X
Trh s elektřinou v RF a srovnání se situací v ČR Pavel Kohout ČESKÉ VYSOKÉ UČENÍ TECHNICKÉ V PRAZE Fakulta elektrotechnická Katedra ekonomiky, manažerství a humanitních věd
TRH S ELEKTŘINOU V RF A SROVNÁNÍ SE SITUACÍ V ČR ........................................ 1 1. ÚVOD .................................................................................................................................... 4 2. TRH S ELEKTŘINOU V RF .............................................................................................. 4 2.1 Cíle reformy a potřebný právní rámec reformy energetiky v RF ................................................... 4 2.2 Stav trhu s elektřinou v RF v roce 2000 ........................................................................................ 5 2.3 Reforma elektroenergetického trhu RF ....................................................................................... 5 2.4 Účastníci na trhu s elektřinou RF ................................................................................................. 6 2.4.1 Administrátor obchodního systému (administrator torgovoj sistemy) ....................................... 6 2.4.2 Systémový operátor (Jednotný systém dispečerského řízeni – Edinaja sistema dispetčerskovo upravlenija) ........................................................................................................................................................ 6 2.4.3 Federální síťová společnost (Federalnaja setevaja kompanija) ................................................... 7 2.4.4 Obchodník s el. energií a garantující dodavatel el. energie ........................................................ 7 2.4.5 Velkoobchodní výrobci el. energie – (Optovyje generujuščie kompanii) ‐ OGK .......................... 8 2.4.6 Regionální výrobci el. energie ‐ (Teritorialnye generujuščie kompanii) –TGK ............................. 9 2.5 Velkoobchodní trh s el. energií .................................................................................................. 11 2.5.1 Dodavatelé a odběratelé na velkoobchodním trhu .................................................................. 11 2.5.2 Velkoobchodní trh s el. energií – regulovaný sektor ................................................................. 12 2.5.3 Velkoobchodní trh s el. energií – dvoustranné smlouvy ........................................................... 13 2.5.4 Velkoobchodní trh s el. energií – denní trh ............................................................................... 14 2.5.5 Vyrovnávací trh ......................................................................................................................... 15
3. POROVNÁNÍ TRHU S ELEKTŘINOU V RF A V ČR ................................................. 15 3.1 Přechod k liberálnímu trhu ....................................................................................................... 15 3.2 Srovnání přístupu k sítím .......................................................................................................... 16
3.3 Srovnání jednotlivých částí trhu ................................................................................................ 16 3.4. Výroba a spotřeba el. energie .................................................................................................. 17 3.5 Spotřeba elektřiny v závislosti na odvětví .................................................................................. 18 3.6 Energetická náročnost na HDP .................................................................................................. 19
4. POROVNÁNÍ A TVORBA TARIFŮ ZA ELEKTŘINU ............................................... 20 4.1 Struktura cen s elektřinou v RF .................................................................................................. 20 4.1.2 Poplatek za přenos .................................................................................................................... 20 4.1.3 Poplatek za distribuční sítě ........................................................................................................ 20 4.1.4 Poplatek za Systémového operátora ........................................................................................ 20 4.1.5 Poplatek za Administrátora obchodního systému .................................................................... 21 4.1.6 Poplatek za prodejní přirážku .................................................................................................... 21 4.1.7 Cena pro koncové uživatele ...................................................................................................... 21 4.2 Metody výpočtu tarifů RF ......................................................................................................... 23 4.2.1 Metoda oprávněných nákladů .................................................................................................. 23 4.2.2 Metoda indexace tarifů ............................................................................................................. 23 4.3 Porovnání tarifů ....................................................................................................................... 24 4.3.1 Porovnání jednotlivých poplatků .............................................................................................. 24 4.3.2 Srovnání ceny tarifu pro obyvatelstvo ...................................................................................... 25 4.3.3 Srovnání ceny tarifu na napěťové hladině VN ........................................................................... 26 4.4.4 Grafické vyhodnocení tarifů ...................................................................................................... 28 Informační zdroje: .......................................................................................................................... 29
