuje náklady na toky energií soustavami pro provozovatele obou typů soustav (PS i DS).  Použití průměru za období tří let eliminuje meziroční výkyvy ve výši rezervované kapacity v důsledku změny vlastnictví některých aktiv na straně přenosu či distribuce (v rámci rozhraní těchto soustav) a tím stabilizuje vývoj cen za přenos.  Jedná se o jednoduše aplikovatelný mechanizmus, nevyžadující implementaci korekčních mechanizmů pro dosažení Úřadem povolených výnosů ze strany provozovatele přenosové soustavy. Nevýhody  Na platbách se nepodílejí všechny subjekty připojené k přenosové soustavě. II.

Varianta č. 1

Výše rezervované kapacity pro stanovení ceny přenosové kapacity bude určována postupem jako ve variantě č. 0. Navíc do systému plateb budou zahrnuti všichni účastníci trhu včetně výrobců (a to včetně jejich odběru pro vlastní spotřebu na výrobu elektřiny nebo elektřiny a tepla). U výrobců bude použita hodnota naměřeného maxima výkonu v režimu odběru. Mechanizmus regulace současně vyžaduje zařazení korekcí pro vypořádání případných rozdílů mezi skutečně dosaženými a povolenými výnosy za přenos elektřiny. Výhody  Všichni účastníci trhu využívající služeb přenosové soustavy se podílí na úhradě nákladů spojených s přenosem elektřiny. Nevýhody a rizika  Lze očekávat velký odpor a lobby ze strany výrobců proti uvalení plateb za spotřebu na tyto účastníky trhu. III. Varianta č. 2 Výše rezervované kapacity pro stanovení ceny přenosové kapacity bude určena na základě plánovaných hodnot výkonů odběrů z přenosové soustavy pro regulovaný rok. Pro zajištění dosažení povolených výnosů za činnost přenosu budou každoročně vyhodnocovány korekce skutečně dosažených příjmů ve vztahu k příjmům povoleným a tyto korekce budou promítány do cen pro následující regulovaný rok. Nevýhody  Pracnější a administrativně náročnější mechanizmus stanovení cen. 38

Verze 1_18. 7. 2008




Nezohledňuje případné opačné toky energií, tj. ve směru z distribuční soustavy do přenosové soustavy, a s tím související náklady.

Energetický regulační úřad navrhuje realizovat variantu č. 1.

7.3.6

Metodika stanovení cen za přenos elektřiny - cena za použití přenosové sítě

Ve II. regulačním období byla cena za použití sítí přenosové soustavy odvozována od výše nákladů na ztráty dělením celkovým plánovaným objemem elektřiny odebraným z přenosové soustavy (a to včetně vlastní spotřeby výrobců na výrobu elektřiny nebo elektřiny a tepla). Do množství odebrané elektřiny se nezohledňoval export a tranzit. Pro regulaci nákladů na ztráty byl použit mechanizmus každoročního stanovení míry ztrát v přenosové soustavě. Uplatněním míry ztrát na objem elektřiny na vstupu do přenosové soustavy byla stanovena výše celkových ztrát. Takto stanovený objem ztrát se ocenil Úřadem stanovenou cenou elektřiny ztráty, jejímž základem byly v průběhu II. regulačního období zejména výsledky výběrových řízení na krytí ztrát organizovaných provozovatelem přenosové soustavy. V systému stanovení ceny za použití přenosové sítě byl uplatňován mechanizmus korekcí, kdy skutečné výnosy za použití sítí jsou korigovány ve vztahu k nákladům odpovídajícím stanovené míře ztrát v přenosové soustavě. Mechanizmus korekce zahrnoval tři dílčí korekční faktory: a)

faktor nákladový, zohledňující změnu objemu ztrát v důsledku skutečného objemu toků v přenosové soustavě,

b)

faktor cenový, zohledňující v určitém rozsahu skutečnou cenu elektřiny na krytí ztrát v přenosové soustavě,

c)

a faktor výnosový, korigující skutečně dosažené výnosy ve vztahu k povoleným výnosům za použití sítí.

V případě nákladového a cenového korekčního faktoru byly zavedeny určité motivační prvky pro dodržení stanovených parametrů, tj. objemu ztrát a ceny elektřiny na ztráty. Oba tyto faktory obsahují určitá toleranční pásma, v rámci kterých nedochází ke korekcím a případné odchylky od Úřadem stanovených parametrů jsou pro provozovatele přenosové soustavy ziskem nebo ztrátou. Jsou-li tato pásma překročena, korekční mechanizmy působí a případné vzniklé rozdíly jsou promítány se zohledněním časové hodnoty peněz do cen za použití sítí pro následující regulovaný rok. I.


Výhody  Metodika umožňuje zohlednit meziroční vývoj toků v přenosové soustavě.  V rámci korekčních mechanizmů poskytuje určité ekonomické stimuly pro provozovatele přenosové soustavy dosahovat lepších parametrů, a tím vytvořit dodatečný zisk. Nevýhody  Administrativně náročnější mechanizmus korekcí.

39

Verze 1_18. 7. 2008


II.

Varianta č. 1

Metodika stanovení ceny za použití sítí je shodná s variantou č. 0. Odlišný postup bude uplatněn v případě korekcí, kdy skutečně dosažené náklady provozovatele přenosové soustavy na ztráty budou porovnávány se skutečnými výnosy za použití sítí. Výhody  Jedná se o výrazné zjednodušení propočtu korekcí. Nevýhody  Kromě nevýhod varianty č. 0 navíc metodika korekce eliminuje motivační faktory k dosahování lepších parametrů (míry ztrát, nákupní ceny), než byly Úřadem stanoveny. Provozovatel přenosové soustavy tak vždy dostane uhrazeno vše, co vynaloží na krytí ztrát v přenosové soustavě, ať jedná hospodárně či nikoliv. III. Varianta č. 2 Ve III. regulačním období bude použita metoda regulace formou stanovení normativu ztrát v přenosové soustavě obdobně, jako je tomu v případě regulace ceny za použití distribučních sítí. Tento normativ by byl však konstantní po celé regulační období. Současně by v rámci regulace nebyly uplatňovány žádné korekční mechanizmy. Výhody  Jedná se o relativně jednoduchou metodu regulace. Nevýhody  Metodika korekce nezohledňuje skutečnost, že ztráty v přenosové soustavě jsou závislé nejen na domácích odběrech, ale jsou významně ovlivňovány také tranzitními toky, které se mohou meziročně značně měnit. Stanovení normativu ztrát tak může trvale poškozovat provozovatele přenosové soustavy. Energetický regulační úřad navrhuje realizovat variantu č. 0.

7.4

Činnost poskytování systémových služeb

7.4.1

Nastavení parametrů náklady, odpisy a zisk pro činnost poskytování systémových služeb

Provozovatel přenosové soustavy využívá k zachování spolehlivého provozu přenosové soustavy různé nástroje. Potřebné regulační služby pro zajištění systémových služeb obstarává jednak prostřednictvím nákupu podpůrných služeb a jednak nákupem regulační energie na volném trhu. Ve II. regulačním období byl uplatněn mechanizmus motivační regulace nákladů na zajištění systémových služeb. Výsledné výnosy za systémové služby, ze kterých byly stanovovány jednotkové ceny, byly tvořeny následujícími složkami: a) náklady na nákup podpůrných služeb – v případě těchto nákladů byla na počátku II. regulačního období stanovena výchozí úroveň, která byla následně v jednotlivých letech regulačního období snižována vždy o 100 mil. Kč, b) náklady na poskytování systémových služeb – v případě těchto nákladů byla na počátku II. regulačního období stanovena výchozí úroveň, která byla v jednotlivých letech regulačního období meziročně upravována složeným eskalačním faktorem 40

Verze 1_18. 7. 2008


c)

d)

(tj. v závislosti na vývoji indexu cen průmyslových výrobců a vývoji mzdového faktoru), jehož působení bylo snižováno faktorem efektivity, odpisy aktiv využívaných pro činnost poskytování systémových služeb – v rámci regulace byla zohledňována skutečná hodnota odpisů aktiv užívaných k poskytování systémových služeb, povolený zisk pro zajišťování systémových služeb, který byl po celé regulační období konstantní.

V rámci regulace byly současně uplatňovány korekce skutečně dosažených výnosů za systémové služby oproti Úřadem stanoveným povoleným výnosům a případný rozdíl byl s ohledem na časovou hodnotu peněz zohledněn v cenách za systémové služby pro následující regulovaný rok. Nastavený mechanizmus regulace měl motivovat provozovatele přenosové soustavy k co nejefektivnějšímu nákupu podpůrných služeb, neboť náklady nad Úřadem stanovenou mez byly hrazeny ze zisku provozovatele přenosové soustavy. Provozovatel byl tak nucen nejen nakupovat za nejnižší možné ceny, ale taktéž optimalizovat portfolio nakupovaných služeb a případně snižovat objem stálých rezerv a zdroje regulační energie zajišťovat prostřednictvím vyrovnávacího trhu. V rámci mechanizmu stanovení cen za systémové služby byly rovněž zohledňovány dodatečné příjmy provozovatele přenosové soustavy plynoucí z mechanizmu zúčtování odchylek. Pro konkrétní regulovaný rok byly povolené výnosy za zajišťování systémových služeb sníženy o Úřadem předpokládanou výši příjmů z výše uvedeného mechanizmu zúčtování odchylek, přičemž po ukončení tohoto kalendářního roku byly skutečné příjmy z tohoto mechanizmu srovnávány s příjmy předpokládanými a formou korekce byl tento rozdíl promítnut do cen za systémové služby pro následující regulovaný rok. I.


Ve III. regulačním období bude zachován stejný mechanizmus regulace povolených výnosů za organizování systémových služeb, jaký byl uplatňován ve II. regulačním období, včetně zohlednění příjmů z mechanizmu zúčtování odchylek. Výhody  Metodika regulace obsahuje určité motivační prvky pro efektivní zajišťování systémových služeb a zejména nákup podpůrných služeb. Nevýhody  Mechanizmus regulace nereaguje na rostoucí potřebu regulační energie v souvislosti s rozvojem „obnovitelné“ energetiky.  Metodika regulace současně nezohledňuje možný významný růst cen jednotlivých podpůrných služeb, ale také regulační energie v souvislosti s vysokým růstem cen silové elektřiny na českém trhu v důsledku jejího nedostatku ve středoevropském i celoevropském regionu. II.

Varianta č. 1

Ve III. regulačním období bude použita regulace ve formě revenue cap. Na začátku období bude stanovena výchozí hodnota povolených výnosů za poskytování systémových služeb a tato by v průběhu regulačního období byla meziročně upravována o inflační index (např. index cen průmyslových výrobců, případně jiný index). Současně by byl aplikován faktor efektivity, který by působení inflačního faktoru snižoval. Součástí regulačního mechanizmu je rovněž snížení povolených výnosů o dodatečné zisky (tj. saldo výnosů a nákladů) z mechanizmu zúčtování odchylek. 41

Verze 1_18. 7. 2008


V rámci mechanizmu regulace bude taktéž zakomponován faktor, jehož prostřednictvím bude možné reagovat na případné zásadní změny v organizaci trhu s elektřinou, které mohou mít významný dopad na nákup podpůrných služeb a tedy na celkovou potřebu prostředků pro zajištění systémových služeb ze strany provozovatele přenosové soustavy. Prostřednictvím tohoto faktoru může být jednorázově upravena povolená výše výnosů za systémové služby, která bude v dalších letech regulačního období nadále eskalována v souladu s pravidly uvedenými výše. Současně budou v regulaci korigovány případné rozdíly mezi povolenými a skutečně dosaženými výnosy z této činnosti. Výhody  Stanovení výnosových limitů dává prostor provozovateli přenosové soustavy pro optimalizaci nákladů a zvyšování zisku.  Při vysokém růstu nákladů na podpůrné služby bude provozovatel přenosové soustavy nucen hledat úspory v nákladech přesunutím části nákladů na služby nakupované prostřednictvím podpůrných služeb do regulační energie.  Z dosud uvedených variant nejlépe vytváří prostor pro určité zohlednění rostoucí potřeby podpůrných služeb a regulační energie pro zajištění stability systému a vyrovnávání odchylek zejména v souvislosti s rozvojem „obnovitelné“ energetiky. Nevýhody  Princip regulace má slabší prvky motivace k úsporným opatřením na straně provozovatele přenosové soustavy. Energetický regulační úřad navrhuje realizovat variantu č. 1.

7.4.2

Povolené výnosy pro činnost poskytování systémových služeb (vzorec)

Výsledná podoba vzorce povolených výnosů pro činnost poskytování systémových služeb vycházející z variant navrhovaných Energetickým regulačním úřadem je následující: PVi  PV0  (1  X) i  i

li2

IPV  F  Vzúčú  p i 100

kde: PVi i PV0 X l IPV F V pi

hodnota povolených výnosů držitele licence, pořadové číslo regulovaného roku, výchozí hodnota povolených výnosů za systémové služby, hodnota faktoru efektivity pro činnost systémových služeb, letopočet roku předcházejícího prvnímu regulovanému roku regulačního období, index cen průmyslových výrobců za poslední dva předcházející roky, faktor zohledňující zásadní změny v organizaci trhu s elektřinou, zisk z vypořádání rozdílů plynoucích ze zúčtování nákladů na odchylky (rozdíl mezi výnosy a náklady) za ukončený rok, časová hodnota peněz.

42

Verze 1_18. 7. 2008


7.4.3

Metodika stanovení ceny za systémové služby - stanovení ceny za systémové služby

Ve II. regulačním období se na úhradě systémových služeb podíleli všichni koneční zákazníci včetně odběru provozovatelů distribučních soustav pro tzv. ostatní spotřebu (nikoliv na ztráty), odběru samovýrobců a včetně lokální spotřeby výrobců. V tomto období byly uplatňovány 2 ceny za systémové služby – základní cena v případě všech výše uvedených účastníků trhu s výjimkou lokální spotřeby výrobců, která byla zpoplatňována sníženou cenou za systémové služby ve výši 40 % ze základní ceny. Tato snížená sazba byla zavedena zejména pro odběry závodních elektráren, kdy v rámci areálu probíhala v určitém rozsahu regulace zatížení bez vlivu na přenosovou nebo distribuční soustavu. Ceny byly stanovovány dělením spotřebované elektřiny pro regulovaný rok. I.

povolených

výnosů

plánovaným

objemem

Varianta č. 0 – pokračování v původní regulaci Bude zachován systém dvou cen za systémové služby.

Nevýhody  V souvislosti s rozpadem závodních energetik a vlastnickým oddělením provozu energetických zařízení od spotřeby v rámci areálu dochází ke zvýhodňování zákazníků v lokálních distribučních soustavách s výrobním zdrojem oproti odběratelům přímo připojeným k regionální distribuční soustavě. II.

Varianta č. 1

Bude stanovena jednotná cena za systémové služby rozdělením celkových povolených výnosů pro zajišťování systémových služeb v poměru celkové spotřeby. Na úhradě této ceny se podílí konečná spotřeba včetně lokální spotřeby výrobců stejnou měrou. Současně je nutné zvážit, zda cenou za systémové služby zatížit rovněž i vlastní spotřebu na výrobu elektřiny nebo elektřiny a tepla, která také v souvislosti s různými stavy provozu výrobny vyvolává potřebu zajišťování systémových služeb. Výhody  Jedná se o rovný přístup ke všem odběratelům resp. spotřebitelům elektřiny  Povede k mírnému snížení ceny za systémové služby. Nevýhody a rizika  Navržený mechanizmus vyvolá odpor výrobců, systém může být obtížně prosaditelný.  Existuje riziko, že si výrobci tyto dodatečné náklady promítnou do ceny silové elektřiny. Oproti tomu ale soutěž s okolním trhem eliminuje riziko plného promítnutí těchto dopadů formou cen silové elektřiny pro konečné zákazníky v ČR. III. Varianta č. 2 Na krytí povolených výnosů za systémové služby se bude v určitém poměru podílet jak strana spotřeby, tak strana výroby (tj. jedná se o zavedení tzv. G komponenty). Mechanizmus regulace vyžaduje současně aplikaci souhrnného korekčního faktoru sestávajícího z dílčích korekčních faktorů zohledňující případný nedovýběr či nadvýběr tržeb za systémové služby, a to za obě kategorie plátců. Výhody  Jedná se o rovný přístup k účastníkům trhu s elektřinou vyvolávajícím odchylky v soustavě, kdy na krytí nákladů spojených se zajištěním stability se podílí jak strana spotřeby, tak strana dodávky, která svými výpadky především způsobuje velké odchylky v elektrizační soustavě a vyvolává potřebu opatření pro stabilizaci systému. 43

Verze 1_18. 7. 2008




Dojde ke snížení regulované ceny za systémové služby.

Nevýhody a rizika  Metodika vyžaduje informace o chování obou kategorií plátců pro stanovení odpovídajícího poměru, kterým se budou podílet na úhradě systémových služeb.  Lze očekávat silný odpor ze strany výrobců a intenzivní lobby. Energetický regulační úřad navrhuje realizovat variantu č. 2; za možnou považuje variantu č. 1.

7.5

Činnost distribuce elektřiny

7.5.1

Nastavení parametrů náklady, odpisy a zisk pro činnost distribuce elektřiny

I.


Náklady

další postup

povolené 2009 (bez N na unbundling) eskalace - indexy PPI a MI - původním faktorem efektivity X povolené 2009 eskalace - indexem PPI

vstup

Odpisy

další postup vstup

Zisk (RAB*WACC)

další postup

RAB 2009 každoroční zahrnutí změny aktiv, plánu změny na další rok a každoroční korekce pomocí korekčního faktoru; násobeno původním WACC (příp. změna DPPO)

Náklady Vstupní hodnota nákladů bude stanovena ve výši povolených nákladů v posledním roce II. regulačního období, tzn. roce 2009. Výše vstupní hodnoty povolených nákladů nebude zahrnovat náklady na unbundling, které byly vypořádány ve II. regulačním období. V dalších letech budou náklady nadále indexovány pomocí eskalačního faktoru používaného v předchozím období složeného z průmyslového a mzdového indexu a faktoru efektivity. Problematika eskalačního faktoru a faktoru efektivity je detailněji řešena v kapitole 7.2. Odpisy Vstupní hodnota odpisů bude stanovena ve výši povolených odpisů v posledním roce II. regulačního období, tzn. roce 2009. V dalších letech budou odpisy eskalovány průmyslovým indexem (viz kapitola 7.2.1). Zisk Stejně jako ve II. regulačním období zůstane zachováno nastavení parametru zisk jako součin míry výnosnosti (WACC) a hodnoty regulační báze aktiv (RAB). RAB Vstupní hodnota RAB bude určena stejným způsobem jako ve II. regulačním období včetně korekce plánované změny zůstatkové hodnoty aktiv (ZHA) na skutečnost, korekce

44

Verze 1_18. 7. 2008


plánu a zařazení nového plánu změny ZHA na další rok. V dalších letech bude hodnota každoročně upravována uvedeným způsobem včetně zařazení plánu změny ZHA na další rok. WACC Pro výpočet hodnoty váženého průměru nákladů na kapitál budou použity stejné parametry jako v II. regulačním období, upravené pouze o případné změny daně z příjmu (viz kapitola 7.2.4). Výhody  Použitá metodika je ustálená a nevyžaduje velké legislativní změny.  Zachování základní přiměřené úrovně zisku, která odpovídala předpokladům investora, který vstoupil do odvětví, a respektování veškerých následujících uskutečněných investic, což je zabezpečeno využitím metodiky roku „0“ pro stanovení RAB (viz kapitola 5.2). Nevýhody a rizika  Při aplikaci této varianty nebude zohledněn vývoj společnosti či situace na trhu v průběhu II. regulačního období.  Je použita původní eskalace nákladů, která zcela neodpovídá potřebám energetického odvětví (viz kapitola 7.2.1).  Odpisy neodráží skutečnou potřebu zdrojů pro obnovu majetku.  Složitá aplikace korekčních mechanizmů při vyrovnávání plánovaných hodnot změn zůstatkových hodnot aktiv na skutečnost. II.


povolené 2009 (bez N na unbundling)


další postup



Náklady

Odpisy

Zisk (RAB*WACC)

průměr skutečných nákladů po transformaci společností (2006-08) eskalace - indexem služeb - novým faktorem efektivity X

vstup


další postup


vstup

RAB 2009

další postup


Náklady a)


b)


45

Verze 1_18. 7. 2008


c)

Vstupní hodnota bude stanovena na základě průměru skutečných nákladů za roky po transformaci společností (2006-2008). V dalších letech budou povolené náklady indexovány indexem služeb a faktorem efektivity. Problematika eskalačního faktoru a faktoru efektivity je detailněji řešena v kapitole 7.2.

Odpisy Vstupní hodnota odpisů bude stanovena tak, aby byly společnosti poskytnuty dostatečné zdroje na obnovu majetku. V návaznosti na předchozí analýzy Úřadu (viz kapitola 5.2.3.2) v současné době odpovídá tato hodnota výši účetních hodnot odpisů. Proto ERÚ navrhuje stanovit výchozí hodnotu odpisů ve výši účetních odpisů posledního uzavřeného kalendářního roku ve II. regulačním období, tzn. roku 2008. V dalších letech bude hodnota odpisů každoročně upravována o jejich skutečné změny. Zisk Stejně jako ve II. regulačním období zůstane zachováno nastavení parametru zisk jako součinu míry výnosnosti (WACC) a hodnoty regulační báze aktiv (RAB). RAB Vstupní hodnota RAB bude určena stejným způsobem jako ve II. regulačním období včetně korekce plánované změny zůstatkové hodnoty na skutečnost, korekce plánu, ovšem bez zařazení nového plánu změny aktiv na další rok. V dalších letech bude hodnota každoročně upravována o skutečnou změnu účetních zůstatkových hodnot bez zařazení plánu změny aktiv na další rok. WACC Výše hodnoty váženého průměru nákladů na kapitál včetně hodnot jednotlivých parametrů je uvedena v kapitole 7.2.4. Výhody  Zavedení eskalace nákladů, která odpovídá potřebám energetického odvětví a zároveň zjednodušení výpočtu (viz kapitola 7.2.1).  Odpisy budou dostatečným zdrojem pro obnovu majetku tak, aby byla zachována současná technická úroveň a kvalita dodávky.  Zachování základní přiměřené úrovně zisku, která odpovídala předpokladům investora, který vstoupil do odvětví, a respektování veškerých následujících uskutečněných investic, což je zabezpečeno využitím metodiky roku „0“ pro stanovení RAB (viz kapitola 5.2).  Vývoj majetku a odpisů je provázán s činností společnosti, odráží její skutečné chování, navazuje na její auditované výsledky.  Eliminace složité aplikace korekčních mechanizmů při vyrovnávání plánovaných hodnot změn zůstatkových hodnot aktiv na skutečnost. Nevýhody a rizika  Regulační vzorec reaguje na jednotlivé změny s dvouletým zpožděním. Riziko spojené s tímto zpožděním v sektoru energetiky, kde je dlouhodobost investic a stabilita pro investora vysoká, je však nízké.  Vývoj investic a jejich aktivace do majetku mohou rozkolísat cenu v průběhu regulačního období.

46

Verze 1_18. 7. 2008


III. Varianta č. 2 vstup



další postup



Náklady

vstup

Odpisy

další postup

vstup

Zisk (RAB*WACC)

další postup


skutečné 2008 případné úpravy každoroční zahrnutí zprůměrovaného plánu změny odpisů na další rok; po ukončení periody úprava zařazených plánů na skutečnost pomocí korekčního faktoru RAB 2009 každoroční zahrnutí zprůměrované plánované změny aktiv; po ukončení periody úprava zařazených plánů na skutečnost pomocí korekčního faktoru; násobeno parametrem WACC s aktualizovanými parametry

Náklady a)


b)


c)


Odpisy Vstupní hodnota odpisů bude stanovena tak, aby byly společnosti poskytnuty dostatečné zdroje na obnovu majetku. V návaznosti na předchozí analýzy Úřadu (viz kapitola 5.2.3.2) v současné době odpovídá tato hodnota výši účetních hodnot odpisů. Proto ERÚ navrhuje stanovit výchozí hodnotu odpisů ve výši účetních odpisů posledního uzavřeného kalendářního roku ve II. regulačním období, tzn. roku 2008. V dalších letech bude hodnota odpisů každoročně upravována o průměr plánovaných změn odpisů vycházející z pětiletého plánu (2010-14), které budou zkorigovány na skutečnost až po zahrnutí celého pětiletého plánu. Zisk Stejně jako ve II. regulačním období zůstane zachováno nastavení parametru zisk jako součinu míry výnosnosti (WACC) a hodnoty regulační báze aktiv (RAB). RAB Vstupní hodnota RAB bude určena stejným způsobem jako ve II. regulačním období včetně korekce plánované změny zůstatkové hodnoty aktiv (ZHA) na skutečnost, korekce plánu a zařazení nového plánu změny ZHA na další rok. V dalších letech bude hodnota každoročně upravována o průměr plánovaných změn účetních zůstatkových hodnot 47

Verze 1_18. 7. 2008


provozních aktiv vycházející z pětiletého plánu (2010-14), které budou zkorigovány na skutečnost až po zahrnutí celého pětiletého plánu. WACC Výše hodnoty váženého průměru nákladů na kapitál včetně hodnot jednotlivých parametrů je uvedena v kapitole 7.2.4. Výhody  Zavedení eskalace nákladů, která odpovídá potřebám energetického odvětví a zároveň zjednodušení výpočtu (viz kapitola 7.2.1).  Odpisy budou dostatečným zdrojem pro obnovu majetku tak, aby byla zachována současná technická úroveň a kvalita dodávky.  Zachování základní přiměřené úrovně zisku, která odpovídala předpokladům investora, který vstoupil do odvětví, a respektování veškerých následujících uskutečněných investic, což je zabezpečeno využitím metodiky roku „0“ pro stanovení RAB (viz kapitola 5.2).  Varianta eliminuje možné rozkolísání ceny v průběhu regulačního období způsobené každoročním zahrnováním skutečných investic a jejich aktivací do majetku. Nevýhody a rizika  Složitá aplikace korekčních mechanizmů při vyrovnávání plánovaných hodnot na skutečnost.  Dlouhé časové období, po kterém jsou plány korigovány na skutečnost.  Tendence regulovaných subjektů nadhodnocovat plány investic, čímž může vzniknout vysoký rozdíl, který by měl být korigován. IV. Varianta č. 3 vstup


další postup


Náklady

Odpisy

Zisk (RAB*WACC)



vstup


další postup


vstup

skutečná hodnota aktiv 2008 (tzn. po přecenění)

další postup


Náklady a)


b)

Vstupní hodnota bude stanovena ve výši skutečných nákladů v posledním účetně uzavřeném roce, tzn. roce 2008 a jejich výsledná hodnota bude případně upravena na základě kontrol. V dalších letech budou povolené náklady indexovány indexem služeb a faktorem efektivity. 48

Verze 1_18. 7. 2008


c)


Odpisy Vstupní hodnota odpisů vychází z přeceněných hodnot, proto bude stanovena ve výši účetních odpisů posledního uzavřeného kalendářního roku ve II. regulačním období, tzn. roku 2008. V dalších letech bude hodnota odpisů každoročně upravována o jejich skutečné změny. Zisk Stejně jako ve II. regulačním období zůstane zachováno nastavení parametru zisk jako součinu míry výnosnosti (WACC) a hodnoty regulační báze aktiv (RAB). RAB Vstupní hodnota RAB vychází z přeceněných hodnot, proto bude stanovena ve výši účetních hodnot posledního uzavřeného kalendářního roku II. regulačního období, tzn. roku 2008. V dalších letech bude hodnota každoročně upravována o skutečnou změnu účetních zůstatkových hodnot provozních aktiv. WACC Výše hodnoty váženého průměru nákladů na kapitál včetně hodnot jednotlivých parametrů je uvedena v kapitole 7.2.4. Výhody  Zavedení eskalace nákladů, která odpovídá potřebám energetického odvětví a zároveň zjednodušení výpočtu (viz kapitola 7.2.1).  Odpisy budou dostatečným zdrojem pro obnovu majetku tak, aby byla zachována současná technická úroveň a kvalita dodávky.  Vývoj majetku a odpisů je provázán s činností společnosti, odráží její skutečné chování, navazuje na její auditované výsledky.  Eliminace složité aplikace korekčních mechanizmů při vyrovnávání plánovaných hodnot změn zůstatkových hodnot aktiv na skutečnost. Nevýhody a rizika  Přiznání neoprávněného a nepřiměřeného zisku distribučním společnostem (v rozporu s předchozím rozhodnutím Úřadu – viz kapitola 5.2.3).  Výrazné zvýšení ceny pro konečné odběratele.  Regulační vzorec reaguje na jednotlivé změny s dvouletým zpožděním. Riziko spojené s tímto zpožděním v sektoru energetiky, kde je dlouhodobost investic a stabilita pro investora vysoká, je však nízké.  Vývoj investic a jejich aktivace do majetku mohou rozkolísat cenu v průběhu regulačního období. Energetický regulační úřad navrhuje realizovat variantu č. 1.

7.5.2

Nastavení parametru výnosy z ostatních činností provozovatele distribuční soustavy

V souvislosti s výkonem licencované činnosti distribuce elektřiny získává provozovatel distribuční soustavy další příjmy. Jedná se zejména o následující zdroje příjmů: 49

Verze 1_18. 7. 2008


a)

b) c) d)

příjmy související s připojením zařízení účastníků trhu k distribuční soustavě, kteří se podílejí na úhradě nákladů souvisejících s připojením v souladu s vyhláškou č. 51/2006 Sb., penalizace za překročení rezervované kapacity, a s účinností od 1. 1. 2008 také za překročení rezervovaného příkonu, penalizace za nedodržení účiníku, náhrady škod v souvislosti s neoprávněnými odběry.

Ve II. regulačním období byly veškeré výše uvedené příjmy ponechány provozovateli distribuční soustavy. Výjimku tvořily příjmy související s připojením zařízení účastníků trhu a které byly zahrnuty do regulace v průběhu regulačního období pomocí faktoru, který snižuje povolené výnosy provozovatele distribuční soustavy o zmíněné příjmy. V souladu s metodikou Ministerstva financí ČR jsou příjmy související s připojením v účetnictví zachycovány formou časově rozlišených výnosů po dobu 20 let a stejným způsobem vstupují do regulačního vzorce. Výše těchto výnosů je každoročně stanovována Úřadem na základě údajů za účetně ukončený kalendářní rok a zohledňována do cen pro regulovaný rok se zohledněním časové hodnoty peněz. Následující uvedené varianty primárně neuvažují s příjmy získanými v souvislosti s neoprávněnými odběry. Jejich případné zohlednění se váže na rozhodnutí o přístupu k regulaci ztrát v distribuční soustavě v kapitole 7.5.6. I.


Ve III. regulačním období bude zachována stávající metodika zohledňování příjmů z připojení k distribuční soustavě do regulace ceny za distribuci. Údaje budou vycházet z kumulativního zůstatku časově rozlišených výnosů za poslední účetně ukončený kalendářní rok a budou zohledňovány do regulace s časovou hodnotou peněz. Veškerý majetek efektivně pořízený provozovatelem distribuční soustavy v souvislosti s připojením účastníků trhu k distribuční soustavě bude zohledněn do regulace. Výnosy z ostatních činností souvisejících s licencovanou činností distribuce budou ponechány provozovateli distribuční soustavy. Výhody  Metodika eliminuje možnost dvojí úhrady části investice (tj. jak ze strany účastníka trhu, tak v rámci regulované ceny za distribuci).  Metodika neklade žádné zvláštní nároky na evidenci majetku v souvislosti s připojením na straně provozovatele distribuční soustavy. Nevýhody a rizika  Jsou-li prostředky od účastníků trhu související s připojením v rámci regulace odčerpány provozovateli distribuční soustavy v plném rozsahu, provozovatel ztrácí motivaci tyto platby od účastníků trhu vybírat a zvolí jiný systém financování investičních akcí souvisejících s připojením. Tímto může být narušen základní smysl stanovení podílů účastníků trhu na nákladech souvisejících s připojením, kterým je motivace pro účastníky optimalizovat své požadavky a tedy spořit celkové související náklady na straně provozovatele soustavy. Pro zachování motivace k výběru těchto plateb ze strany provozovatelů distribučních soustav se doporučuje zachovat určitou část z těchto časově rozlišených výnosů ve prospěch provozovatele distribuční soustavy (např. 20 %).  Ostatní tržby neoprávněně zvyšují provozovateli distribuční soustavy povolený zisk. 50

Verze 1_18. 7. 2008


II.

Varianta č. 1

Ve III. regulačním období budou výnosy z ostatních činností souvisejících s licencovanou činností distribuce dle bodů a) až c) zahrnuty do regulace prostřednictvím faktoru snižujícího celkové povolené výnosy provozovatele distribuční soustavy o tyto dodatečné výnosy. V případě příjmů souvisejících s připojením zařízení k distribuční soustavě budou promítány časově rozlišené výnosy v souladu s metodikou Ministerstva financí ČR. Veškeré parametry budou vycházet z účetnictví provozovatelů distribučních soustav za účetně ukončený kalendářní rok a budou promítány do cen za distribuci pro regulovaný rok se zohledněním časové hodnoty peněz. Výhody  Metodika eliminuje možnost dvojí úhrady části investice (tj. jak ze strany účastníka trhu, tak v rámci regulované ceny za distribuci).  Na začátku III. regulačního období dojde k poklesu ceny za rezervaci kapacity pro konečné zákazníky. Nevýhody a rizika  Jsou-li veškeré výnosy z ostatních činností distribuce v rámci regulace odčerpány provozovateli distribuční soustavy v plném rozsahu, provozovatel ztrácí motivaci tyto platby od účastníků trhu vybírat. Pro zachování motivace k výběru těchto plateb ze strany provozovatelů distribučních soustav se doporučuje zachovat určitou část z těchto časově rozlišených výnosů ve prospěch provozovatele distribuční soustavy (např. 20 %).  Aplikací uvedeného mechanizmu dojde ke snížení zisku provozovatelů DS. Lze očekávat v této souvislosti silný tlak na zvýšení výnosnosti kapitálu při nastavování parametrů regulace ve III. regulačním období. Energetický regulační úřad navrhuje realizovat variantu č. 1.

7.5.3

Povolené výnosy pro činnost distribuce elektřiny (vzorec)

Výsledná podoba vzorce povolených výnosů pro činnost distribuce elektřiny vycházející z variant navrhovaných Energetickým regulačním úřadem je následující: PVi  N 0  (1  X ) i  i

l i  2

kde: PVi i N0 X IS l O0 ∆Oi

li 2 li 2 IS    O 0   O i  WACC NHBT   RAB 0   ZHA i   Vost  p i  Q 100 i i  

hodnota povolených výnosů držitele licence, pořadové číslo regulovaného roku, povolené náklady držitele licence (viz kapitola 7.5.1), hodnota faktoru efektivity pro činnost distribuce elektřiny (viz kapitola 7.2.2), index cen tržních služeb (viz kapitola 7.2.1), letopočet roku předcházejícího prvnímu regulovanému roku regulačního období, výchozí hodnota odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence sloužících k zajištění přenosových služeb (viz kapitola 7.5.1), změna hodnoty odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence (viz kapitola 7.5.1), 51

Verze 1_18. 7. 2008


WACCNHBT RAB0 ∆ZHAi Vost pi Q

7.5.4

nominální hodnota vážených průměrných nákladů na kapitál před zdaněním (viz kapitola 7.2.4) hodnota regulační báze aktiv držitele licence (viz kapitola 7.5.1), změna hodnoty regulační báze aktiv držitele licence(viz kapitola 7.5.1), hodnota výnosů z ostatních činností provozovatele distribuční soustavy (viz kapitola 7.5.2), časová hodnota peněz (viz kapitola 7.5.3), faktor kvality založený na hodnotě bonusu nebo penále za kvalitu dodávky elektřiny (viz kapitola 7.2.5).

Metodika stanovení cen za distribuci elektřiny - cena za rezervaci kapacity

Cena za rezervaci kapacity distribučních sítí na napěťových hladinách VVN a VN se ve II. regulačním období stanovovala rozdělením povolených výnosů, snížených o výnosy z připojení, v poměru výše rezervované kapacity ze strany konečných zákazníků. Zatímco v I. regulačním období byly použity hodnoty plánované výše rezervované kapacity, ve II. regulačním období byly uplatňovány pro stanovení cen skutečné výše rezervovaných kapacit za předcházející účetně ukončený kalendářní rok. Důvodem pro změnu metodiky byla skutečnost, že plánované údaje předkládané provozovateli distribučních soustav byly často podhodnoceny a vedly tedy k vyšším cenám za rezervaci kapacity a tedy i vyšším výnosů, než byly povoleny Úřadem. Cena byla stanovována jako kumulativní, tzn. že cena distribuce (a to nejen v případě rezervované kapacity, ale rovněž v případě použití sítí a struktury tarifů) na dané napěťové hladině zahrnovala rovněž část nákladů na distribuci elektřiny na vyšších napěťových hladinách. Tento princip zůstane zachován i pro III. regulační období. Pro dodržení Úřadem povolených příjmů se v rámci ceny za rezervaci kapacity uplatňovaly korekce, kdy skutečně dosažené příjmy byly porovnávány s povolenými příjmy a případný rozdíl byl se zohledněním časové hodnoty peněz promítnut do cen za rezervaci kapacity následující rok. I.


Cena za rezervaci kapacity bude ve III. regulačním období stanovována stejným postupem jako ve II. regulačním období. Do výpočtu budou vstupovat skutečné výše rezervovaných kapacit odběratelů za poslední účetně ukončený kalendářní rok. Uplatnit lze buď maximální hodnoty rezervovaných kapacit (v tomto případě se již ve výpočtu regulované ceny zakládá určitá pravděpodobnost nedovýběru potřebných příjmů a tedy vzniku záporného korekčního faktoru) nebo průměrné hodnoty rezervovaných kapacit. Výhody  Mechanizmus je jednoduše aplikovatelný - Úřad se opírá o výsledky, které byly auditované, a tedy nemohou být vznášeny pochybnosti o správnosti výše použité rezervované kapacity. Nevýhody a rizika  Metodika nezohledňuje změny v chování odběratelů a v případě dlouhodobých trendů poklesu rezervované kapacity tak může poškozovat provozovatele distribuční soustavy, který nedosáhne na Úřadem povolené příjmy v daném roce. Tímto vzniká požadavek na držení vyššího provozního kapitálu. II.