stránka 2
Seznam zkratek ATS DS ERÚ FSK FST GDE GOGK
administrátor obchodního systému (admistrator torgovoj sistemi) distribuční soustava energetický regulační úřad Federální síťová společnost (Federalnaja setevaja kompanija) Federální tarifová služba (Federalnaja služba po tarifu) garantující dodavatel energie velkoobchodní výrobce el. energie pomocí energie vody (Gydro optovaja generirujuščaja kompanija) ODU hlavní dispečerské řízení (Objedninie dispetčerskie upravlenie) OGK velkoobchodní výrobce el. energie OKO organizovaný krátkodobý obchod OTE operátor trhu s elektřinou RAO JES RF Ruská akciová společnost Jednotné energetické soustavy Ruské federace RF Ruská federace RDU regionální dispeřeské řízení RSK distribuční síťová společnost (raspredelitelnaja seťevaja kompanja) RUB ruský rubl SO systémový operátor TGK regionální výrobní společnosti SB single buyer
stránka 3
1. Úvod V této studentské vědecké práci jsem se pokusil o zmonitorování trhu s elektřinou v Ruské federaci a jeho porovnání se situací v ČR. Před samotným porovnáním existujících trhů, je nejdříve proveden rozbor elektroenergetického odvětví Ruské federace v roce 2000 a kroky jeho reformování na stávající stav, způsobu liberalizace a v neposlední řadě legislativy v době přechodu k liberalizovanému trhu a v existujícím trhu. V popisu trhu s elektřinou je dále kladen důraz na jednotlivé sektory velkoobchodního (federálního) trhu, jenž působí ve většině regionech RF a na účastníky toho trhu. V kapitole porovnání není práce zaměřena pouze na okruhy týkajíce liberalizace a fungování velkoobchodního trhu, ale také na technické ukazatele trhu. Technické údaje se týkají především výroby a spotřeby el. energie a to jak celkové tak v členění podle druhu odběratele a dále energetické náročnosti na HDP. Poslední kapitola je věnována tarifům za elektřinu v Petrohradě a v Moskvě a jejich srovnání s tarify na stejné napěťové hladině v ČR.
2. Trh s elektřinou v RF 2.1 Cíle reformy a potřebný právní rámec reformy energetiky v RF V 80. letech se v ruské energetice objevily první problémy s výrobou elektřiny. Nejenže výstavba nových zdrojů elektřiny rostla pomaleji než se přepokládalo, ale také rostla samotná spotřeba. V době ekonomické krize v 90. letech minulého století došlo k úplnému zastavení obnovy energetických zdrojů. Spotřeba elektrické energie se v důsledku stagnace v průmyslu zmenšila. Technologické ukazatele jako spotřeba paliva, účinnost energetických zařízení, výkon elektráren, atd. ruských energetických společností zaostávaly od průměrných ukazatelů ve vyspělých zemí. Chyběla motivace k zvýšení efektivnosti, racionálnímu plánování výroby a spotřeby el. energie. V usnesení vlády z 11. června 2001 № 526 „Hlavní směry reformy elektroenergetiky Ruské federace“ byly určeny hlavní cíle a konečný stav reformy energetiky RF. Mezi hlavní cíle patří mimo spolehlivosti dodávky elektřiny a zvýšení efektivnosti ve všech sférách energetiky také přilákání nových investorů. Mezi další cíle reformy se řadí: • změna systému státní regulace • změna struktury energetiky, vznik oddělených subjektů (výroba, přenos, prodej) trhu podobně jako v ČR • zajištění všem účastníkům rovný přístup na trh • vytvoření prostoru pro příchod soukromých investic Toto usnesení však nerešilo v komplexním měřítku celou problematiku energetického odvětví RF. V březnu 2003 následovalo schválení zákonu № 35 „O energetice“. Zákon definuje právní základ, stanovuje práva státních orgánů v oblasti regulace a základní práva a povinnosti objektů působící v elektroenergetice.
stránka 4
2.2 Stav trhu s elektřinou v RF v roce 2000 Veškeré činnosti, procesy a energetické zařízení v energetice byly realizovány a řízeny společností nazvanou „Ruskoe akcionie obšestvo Edinie enrgetičeskie sistemy Ruskoj federacii“ (Ruská akciová společnost Jednotné energetické soustavy Ruské federace) RAO JES RF s 52% podílem státu. Pod RAO JES RF spadá 72 regionálních energetických společností, např. Moskevská en. spol., Novosibirská en. spol. nebo Tomská en. spol. Dále pak výrobci elektřiny, magistrální (přenosové) sítě, distribuční sítě, dispečerské řízení a společnosti zabývající se prodejem. Činnost 10 atomových elektráren je řízena společností Rosenergoatom, a.s. s majoritním podílem státu. Na obrázku č.1 je naznačena struktura a provázanost subjektů v energetickém systému RF před první etapou reformy v roce 2000.