Varianta č. 1 52

Verze 1_18. 7. 2008


Cena za rezervaci kapacity bude obdobně jako ve variantě č. 0 vycházet z povolených výnosů. Do výpočtu však budou vstupovat plánované hodnoty rezervovaných kapacit pro regulovaný rok. Obdobně jako ve variantě č. 0 lze uplatnit buď maximální hodnoty rezervovaných kapacit nebo průměrné hodnoty rezervovaných kapacit. Výhody  Metodika dokáže postihnout změny v chování odběratelů a tedy ve výši rezervované kapacity. Nevýhody a rizika  Existuje riziko podhodnocování plánovaných hodnot rezervované kapacity, z nichž Úřad při stanovení ceny vychází, a tedy zbytečného meziročního růstu cen.  Metodika vyžaduje důkladné analýzy a prověřování správnosti předkládaných hodnot ze strany provozovatelů distribučních soustav. Energetický regulační úřad navrhuje realizovat variantu č. 0.

7.5.5

Metodika stanovení cen za distribuci elektřiny - plátci ceny za rezervaci kapacity distribuční sítě

V rámci stanovení ceny za rezervaci kapacity je kromě vlastního mechanizmu regulace rovněž klíčovou otázkou, kdo se na úhradě stálých nákladů provozovatele distribuční soustavy podílí. Ve II. regulačním období cenu za rezervaci kapacity hradili všichni odběratelé kromě výrobců 1. a 2. kategorie (zvláštní kategorie výrobce spotřebovávajícího vyrobenou elektřinu především pro svou vlastní potřebu – tzv. samovýrobce – však tuto cenu hradila). Každý účastník trhu byl povinen sjednat rezervovanou kapacitu, za kterou hradil sjednanou cenu. V případě překročení sjednané hodnoty hradil penalizaci (cenu za překročení rezervované kapacity). V systému uplatňování penalizací však existovaly některé výjimky a úlevy (např. pro lokální distribuční soustavy nebo samovýrobce). I.

Varianta č. 0 – pokračování v původní regulaci Ve III. regulačním období bude zachován stávající systém plateb za rezervaci kapacity.

Nevýhody  Jedná se o značně komplikovaný systém se značným počtem výjimek, který je obtížně kontrolovatelný.  Současný systém vytváří nerovný přístup k některým účastníkům trhu a zejména výrobcům. Tento systém poskytuje všeobecně výhodu výrobcům, kteří, ačkoliv jejich odběr vyžaduje připravenost a pohotovost distribučního systému v jakémkoliv okamžiku, za tuto službu platit nemusí. Navíc výrobce „dodávající elektřinu sám sobě“ má jiné podmínky než výrobce, který dodá elektřinu jinému účastníku trhu, přestože z pohledu distribučního systému má odběr obou výrobců stejné dopady na soustavu.

53

Verze 1_18. 7. 2008


II.

Varianta č. 1

V rámci III. regulačního období bude platba za rezervaci kapacity vyhodnocována dle skutečného chování účastníků trhu ve vztahu k distribuční síti, tj. na základě fyzikálních toků, přičemž touto platbou budou zatíženi všichni účastnici trhu (tj. včetně výrobců, a to včetně vlastní spotřeby na výrobu elektřiny nebo elektřiny a tepla). Cílem je zjednodušení systému výjimek. Zásady plateb budou následující: V případě, že se subjekt chová jako výrobce, tj. převážně dodává do sítě, pak nemusí sjednávat rezervovanou kapacitu dopředu (tj. neplatí penále za případné překročení), platí však za naměřené maximální hodnoty odebraného výkonu. V okamžiku, kdy dojde k nahodilému výpadku zdroje, platí tento výrobce opět na základě naměřených hodnot výkonu odběru. Při dlouhodobé odstávce nad určitý časový limit (např. týden) musí výrobce sjednávat rezervaci kapacity dopředu stejně jako klasický odběratel. Rovněž lze předpokládat, že by měl výrobce v režimu odběru ze sítě kromě ceny za použití sítí (platí dnes) a ceny za rezervaci kapacity (popsáno výše) platit i poplatky za systémové služby, OTE a příspěvky podporovaným zdrojům stejně jako klasický odběratel bez ohledu na to, zda se jedná o vlastní spotřebu na výrobu elektřiny nebo elektřiny a tepla. Ostatní účastníci trhu budou sjednávat rezervaci kapacity stejným způsobem jako ve II. regulačním období (včetně povinnosti úhrady poplatků za překročení rezervace kapacity). Veškeré úlevy a výjimky se však ruší. Výhody  Systém plateb je spravedlivější a transparentnější.  Důsledkem bude pokles jednotkových cen za rezervaci kapacity. Nevýhody a rizika  Zpoplatněním odběru výrobců může dojít ke zvýšení cen elektřiny na výstupu z výroby, neboť výrobci budou usilovat o promítnutí těchto dodatečných vstupů do ceny. Na druhé straně však lze očekávat, že s ohledem na působení konkurence toto promítnutí nákladů nebude provedeno v plném rozsahu.  Zatížení technologické spotřeby všemi platbami vyvolá značný odpor ze strany výrobců a lze očekávat velké lobby proti navrhovanému systému. Energetický regulační úřad navrhuje realizovat variantu č. 1.

7.5.6

Metodika stanovení cen za distribuci elektřiny - cena za použití sítě

Ve II. regulačním období byla cena za použití sítí distribuční soustavy odvozována od výše nákladů na ztráty dělením celkovým plánovaným objemem elektřiny odebrané účastníky trhu z distribuční soustavy (a to včetně vlastní spotřeby výrobců na výrobu elektřiny nebo elektřiny a tepla). Pro regulaci nákladů na ztráty byl použit mechanizmus stanovení normativů ztrát. Do regulace byly uznávány ztráty celkové, skládající se ze ztrát technických (vyvolaných zatížením soustavy) a ztrát obchodních (zahrnujících především neoprávněné odběry a odchylky měřicích zařízení). Pro jednotlivé složky ztrát byly na začátku regulačního období stanoveny normativy (limity), které mohly být uznány do cen, a zatímco normativ technických ztrát zůstal zachován po celé regulační období konstantní, v případě obchodních ztrát se normativ meziročně snižoval o faktor efektivity. Normativy ztrát byly odvozeny ze skutečně vykázaných objemů ztrát technických, obchodních a celkových jednotlivými provozovateli distribučních soustav. Při stanovení 54

Verze 1_18. 7. 2008


technických ztrát se vycházelo z dnes již neplatné vyhlášky č. 153/2001 Sb., obchodní ztráty pak byly dány jako rozdíl celkových ztrát a ztrát technických. Na výši celkových, a tedy i obchodních ztrát, však měl významný vliv mechanizmus stanovení výše nevyfakturované elektřiny v případě odběrných míst s neprůběhovým měřením. Uplatněním normativu celkových ztrát na objem elektřiny vstupující do soustavy byla stanovena výše celkových ztrát, která se ocenila Úřadem stanovenou cenou elektřiny na ztráty. Ke stanovení ceny elektřiny na ztráty byly používány dostupné produkty na trhu s elektřinou, kterými se oceňoval celkový diagram ztrát. V rámci ceny elektřiny na ztráty byly rovněž zohledňovány i náklady na odchylky. V případě ceny za použití sítí nebyly uplatňovány žádné korekce. Cena byla stanovována jako kumulativní, tzn. že cena za použití sítí na dané napěťové hladině zahrnovala rovněž část nákladů na distribuci elektřiny na vyšších napěťových hladinách. Tento princip zůstane zachován i pro III. regulační období. Níže jsou uváděny možné přístupy k řešení problematiky nákladů na ztráty ve III. regulačním období. Aby nedošlo k přenesení nákladů, vyplývajících z obchodních ztrát, z provozovatele distribuční soustavy na obchodníka v rámci systému zúčtování odchylek, kdy se zbytkový diagram (tj. diagram po odečtení odběrů změřených průběhovým měřením) rozděluje na diagram ztrát prostřednictvím stanoveného procenta a na zbývající diagram odběrů s neprůběhovým měřením, musí být ve všech variantních řešeních stanoveny pro systém zúčtování odchylek míry celkových ztrát zahrnující míru obchodních ztrát v plném rozsahu bez ohledu na to, jakým způsobem je problematika ztrát řešena v rámci regulace. I.


Ve III. regulačním období bude zachována metodika normativů míry ztrát (technických i obchodních) obdobně jako ve II. regulačním období. Při nastavení těchto normativů je vhodné vycházet z míry ztrát skutečně dosažených v letech 2005 až 2007 na základě údajů uváděných v regulačních výkazech (12-B1)3. Technické ztráty doporučujeme počítat nadále podle metodiky stanovené dnes již neplatnou vyhláškou č. 153/2001 Sb., přičemž zásady tohoto výpočtu by bylo možné kodifikovat do vyhlášky o výkaznictví nebo do Pravidel provozování distribučních soustav. Výhody  Jedná se v zásadě o jednoduchou metodiku regulace. Nevýhody  Metodika pro výpočet technických ztrát podle výše uvedené vyhlášky poskytuje značnou flexibilitu a variabilitu propočtu vzhledem k velkému rozptylu používaných koeficientů. Pro účely regulace by bylo nutné tyto parametry sjednotit.  Při stávajícím způsobu regulace dochází k částečné dvojí úhradě nákladů souvisejících s neoprávněnými odběry. Obchodní ztráty, které jsou tvořeny především v důsledku neoprávněných odběrů, jsou zohledněny v regulaci do výše stanoveného normativu. Současně v rámci povolených nákladů distributora jsou zahrnuty náklady související s managementem zjišťování neoprávněných odběrů. Na druhé straně však vybrané tržby za neoprávněné odběry včetně vyúčtovaní nákladů za zjištění neoprávněných odběrů zůstávají provozovateli distribuční soustavy (a tedy tvoří zisk). S ohledem na uvedené je tato metoda nespravedlivá ke konečným zákazníkům a neoprávněně zvyšuje konečné ceny za distribuci.

3

Vyhláška č. 404/2005 Sb., o náležitostech a členění regulačních výkazů včetně jejich vzorů a pravidlech pro sestavování regulačních výkazů

55

Verze 1_18. 7. 2008




Tato metoda je jen minimálně motivující pro provozovatele distribuční soustavy ke snižování netechnických (obchodních) ztrát.

II.

Varianta č. 1

Ve III. regulačním období bude ke stanovení výše povolených proměnných nákladů použit pouze normativ míry technických ztrát. Obchodní ztráty budou ponechány mimo jako forma podnikatelského rizika distributora a zcela budou vyčleněny z regulace. Rovněž náklady na management neoprávněných odběrů by měl být vyjmut z regulace. Vzhledem k metodice stanovení povolených nákladů, které jsou v zásadě pouze indexovány od roku 2000, předpokládáme, že úroveň takto zahrnutých nákladů do regulace je ve srovnání se současnými skutečnými náklady na management velmi nízká, proto lze pro zjednodušení tyto náklady zanedbat a s jejich eliminací se při nastavení výchozí úrovně povolených nákladů pro III. regulační období nezabývat. Výhody  Sníží se povolené náklady na ztráty o složku plynoucí z míry obchodních ztrát, a tím i cena za použití distribučních sítí pro konečného zákazníka.  Dosáhne se výrazně vyšší motivace provozovatele distribuční soustavy pro zjišťování neoprávněných odběrů a tím snahy minimalizovat obchodní ztráty.  Bude odstraněna „negativní zákaznická solidarita“ – ztráty z neoprávněných odběrů nebudou nadále platit všichni zákazníci, kteří se neoprávněných odběrů nedopouštějí. Nevýhody a rizika  Mechanizmus regulace nutně vyžaduje nastavení jednotné závazné metodiky pro výpočet technických ztrát s výrazně menším stupněm volnosti v použitých parametrech, než stanoví dosud používaná vyhláška č. 153/2001 Sb.  Existuje nebezpečí dílčího zkreslení při stanovení dodávky maloodběratelům (výpočet nevyfakturované elektřiny), které tak dají provozovateli distribuční soustavy možnost krátkodobého navýšení tržeb (v časovém horizontu 2 – 3 let), kdy do tohoto propočtu mohou být zakalkulovány i obchodní ztráty. Lze však očekávat, že s ohledem na povinnost auditovat výsledky účetní závěrky, bude tento problém auditory minimalizován. III. Varianta č. 2 Pro stanovení výše povolených proměnných nákladů budou uznávány normativy celkových ztrát. Obchodní ztráty však budou sníženy na analyticky nezbytné minimum, a to buď jednorázově (neuznáním části vykázaných obchodních ztrát na počátku regulačního období) nebo postupně (působení faktoru efektivity). Náklady související s managementem neoprávněných odběrů budou ve III. regulačním období uznávány pouze v původní výši (tj. ve výši zahrnuté do povolených nákladů v roce 2000 a eskalované inflačními faktory v souladu s předchozími mechanizmy regulace). Případné zvýšení těchto nákladů tedy v regulovaných cenách nebude kompenzováno. Výnosy ze zjištěných neoprávněných odběrů budou ponechány distributorovi. Výhody  Sníží se povolené náklady na ztráty o složku plynoucí z části obchodních ztrát, a tím cena za použití distribučních sítí pro konečného zákazníka.  Dosáhne se dostatečné motivace PDS pro zjišťování neoprávněných odběrů.  Jedná se o relativně jednoduše aplikovatelný mechanizmus regulace.

56

Verze 1_18. 7. 2008




Tímto se částečné odstraní „negativní zákaznická solidarita“ – ztráty z neoprávněných odběrů nebudou nadále platit všichni zákazníci, kteří se neoprávněných odběrů nedopouštějí. Současně se odstraní do značné míry riziko případného „poškození“ provozovatele distribuční soustavy, které hrozí v případě varianty č. 1.



Nevýhody a rizika  Metodika regulace vyžaduje nastavení závazné metodiky pro výpočet technických ztrát s výrazně menším stupněm volnosti používaných parametrů, než stanoví dosud používaná vyhláška č. 153/2001 Sb.  Obtížné bude nastavení správné a zejména akceptovatelné výše obchodních ztrát.  Existuje nebezpečí dílčího zkreslení při stanovení dodávky maloodběratelům (výpočet nevyfakturované elektřiny), které tak dají provozovateli distribuční soustavy možnost krátkodobého navýšení tržeb (v časovém horizontu 2 – 3 let), kdy do tohoto propočtu mohou být zakalkulovány i obchodní ztráty. Lze však očekávat, že s ohledem na povinnost auditovat výsledky účetní závěrky, bude tento problém auditory minimalizován. IV. Varianta č. 3 Ve III. regulačním období bude zachována metodika normativů míry ztrát (technických i obchodních) obdobně jako ve II. regulačním období. Obchodní ztráty však budou v průběhu regulačního období meziročně snižovány faktorem efektivity na nulovou hodnotu na konci regulačního období. Výhody  Dosáhne se postupně procesem rozloženým do celého regulačního období stejného efektu jako u varianty č.1.  Odstraňuje negativní skokové dopady varianty č. 1 pro PDS a tedy vytváří prostor pro adaptaci na nové podmínky (tj. prostor pro přijetí příslušných opatření v rámci firmy) Nevýhody  Nevýhody stávajícího mechanizmu jsou eliminovány postupně, spotřebitelé tak budou po určité období ve stanoveném rozsahu přispívat na krytí ztrát způsobených neoprávněnými odběry. Energetický regulační úřad navrhuje realizovat variantu č. 1.

7.5.7

Regulace lokálních distribučních soustav

Ve II. regulačním období byl uplatňován alternativní přístup k regulaci cen pro provozovatele distribučních soustav nepřipojených k přenosové soustavě, tzv. lokálních distribučních soustav (LDS). Provozovatel LDS měl možnost převzít ceny distribuce stanovené pro provozovatele distribuční soustavy, k jehož sítím je daná LDS připojena, (dále označována jako „nadřazená distribuční soustava“), nebo požádat Úřad o stanovení individuálních cen distribuce. Uplatňované mechanizmy stanovení individuálních cen distribuce pro provozovatele LDS byly totožné jako v případě regionálních distribučních soustav (RDS). I.


Ve III. regulačním období bude uplatňován stejný mechanizmus regulace jako ve II. regulačním období. 57

Verze 1_18. 7. 2008


Nevýhody  Relativně administrativně náročný mechanizmus z hlediska ověřování vstupních údajů pro regulaci a následného stanovení cen.  Mechanizmus regulace stanovení individuálních cen selhává u nově vzniklých LDS, kde v důsledku vysoké hodnoty aktiv (z důvodu minimální odepsanosti majetku) vychází nepřiměřená hodnota zisku přiznávaná do regulovaných cen. II.

Varianta č. 1

Ve III. regulačním období zůstane zachována možnost převzít ceny distribuce platné pro nadřazenou distribuční soustavu. Pro LDS uplatňující ceny elektřiny vyšší než nadřazená distribuční soustava, bude uplatňován stejný mechanizmus regulace jako ve II. regulačním období s tím, že výše jedné z komponent povolených výnosů - zisku - bude stanovena v souladu s postupy platnými pro RDS, avšak bude limitována ve vztahu k celkovému podílu na povolených výnosech, aby byla zajištěna přiměřená ziskovost dané činnosti. Pro ostatní LDS bude uplatňován princip stanovení maximálních cen elektřiny, přičemž maximální cenou je cena distribuce stanovená pro provozovatele nadřazené distribuční soustavy. Provozovatel LDS tak může uplatňovat ceny nižší, přičemž cena distribuce na žádné z napěťových hladin nesmí překročit tyto maximální ceny. Provozovatel takové LDS je oprávněn stanovit výsledné ceny sám, přičemž při konstrukci ceny musí být dodrženy zásady oprávněnosti vstupů v souladu s vyhláškou č. 404/2005 Sb. Nutnou podmínkou je zachování nediskriminačního přístupu k zákazníkům, tj. nabízet shodné ceny pro skupiny odběratelů se stejným či podobným charakterem odběru. Forma vyhlášení cen distribuce se ponechává na dohodě mezi provozovatelem LDS a konečným zákazníkem. Úprava cen distribuce bude možná vždy k 1. lednu. Výhody  Navržený mechanizmus sníží administrativní náročnost výkonu regulace na straně Úřadu v případě, že LDS uplatňuje ceny nižší nebo rovné cenám u nadřazené distribuční soustavy.  U LDS uplatňujících ceny vyšší než nadřazená distribuční soustava mechanizmus eliminuje riziko nepřiměřeného zisku. Energetický regulační úřad navrhuje realizovat variantu č. 1.

7.6

Činnosti operátora trhu s elektřinou

Většina regulovaných činností operátora trhu s elektřinou (OTE) v oblasti elektroenergetického sektoru byla již v I. regulačním období, stejně jako ve II. regulačním období, oceněna pevnou cenou, která se v průběhu periody nemění. Tyto činnosti však tvoří minoritní podíl na celkových příjmech OTE. Základním zdrojem příjmů je platba za činnost zúčtování odchylek, na kterou jsou uplatňovány mechanizmy pobídkové regulace. Ve II. regulačním období byla činnost zúčtování odchylek regulována formou cenových limitů (tzv. price cap). Na počátku regulační periody byla stanovena výchozí cenová úroveň a tato byla v průběhu regulačního období meziročně zvyšována o index cen průmyslových výrobců. Regulační vzorec v tomto období rovněž umožňoval aplikovat faktor efektivity, kterým by byl OTE motivován k úsporám. Tento faktor však ve II. regulačním období nebyl uplatněn (tj. jeho výše byla nulová).

58

Verze 1_18. 7. 2008


I.


Ve III. regulačním období bude uplatňována regulace metodou price cap. Princip spočívá ve stanovení výchozí hodnoty ceny na počátku regulačního období a její meziroční úpravě v průběhu regulačního období pomocí řetězové eskalace meziročními koeficienty inflace. Jako eskalační faktor je vhodné použít index spotřebitelských cen, případně jiný vhodný druh eskalace (eskalační faktor přijatý pro regulaci energetiky). Vliv působení eskalačního faktoru bude snižován působením faktoru efektivity, který bude mít za cíl motivovat OTE k úsporám. Výchozí cena za vyhodnocování, zúčtování a vypořádání odchylek bude nastavena na základě variantních výpočtů ekonomického modelu financování OTE v průběhu celého regulačního období. Výchozí cena bude stanovena jako nejnižší cena ve výchozím roce pro dosažení přiměřeného vývoje cash flow a hodnot finančních testů ve III. regulačním období metodou ex-ante, za předpokladu zachování stanoveného minimálního zisku. Při jejím nastavení může být přihlíženo k celkovým skutečně dosaženým hospodářským výsledkům v průběhu II. regulačního období ve srovnání s plánovanými parametry regulace. Na konci III. regulačního období bude vyhodnocen skutečný vývoj hospodaření ve srovnání s předpokládanými hospodářskými výsledky. Případný rozdíl bude promítnut do mechanizmů regulace pro navazující, tj. IV. regulační období. V případě významné změny rozsahu regulovaných činností OTE v průběhu III. regulačního období bude Úřad oprávněn jednorázově upravit platnou výši ceny zúčtování odchylek pro daný rok, která bude v následujících letech upravována v souladu s principy regulace price cap (princip RPI-X). Výhody  Jednoduchost stanovení v jednotlivých letech regulačního období.  Mechanizmus zahrnuje vysokou míru pobídkovosti v rámci regulace.  Metodika umožňuje výkon cenové regulace se zohledněním příjmů z ostatních činností OTE bez nutnosti alokace nákladů na jednotlivé činnosti. Nevýhody a rizika  Existuje riziko velkého rozptylu hodnot skutečného provozního hospodářského výsledku od plánovaných hodnot, zejména v důsledku odlišného vývoje tuzemské netto spotřeby elektřiny od předpokládaných hodnot. Vzhledem ke stabilnímu vývoji ekonomiky považujeme toto riziko za přijatelné až malé. Navíc problém by vznikal postupně a bylo by možné na tento problém reagovat v dostatečném předstihu případnou změnou ceny. II.

Varianta č. 1

Ve III. regulačním období bude uplatňována regulace metodou revenue cap. Princip metody spočívá ve stanovení výchozí hodnoty povolených výnosů OTE za vyhodnocování, zúčtování a vypořádání odchylek a její stanovování v dalších letech III. regulačního období pomocí její řetězové eskalace meziročními eskalačními koeficienty. Jako eskalační faktor je vhodné použít index spotřebitelských cen CPI, případně jiný vhodný druh eskalace (eskalační faktor přijatý pro regulaci energetiky). Vliv působení eskalačního faktoru bude snižován působením faktoru efektivity, který bude mít za cíl motivovat OTE k úsporám. Povolené výnosy jsou stanoveny pomocí výchozí ceny za službu vyhodnocování zúčtování a vypořádání odchylek a tuzemské netto spotřeby elektřiny jako jejich součin. Na tyto povolené výnosy se pohlíží jako na součet provozních nákladů, odpisů a minimálního zisku dané dílčí činnosti OTE. Výchozí výnosy za vyhodnocování, zúčtování a vypořádání odchylek jsou nastaveny na základě variantních výpočtů ekonomického modelu OTE jako 59

Verze 1_18. 7. 2008


nejnižší vyhovující výnosy za dílčí činnost OTE se zadanými výnosy za ostatní činnosti, které OTE provádí. Proti součtu dílčích výnosů za jednotlivé činnosti OTE stojí celkové náklady všech činností OTE. Metodou ekonomické optimalizace jsou stanoveny nejnižší výchozí výnosy dané činnosti při konstantních ostatních výnosech pro vyhovující stanovené průběhy provozního hospodářského výsledku, cash flow a quick testů v letech III. regulačního období. Případná korekce (nedodržení povolených výnosů) se provádí buď každoročně, nebo může být s ohledem na stabilizaci cen provedena až na konci regulačního období.V rámci korekcí se vyhodnocuje vývoj parametrů OTE a ceny za zúčtování odchylek za celý minulý vývoj od prvního roku III. regulačního období. Současně mohou být vzaty v úvahu zpřesněné parametry pro zbývající roky III. regulačního období pro úpravu trajektorie vývoje povolených výnosů OTE za zúčtování odchylek pro následující roky III. regulačního období. Výhody  Metoda minimalizuje riziko nepříznivého, resp. neočekávaně příznivého ekonomického vývoje společnosti vlivem nepříznivého, resp. neočekávaně příznivého vývoje nejdůležitějších parametrů, ovlivňujících ekonomickou situaci regulovaného subjektu, zejména vývoje tuzemské netto spotřeby elektřiny (cena OTE je určována z povolených výnosů pomocí spotřeby elektřiny).  Metodika umožňuje výkon výnosové (cenové) regulace se zohledněním příjmů z ostatních činností OTE bez nutnosti alokace nákladů na jednotlivé činnosti.  Umožňuje důslednou kontrolu vývoje stanoveného minimálního zisku z činnosti zúčtování odchylek.  Umožňuje nastavení co nejvíce plynulé trajektorie vývoje ceny OTE za zúčtování odchylek pomocí každoročního klouzavého posuzování minulého vývoje parametrů OTE a jeho energetického a ekonomického prostředí a zahrnutí zpřesněných parametrů zbývajících roků III. regulačního období do nastavení ceny na následující rok. Nevýhody  Metoda poskytuje menší míru volnosti v rozhodování regulovaného subjektu, vedoucí ke snížení míry pobídkovosti regulace.  Jedná se o pracnější metodu regulace z pohledu regulátora, mechanizmus vyžaduje každoroční klouzavé posuzování minulého vývoje ceny a parametrů OTE, uvážení zpřesněných parametrů budoucích roků III. regulačního období a stanovování každoročních korekcí výnosů, které se mohou promítnout do každoročních změn ceny za zúčtování odchylek. III. Varianta č. 2 Ve III. regulačním období bude uplatňována standardní regulace metodou revenue cap. Obdobně jako ve variantě č.1 bude stanovena výchozí hodnota povolených výnosů OTE za vyhodnocování, zúčtování a vypořádání odchylek a tato bude v jednotlivých letech III. regulačního období meziročně upravována o vliv eskalačního faktoru. Jako eskalační faktor je vhodné použít index služeb, případně jiný vhodný druh eskalace (eskalační faktor přijatý pro regulaci energetiky). Vliv působení eskalačního faktoru bude snižován působením faktoru efektivity, který bude mít za cíl motivovat OTE k úsporám. Výchozí hodnota povolených výnosů za vyhodnocování, zúčtování a vypořádání odchylek bude oproti variantě č. 1 stanovena na základě historických údajů z účetnictví firmy. V jednotlivých letech regulačního období budou v rámci regulace zohledňovány výnosy z ostatních činností OTE. Na straně nákladů budou uvažovány celkové náklady OTE na všechny činnosti. V rámci regulace bude uplatňován mechanizmus korekcí zohledňující případné rozdíly mezi povolenými a skutečně dosaženými příjmy OTE. Rovněž bude zařazen faktor, jehož 60

Verze 1_18. 7. 2008


prostřednictvím bude možné zohlednit případné změny v rozsahu činností OTE nebo zásadní změny v organizaci trhu s elektřinou, které mají dopad na hospodaření OTE. Vzorec pro stanovení povolených výnosů pro činnost zúčtování OTE Výsledná podoba vzorce povolených výnosů pro činnost zúčtování OTE vycházející z variant navrhovaných Energetickým regulačním úřadem je následující: PVi  PVi 1  (1  X ) 

kde: PVi i PVi-1

N0 O0 WACCNHPZ RAB0 X IS FT Vost. pi

IS  FTi  Vost  p i 100 i

hodnota povolených výnosů držitele licence, pořadové číslo regulovaného roku, hodnota povolených výnosů držitele licence pro předcházející regulovaný rok, výchozí hodnota povolených výnosů se stanoví jako součet povolených nákladů PN0, odpisů O0 a zisku RAB0 x WACC, povolené náklady držitele licence stanovené analyticky Úřadem z účetnictví, výchozí hodnota odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence stanovená analyticky Úřadem, nominální hodnota vážených průměrných nákladů na kapitál před zdaněním, hodnota regulační báze aktiv držitele licence pro regulovaný rok stanovená analyticky Úřadem, hodnota faktoru efektivity pro činnost zúčtování odchylek, index cen tržních služeb, faktor zohledňující změny v rozsahu činností OTE a zásadní změny v organizaci trhu s elektřinou, meziroční změna výnosů z ostatních činností OTE, časová hodnota peněz.

Výhody  Metoda minimalizuje riziko nepříznivého ekonomického vývoje společnosti vlivem nepříznivého vývoje nejdůležitějších parametrů, ovlivňujících ekonomickou situaci regulovaného subjektu, zejména vývoje tuzemské netto spotřeby elektřiny (cena OTE je určována z výnosů pomocí spotřeby elektřiny).  Metodika regulace je nezávislá na rozsahu činností realizovaných OTE. Zahrnutím výnosů z ostatních činností do celkových výnosů společnosti při stanovování regulované ceny za činnost zúčtování není nutné klíčování nákladů z účetnictví na jednotlivé činnosti OTE a tedy vedení podrobných evidencí o majetku a nákladech. Nevýhody  Metoda poskytuje menší míru volnosti v rozhodování regulovaného subjektu, vedoucí ke snížení míry pobídkovosti regulace.  Jedná se o pracnější metodu regulace z pohledu regulátora, mechanizmus vyžaduje stanovování každoročních korekcí výnosů.  Metodika může vést ke skokovým změnám v meziročním vývoji ceny za zúčtování odchylek. Vzhledem k zanedbatelnému podílu této ceny na výsledné ceně dodávky je však riziko destabilizace cen minimální. Energetický regulační úřad navrhuje realizovat variantu č. 2.

61

Verze 1_18. 7. 2008


7.7

Dodávka poslední instance

V souladu se zákonem č. 458/2000 Sb., ve znění pozdějších předpisů, je dodavatel povinen dodávat zákazníkům v režimu dodávky poslední instance (DPI) v následujících případech: a) pokud o to malý zákazník nebo zákazník typu domácnost požádá, b) jakémukoliv zákazníkovi, jehož dodavatel pozbyl oprávnění či schopnost dodávat elektřinu. Ve II. regulačním období byl zvolen princip stanovení ceny dodávky poslední instance na bázi každoročního vyčíslení nákladů na pořízení komodity, nákladů na odchylku a nákladů na obchod s elektřinou (obchodní marže), které jsou rozpuštěny do jednotkových cen v závislosti na výši spotřeby. V případě malých zákazníků a zákazníků kategorie domácností je uplatňována struktura tarifů. K takto stanovené ceně se v případě dodávky DPI na základě smlouvy o sdružených službách dodávek elektřiny připočítávají ceny za další služby z této smlouvy vyplývající. I.


Ve III. regulačním období bude použita metoda každoročního stanovení jednotlivých složek ceny DPI a její výsledné ceny obdobně jako ve II. regulačním období. Cena DPI se skládá z následujících složek: a) nákupní cena komodity – tato cena bude každoročně stanovena na základě produktů dostupných na trhu s elektřinou, především produktů obchodovaných na burze s elektřinou v Praze (PXE), v Lipsku (EEX) a případně z dalších zdrojů; v případě dodávek zákazníkům s měřením typu C budou využity typové diagramy dodávek elektřiny (TDD), b) cena odchylky – tato cena se bude odvíjet od skutečně dosažených nákladů na odchylky pro jednotlivé kategorie zákazníků v předcházejícím období a může zohledňovat případné zvyšování nákladů na odchylky pro regulovaný rok, c) cena obchodu (obchodní marže) – tato cena bude zohledňovat náklady související s obchodní činností včetně přiměřeného zisku; na začátku III. regulačního období bude stanovena výchozí hodnota ceny obchodu, která bude meziročně zvyšována o vliv spotřebitelské inflace (CPI, resp. RPI). Pro III. regulační období lze zvážit zavedení faktoru efektivity, který by motivoval dodavatele k efektivnějšímu hospodaření. V rámci této varianty lze současně zvážit možnost zavedení korekčního členu do výsledné ceny dodávky, který by zohlednil případ neočekávaného výskytu velkého množství odběratelů, při kterém by se mohly skutečné náklady na nákup elektřiny výrazně zvýšit. Tato korekce by však neměla být placena v následujícím období, protože by ji s největší pravděpodobností platili jiní odběratelé, než kteří ji způsobili. Proto by tato korekce měla být definována jako povinnost doplatku ze strany zákazníků v případě výskytu uvedeného případu, nebo jako právo dodavatele DPI zvýšit cenu o určité procento, pokud náklady na nákup elektřiny pro tyto odběratele přesáhnou určitý Úřadem stanovený limit. Informaci o splnění uvedených podmínek pro uplatnění procenta přirážky ke stanovené ceně včetně dokladů prokazujících zvýšené náklady na nákup elektřiny by musel dodavatel DPI neprodleně předložit Úřadu k odsouhlasení. Výhody  Podstatná část ceny DPI – cena silové elektřiny bude stanovována podrobným postupem zachycujícím podstatné vlivy (zejména dlouhodobých futures) na vývoj ceny SE. Ceny na obou burzách (PXE, EEX) jsou zejména pro dlouhodobé futures velmi podobné až shodné.

62

Verze 1_18. 7. 2008




Mechanizmus regulace umožňuje určitým způsobem ovlivňovat meziroční nárůst cen dodávek elektřiny pro malé zákazníky a zákazníky kategorie domácností, a tak určitým způsobem nahrazovat působení tržního prostředí v situaci, kdy na trhu není dostatečná konkurence v oblasti dodávek pro tyto kategorie zákazníků.

Nevýhody a rizika  Postup je náročný na zpracování velkých objemů dat. Data pro regulovaný rok nebudou obsahovat krátkodobé produkty (část měsíčních a zejména denní). Futures na příští rok se budou skládat jen z ročních, čtvrtletních a jen části měsíčních futures (na obou uvažovaných burzách PXE, EEX se s téměř všemi produkty obchoduje jen na 6 období s příslušnými futures dopředu), ostatní produkty budou rekonstruovány na základě historického vývoje, což může přinést nebezpečí vzniku systematické chyby při stanovení ceny. Tuto chybu bude nutné ošetřit např. zjištěním této systematické chyby v procentu pro stávající rok za období, kdy jsou k dispozici všechny druhy futures.  Přístup ve svých předpokladech řešení uvažuje výskyt jen malého množství odběratelů, kteří se ocitnou v situaci, kdy budou odebírat elektřinu od DPI a kteří nebudou svojí spotřebou výrazněji přesahovat současnou úroveň odchylek od předpokládaných a nakoupených průběhů dodávek elektřiny (použití předpokládaných TDD všech uvažovaných dodavatelů). Toto riziko by mohl ošetřit zmíněný korekční člen. II.

Varianta č. 1

Celková cena DPI bude regulována formou věcného usměrňování ceny. Výsledná cena je v zásadě stanovována metodou cost plus, tedy součtem ekonomicky oprávněných nákladů a přiměřeného zisku. Do výsledné ceny DPI lze rovněž zahrnout daně podle zvláštních právních předpisů (DPH, daň z elektřiny). Pro účely regulace budou Úřadem vymezeny ekonomicky oprávněné náklady. Dodavatel DPI bude předkládat Úřadu ke kontrole výkazy o nákladech, odpisech a zisku a dále kalkulaci ceny dodávky poslední instance (bez DPH). Úřad bude kontrolovat, zda byly do ceny zahrnuty pouze ekonomicky oprávněné náklady, jejichž rozsah bude vymezen legislativně nebo v rámci cenového rozhodnutí, a přiměřený zisk. Při posuzování ekonomicky oprávněných nákladů se vychází z dlouhodobě obvyklé úrovně těchto nákladů v obdobných ekonomických činnostech s přihlédnutím k zvláštnostem daného zboží. Za přiměřený zisk se považuje zisk odpovídající obvyklému zisku dlouhodobě dosahovanému při srovnatelných ekonomických činnostech, který zajišťuje přiměřenou návratnost použitého kapitálu v přiměřeném časovém období. Vzhledem k tomu, že je regulace nastavována ex-ante, měla by zahrnovat možnost korekce ceny DPI na neočekávané odchylky od předpokládaných hodnot, a to zpětně v závislosti na skutečně dosažených parametrech. Korekci lze provést buď formou doplatku, popř. přeplatku fakturace za předchozí rok, popřípadě zavést korekční faktor k ceně roku následujícího. Věcné usměrňování může být aplikováno jak na průměrnou (jednosložkovou) cenu, tak na jednotlivé tarify (odpovídající jednotlivým TDD). Výhody  Jedná se o méně pracný přístup v případě použití zjednodušených postupů stanovení meziroční změny cen elektřiny.  U tohoto přístupu by bylo možné zahrnout do metodiky usměrňování cen způsoby reagování na výskyt většího objemu odběratelů v režimu DPI (pomocí zmíněné korekce), dokonce by mohl přístup reagovat na způsob vzniku odběratele v režimu DPI (požádání, padnutí do režimu DPI), v případě požádání i s určitým předstihem.

63

Verze 1_18. 7. 2008




Za předpokladu schválení současné podoby návrhu novely energetického zákona bude tato metoda regulace zcela závazná.

Nevýhody  Problémem je vymezení ekonomicky oprávněných nákladů.  Jedná se o volnější, méně pobídkový princip regulace, který neumožňuje regulátorovi účinně nahrazovat působení tržních mechanizmů. III. Varianta č. 2 Ve III. regulačním období bude použita metoda každoročního stanovení jednotlivých složek ceny DPI a její výsledné ceny jako součet následujících složek: a) nákupní cena komodity a cena odchylky – jejich výchozí úroveň bude stanovena jako ve variantě č. 0; v dalších letech regulačního období bude součet těchto cen eskalován pomocí meziročního poměru průměrných cen elektřiny, stanoveného pomocí ročních a čtvrtletních futures na burze; b) cena obchodu (obchodní marže) – tato cena bude zohledňovat náklady související s obchodní činností včetně přiměřeného zisku a bude regulována formou price cap, tj. na začátku III. regulačního období bude stanovena výchozí hodnota ceny obchodu, která bude meziročně zvyšována o vliv spotřebitelské inflace (CPI, resp. RPI) za současného působení faktoru efektivity, který bude vliv inflace snižovat. Regulace bude uplatňována na průměrnou cenu dodávky DPI pro jednotlivé kategorie odběratelů (segment domácností, segment malých zákazníků, segment ostatních zákazníků). Rozpad průměrné ceny dodávky DPI do tarifů provádí dodavatel DPI za podmínky dodržení Úřadem stanovené průměrné ceny DPI pro daný segment. I v tomto případě je vhodné zvážit zavedení korekcí obdobně jako v předchozích variantách. Výhody  Jedná se o nejméně pracný mechanizmus regulace.  Metodika umožňuje určitou stabilizaci vývoje ceny DPI podle vývoje ceny dlouhodobých futures. Nevýhody  Mechanizmus regulace nepostihuje vliv změn TDD a vliv krátkodobých futures na vývoj cen elektřiny. Energetický regulační úřad navrhuje realizovat variantu č. 0.