Zdroj: www.rao-ees.ru Obrázek č. 1 - Struktura subjektů v roce 2000
2.3 Reforma elektroenergetického trhu RF Během reformy energetiky se mění základní struktura celého energetického odvětví. Dochází k rozdělení na přirozeně monopolní části (přenos a distribuce el. energie) a na potencionálně konkurenční části (výroba, prodej, oprava a servis). Mezi hlavní činitele ovlivňující harmonogram reformy patří nejen technická úroveň výrobců el. energie, přenosových a distribučních společností, ale také ekonomická vyspělost daného regionu, jenž je velmi odlišná pro regiony evropských a asijských částí RF. V regionech, kde není možné technicky vytvořit konkurenční trh s el. energií, zůstává plná státní regulace. V roce 2002 oddělením části magistrálních sítí od RAO JES RF vznikla Federální síťová společnost s více jak 75% podílem státu. Funkce a činnosti regionálních dispečinků se přesunuly do kompetence nově vzniklého Systémového operátora. V roce 2003 došlo k prvnímu oddělení regionálních energetických společností od RAO JES RF. V roce 2004 vznikly 3 společnosti, zabývající se výrobou elektrické energie a Systémový operátor začal postupně plnit svou funkci. Proces přeměny většiny regionálních energetických společností začal během roku 2005. Na začátku roku 2007 byl proces rozdělení společnosti podle typu činnosti téměř u konce. Celkem je odděleno 70 z 72 regionálních energetických společností, stránka 5
55 z 56 distribučních společností, vytvořeno 6 společností provozující tepelné elektrárny a 1 společnost provozující vodní el. V tomto období je také utvářeno prostředí pro vytvoření velkoobchodního (federálního) a maloobchodního (regionálního) trhu s el. energií v evropské, uralské a později sibiřské části RF. Jsou zavedena pravidla a vzájemné vztahy mezi účastníky trhu a způsob přechodu k vytváření cen za el. energii pomocí tržních cen.
2.4 Účastníci na trhu s elektřinou RF 2.4.1 Administrátor obchodního systému (administrator torgovoj sistemy) Administrátor obchodního systému vznikl jako nekomerční sdružení 23. listopadu 2001 usnesením vlády № 526 „O reformování energetiky RF“. Administrátor obchodního systému organizuje obchodování a vede vypořádání ochodů na velkoobchodním trhu s elektřinou, chrání účastníky trhu před monopolním chováním jednotlivých účastníků a také vede finanční vypořádání obchodů s elektrickou energií a služeb poskytnuté účastníkům trhu s elektřinou. 2.4.2 Systémový operátor (Jednotný systém dispečerského řízeni – Edinaja sistema dispetčerskovo upravlenija) Systémový operátor byl založen 11. června 2002 s cílem vytvořit centrální dispečerské řízení provozního režimu JES jako 100% dceřiná společnost RAO JES RF. Má právo vydávat operativní a dispečerské povely a příkazy povinné pro všechny subjekty operačnědispečerského řízení, subjekty elektroenergetiky i spotřebitele s řízením spotřeby. Hlavní činností systémového operátora je zajistit spolehlivost energetického systému, řídit provozní režim a hlídat rovnováhu výroby a spotřeby el. energie. Dále pak výpočet a analýza plánovaného vývoje výroby a spotřeby el. energie, a odsouhlasení plánu rozvoje elektrických systémů. SO je řízen státem a má monopolní postavení na trhu. Pod SO patří 7 hlavních dispečerských řízeni (Objedninie dispetčerskie upravlenie – ODU) a 56 regionálních dispečerských řízení (RDU) – viz obr. č.2.