7.8

Výroba elektřiny z obnovitelných zdrojů, kombinované výroby elektřiny a tepla a druhotných zdrojů

7.8.1

Výroba elektřiny z obnovitelných zdrojů

V souladu se zákonem č. 180/2005 Sb. je podporována výroba elektřiny z obnovitelných zdrojů (OZE). Základní podmínky podpory těchto zdrojů jsou upraveny tímto zákonem, parametry regulace této podpory jsou pak upraveny vyhláškou č. 475/2005 Sb., ve znění pozdějších předpisů. Ve vyhlášce č. 150/2005 Sb. je současně pro obnovitelné zdroje zakotven způsob regulace. Vzhledem k tomu, že mechanizmy stanovení výše podpory výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů zůstávají nezměněny, tato zpráva se podrobnostmi regulace v této oblasti nezabývá. 64

Verze 1_18. 7. 2008


7.8.2

Výroba elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla

V souladu se zákonem č. 458/2000Sb., ve znění pozdějších předpisů, je dále podporována kombinovaná výroba elektřiny a tepla a výroba elektřiny z druhotných zdrojů, a to formou příspěvků k tržní ceně elektřiny. Ve II. regulačním období byla kombinovaná výroba elektřiny a tepla (KVET) pro účely stanovení výše podpory kategorizována v závislosti na výši instalovaného výkonu. V současné době jsou uplatňovány 3 kategorie, a to do 1 MW, od 1 do 5 MW a nad 5 MW. Dále jsou první dvě kategorie, tedy do 1 MW a od 1 MW do 5 MW členěny na 3 podskupiny podle časového využití KVET, a to na celodenní provoz, pro který se stanoví základní příspěvek, a provoz po dobu 8, resp. 12 hodin. Pro tyto jsou pak následně stanoveny příspěvky na podporu KVET. Při stanovení příspěvků na podporu KVET se vychází z investičních, provozních a palivových nákladů. Investiční náklady jsou přepočteny na odpis na daný počet provozních hodin, provozní náklady obsahují například mzdy, náklady na údržbu a opravu technologie. Palivové náklady jsou v případě plynové kogenerace odvozeny od ceny plynu pro danou kategorii odběratele plynu, v případě větších uhelných kogenerací nad 5 MW lze počítat s určitým zjednodušením z důvodu silnějšího postavení těchto výrobců na trhu a jsou stanoveny odhadem, založeným na dlouhodobém sledování změn palivových nákladů těchto zdrojů. Dále se při nastavení příspěvku zohledňují tržby za elektřinu a za teplo. Po odečtení předpokládané ceny silové elektřiny pro danou kategorii KVET je pak stanovena výše příslušného příspěvku. Každoročně se provádí vyhodnocení nákladovosti výroby KVET a v závislosti na výši silové elektřiny se spočte příspěvek pro nadcházející kalendářní rok. I.


Ve III. regulačním období bude zachována stávající kategorizace výroben KVET a mechanizmus stanovení výše příspěvku. Výhody  Možnost operativně reagovat na výrazné změny v ceně paliva a ceně silové elektřiny.  Umožňuje v případě potřeby zavést nové kategorie zdrojů s odlišnou výší příspěvku. Nevýhody a rizika  Paušalizovaný přístup ke všem zdrojům bez ohledu na jejich palivové náklady a tržní pozici, což může vést k vyšší podpoře u některých zdrojů, než je potřebné.  Pro investory do KVET současný systém znamená relativně nestabilní prostředí.  Velkým rizikem je správný odhad ceny silové elektřiny a ceny plynu (uhlí) na následující kalendářní rok. II.

Varianta č. 1

Ve III. regulačním období bude zavedena kategorizace podle paliva a podle tržní síly dané kategorie zdroje na trhu s elektřinou. Základní členění podle velikosti instalovaného výkonu zůstane zachováno, ale podrobnější členění bude provedeno dle druhu paliva, tj. na zdroje spalující zemní plyn a ostatní paliva. Výhody  Správná adresnost podpory v odpovídající výši.  Snížení příspěvku na podporu KVET hrazeného konečnými zákazníky. Nevýhody a rizika  Jedná se o administrativně náročnější systém podpor, vyžadující komunikaci se všemi subjekty pro prokazování palivových nákladů. 65

Verze 1_18. 7. 2008


 

Možný negativní dopad na uhelné zdroje se špatnými smlouvami na nákup uhlí. Velkým rizikem je správný odhad ceny silové elektřiny a ceny plynu (uhlí) na následující kalendářní rok.


7.8.3

Výroba elektřiny z druhotných zdrojů

Druhotné energetické zdroje (DZ) jsou v současné době ve II. regulačním období podporovány jednotným příspěvkem k ceně elektřiny, v souladu s energetickým zákonem č. 458/2000 Sb., ve znění pozdějších předpisů. Výjimku tvoří tzv. degazační plyn, pro který je příspěvek počítán separátně. Princip výpočtu příspěvku k ceně elektřiny je obdobný jako pro kogeneraci, zásadní veličinou je výše ceny silové elektřiny a parametry nákladů. I.


Ve III. regulačním období bude zachována stávající kategorizace výroben DZ a mechanizmus stanovení výše příspěvku. Varianta včetně výhod a nevýhod je vzhledem k obdobné metodice výpočtu totožná s variantou č.0 pro kombinovanou výrobu elektřiny a tepla. Rizika  Validita vstupních dat. Problematickou je zejména správná alokace (přiřazení) nákladů souvisejících s výrobou elektřiny z druhotných zdrojů. II.

Varianta č. 1

Ve III. regulačním období bude ke každé výrobně využívající DZ přistupováno jednotlivě a každá provozovna využívající druhotné zdroje bude mít příspěvek spočten individuálně. Výhody  Adresnost podpory v odpovídající výši. Nevýhody a rizika  Závislost na datech od výrobců, zejména parametrech, týkající se nákladů (investičních, provozních a palivových).  Značně administrativně náročnější postup pro výrobce i ERÚ.  Velkým rizikem je správný odhad ceny silové elektřiny na následující kalendářní rok.  Obtížná kontrola vstupních dat vzhledem k tomu, že každý projekt druhotných zdrojů je značně specifický (potvrzeno studií ČVUT z roku 2007). Energetický regulační úřad navrhuje realizovat variantu č. 0.

7.8.4

Kompenzace vícenákladů souvisejících s podporou výroby elektřiny z OZE, KVET a DZ

Ve II. regulačním období byla výše příspěvku na podporu výše uvedených zdrojů stanovována z celkových vícenákladů na podporu těchto zdrojů dělením celkovou konečnou spotřebou, do které se nezahrnuje technologická vlastní spotřeba výrobců na výrobu elektřiny

66

Verze 1_18. 7. 2008


nebo elektřiny a tepla a dále odběr provozovatelů soustav pro krytí ztrát v elektrizační soustavě. Celkové vícenáklady předpokládané pro regulovaný rok byly vždy stanoveny na základě výše podpor pro jednotlivé kategorie podporovaných zdrojů a podporovaného množství elektřiny. Na rozdíl od I. regulačního období byly pro určení výše podporovaného množství elektřiny pro regulovaný rok uplatňovány skutečné hodnoty podporovaného množství za předcházející účetně ukončený kalendářní rok (tj. r-2), vykázané jednotlivými provozovateli soustav namísto hodnot plánovaných pro regulovaný rok. K tomuto přístupu vedla negativní zkušenost z I. regulačního období s aplikací plánovaných hodnot předkládaných ze strany provozovatelů soustav, kdy byly od spotřebitelů vybírány výnosy vyšší, než činily celkové vícenáklady na podporu vyplácenou jednotlivým výrobcům. Nicméně s mohutným rozvojem a výstavbou zdrojů využívajících podporované zdroje energie a tedy rostoucím objemem podporovaného množství elektřiny tento přístup vedl v průběhu II. regulačního období naopak k tomu, že systém kompenzací vícenákladů začal být spíše deficitní. V systému kompenzace vícenákladů na podporu OZE, KVET a DZ současně fungoval mechanizmus korekcí, který měl za cíl vyrovnat případný přebytek či nedostatek příjmů od účastníků trhu ve vztahu ke skutečně vyplacené výši podpory na základě výsledků za účetně ukončený kalendářní rok. Tyto korekce pak byly včetně časové hodnoty peněz promítnuty do výše příspěvku pro následující, tj. regulovaný rok. Mechanizmus kompenzací byl z důvodu zachování stability regulačního prostředí po celé období neměnný. I.

Varianta č. 0

Výhody  Tento mechanizmus eliminuje riziko nadhodnocování vícenákladů souvisejících s podporou těchto zdrojů a tedy nadvýběru prostředků od spotřebitelů. Nevýhody  Klade vysoké nároky na disponibilní kapitál na straně provozovatelů soustav, kteří uhrazují podporu novým zdrojům z vlastních prostředků (tato podpora je jim zpětně s časovou hodnotou peněz refinancována). II.

Varianta č. 1

Mechanizmus kompenzací vícenákladů souvisejících s podporou OZE, KVET a DZ bude vycházet ze současné podoby, avšak pro stanovení předpokládaných vícenákladů budou použity hodnoty podporovaných množství elektřiny, očekávaných pro regulovaný rok. Tyto hodnoty mohou vycházet z dat předložených Úřadu jednotlivými provozovateli soustav. Do výše předpokládaných vícenákladů a v rámci korekcí budou zohledňovány všechny kategorie podpor stanovené Úřadem včetně vícetarifních podpor. Výhody  Navržený mechanizmus řeší cenové disproporce a roční finanční propady mezi vybranými prostředky a uhrazenou podporou na straně provozovatelů soustav.  V rámci korekcí budou řešeny již jen minimální rozdíly mezi očekávanými a skutečně realizovanými výšemi podpor. Nevýhody a rizika  Existuje nebezpečí nadhodnocení plánovaného podporovaného množství a to jak záměrného, tak i v důsledku nesprávných informací ze strany žadatelů o připojení výroben, čímž dochází k zajištění vyššího krátkodobého neoprávněného výnosu pro 67

Verze 1_18. 7. 2008


provozovatele soustav (do doby vypořádání v rámci korekcí). Mechanizmus bude vyžadovat důkladné analýzy předkládaných dat a ověřování jejich věrohodnosti. Pro eliminaci rizika je nutné umožnit Úřadu snížit výsledné plánované výše podporovaných množství v případě neopodstatněných či nevěrohodných meziročních nárůstů těchto množství. Energetický regulační úřad navrhuje realizovat variantu č. 0.

7.9

Podpora decentrálních zdrojů

Podpora decentrální výroby respektuje přínos zdrojů připojených přímo do nižších hladin napětí, v jehož důsledku dochází ke snižování nákladů na ztráty v sítích a transformaci na vyšších napěťových úrovních. Výše příspěvku na podporu decentrální výroby je stanovována diferencovaně pro jednotlivé napěťové úrovně. Tato podpora však vyvolává na straně provozovatelů distribučních soustav určité vícenáklady, na jejichž úhradě se podílí všichni koneční odběratelé. Při jejich stanovení se vychází ze skutečných výší podporovaného množství za předcházející rok, tj. nejsou zohledňovány případné nově budované zdroje. Podpora nových zdrojů bude financována zpětně prostřednictvím korekcí na základě skutečně vykázaných dat. I.


Výhody  Tento mechanizmus vytváří pro výrobce efektivní motivaci připojovat zdroje do DS a tím šetřit ztráty v PS, případně na vyšších hladinách DS.  Úspora ztrát přináší příznivý finanční dopad i na cenu distribuce pro konečného zákazníka. Nevýhody  Úhrada této podpory nemá dostatečnou oporu v primární legislativě a na její úhradu není právní nárok. Do novelizace energetického zákona nutno řešit tento problém na základě smluvních vztahů s provozovatelem distribuční soustavy. II.

Varianta č. 1

Za předpokladu začlenění podpory decentrálních zdrojů do legislativy, bude tato podpora stanovována v závislosti na jejich „systémovém“ přínosu z hlediska distribuční soustavy. V rámci decentrálních zdrojů bude vytvořen určitý „certifikační mechanizmus“, kdy budou specifikovány zdroje, které budou v rámci stavů nouze schopny pokrýt svojí dodávkou určitý ostrovní provoz (k tomuto provozu získají specifickou „certifikaci“). S těmito zdroji pak bude uvažováno i v plánech řešení stavu nouzí a těmto zdrojům bude poskytována podpora. Decentrální zdroje nezahrnuté do uvedeného „licenčního systému“ nebudou mít na podporu nárok. Výhody  Navržený mechanizmus bude bonifikovat význačnější zdroje podílející se na řešení stavu nouze v určitém regionu a který se tak stane součástí příslušného integrovaného regionálního systému řešení mimořádných situací. Jedná se o cílenější systém podpory z hlediska řízení rovnováhy a stability soustavy.  Pro „licencované“ subjekty zachovává mechanizmus výhody nulové varianty.

68

Verze 1_18. 7. 2008


Nevýhody a rizika  Kromě nevýhod varianty č. 0 existuje i riziko nepříznivého motivačního faktoru pro malé výrobce, kteří nárok na podporu ztratí.  Nezbytnost stanovení „kategorizace výrobců“. Energetický regulační úřad navrhuje realizovat variantu č. 1.

7.10

Činnost přeprava plynu

7.10.1 Nastavení parametrů náklady, odpisy a zisk pro činnost přeprava plynu I.


povolené 2009

další postup

eskalace - indexy PPI a MI - původním faktorem efektivity X

Náklady

Odpisy

vstup další postup vstup

Zisk (RAB*WACC)

další postup

skutečné 2008 každoroční zahrnutí skutečné změny odpisů RAB 2009 každoroční zahrnutí skutečné změny aktiv; násobeno původním WACC (případná změna daně z příjmu právnických osob)

Náklady Vstupní hodnota nákladů bude stanovena ve výši povolených nákladů v posledním roce II. regulačního období, tzn. roce 2009. V dalších letech budou náklady nadále indexovány pomocí eskalačního faktoru používaného v předchozím období složeného z průmyslového a mzdového indexu a faktoru efektivity. Problematika eskalačního faktoru a faktoru efektivity je detailněji řešena v kapitole 7.2. Odpisy Vstupní hodnota odpisů bude stanovena ve výši účetních odpisů posledního uzavřeného kalendářního roku ve II. regulačním období, tzn. roku 2008. V dalších letech bude hodnota odpisů každoročně upravována o jejich skutečné změny. Zisk Stejně jako ve II. regulačním období zůstane zachováno nastavení parametru zisk jako součinu míry výnosnosti (WACC) a hodnoty regulační báze aktiv (RAB). RAB Vstupní hodnota RAB bude stanovena stejným způsobem jako ve II. regulačním období. V dalších letech bude hodnota každoročně upravována o skutečnou změnu účetních zůstatkových hodnot provozních aktiv. WACC Pro výpočet hodnoty váženého průměru nákladů na kapitál budou použity stejné parametry jako ve II. regulačním období, upravené pouze o případné změny daně z příjmu (viz kapitola 7.2.4). 69

Verze 1_18. 7. 2008


Výhody  Použitá metodika je ustálená a nevyžaduje téměř žádné další změny.  Zachování základní přiměřené úrovně zisku, která odpovídala předpokladům investora, který vstoupil do odvětví, a respektování veškerých následujících uskutečněných investic, což je zabezpečeno využitím metodiky roku „0“ pro stanovení RAB (viz kapitola 5.2).  Vývoj majetku a odpisů je provázán s činností společnosti a odráží její skutečné chování, navazuje na auditované výsledky a není nutné využívat složitých korekčních faktorů a vyrovnávacích mechanizmů. Nevýhody a rizika  Je použita původní eskalace nákladů, která zcela neodpovídá potřebám energetického odvětví (viz kapitola 7.2.1).  Při aplikaci této varianty nebude zohledněn vývoj společnosti či situace na trhu v průběhu II. regulačního období.  Regulační vzorec reaguje na jednotlivé změny s dvouletým zpožděním. Riziko spojené s tímto zpožděním v sektoru energetiky, kde je dlouhodobost investic a stabilita pro investora vysoká, je však nízké.  Vývoj investic a jejich aktivace do majetku mohou rozkolísat cenu v průběhu regulačního období. II.


povolené 2009


další postup



Náklady

Odpisy

Zisk (RAB*WACC)

průměr skutečných nákladů po transformaci společnosti (2006-08) eskalace - indexem služeb - novým faktorem efektivity X

vstup


další postup


vstup

RAB 2009

další postup


Varianta č. 1 využívá výhod varianty č. 0, která se v předchozím regulačním období osvědčila, a liší se pouze návrhem dalších možností stanovení vstupní hodnoty nákladů způsobem jejich následné eskalace. Náklady a)


b)


70

Verze 1_18. 7. 2008


c)

Vstupní hodnota bude stanovena na základě průměru skutečných nákladů za roky po transformaci společnosti (2006-08). V dalších letech budou povolené náklady indexovány indexem služeb a faktorem efektivity. Problematika eskalačního faktoru a faktoru efektivity je detailněji řešena v kapitole 7.2.

Odpisy Vstupní hodnota odpisů bude stanovena tak, aby byly společnosti poskytnuty dostatečné zdroje na obnovu majetku. V návaznosti na předchozí analýzy Úřadu (viz kapitola 5.2.3.2) v současné době odpovídá tato hodnota výši účetních hodnot odpisů. Proto ERÚ navrhuje stanovit výchozí hodnotu odpisů ve výši účetních odpisů posledního uzavřeného kalendářního roku ve II. regulačním období, tzn. roku 2008. V dalších letech bude hodnota odpisů každoročně upravována o jejich skutečné změny. Zisk Stejně jako ve II. regulačním období zůstane zachováno nastavení parametru zisk jako součinu míry výnosnosti (WACC) a hodnoty regulační báze aktiv (RAB). RAB Vstupní hodnota RAB bude určena stejným způsobem jako ve II. regulačním období. V dalších letech bude hodnota každoročně upravována o skutečnou změnu účetních zůstatkových hodnot. WACC Výše hodnoty váženého průměru nákladů na kapitál včetně hodnot jednotlivých parametrů je uvedena v kapitole 7.2.4. Výhody  Návrh využívá principy, které se osvědčily ve II. regulačním období.  Zavedení eskalace nákladů, která odpovídá potřebám energetického odvětví a zároveň zjednodušení výpočtu (viz kapitola 7.2.1).  Zachování základní přiměřené úrovně zisku, která odpovídala předpokladům investora, který vstoupil do odvětví, a respektování veškerých následujících uskutečněných investic, což je zabezpečeno využitím metodiky roku „0“ pro stanovení RAB (viz kapitola 5.2).  Vývoj majetku a odpisů je provázán s činností společnosti a odráží její skutečné chování, navazuje na auditované výsledky a není nutné využívat složitých korekčních faktorů a vyrovnávacích mechanizmů. Nevýhody a rizika  Regulační vzorec reaguje na jednotlivé změny s dvouletým zpožděním. Riziko spojené s tímto zpožděním v sektoru energetiky, kde je dlouhodobost investic a stabilita pro investora vysoká, je však nízké.  Vývoj investic a jejich aktivace do majetku mohou rozkolísat cenu v průběhu regulačního období.

71

Verze 1_18. 7. 2008


III. Varianta č. 2 vstup

povolené 2009


další postup



Náklady

vstup

Odpisy

další postup

vstup

Zisk (RAB*WACC)

další postup

průměr skutečných nákladů po transformaci společnosti 06-08 eskalace - indexem služeb - novým faktorem efektivity X

skutečné 2008 každoroční zahrnutí zprůměrňovaného plánu změny odpisů na další rok po ukončení periody úprava zařazených plánů na skutečnost pomocí korekčního faktoru RAB 2009 každoroční zahrnutí zprůměrňované plánované změny aktiv; po ukončení periody úprava zařazených plánů na skutečnost pomocí korekčního faktoru; násobeno parametrem WACC s aktualizovanými parametry

Náklady a)


b)


c)

Vstupní hodnota bude stanovena na základě průměru skutečných nákladů za roky po transformaci společnosti (2006-08). V dalších letech budou povolené náklady indexovány indexem služeb a faktorem efektivity. Problematika eskalačního faktoru a faktoru efektivity je detailněji řešena v kapitole 7.2.

Odpisy Vstupní hodnota odpisů bude stanovena tak, aby byly společnosti poskytnuty dostatečné zdroje na obnovu majetku. V návaznosti na předchozí analýzy Úřadu (viz kapitola 5.2.3.2) v současné době odpovídá tato hodnota výši účetních hodnot odpisů. Proto ERÚ navrhuje stanovit výchozí hodnotu odpisů ve výši účetních odpisů posledního uzavřeného kalendářního roku ve II. regulačním období, tzn. roku 2008. V dalších letech bude hodnota odpisů každoročně upravována o průměr plánovaných změn odpisů vycházející z pětiletého plánu (2010-14), které budou zkorigovány na skutečnost až po zahrnutí celého pětiletého plánu. Zisk Stejně jako ve II. regulačním období zůstane zachováno nastavení parametru zisk jako součinu míry výnosnosti (WACC) a hodnoty regulační báze aktiv (RAB). RAB Vstupní hodnota RAB bude určena stejným způsobem jako ve II. regulačního období. V dalších letech bude hodnota každoročně upravována o průměr plánovaných změn účetních zůstatkových hodnot provozních aktiv vycházející z pětiletého plánu (2010-14), které budou zkorigovány na skutečnost až po zahrnutí celého pětiletého plánu. 72

Verze 1_18. 7. 2008


WACC Výše hodnoty váženého průměru nákladů na kapitál včetně hodnot jednotlivých parametrů je uvedena v kapitole 7.2.4. Výhody  Zavedení eskalace nákladů, která odpovídá potřebám energetického odvětví a zároveň zjednodušení výpočtu (viz kapitola 7.2.1).  Zachování základní přiměřené úrovně zisku, která odpovídala předpokladům investora, který vstoupil do odvětví, a respektování veškerých následujících uskutečněných investic, což je zabezpečeno využitím metodiky roku „0“ pro stanovení RAB (viz kapitola 5.2).  Varianta eliminuje možné rozkolísání ceny v průběhu regulačního období způsobené každoročním zahrnováním skutečných investic a jejich aktivací do majetku. Nevýhody a rizika  Složitá aplikace korekčních mechanizmů při vyrovnávání plánovaných hodnot na skutečnost.  Dlouhé časové období, po kterém jsou plány korigovány na skutečnost.  Tendence regulovaných subjektů nadhodnocovat plány investic, čímž může vzniknout vysoký rozdíl, který by měl být korigován. IV. Varianta č. 3 vstup

povolené 2009


další postup



Náklady

Odpisy

Zisk (RAB*WACC)

průměr skutečných nákladů po transformaci společnosti (2006-08) eskalace - indexem služeb - novým faktorem efektivity X

vstup


další postup


vstup

skutečná hodnota aktiv 2008 (tzn. po přecenění)

další postup


Náklady a)


b)


c)

Vstupní hodnota bude stanovena na základě průměru skutečných nákladů za roky po transformaci společnosti (2006-08). V dalších letech budou povolené náklady indexovány indexem služeb a faktorem efektivity. Problematika eskalačního faktoru a faktoru efektivity je detailněji řešena v kapitole 7.2. 73

Verze 1_18. 7. 2008


Odpisy Vstupní hodnota odpisů vychází z přeceněných hodnot, proto bude stanovena ve výši účetních odpisů posledního uzavřeného kalendářního roku ve II. regulačním období, tzn. roku 2008. V dalších letech bude hodnota odpisů každoročně upravována o jejich skutečné změny. Zisk Stejně jako ve II. regulačním období zůstane zachováno nastavení parametru zisk jako součinu míry výnosnosti (WACC) a hodnoty regulační báze aktiv (RAB). RAB Vstupní hodnota RAB vychází z přeceněných hodnot, proto bude stanovena ve výši účetních hodnot posledního uzavřeného kalendářního roku II. regulačního období, tzn. roku 2008. V dalších letech bude hodnota každoročně upravována o skutečnou změnu účetních zůstatkových hodnot provozních aktiv. WACC Výše hodnoty váženého průměru nákladů na kapitál včetně hodnot jednotlivých parametrů je uvedena v kapitole 7.2.4. Výhody  Zavedení eskalace nákladů, která odpovídá potřebám energetického odvětví a zároveň zjednodušení výpočtu (viz kapitola 7.2.1).  Vývoj majetku a odpisů je provázán s činností společnosti, odráží její skutečné chování, navazuje na její auditované výsledky. Nevýhody  Přiznání neoprávněného a nepřiměřeného zisku společnostem (v rozporu s předchozím rozhodnutím Úřadu – viz kapitola 5.2.3).  Výrazné zvýšení ceny pro konečné odběratele.  Regulační vzorec reaguje na jednotlivé změny s dvouletým zpožděním. Riziko spojené s tímto zpožděním v sektoru energetiky, kde je dlouhodobost investic a stabilita pro investora vysoká, je však nízké.  Vývoj investic a jejich aktivace do majetku mohou rozkolísat cenu v průběhu regulačního období. Energetický regulační úřad navrhuje realizovat variantu č. 1.

7.10.2 Povolené výnosy pro činnost přeprava plynu (vzorec) Výsledná podoba vzorce povolených výnosů pro činnost přeprava plynu vycházející z variant navrhovaných Energetickým regulačním úřadem je následující: PVi  N 0  (1  X )  i i

kde: PVi i N0 X IS

li  2

li 2 l i  2 IS    O 0   O i  WACC NHBT   RAB 0   ZHA i  100 i i  

hodnota povolených výnosů držitele licence, pořadové číslo regulovaného roku, povolené náklady držitele licence na přepravu plynu (viz kapitola 7.10.1), hodnota faktoru efektivity pro činnost přepravy plynu (viz kapitola 7.2.2), index cen tržních služeb (viz kapitola 7.2.1), 74

Verze 1_18. 7. 2008


l O0

∆Oi WACCNHBT RAB0 ∆ZHAi

letopočet roku předcházejícího prvnímu regulovanému roku regulačního období, výchozí hodnota odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence sloužících k zajištění přenosových služeb (viz kapitola 7.10.1), změna hodnoty odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence (viz kapitola 7.10.1), nominální hodnotu vážených průměrných nákladů na kapitál před zdaněním (viz kapitola 7.2.4), hodnota regulační báze aktiv držitele licence (viz kapitola 7.10.1), změna hodnoty regulační báze aktiv držitele licence (viz kapitola 7.10.1).

7.10.3 Povolená nákupní cena energie plynu pro krytí ztrát a pro ocenění povoleného množství energie plynu pro pohon kompresních stanic Povolená nákupní cena energie plynu pro krytí ztrát a pro ocenění povoleného množství energie plynu pro pohon kompresních stanic v přepravní soustavě pro regulovaný rok je určená podle ceny platné v měsíci červenci roku i-1. V průběhu II. regulačního období se určení povolené nákupní ceny touto metodikou ukázalo jako nejvíce efektivní, proto ERÚ nenavrhuje varianty změny.

7.10.4 Povolené množství ztrát v přepravní soustavě Povolené množství ztrát v přepravní soustavě, kterými se rozumí úbytek objemu plynu vyjádřeného v energetické jednotce, ke kterému dochází netěsnostmi technologických zařízeních přepravní soustavy, při opravách a čištění, pro regulovaný rok se stanovuje jako průměr skutečného množství ztrát v přepravní soustavě za poslední tři ukončené kalendářní roky. Výše ztrát na úrovni přepravní soustavy je vzhledem k jejich množství na zanedbatelné úrovni ve vztahu k proteklému množství soustavou. I.


Zachování současného principu výpočtu průměru skutečného množství ztrát v přepravní soustavě za poslední tři ukončené kalendářní roky. Výhody  Respektuje velmi nízké množství ztrát. II.

Varianta č. 1 Stanovení normativu, obdobně jako u distribuční soustavy (viz kapitola 7.11.3).

Vzhledem k odlišnosti zaměření přepravní soustavy a skutečně měřeným zanedbatelným hodnotám ztrát není možné normativ obdobným způsobem jako u distribuční soustavy vysledovat. Energetický regulační úřad navrhuje realizovat variantu č. 0.

7.10.5 Povolené množství energie plynu pro pohon kompresních stanic Povolené množství energie plynu pro pohon kompresních stanic přepravní soustavy pro regulovaný rok je stanovené na základě skutečného množství energie plynu pro pohon kompresních stanic přepravní soustavy v roce i-2. Skutečné množství energie plynu potřebné 75

Verze 1_18. 7. 2008


pro pohon kompresních stanic je stanoveno normativem a množstvím zemního plynu proteklým kompresní stanicí. Vzhledem k preciznosti způsobu stanovení množství energie zemního plynu ERÚ nenavrhuje varianty změny.

7.10.6 Plánovaná spotřební daň Plánovaná spotřební daň pro regulovaný rok je placena za množství energie plynu pro pohon kompresních stanic v přepravní soustavě a je plánována podle předcházející známé hodnoty roku i-2. Vzhledem ke stanovení povoleného množství energie zemního plynu pro pohon kompresních stanic ERÚ neuvažuje o změně ve stanovení spotřební daně.

7.10.7 Plánované náklady na službu poskytování flexibility Plánované náklady na službu poskytování flexibility obchodníkem s plynem nebo provozovatelem podzemního zásobníku plynu, se kterým má provozovatel přepravní soustavy uzavřenou smlouvu na poskytování flexibility pro regulovaný rok, jsou určovány na základě výsledků výběrového řízení na poskytovatele flexibility vyhlášeného provozovatelem přepravní soustavy. Vzhledem k tomu, že tento princip dle zkušeností z II. regulačního období odpovídá podmínkám otevřeného trhu a je ze strany ERÚ plně kontrolovatelný. ERÚ neuvažuje o změně metodiky.

7.10.8 Metodika stanovení cen za přepravu Současně používaná metodika definovaná vyhláškou Energetického regulačního úřadu č. 150/2007 Sb., o způsobu regulace cen v energetických odvětvích a postupech pro regulaci cen, odpovídá stávajícímu modelu trhu s plynem entry – exit, který byl zaveden od roku 2007, a koresponduje tak s vyhláškou Energetického regulačního úřadu č. 524/2006 Sb., o pravidlech pro organizování trhu s plynem a tvorbě, přiřazení a užití typových diagramů dodávek plynu, ve znění pozdějších předpisů. Výsledné ceny za přepravu plynu jsou kalkulovány na jednotlivé definované vstupní a výstupní body přepravní soustavy. Jsou stanovovány z upravených povolených tržeb přepravce, které představují povolené tržby ponížené o plánované tržby za rezervovanou pevnou kapacitu ve vstupních domácích bodech pro regulovaný rok a o plánované tržby provozovatele přepravní soustavy za odchylky a za vyvažovací plyn, formou koeficientů a odpovídající rezervované pevné kapacitě na jednotlivých bodech. Plánované tržby provozovatele přepravní soustavy za odchylky nad povolenou toleranci a plánované tržby za vyvažovací plyn po odečtení nákladů na jeho pořízení pro regulovaný rok se určují podle předcházející známé hodnoty roku i-2. Následně je nutné tyto tržby zpětně korigovat. Vzhledem k zavedenému systému vyrovnávání soustavy, dle kterého v praxi nedochází ke vzniku odchylek nad povolenou toleranci, ERÚ nenavrhuje změnu přístupu. Dále jsou uvedeny varianty výpočtu cen za přepravu v souladu se stávajícími pravidly trhu se zemním plynem. I.

Varianta č. 1

Udržovat stávající model tak, aby byly zachovávány poměry cen na entry/exit bodech, které se stanovují z upravených povolených tržeb změnami procentuelních koeficientů rozdělení povolených tržeb, což odpovídá zachování návaznosti stanovení cen za přepravu na logiku toků v rámci přepravní soustavy ČR.

76

Verze 1_18. 7. 2008


II.

Varianta č. 2

Používat výpočet cen za přepravu pro jednotlivé vstupní a výstupní body přepravní soustavy České republiky (entry/exit), který je založen na rezervovaných kapacitách všech obchodníků u přepravce. Riziko  Možnost výrazného rozkolísání cen na jednotlivých vstupních a výstupních bodech z důvodu změny rezervovaných kapacit na jednotlivých bodech a dávat tak nejasné signály jednotlivým účastníkům trhu (českým i zahraničním). Energetický regulační úřad navrhuje realizovat variantu č. 1 s tím, že ERÚ předpokládá úpravu vyhlášky o pravidlech trhu s platností od roku 2010, tedy od počátku III. regulačního období. Následkem úpravy bude změna principu stanovení cen za přepravu. S předpokládanými změnami nastane situace, kdy si distributor uzavře smlouvu přímo s přepravcem a tím vznikne pouze jeden tarif, který bude obsahovat jak cenu za přepravu přepravním systémem České republiky, tak cenu za distribuci distribuční soustavou v rámci našeho území. Dopad změny pravidel trhu do metodiky stanovení cen za přepravu není v současnosti dopracován v jednotné závěry, ale naskýtají se dvě variantní možnosti: Varianta č. 1 Vzhledem k tomu, že se rezervovaná kapacita určuje pro zákazníky s ročním odběrem nad 63 MWh, je nutné rozdělit spektrum konečných odběratelů, a tím i povolené tržby na ně připadající, na dvě skupiny s ročním odběrem do 63 MWh a nad 63 MWh. Cena kapacity bude stanovena jako jednotková dle nesoudobosti rezervovaných kapacit a následně se určí platby za přepravu pro jednotlivé zákazníky jako součin jednotkové ceny a potřebné kapacity. Problematika nejmenších zákazníků (domácnosti a maloodběratelé) bude řešena, buď ve formě stálého platu nebo jako platba ve vztahu k odebranému množství. Varianta č. 2 Stanovení cen za přepravu v distribuci bude korespondovat s podmínkami a parametry platnými pro distribuční model, tedy bude respektován charakter odběru konečného zákazníka. Vzhledem k počátku prací na úpravě pravidel trhu a dopadu do cen za přepravu Energetický regulační úřad prozatím nenavrhuje žádnou konkrétní variantu.

77

Verze 1_18. 7. 2008


7.11

Činnost distribuce plynu

7.11.1 Nastavení parametrů náklady, odpisy a zisk pro činnost distribuce plynu I.


Náklady

další postup

vstup

Odpisy

další postup

vstup

Zisk (RAB*WACC)

další postup

povolené 2009 (bez N na unbundling) eskalace - indexy PPI a MI - faktorem efektivity X - indexem změny odběrných míst povolené 2009 eskalace - indexem PPI - indexem změny odběrných míst RAB 2009 každoroční zahrnutí skutečné změny aktiv; násobeno původním parametrem WACC (příp. změna daně z příjmu právnických osob)

Náklady Vstupní hodnota nákladů bude stanovena ve výši povolených nákladů v posledním roce II. regulačního období, tzn. roce 2009. V dalších letech budou náklady nadále indexovány pomocí eskalačního faktoru používaného v předchozím období složeného z průmyslového a mzdového indexu, faktoru efektivity a indexem odběrných míst. Výše vstupních hodnot povolených nákladů nebude zahrnovat náklady na unbundling, které byly vypořádány ve II. regulačním období. Problematika eskalačního faktoru a faktoru efektivity je detailněji řešena v kapitole 7.2. Odpisy Vstupní hodnota odpisů bude stanovena ve výši povolených odpisů v posledním roce II. regulačního období, tzn. roce 2009. V dalších letech budou odpisy eskalovány průmyslovým indexem a indexem změny odběrných míst (viz kapitola 7.2.1). Zisk Stejně jako ve II. regulačním období zůstane zachováno nastavení parametru zisk jako součinu míry výnosnosti (WACC) a hodnoty regulační báze aktiv (RAB). RAB Vstupní hodnota RAB bude určena stejným způsobem jako ve II. regulačním období. V dalších letech bude hodnota každoročně upravována o skutečnou změnu účetních zůstatkových hodnot provozních aktiv. WACC Pro výpočet hodnoty váženého průměru nákladů na kapitál budou použity stejné parametry jako ve II. regulačním období, upravené pouze o případné změny daně z příjmu (viz kapitola 7.2.4). Výhody  Použitá metodika je ustálená a nevyžaduje velké legislativní změny. 78

Verze 1_18. 7. 2008




Zachování základní přiměřené úrovně zisku, která odpovídala předpokladům investora vstoupivšího do odvětví, a respektování veškerých následujících uskutečněných investic, což je zabezpečeno využitím metodiky roku „0“ pro stanovení RAB (viz kapitola 5.2).