stránka 6
Obrázek č. 2 – Rozdělení systémového operátora
2.4.3 Federální síťová společnost (Federalnaja setevaja kompanija) Federální síťová společnost má přirozený monopol v oblasti el. sítí a její činnost je regulována Federální tarifovou službou. Hlavní funkcí Federální síťové společnosti je řízení jednotné elektrické sítě RF, a zajištění přenosových služeb včetně připojení k síti pro subjekty velkoobchodního trhu. V JES je zapojeno více jak 700 dominantních elektráren, mající celkový výkon 250 000 MW. Mezi další funkce FSK je investiční činnost v oblasti elektrických sítí a technický dozor nad stavem těchto sítí. Vytvořením Federální síťové společnosti se zajistil rovný přístup kupujících a prodávajících na velkoobchodní trh s elektřinou, mohly vzniknout regulované tarify na přenos el. energie a v neposlední řadě došlo k spojení téměř všech regionů RF k jednotné energetické soustavě. 2.4.4 Obchodník s el. energií a garantující dodavatel el. energie Obchodník s el. energií a garantující dodavatel el. energie jsou společnostmi zabývající se prodejem el. energie odběratelům. GDE však musí na rozdíl od obchodníka s el. energií uzavřít dohodu s libovolným odběratelem nacházející se na jeho území, pokud ho o to odběratel požádá. Na jednom území může působit více obchodníků s el. energií, ale pouze jeden GDE. Garantující dodavatel i obchodník s el. energií opatřují část el. energii na velkoobchodním trhu za regulovanou a část za tržní cenu. Tato cena nemá vliv na cenu elektřiny pro obyvatelstvo, pro které nadále platí státem regulované tarify. Obchodníci s el. energií, které neposkytují el. energii obyvatelstvu mohou uzavřít smlouvy na dodávku el. energie za libovolnou cenu. Status GDE je na omezenou dobu 3 let. Nový GDE je zvolen v konkursu, kde hlavním výběrovým kritériem je cena poskytované el. energie. První konkursy na status GDE se plánují v období od 2010 do 2012. Jestli GDE nedodrží některé povinnosti, jako např.
stránka 7
nezajistí energii obyvatelstvu nebo nezaplatí za distribuční sítě, může až na 6 měsíců vykonávat funkci GDE regionální distribuční společnost. 2.4.5 Velkoobchodní výrobci el. energie – (Optovyje generujuščie kompanii) - OGK Velkoobchodní výrobci el. energie jsou nejvýznamnějšími účastníky velkoobchodního trhu. Seznam elektráren pro danou velkoobchodní výrobní společnost, odsouhlasen 1. října 2003 nařízením vlády RF № 1254-р, je vybrán takovým způsobem, aby všechny společnosti měly srovnatelné výchozí podmínky na trhu, zejména v oblasti stejného instalovaného výkonu elektráren. Díky tomu, že jednotlivé elektrárny se nacházejí v různých regionech RF, došlo k minimalizaci monopolního zneužití. Celý proces reorganizace spočíval v tom, že se velké státní elektrárny spojily do akciových společností OGK1 a.s., OGK2 a.s., OGK3 a.s., OGK4 a.s., OGK5 a.s., OGK6 a.s. a jedné GOGK a.s. Tímto na velkoobchodním trhu s el. energií RF vzniklo 7 konkurentů s výrobou elektřiny s instalovaným výkonem od 8,5 do 22 GW. OGK vznikly jako 100% dceřiné společnosti RAO JES RF. Rozmístění jednotlivých elektráren na území RF a názvy elektráren jsou uvedeny v tabulce č. 1. respektive na obrázku č. 3. Tab. č. 1 Velkoobchodní výrobci el. energie název OGK
Instalovný výkon [MW]
podíl RAO JES RF [%]
OGK 1 a.s. OGK 2 a.s. OGK 3 a.s. OGK 4 a.s. OGK 5 a.s. OGK 6 a.s. GOGK a.s.
9 531,00 8 695,00 8 497,00 8 630,00 8 671,50 9 052,00 21 683
91,68 65,53 26,02 22,49 50 93,48 100
seznam eletráren tepelná elektrárna Permskaja, Kaširskaja, Nižněvartovskaja, Urengojskaja, Priklinskaja a Verchnetagilskaja tepelná elektrárna Iskovskaja, Sevorskaja, Stavropolskaja, Surgutskaja a Troinckaja tepelná elektrárna Kostromskaja, Pečorskaja, Gusinoozerskaja, Charanorskaja, Čerepetskaja a tepelná elektrárna Surgtuskaja 2, Berezovskaja 1, Šaturskaja 5, Smolenskaja a Jajvninskaja tepelná elektrárna Konakovskaja a Nevinomyskaja, Reftinskyj a Sredneuralskyj komplex tepelných tepelná elektrárna Novočerskaja, Kirišskaja, Rjazanskaja, Krasnojarskaja a Čerepoveckaja vodní elektrárna Zagodskaja, Severního Kavkazu, Volžsko-Kamskij kaskáda, vodní elektrárny Sibiře a zdroj: www.rao-ees.ru
Tabulka č. 1 – Velkoobchodní výrobci el. energie
stránka 8
Obrázek č. 3 – Rozmístění elektráren na území RF
2.4.6 Regionální výrobci el. energie - (Teritorialnye generujuščie kompanii) –TGK Regionální výrobci el. energie jsou vytvořeny na základě 100% dceřiných společností RAO JES RF s možností účastí minoritních místních výrobců el. energie v základním kapitále TGK. Podle koncepce RAO JES RF 5+5 se TGK reformují z důvodu snížení monopolního zneužití na velkoobchodním trhu, snížení účasti státu ve výrobě el. energie a vytvoření velkých stabilních společností s možností jejich prodeje soukromému investoru. Do soustavy TGK jsou zařazeny všechny elektrárny kromě elektráren zařazených do OGK, jaderných elektráren, některých elektráren nezávislých na RAO JES RF, elektráren izolovaných systém a některých regionálních elektráren. V soustavě TGK jsou i teplárny, proto není hlavním účelem TGK jen zásobování el. energií ale také teplem. Seznam společností, které utvářejí soustavu TGK je uveden v tabulce č. 2 a na obrázku č. 4 je ukázáno územní rozdělení jednotlivých TGK na území RF.