Nevýhody a rizika  Při aplikaci této varianty nebude zohledněn vývoj společnosti či situace na trhu v průběhu II. regulačního období.  Je použita původní eskalace nákladů, která zcela neodpovídá potřebám energetického odvětví (viz kapitola 7.2.1).  Odpisy neodráží skutečnou potřebu zdrojů pro obnovu majetku.  Složitá aplikace korekčních mechanizmů při vyrovnávání plánovaných hodnot změn zůstatkových hodnot aktiv na skutečnost. II.


povolené 2009


další postup



Náklady

Odpisy

Zisk (RAB*WACC)


vstup


další postup


vstup

RAB 2009 každoroční zahrnutí skutečné změny aktiv ; násobeno parametrem WACC s aktualizovanými parametry

další postup

Náklady a)


b)


c)


Odpisy Vstupní hodnota odpisů bude stanovena tak, aby byly společnosti poskytnuty dostatečné zdroje na obnovu majetku. V návaznosti na předchozí analýzy Úřadu (viz kapitola 5.2.3.2) v současné době odpovídá tato hodnota výši účetních hodnot odpisů. Proto ERÚ navrhuje stanovit výchozí hodnotu odpisů ve výši účetních odpisů posledního uzavřeného kalendářního roku ve II. regulačním období, tzn. roku 2008. V dalších letech bude hodnota odpisů každoročně upravována o jejich skutečné změny. 79

Verze 1_18. 7. 2008


Zisk Stejně jako ve II. regulačním období zůstane zachováno nastavení parametru zisk jako součinu míry výnosnosti (WACC) a hodnoty regulační báze aktiv (RAB). RAB Vstupní hodnota RAB bude určena stejným způsobem jako ve II. regulačním období. V dalších letech bude hodnota každoročně upravována o skutečnou změnu účetních zůstatkových hodnot provozních aktiv. WACC Výše hodnoty váženého průměru nákladů na kapitál včetně hodnot jednotlivých parametrů je uvedena v kapitole 7.2.4. Výhody  Zavedení eskalace nákladů, která odpovídá potřebám energetického odvětví a zároveň zjednodušení výpočtu (viz kapitola 7.2.1).  Odpisy budou dostatečným zdrojem pro obnovu majetku tak, aby byla zachována současná technická úroveň a kvalita dodávky.  Zachování základní přiměřené úrovně zisku, která odpovídala předpokladům investora vstoupivšího do odvětví, a respektování veškerých následujících uskutečněných investic, což je zabezpečeno využitím metodiky roku „0“ pro stanovení RAB (viz kapitola 5.2).  Vývoj majetku a odpisů je provázán s činností společnosti, odráží její skutečné chování, navazuje na její auditované výsledky.  Eliminace složité aplikace korekčních mechanizmů při vyrovnávání plánovaných hodnot změn zůstatkových hodnot aktiv na skutečnost. Nevýhody a rizika  Regulační vzorec reaguje na jednotlivé změny s dvouletým zpožděním. Riziko spojené s tímto zpožděním v sektoru energetiky, kde je dlouhodobost investic a stabilita pro investora vysoká, je však nízké.  Vývoj investic a jejich aktivace do majetku mohou rozkolísat cenu v průběhu regulačního období. III. Varianta č. 2 vstup

povolené 2009

další postup


Náklady

vstup

Odpisy

další postup

vstup

Zisk (RAB*WACC)

další postup



skutečné 2008 každoroční zahrnutí zprůměrňovaného plánu změny odpisů na další rok; po ukončení periody úprava zařazených plánů na skutečnost pomocí korekčního faktoru RAB 2009 každoroční zahrnutí zprůměrňované plánované změny aktiv; po ukončení periody úprava zařazených plánů na skutečnost pomocí korekčního faktoru; násobeno parametrem WACC s aktualizovanými parametry

80

Verze 1_18. 7. 2008


Náklady a)


b)


c)


Odpisy Vstupní hodnota odpisů bude stanovena tak, aby byly společnosti poskytnuty dostatečné zdroje na obnovu majetku. V návaznosti na předchozí analýzy Úřadu (viz kapitola 5.2.3.2) v současné době odpovídá tato hodnota výši účetních hodnot odpisů. Proto ERÚ navrhuje stanovit výchozí hodnotu odpisů ve výši účetních odpisů posledního uzavřeného kalendářního roku ve II. regulačním období, tzn. roku 2008. V dalších letech bude hodnota odpisů každoročně upravována o průměr plánovaných změn odpisů vycházející z pětiletého plánu (2010-14), které budou zkorigovány na skutečnost až po zahrnutí celého pětiletého plánu. Zisk Stejně jako ve II. regulačním období zůstane zachováno nastavení parametru zisk jako součinu míry výnosnosti (WACC) a hodnoty regulační báze aktiv (RAB). RAB Vstupní hodnota RAB bude určena stejným způsobem jako ve II. regulačním období. V dalších letech bude hodnota každoročně upravována o průměr plánovaných změn účetních zůstatkových hodnot provozních aktiv vycházející z pětiletého plánu (2010-14), které budou zkorigovány na skutečnost až po zahrnutí celého pětiletého plánu. WACC Výše hodnoty váženého průměru nákladů na kapitál včetně hodnot jednotlivých parametrů je uvedena v kapitole 7.2.4. Výhody  Zavedení eskalace nákladů, která odpovídá potřebám energetického odvětví a zároveň zjednodušení výpočtu (viz kapitola 7.2.1).  Odpisy budou dostatečným zdrojem pro obnovu majetku tak, aby byla zachována současná technická úroveň a kvalita dodávky.  Zachování základní přiměřené úrovně zisku, která odpovídala předpokladům investora vstoupivšího do odvětví, a respektování veškerých následujících uskutečněných investic, což je zabezpečeno využitím metodiky roku „0“ pro stanovení RAB (viz kapitola 5.2).  Varianta eliminuje možné rozkolísání ceny v průběhu regulačního období způsobené každoročním zahrnováním skutečných investic a jejich aktivací do majetku. Nevýhody a rizika  Složitá aplikace korekčních mechanizmů při vyrovnávání plánovaných hodnot na skutečnost. 81

Verze 1_18. 7. 2008


 

Dlouhé časové období, po kterém jsou plány korigovány na skutečnost. Tendence regulovaných subjektů nadhodnocovat plány investic, čímž může vzniknout vysoký rozdíl, který by měl být korigován.

IV. Varianta č. 3 vstup

povolené 2009


další postup



Náklady

Odpisy

Zisk (RAB*WACC)


vstup


další postup


vstup

skutečná hodnota aktiv 2008 (tzn. po přecenění) každoroční zahrnutí skutečné změny aktiv; násobeno parametrem WACC s aktualizovanými parametry

další postup

Náklady a)


b)


c)

Vstupní hodnota bude stanovena na základě průměru skutečných nákladů za roky po transformací společností (2007-08). V dalších letech budou povolené náklady indexovány indexem služeb a faktorem efektivity. Problematika eskalačního faktoru a faktoru efektivity je detailněji řešena v kapitole 7.2.

Odpisy Vstupní hodnota odpisů vychází z přeceněných hodnot, proto bude stanovena ve výši účetních odpisů posledního uzavřeného kalendářního roku ve II. regulačním období, tzn. roku 2008. V dalších letech bude hodnota odpisů každoročně upravována o jejich skutečné změny. Zisk Stejně jako ve II. regulačním období zůstane zachováno nastavení parametru zisk jako součinu míry výnosnosti (WACC) a hodnoty regulační báze aktiv (RAB). RAB Vstupní hodnota hodnoty RAB vychází z přeceněných hodnot, proto bude stanovena ve výši účetních hodnot posledního uzavřeného kalendářního roku II. regulačního období, tzn. roku 2008. V dalších letech bude hodnota každoročně upravována o skutečnou změnu účetních zůstatkových hodnot provozních aktiv.

82

Verze 1_18. 7. 2008


WACC Výše hodnoty váženého průměru nákladů na kapitál včetně hodnot jednotlivých parametrů je uvedena v kapitole 7.2.4. Výhody  Zavedení eskalace nákladů, která odpovídá potřebám energetického odvětví a zároveň zjednodušení výpočtu (viz kapitola 7.2.1).  Odpisy budou dostatečným zdrojem pro obnovu majetku tak, aby byla zachována současná technická úroveň a kvalita dodávky.  Vývoj majetku a odpisů je provázán s činností společnosti, odráží její skutečné chování, navazuje na její auditované výsledky.  Eliminace složité aplikace korekčních mechanizmů při vyrovnávání plánovaných hodnot změn zůstatkových hodnot aktiv na skutečnost. Nevýhody a rizika  Přiznání neoprávněného a nepřiměřeného zisku distribučním společnostem (v rozporu s předchozím rozhodnutím Úřadu – viz kapitola 5.2.3).  Výrazné zvýšení ceny pro konečné odběratele.  Regulační vzorec reaguje na jednotlivé změny s dvouletým zpožděním. Riziko spojené s tímto zpožděním v sektoru energetiky, kde je dlouhodobost investic a stabilita pro investora vysoká, je však nízké.  Vývoj investic a jejich aktivace do majetku mohou rozkolísat cenu v průběhu regulačního období. Energetický regulační úřad navrhuje realizovat variantu č. 1.

7.11.2 Povolené výnosy pro činnost distribuce plynu (vzorec) Výsledná podoba vzorce povolených výnosů pro činnost distribuce plynu vycházející z variant navrhovaných Energetickým regulačním úřadem je následující: PVi  N 0  (1  X ) i  i

li  2

kde: PVi i N0 X IS l O0

∆Oi

li 2 l i  2 IS    O 0   O i  WACC NHBT   RAB 0   ZHA i  100 i i  

hodnota povolených výnosů držitele licence, pořadové číslo regulovaného roku, povolené náklady držitele licence na distribuci plynu (viz kapitola 7.11.1), hodnota faktoru efektivity pro činnost distribuce plynu (viz kapitola 7.2.2), index cen tržních služeb (viz kapitola 7.2.1), letopočet roku předcházejícího prvnímu regulovanému roku regulačního období, výchozí hodnota odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence sloužících k zajištění distribučních služeb (viz kapitola 7.11.1), změna hodnoty odpisů dlouhodobého hmotného a nehmotného majetku držitele licence (viz kapitola 7.11.1),

83

Verze 1_18. 7. 2008


WACCNHBT RAB0 ZHAi

nominální hodnotu vážených průměrných nákladů na kapitál před zdaněním (viz kapitola 7.2.4), hodnota regulační báze aktiv držitele licence (viz kapitola 7.11.1), změna hodnoty regulační báze aktiv držitele licence (viz kapitola 7.11.1).

7.11.3 Cena plynu na pokrytí ztrát v distribuční soustavě Faktor, který má vliv na výši nákladů na ztráty v distribuční soustavě, je cena plynu, za kterou distributor nakupuje plyn na pokrytí ztrát od obchodníka. Pro výpočet povolených výnosů je ve II. regulačním období stanovována cena plynu pro pokrytí ztrát jako součet ceny komodity v měsíci červenci roku i-1, průměrné ceny přepravy na rok i a průměrné ceny uskladnění na rok i. Rozdíl mezi takto stanovenou cenou a cenou, za kterou distributor plyn na pokrytí ztrát skutečně nakoupil, je jednou ze vstupních hodnot pro výpočet korekčního faktoru k výnosům. Skutečná cena je určena z regulačních výkazů za činnost distribuce plynu. I.

Varianta č. 0

Pro III. regulační období bude použit způsob popsaný v úvodu s tím, že distributor si zvolí dodavatele plynu pro pokrytí ztrát. Ceny, za které bude plyn nakupovat, budou shodné s cenami pro konečné zákazníky tohoto dodavatele, kteří nakupují ve stejném segmentu zákazníků, avšak nebudou zahrnovat cenu za distribuci. Nevýhoda  Dodavatelem je v současné době vždy mateřská společnost, proto bude nezbytné provádět kontroly z hlediska tržní přiměřenosti cen. II.

Varianta č. 1

Cena plynu pro pokrytí ztrát v distribuční soustavě zahrnovaná do výpočtu povolených výnosů bude součet ceny komodity v měsíci srpnu roku i-1 a ceny ostatních služeb dodávky podle podmínek uvedených ve smlouvě distributora s obchodníkem vybraným ve výběrovém řízení. Vzhledem k charakteru odběru pro potřeby ztrát je otázkou zahrnutí do ostatních služeb dodávky položku uskladňování. Příslušný dodavatel bude vítězem výběrového řízení na dodávku plynu pro pokrytí ztrát. Výběrové řízení bude ERÚ monitorovat. Výhoda  Varianta je transparentní a odpovídající podmínkám liberalizovaného trhu. Energetický regulační úřad navrhuje realizovat variantu č. 1.

7.11.4 Nastavení parametru povolené množství ztrát v distribuční soustavě Povolenou míru bilančních ztrát v distribuční soustavě stanovuje Energetický regulační úřad individuálně pro každou regionální distribuční soustavu (RDS) obecně jako vážený průměr skutečně vykázaných bilančních ztrát za poslední čtyři kalendářní roky. Pro II. regulační období však byl v září 2004, na základě jednání s jednotlivými distribučními společnostmi, pro společnosti JČP, JMP, SČP a VČP zvolen individuální přístup, spočívající především v nižším počtu zahrnovaných kalendářních let do výpočtu, u SČP byla pro celé II. regulační období stanovena hodnota míry bilančních ztrát konstantní. Na rozdíl od ztrát v distribuci v sektoru elektroenergetiky mají ztráty v plynárenství spíše charakter ztrát obchodních než technických a jsou co do významnosti podstatně nižší než je tomu v elektroenergetice. Proto i přístup ERÚ ke ztrát v plynárenství může být odlišný. 84

Verze 1_18. 7. 2008


I.


Použít obdobně jako v minulosti vykázaná data z regulačního výkaznictví, popř. tato data modifikovat, tedy postupovat obdobně jako ve II. regulačním období. Vezmeme-li v úvahu skutečnost, že budou modifikována technická pravidla (TPG), kterými je stanovena teplota měřeného plynu, změní se tím i naměřená množství plynu. Důsledkem bude změna metodiky stanovení nevyfakturovaného plynu u všech regulovaných společností ve srovnání s metodikou, kterou v současné době jednotlivé společnosti používají. Modifikace TPG bude mít tedy za následek změnu množství ztrát vykazovaných v současné době v regulačním výkaznictví. Z těchto důvodů je tato cesta velmi riskantní. II.

Varianta č. 1 Stanovit povolenou míru ztrát na základě zahraničního benchmarkingu.

Možnost využít zahraničních zkušeností a vykázaných dat srovnatelných společností naráží na vážné komplikace. Především obchodní ztráty závisí na legislativně-právním prostředí dané země. Také technické ztráty jsou determinovány v závislosti na rozloze, zainvestovanosti, geografických podmínkách a jiných parametrech sítě a podmínkách distribučního businessu dané země. Mají individuální charakter a srovnávání ať již absolutních, či relativních hodnot těchto ztrát nelze objektivně provést. III. Varianta č. 2 Rozlišit přístup k technickým ztrátám stanoveným kalkulací v závislosti na parametrech soustavy a uznáním určité analyticky stanovené výše obchodních ztrát. Tato varianta počítá s rozdílným přístupem k technické a netechnické části bilančních rozdílů, přičemž technické ztráty budou kalkulovány na základě shodného algoritmu a za použití shodných dat a předpokladů individuálně pro jednotlivé společnosti, zatímco obchodní ztráty budou stanoveny v určité výši shodně pro všechny dotčené regulované subjekty. Povolená hodnota technických ztrát by pak nebyla určena na základě podílu vztaženého k množství plynu vstupujícího do soustavy jako v průběhu II. regulačního období, ale množstvím plynu určeným na základě normativů v MWh. Tento přístup je volen z toho důvodu, že výše ztrát téměř nezávisí na množství plynu proteklého soustavou. Jednotka MWh byla zvolena proto, že ceny plynu pro krytí ztrát jsou uváděny v těchto jednotkách. Při sestavování bilance distribuce ke konci roku jsou měřenými hodnotami množství plynu vstupujícího do soustavy a vyfakturovaný plyn na základě odečtů v průběhu roku. Vypočtenými hodnotami je množství nevyfakturovaného plynu (odebraný plyn v odběrných místech od posledního odečtu do konce roku), stanovené podle metodiky používané jednotlivými společnostmi a schválené auditorem, množství plynu vypuštěného při rekonstrukcích a opravách, množství plynu uniklého při haváriích a plyn potřebný k natlakování nově vybudovaných plynovodů. Po odečtení množství vyfakturovaného plynu a všech vypočtených položek od množství plynu, který do soustavy vstoupil, vznikne rozdíl, který obsahuje technické ztráty způsobené únikem plynu vyplývajícím z netěsnosti soustavy, rozdíl mezi vypočítaným a skutečným množstvím nevyfakturovaného plynu, neoprávněné odběry a rozdíl v měření. Za předpokladu, že rozdíly v měření se kompenzují, jedná se o tři příčiny vzniku rozdílu. Otevřenou stránkou takovéhoto přístupu je skutečnost, že na rozdíl od distribuce v elektroenergetice, kde pro určení ztráty vedením existuje obecně platný vzorec, normy udávající ztráty způsobené jednotlivými prvky plynárenských distribučních soustav nejsou k dispozici. Do jisté míry lze zkombinovat přístup založený na vykázaných datech a přístup založený na kalkulaci technických ztrát v závislosti na parametrech soustavy. Tato 85

Verze 1_18. 7. 2008


kombinovaná metoda se neopírá o roční hodnoty vykázaných ztrát, ale o hodnoty dlouhodobé. Postup pro určení normativů je následující: 

Shromáždí se data o vykázaných bilančních ztrátách jednotlivých distribučních společností za posledních sedm let.



Shromáždí se data o klíčových charakteristikách plynárenské sítě jednotlivých distributorů (délka plynovodů, počet měřidel, počet regulačních stanic apod.).



Vytvoří se za jednotlivé roky a distribuční společnosti soustava rovnic, kdy každá rovnice charakterizuje danou s-tou soustavu v roce i a má několik proměnných X1 až Xt charakterizujících hodnotu vybraných parametrů soustavy v jednotlivých letech a koeficient představující předpokládanou závislost výše celkových bilančních ztrát v soustavě vždy na daném konkrétním parametru. Parametry, ke kterým budou určeny normativy, jsou délka plynovodů, počet regulačních stanic a počet odběrných míst na vysokotlaké části distribuční soustavy. Stejné parametry budou použity i na místní síti, do níž jsou zahrnuty středotlaké a nízkotlaké části soustavy. Parametrem bude rovněž počet uzávěrů v celé soustavě. Koeficienty jednotlivých parametrů X1 až Xt (neznámé rovnice) jsou stejné pro všechny analyzované roky, oproti tomu různé pro individuální distribuční společnosti. Počet těchto neznámých však logicky nemůže přesáhnout počet let (7), aby soustava rovnic byla řešitelná.



Vedle jednotlivých technických parametrů zde bude figurovat i proměnná bez návaznosti na parametr soustavy. Tato hodnota bude normovaná na základě sedmiletého průměru.



Následně bude soustava rovnic vyřešena a zjištěny hodnoty jednotlivých koeficientů pro jednotlivé regulované subjekty. Taktéž bude sestavena a vyřešena souhrnná soustava rovnic kalkulující se sumárními hodnotami ztrát a parametrů soustav za všechny regionální distribuční soustavy. Zápis výše uvedených rovnic bude vypadat následovně: X 1  P1i  X 2  P2i  ...  X t 1i  Pt 1i  X t  NZ i

kde X1 až Xt P1i až Pti NZi

koeficienty lineární závislosti výše ztrát na dílčích parametrech plynárenské soustavy, parametry plynárenské soustavy v jednotlivých letech (od roku 1 do i), normovaná výše ztrát stanovená z víceletého průměru (za i let).

Výsledkem budou průměrné hodnoty (za všechny společnosti) koeficientů určujících závislost bilančních ztrát na konkrétních parametrech dané soustavy, které budou doporučeny k následné aplikaci formou přepočítání na hodnoty parametrů jednotlivých společností. Taktéž je pro účely motivace distributorů k dispozici indikativní hodnota, kterou je možné v reálu objektivně dosáhnout – hodnoty koeficientů společnosti s nejnižší zkalkulovanou závislostí na ztrátách, popřípadě průměr např. dvou či více „nejlepších“ společností. Úniky plynu ze soustavy nad rámec normativů stanovených pro jednotlivé komponenty distribuční soustavy nebudou v povolených výnosech zohledňovány. Výše netechnických ztrát bude postihovat pouze rozdíl mezi stanoveným a skutečným množstvím nevyfakturovaného plynu. Vypočtené množství bude sníženo o hodnotu stanovenou na základě množství plynu z určených neoprávněných odběrů. Je v zájmu distributora tyto odběry odhalovat a vymáhat úhrady, které nebudou zahrnovány do výnosů pro stanovení výše korekčního faktoru k výnosům. Rozdíl způsobený velikostí měřidel nebude uvažován.