stránka 9
Tab. č. 2 Regionální výrobci el. energie název TGK
Instalovný výkon [MW]
podíl RAO JES RF [%]
seznam výrobců el. energie vydělených z regionální energetických společností
TGK 1 a.s.
6 236,40
55,7
TGK 2 a.s.
1 825,80
49,36
TGK 3 a.s. TGK 4 a.s.
10 652,10 3 323,80
36,18 47,32
TGK 5 a.s.
2 467,50
0
TGK 6 a.s.
3 139,50
50,23
TGK 7 a.s.
5 850,70
55,74
TGK 8 a.s.
3 305,80
52,82
TGK 9 a.s.
3 287,90
50,05
TGK 10 a.s.
2 773,00
81,6
TGK 11 a.s.
2 026,00
100
TGK 12 a.s.
4 387,20
49
TGK 13 a.s.
2 458,00
57,00
TGK 14 a.s.
633,4
49,45
Karelský výrobce el. energie a.s. Kolský výrobce el. energie a.s. Petrohradský výrobce el. energie a.s. Archandělský výrobce el. energie a.s. Jaroslavská en. společnost a.s. Kostromský výrobce el. energie a.s. Novgorodský výrobce el. energie a.s. Tverský výrobce el. energie a.s. Vologodská tepelná el. a.s. Mosenergo a.s. Brjanský výrobce el. energie a.s. Kalužský výrobce el. energie a.s. Kurský výrobce el. energie a.s. Lipecký výrobce el. energie a.s. Orlovský výrobce el. energie a.s. Priokský regionální výrobce el. en. a.s. Rjanský výrobce tep. en. a.s. Smolenský výrobce el. energie a.s. Tambovský výrobce el. energie a.s. Teploenergetická společnost a.s. Voroněžský výrobce el. energie a.s. Čubaský výrobce el. energie a.s. Marijský Rregionální výrobce el. energie a.s. Udmurtský výrobce el. energie a.s. Vzjatská teplárenská společnost a.s. Nižnovgorodský výrobce el. energie a.s. Vladimirský výrobce el. energie a.s. Ivanosvký výrobce el. energie a.s. Mordovský výrobce el. energie a.s. Penzenský výrobce el. energie a.s. Samareenergo a.s. Saratovenergo a.s. Uljanovskenergo a.s. Orenburgský výrobce tep. en. a.s. Astrachanský regionální výrobce el. energie a.s. Volgogradský výrobce el. energie a.s. Dagestáncké teplárny a.s. Rostovský výrobce el. energie a.s. Stavropolský výrobce tep. en. a.s. Kubanský výrobce el. energie a.s. Kominský výrobce el. energie a.s. Permský výrobce el. energie a.s. Sverdlovský výrobce el. energie a.s. Čelrjabinský výrobce el. energie a.s. Tjumenský Rregionální výrobce el. energie a.s. Kurganský výrobce el. energie a.s. Omský výrobce el. energie a.s. Tomskenergo (výroba) a.s. Altajenergo a.s. Kuzbassenergo a.s. Krásnojarský výrobce el. energie a.s. Chakaský výrobce el. energie a.s. Kyzilská tepelná el. a.s. Burjatenergie a.s. Čitinský výrobce el. energie a.s. zdroj: www.rao-ees.ru
Tabulka č. 2 – Regionální výrobci el. energie
stránka 10
Obrázek č. 4 – Rozmístění TGK na území RF
2.5 Velkoobchodní trh s el. energií 2.5.1 Dodavatelé a odběratelé na velkoobchodním trhu Na velkoobchodním trhu s elektřinou jsou dodavateli elektřiny: • velkoobchodní výrobci el. energie (OGK1 a.s. …OGK6 a.s., GOGK a.s.) • atomové elektrárny (Rosenergoatom a.s.) • regionální výrobci el. energie TGK1 a.s. – TGK14 a.s. • nezávislý výrobci el. energie • dovozci elektřiny Odběratelé elektrické energie: • velkoodběratelé kupující elektřinu pro vlastní spotřebu • distribuční společnosti, které kupují elektřinu s úmyslem dalšího přenosu a prodeje konečnému zákazníku – garantující dodavatel en. energie • exportéři, kteří kupují elektřinu s cílem zahraničního prodeje • prodejci el. energie K dnešnímu dni na velkoobchodním trhu operuje celkem 192 účastníků, z toho 40 je výrobců el. energie a zbytek tvoří odběratelé el. energie. Dodavatelem el. energie se může stát výrobce s celkovým instalovaným výkonem větším než 25MW. Garantující odběratel a prodejce el. energie musí mít uzavřenou smlouvu se svými klienty na odebíraný výkon roven nebo převyšující 20MVA. Nakupujícím el. energii ze zahraničí je zatím s monopolním stránka 11
postavením společnost Inter RAO JES a.s. Současná pravidla fungování velkoobchodního trhu s el. energií nepřipouští možnost dalších prodejců el. energie ze zahraničí. 2.5.2 Velkoobchodní trh s el. energií – regulovaný sektor Velkoobchodní trh s el. energií začal svojí činnost od 1. listopadu 2003 usnesením vlády RF z 24.10 2003 № 643 „O pravidlech velkoobchodního trhu s el. energií v přechodném období“ s působností téměř na celém území RF (evropská část RF, Ural, Sibiř) s výjimkou oblastí Dálného Východu a izolovaných energetický soustav. K dnešnímu dni trh s el. energií se skládá z dvou sektorů. Prvním je regulovaný sektor, kde cena el. energie je regulovaná a druhým je tržní sektor, kde je cena stanovena na základě nabídky a poptávky. Více o tržním sektoru velkoobchodního trhu v následující kapitole. Od roku 2006 se na velkoobchodním trhu v regulovaném sektoru používá nový model „regulovaných dvoustranných smluv“ mezi prodávajícími a kupujícími el. energie, kde předmětem regulace je cena. Regulovaná cena el. energie a výkonu v regulovaných smlouvách je od roku 2008 stanovena FTS pomocí metody indexace (viz kapitola 4.2.1). Před rokem 2008 byly tyto tarify pro dodavatele el. energie na velkoobchodním trhu určeny pomocí metody oprávněných nákladů (viz kapitola 4.2.2). Tyto ceny jsou odlišné v jednotlivých subjektech RF na základě rozdílného způsobu výroby el. energie. Smlouvy budou na omezenou dobu a jejich objem se bude neustále snižovat, přičemž účastník trhu může přejít do tržního sektoru trhu. Rozsah cen v těchto smlouvách je vymezen Federální tarifovou službou. Tyto regulované smlouvy jsou uzavřeny principem „Take or pay“1. V 2007 byl podíl elektřiny prodaný pomocí modelu „regulovaných dvoustranných smluv“ minimálně 85% objemu přepokládané výroby a spotřeby. Přechod na tržní ceny se provádí postupným snižováním této hodnoty. Tento podíl bude každoročně stanoven vládou RF podle aktuálního sociálně-ekonomického stavu. V roce 2011 bude celý objem vyrobené el. energie prodáván na konkurenčním velkoobchodním trhu (viz tabulka č. 3)
1
To znamená, že kupující je povinen zaplatit dohodnutý objem elektřiny ve smlouvě nezávisle na skutečném odběru a výrobce je povinen poskytnout sjednané množství elektřiny pomocí vlastní výroby nebo zakoupením na denním trhu nebo po neregulovaných dvoustranných smlouvách.