86

Verze 1_18. 7. 2008



7.11.5 Program ke snižování technických ztrát Při snižování ztrát se náklady na jednotku snížení vyvíjí progresivně. Distributor vynakládá prostředky na snížení ztrát pouze v tom případě, že přínos bude vyšší, v krajním případě roven vynaloženým nákladům. I.

Varianta č. 0

Současně používaný způsob motivuje společnosti ke snižování bilančních ztrát dvěmi směry, první vychází z rozdílu mezi povoleným a skutečným množstvím ztrát. Pokud provozovatel RDS překročí povolenou výši ztrát stanovenou Úřadem, ať již metodou užívanou v II. regulačním období, nebo metodou výpočtem podle normativů doporučenou odborem plynárenství pro III. regulační období, pak náklady na množství plynu převyšující množství ztrát hradí provozovatel RDS a snižuje si tím zisk. V opačném případě se sníží o tuto částku náklady a zisk z distribuce se navýší. Druhý směr, který může působit spolu s prvním, je aktivně snižovat ztráty investicemi do soustavy. Při investicích majících za cíl snižování ztrát dochází k navyšování RAB a tím i povoleného zisku a povolených odpisů. Výhoda  Nedochází k dodatečnému navyšování povolených výnosů. II.

Varianta č. 1

Stanovení nižší hodnoty ztrát než byly skutečně dosaženy v předchozím roce, nebo průměru ztrát za určité období. Pokud společnost nedosáhne snížené hodnoty ztrát, navýší se náklady o hodnotu plynu na rozdíl v množství ztrát skutečných a stanovených. Neprojeví se negativně v ceně distribuce. Nevýhoda a riziko  Je problematické správně stanovit snížení hodnoty ztrát. Velké snížení, pro distributora nedosažitelné, je demotivující. III. Varianta č. 2 a)

Navýšení povolených výnosů o část (stanovené v procentech) skutečně vynaložených investičních nákladů vynaložených distributorem ke snížení ztrát. Limitem pro tuto variantu je hodnota procenta úhrady stanovené regulátorem.

b)

Obdobnou variantou je započítání veškerých nákladů na snížení ztrát k dosažení konkrétní výše ztrát. Na rozdíl od předchozí varianty je zde limitem cílové množství ztrát stanovené regulátorem.

Nevýhoda  Nevýhodou obou variant je navýšení ceny distribuce v závislosti na velikosti snížení ztrát. Při použití těchto variant vzniká problém při prokazování výše vynaložených nákladů na snižování ztrát vzhledem k tomu, že investiční akce společností mají vždy více cílů, z nichž jedním může být i snižování množství ztrát. IV. Varianta č. 3 Použití bonusu (i záporného) zahrnutého do povolených výnosů při kladné nebo záporné změně ztrát mezi rokem i-3 a rokem i-2. Bonusem bude navýšení, případně snížení, ceny plynu stanovené Úřadem pro ocenění ztrát, pro výpočet povolených výnosů pro rok i. Při 87

Verze 1_18. 7. 2008


snížení objemu bilančních ztrát v porovnání s hodnotou dosaženou v předchozím roce bude cena plynu pro ztráty použitá při výpočtu povolených výnosů upravena o kladný bonus, v opačném případě o záporný bonus. Výše bonusu bude odvozena od rozdílu hodnoty povoleného a skutečného množství ztrát. Rovněž tato varianta má v případě snížení ztrát negativní vliv na cenu distribuce. Dojde ke snížení ztrát pod úroveň, na kterou by byl ochoten distributor snížit ztráty bez této podpory, ale pouze do hranice dané rovnováhou mezi náklady a výnosy, dané výší bonusu na jednotku snížení ztrát. V případě této varianty bude korekce na cenu plynu pro ztráty přizpůsobena této metodice. Energetický regulační úřad navrhuje realizovat variantu č. 0.

7.11.6 Náklady na nákup distribuce od jiných provozovatelů regionálních distribučních soustav Historickým vývojem plynárenské soustavy České republiky došlo k situaci, kdy části distribučních soustav, které provozuje konkrétní provozovatel regionální distribuční soustavy, nejsou přímo připojeny k jeho soustavě. Plyn do těchto částí je distribuován sousední regionální distribuční soustavou provozovanou jiným subjektem. Distribuci do předávacího místa, ve kterém plyn vstupuje do izolované části soustavy, hradí provozovatel izolované části soustavy subjektu, který provozuje sousední regionální distribuční soustavu. Ve II. regulačním období se pro nákup distribuce od jiných provozovatelů regionálních distribučních soustav používají ceny stanovené platným cenovým rozhodnutím Energetického regulačního úřadu pro provozovatele soustavy, kterou je plyn do izolované části distribuován. Platba za distribuci je stanovena podle množství distribuovaných technických jednotek (MWh a tis. m3). Provozovatel izolované části vystupuje jako účastník trhu s plynem, který uzavírá smlouvu na distribuci plynu do předávacího místa, jež je zařazeno podle ročního objemu distribuce. Tento přístup považuje Energetický regulační úřad za transparentní, nediskriminační a odpovídající situaci na liberalizovaném trhu s plynem. Proto neuvažuje o změně metodiky.

7.11.7 Metodika stanovení cen za distribuci Výpočet cen za distribuci pro jednotlivá odběrná pásma v rámci každé distribuční společnosti je od roku 2006 prováděn za použití tarifního modelu, který vycházel z poměru mezi spotřebovaným množstvím plynu a rezervovanými kapacitami v rámci odběrových pásem. Z důvodu změny těchto poměrů mezi spotřebovaným množstvím plynu a rezervovanými kapacitami v rámci odběrových pásem je tento model nutno přizpůsobit zmíněné změně chování zákazníků a dále změně zákaznické struktury v jednotlivých regionech. I.

Varianta č. 0

Používat i nadále stávající model bez úprav a provádět zásahy tak, aby byla dodržena cenová křivka. Nevýhoda  Konkrétní zásahy, kterými se dosahuje vyrovnání cenové křivky jsou nesystémové a obtížně zdůvodnitelné.

88

Verze 1_18. 7. 2008


II.

Varianta č. 1

Modifikovat stávající model tak, že kategorie střední odběratel bude rozdělena do dvou odběrných pásem a kategorie velkoodběratel bude rozdělena do pěti odběrných pásem. Současně stanovovat pro všechna odběrná pásma v obou kategoriích stejnou cenu za denní přidělenou kapacitu, lišit se bude pouze o částku za tlakovou regulaci místních sítí. Cílem zavedení modifikovaného modelu výpočtu cen za distribuci pro jednotlivá odběrná pásma je odstranění nepoměru v nárůstu cen v nejvyšší kategorii velkoodběru a v kategorii středního odběru daného změnou chování zákazníků a dále eliminace tzv. skoků ve výnosech na hranicích mezi jednotlivými pásmy. Provedené analýzy ukázaly, že cíl je splněn pouze částečně, částečně reaguje na změnu chování zákazníků, nedochází však k významnému snížení „skoků“ ve výnosech na hranicích pásem, zvýšením počtu pásem se dále zvýší počet „skoků“. III. Varianta č. 2 Tato varianta uplatňuje odlišný přístup ke kategoriím domácnost a maloodběratel a odlišný přístup ke kategoriím střední odběratel a velkoodběratel. Pro kategorie domácnost a maloodběratel byly ceny stanoveny podle stávajícího modelu, který tyto kategorie rozděloval na 13 odběrných pásem, dostatečně odstupňovány a není pro domácnosti a maloodběratele nutné provádět změny v metodě výpočtu. Pro kategorie střední odběratel a velkoodběratel bude stávající model pouze prvním stupněm výpočtu. Změna, která bude provedena v tomto modelu pro uvedené kategorie, spočívá ve stanovení odlišných odběrných pásem pro komoditní část ceny a pro kapacitní část ceny. Takto modifikovaným tarifním modelem bude stanovena pro jednotlivá odběrná pásma hodnota povolených výnosů pro každou složku zvlášť. Z vypočtených povolených výnosů pak budou stanoveny pyramidovým způsobem tarify. Tarif vyššího pásma se skládá s ceny pásma předchozího a ceny stanovené podílem zbylé hodnoty povolených výnosů pro dané pásmo a zbylého množství technických jednotek daného pásma. Protože celková výše technických jednotek je vyšší, průměrná cena pro každou vyšší hodnotu odběru je nižší. Pyramidový model představuje splnění cíle uvedeného ve variantě č. 1. Jeho zavedením dochází k reakci na změnu chování zákazníků a zcela eliminuje „skoky“ ve výnosech na hranicích pásem. Jiná segmentace komoditní složky ceny za distribuci a jiná pro kapacitní složku však znepřehledňuje ceník. Problémovou otázkou je dále fakturace vzhledem k tomu, že konkrétní odběratel bude platit v jednotlivých měsících takovou cenu, která odpovídá výši jeho odběru od počátku roku. Podle kumulované hodnoty odběru v průběhu roku přechází odběratel vždy z nižšího pásma do vyššího. Náročné je také stanovení jednotné hranice odběrných pásem tak, aby vyhovovala struktuře zákazníků všech distribučních společností. Energetický regulační úřad navrhuje realizovat variantu č. 2.

7.11.8 Dodávka poslední instance Zákon č. 458/2000 Sb., ve znění pozdějších předpisů, stanoví dodavateli poslední instance povinnost dodávat plyn domácnostem a malým zákazníkům, kteří o to požádají, v režimu dodávky poslední instance (DPI) za ceny stanovené Energetickým regulačním úřadem.

89

Verze 1_18. 7. 2008


Ve II. regulačním období byla pro stanovení regulovaných cen dodávky poslední instance zvolena metoda věcně usměrňovaných cen. I.

Varianta č. 0

Cena dodávky plynu v režimu DPI bude ve III. regulačním období regulována formou věcného usměrňování, jako součet ekonomicky oprávněných nákladů, přiměřeného zisku a daně z přidané hodnoty. Za přiměřený zisk se považuje zisk podle vyhlášky č. 580/1990 Sb. Ekonomicky oprávněnými náklady zahrnovanými do ceny DPI jsou náklady na nákup energie zemního plynu, náklady na zajištění přepravy, na uskladňování zemního plynu, náklady na distribuci stanovené podle cen uvedených v platném cenovém rozhodnutí Energetického regulačního úřadu a ekonomicky oprávněné náklady dodavatele poslední instance. Ekonomicky oprávněné náklady na nákup energie zemního plynu budou korigovány o rozdíl mezi měrnými oprávněnými náklady na nákup energie zemního plynu pro oprávněné zákazníky obchodníka s plynem zajišťujícím dodávku poslední instance a měrnými oprávněnými náklady na nákup zemního plynu pro zákazníky v režimu DPI. V případě, že dodávku v režimu DPI bude využívat malý počet zákazníků v odběrných pásmech s nižším odběrem, nevzniknou pro obchodníka další ekonomicky oprávněné náklady a cena za dodávku DPI bude rovna ceně dodávky ostatním zákazníkům, kterým příslušný dodavatel dodává plyn ve stejném odběrném pásmu na základě smlouvy o sdružených službách dodávky. Pokud dojde k využívání dodávky v režimu DPI ve větším rozsahu, nebo zákazníky s vysokým odběrem, nebo z vysokou denní rezervovanou kapacitou, pak bude věcně usměrňovaná cena korigována podle ekonomicky oprávněných nákladů vynaložených na zajištění požadované dodávky. Výhoda  Jednodušší stanovení cen dodavatele poslední instance včetně uplatnění korekcí při větším počtu zákazníků v režimu DPI a vyšších požadavcích na zajištění ostatních služeb dodávky. Nevýhoda  Trvalá vykazovací povinnost obchodníků dodavatelů poslední instance v průběhu kalendářního roku a provádění systematické kontroly předložených výkazů ze strany Úřadu. V případě použití korekce k nákladům na zajištění ostatních služeb dodávky provede Úřad kontrolu kalkulace korekcí. Uplatňování korekcí může vést k rozličnému vývoji cen pro zákazníky v režimu DPI a ostatní zákazníky dodavatele poslední instance. II.

Varianta č. 1

Pro III. regulační období bude cena dodávky v režimu DPI stanovena ERÚ ex-ante, jako cena složená z cen komodity a obchodu v dodávce, přepravy v dodávce, uskladňování v dodávce, ceny distribuce a dále korekce k ceně komodity obchodu, vyplývající z rozdílu plánovaných měrných nákladů na nákup energie zemního plynu započítaných do ceny a skutečně vynaložených měrných nákladů na nákup energie zemního plynu pro zákazníky v režimu DPI. Pro stanovení ceny komodity budou použity plánované měrné náklady na nákup energie zemního plynu, jak je zmíněno výše. Cena obchodu bude stanovena jako hrubá marže pro dané pásmo dle obchodního modelu příslušného dodavatele poslední instance navýšená o míru rizika, která bude odpovídat nákladům obchodníka na dodatečné zajištění zemního plynu pro zákazníky v režimu DPI. Pro stanovení ceny přepravy v dodávce a ceny uskladnění 90

Verze 1_18. 7. 2008


v dodávce budou využity ceny vyplývající z obchodního modelu příslušného dodavatele. Cena distribuce vyplývá z platných cenových rozhodnutí Energetického regulačního úřadu. Výhoda  Cena stanovená ex ante a transparentnost pro konečného zákazníka v režimu DPI. Avšak i zde musí být uplatněna korekce k ceně energie zemního plynu, ta bude kalkulována ERÚ. Nevýhoda  Problematické je ocenění míry rizika pro stanovení hrubé marže obchodu. Dále se může cena pro zákazníky v režimu DPI vlivem zahrnutí korekce vyvíjet jiným směrem než pro ostatní zákazníky daného dodavatele. Vzhledem k časovému omezení režimu DPI příslušná korekce nebude hrazena zákazníky, kteří ji vyvolali. Rovněž její kalkulace vzhledem k neustálé změně počtu zákazníků a množství odebraného zemního plynu v režimu DPI bude velmi obtížná. III. Varianta č. 2 Cena dodávky v režimu DPI bude stanovena ex ante dle stejné metodiky jako v případě varianty č. 1 s tím rozdílem, že nebude prováděna korekce ceny komodity. Výhoda  Cena stanovená ex ante, transparentnost pro konečného zákazníka v režimu DPI. Stanovení cen DPI použitím této metodiky není složité, odstraňuje nevýhody varianty č. 0 a 1 ve vztahu k možnosti rozdílného vývoje cen pro zákazníky v režimu DPI a ostatní zákazníky dodavatele poslední instance. Nevýhoda  Problematické je ocenění míry rizika pro stanovení hrubé marže obchodu. Energetický regulační úřad navrhuje realizovat variantu č. 0.

7.11.9 Regulace cen distribuce v lokálních distribučních soustavách Současně uplatňovaná metoda regulace v lokálních distribučních soustavách (LDS) umožňuje dva přístupy ke stanovení cen za distribuci. Jednou možností je používat pevné ceny za distribuci stanovené pro regionálního distributora, k jehož soustavě je LDS připojená přímo, nebo prostřednictvím jiné LDS. Druhou možností je požádat Energetický regulační úřad o stanovení ceny odlišné, pokud výnosy z distribuce za ceny stejné s cenami pro regionálního distributora, k němuž je LDS připojena, nepokrývají náklady související s provozováním LDS. Odlišné ceny Úřad stanoví na základě podkladů předložených žadatelem a jsou ve všech případech vyšší než ceny regionálního distributora. Povolené výnosy pro konkrétní LDS jsou stanovovány postupem přiměřeným postupu používanému ke stanovení povolených výnosů pro regionální distribuční soustavy. Hodnoty nákladů a odpisů vstupující do výpočtu jsou skutečnosti vykázané za rok i-2. Aby touto formou regulace nedocházelo k podpoře neefektivního podnikání, jsou stanovené povolené náklady a povolené odpisy vztaženy k délce soustavy a k distribuovanému množství a jsou limitovány na základě benchmarkingu regionálních distribučních soustav. Obdobně je limitován zisk v poměru k celkovým povoleným výnosům.

91

Verze 1_18. 7. 2008


I.


Ve III. regulačním období bude uplatňována doposud užívaná metodika, jejímž zavedením bylo dosaženo zpřehlednění a sjednocení chování LDS vůči konečným zákazníkům. Metodika bude upravena o aktualizaci limitujících hodnot pro povolené náklady a odpisy. Rovněž na základě dat za II. regulační období bude vyhodnocen limit podílu regulovaného zisku k celkovým povoleným výnosům. Výhoda  Varianta umožňuje regulovat ceny za distribuci LDS jednotnou metodikou a mít tak přehled o cenách uplatňovaných v LDS a jejich chování vůči zákazníkům. Nevýhoda  Nutnost důsledné kontroly předkládaných podkladů pro stanovení odlišných cen. II.

Varianta č. 1

Pro regulaci cen za distribuci LDS využít věcně usměrňované ceny. Aby byl zajištěn přehled o cenách za distribuci prostřednictvím LDS, musí tyto subjekty zasílat kalkulace cen Energetickému regulačnímu úřadu k provedení kontroly, zda položky vstupující do kalkulace odpovídají pravidlům pro výpočet věcně usměrňované ceny. Pokud nebude zjištěno pochybení, Energetický regulační úřad předloženou kalkulaci zaeviduje. Nevýhoda  Vysoká náročnost na provádění kontroly kalkulací věcně usměrňovaných cen ve vazbě na oddělenou evidenci nákladů a výnosů, kterou jsou všichni držitelé licencí povinni vést. Vzhledem k počtu provozovatelů LDS vzroste neúměrně kontrolní činnost na méně významný podíl distribuce plynu v ČR. Energetický regulační úřad navrhuje realizovat variantu č. 0.

92

Verze 1_18. 7. 2008


Seznam obrázků a grafů a tabulek Obrázek č. 1 Harmonogram postupu prací Obrázek č. 2 Postavení Energetického regulačního úřadu Obrázek č. 3 Metody regulace používané v Evropě Graf č. 1 Průběh statistických indexů Graf č. 2 Závislost mezi regulovanými příjmy a kvalitou služeb s uplatněním limitů a neutrálního pásma Tabulka č. 1 Porovnání hodnot WACC v posledním roce II. regulačního období s navrhovanými hodnotami pro III. regulační období Seznam zkratek: ACER – Agentura pro spolupráci energetických regulátorů, Agentura ČVUT – České vysoké učení technické DCF – metoda diskontovaných peněžních toků DPI – dodávka poslední instance DS – distribuční soustava DZ – druhotné energetické zdroje EK – Evropská komise EP – Evropský parlament ERÚ – Energetický regulační úřad, Úřad EU – Evropská unie IFRS – Mezinárodní standardy účetního výkaznictví IS – index cen tržních služeb v produkční sféře KVET – kombinovaná výroba elektřiny a tepla LDS – lokální distribuční soustava MI – mzdový faktor – index průměrné měsíční mzdy OTE – operátor trhu s elektřinou OZE – obnovitelné zdroje PDS – provozovatel distribuční soustavy PPI – průmyslový faktor – index cen průmyslových výrobců PS – přenosová soustava RDS – regionální distribuční soustava RIA – Regulatory Impact Assesment - obecné zásady pro hodnocení dopadů regulace RPI-X – typ pobídkového způsobu regulace RAB – regulační báze aktiv TDD – typové diagramy dodávek VŠE – Vysoká škola ekonomická WACC – vážené průměrné náklady na kapitál ZHA – zůstatková hodnota aktiv

93

Verze 1_18. 7. 2008

Energetický regulační úřad

Recommend Documents