stránka 12
Tab. č. 3 Otevření velkoobchodního trhu od 1. ledna2007 1. července 2007 1. ledna2008 1. července 2008 1. ledna2009 1. července 2009 1. ledna2009 1. července 2010
do 30. června 2007 31. prosince 2007 30. června 2008 31. prosince 2008 30. června 2009 31. prosince 2009 30. června 2010 31. prosince 2010
% otevření trhu 90-95% 85-90% 80-85% 70-75% 65-70% 45-50% 35-40% 15-20% Zdroj: www.rao-ees.ru
Tabulka č. 3 – Otevření velkoobchodního trhu
2.5.3 Velkoobchodní trh s el. energií – dvoustranné smlouvy V tržním sektoru velkoobchodního trhu je realizace obchodu uskutečněna pomocí: • neregulovaných dvoustranných smluv • denním trhem • vyrovnávacím trhem Dvoustranné smlouvy dávají možnost účastníkům trhu sami si vybrat smluvního partnera, cenu i množství elektřiny. Za první rok činnosti trhu podle dat od ATC bylo pomocí neregulovaných dvoustranných smluv realizován prodej el. energie v evropské části v objemu 15 TWh a v Sibiři 1,9 TWh. Obrat trhu činil 600 mild. RUB v roce 2007. Průměrná cena pro rok 2007 za 1 MWh je v tržním sektoru v evropské časti RF 582 RUB/MWh respektive 324 RUB/MWh v Sibiři a regulovaný státní tarif je 332 RUB/MWh respektive 156 RUB/MWh. Přehled rozmístění cenovývh zón (evropská část, Sibiř) je v příloze na obrázku č. 5. Kontrolu nad trhem v oblasti konkurenčního chování účastníků trhu spadá pod kompetence Federální antimonopolní služby RF. V dalších kapitolách se zaměřím podrobněji na denní a vyrovnávací trh.
stránka 13
Obrázek č. 5 – Rozdělení RF na cenové zóny
2.5.4 Velkoobchodní trh s el. energií – denní trh V krátkodobém denním trhu účastníci mezi sebou vzájemně konkurují pomocí jimi podanými cenovými nabídkami na koupi nebo prodej el. energie a to vždy den dopředu na každou hodinu. Výsledkem aukce je ATS stanová cena na každou hodinu a také diagram výroby a spotřeby na následující den pro každého účastníka (viz obrázek č. 6). Na základě výsledků denního trhu SO naplánuje provozní režim elektrizační soustavy a režimy provozu výrobců a spotřebitelů pro každou hodinu ve které se uskutečňuje dodávka. Na trhu s elektřinou mají přednost nabídky s menší cenou. Odlišnost cen v různých cenových zónách denního trhu (evropského a sibiřského) je způsobena především větším počtem tepelných elektráren v evropské časti RF a tím pádem vyšší cenou na denním trhu v evropské častí než je průměrná regulovaná hodnota stanovená FST. Naopak v Sibiři, kde je větší počet vodních elektráren bude cena na denním trhu nižší než cena na denním trhu v evropské části RF. Ceny však silně kolísají v závislosti, jestliže se jedná o pracovní den či víkend, den či noc. Odchylky obchodů, tedy rozdíl skutečné od plánované výroby, respektivě spotřeby jsou dorovnány nákupem nebo prodejem el. energie na vyrovnávacím trhu.
stránka 14
Obrázek č. 6 – Denní a vyrovnávací trh
2.5.5 Vyrovnávací trh Nákup vyrovnávací energie je realizován pomocí cenových nabídek dodavatelů a odběratelů el. energie nejpozději 1 hodinu před dodávkou elektřiny. Do konkurečního výběru cenových nabídek se také započítavají nabídky na denním trhu a zpracování je realizováno také pomocí stejného modelu jako denní trh. Výsledkem podaných nabídek je výpočet množství výroby el. energie u výrobců s instalovaným výkonem větším než 5MW, objem spotřeby el. energie u odběratelů a cena vyrovnávací energie (odchylky). Vyrovnávací el. energie slouží jak k vyrovnání diagramu odběru nebo spotřeby účastníka velkoobchodního trhu tak k regulaci sítě. Cena na vyrovnávacím trhu je vyšší než rovnovážná cena na denním trhu v případě zvýšení poptávky (viz. obrázek č. 6). V případě snížení poptávky po el. energii je cena za vyrovnávacím trhu nižší než na denním trhu.
3. Porovnání trhu s elektřinou v RF a v ČR 3.1 Přechod k liberálnímu trhu Přechod od centrálně plánovaného řízení výroby a spotřeby el. energie k liberalizovanému trhu s elektřinou nebyl v ČR a RF stejný. Rozdělení elektroenergetického odvětví na jednotlivé sektory (výroba, přenos, distribuce a prodej el. elektřiny) se v ČR řídil „Energetickým zákonem č. 458/2000 Sb.“ s nutností dodržení směrnice 96/92/EC vydanou Evropským parlamentem. Přístup k liberalizovanému trhu měli odběratelé v závislosti na jejich roční spotřebě. K 1. lednu 2002 se otevřel trh pro největší odběratele (40 GWh a více) což představovalo přibližně 30% otevření trhu. Elektroenegetický trh v RF s na rozdíl od ČR neotevřel v závislosti na roční spotřebě el. energie. Přístup na velkoobchodní trh mají odběratelé, jejichž příkon je větší než 20 MW a výrobci jejichž instalovaný výkon přesáhne 25 MW. Otevření trhu není spojeno s tržním stránka 15
stanovením ceny za silovou elektřinu. Celková cena za silovou elektřinu se skládá ze dvou složek. První složkou je regulovaná cena a druhou složkou je cena tržní dána nabídkou a poptávkou el. energie na denním trhu. Podíl tržní složky na ceně silové elektřiny byl 15% v roce 2007. Do roku 2011 se postupně zvýší na 100%. Tarify pro obyvatelstvo jsou nadále na rozdíl od ČR plně regulovány.
3.2 Srovnání přístupu k sítím Mezi základní druhy přístupu k sítím patří modely nTPA, rTPA a SB. V RF byl ve většině regionů zvolen obdobně jako v ČR model přístupu k přenosovým a distribučním sítím rTPA. Tento model je založen na regulovaném přístupu třetích stran k sítím na základě zveřejněných regulovaných tarifů na přenos a distribuce el. energie. V některých izolovaných regionech RF nelze zavést model přístupu k sítím rTPA. V těchto izolovaných oblastech, pokud je dostetečné množství výrobců je zaveden model SB, tj. jediný nakupující přistupuje k soustavě a centralizovaně nakupuje a prodává el. energii konečným zákazníkům. Tento model je použit především v oblastech jížní části Dálného Východu. Model přístupu SP (Single Producer) byl zvolen v oblastech s nedostatečným množstvým výrobců el. energie, například izolované severní oblasti RF. Společnosti zajišťující centralizovaný nákup nebo prodej el. energie jsou z 52% a více vlastněny státem.
3.3 Srovnání jednotlivých částí trhu Obchody s elektřinou jsou realizovány pomocí různých forem v závislosti na způsobu jejich nákupu a prodeje. Dvoustranné smlouvy jsou nejzákladnějším instrumentem k realizaci obchodů s elektřinou. Obchody jsou obvykle realizované v delším časovém horizontu než je 1 den. Tento druh obchodu s elektřinou je obdobný v ČR i v RF. Pro obchody v časovém horizontu jeden den dopředu (ahead market) slouží denní trh. Podobně jako v ČR jsou na denním trhu podávány cenové nabídky na dodávku nebo odběr el. energie a výsledkem jsou stanovené tržní ceny na určitou hodinu obchodního dne. V ČR je poslední obchod na denním trhu realizován 12 hodin před samotnou fyzickou dodávkou elektřiny v RF 24 hodin. Pokud vznikne odchylka od plánovaného množství a skutečné výroby nebo spotřeby, potřebné množství el. energie je možné koupit nebo prodat na vyrovnávacím trhu. Vyrovnávací (balanční trh) v roce 2007 byl součástí trhu s elektřinou jak v ČR, tak v RF. Dvoustranné smlouvy, denní trh a vyrovnávací trh jsou typy obchodování s elektřinou obdobné jak v ČR, tak v RF. Avšak vedle vyrovnávacího trhu určeného pro minimalizaci odchylky působí v ČR po uzávěrce dvoustranného obchodování, denního trhu a obchodování se zahraničím ještě vnitrodenní trh (intraday). Vnitrodenní trh je na rozdíl od vyrovnávacího trhu uzavřen 2 hodiny před danou obchodní hodinou. Dalším typem obchodování s elektřinou v ČR oproti stavu v RF je blokový trh. Tento trh rozšiřuje denní trh o kontinuální obchodování 5 dní dopředu s blokovým (více hodin pohromadě) nákupem elektřiny. Posledním rozdílem v typech obchodování mezi ČR a RF je v existenci energetické burzy. Ta stránka 16
byla v ČR založena 17. července 2007. Od předchozích typů obchodování nabízí Energetická burza Praha mimo čtvrtletních, měsíčních a denních produktů také roční kontrakty. To umožňuje jistou fixaci ceny elektřiny v horizontu 1 roku.
3.4. Výroba a spotřeba el. energie Vyrobené množství el. energie v období 1993 až 2005 v ČR respektive v RF demonstruje tabulka č. 4 respektive tabulka č. 5. Tab. č. 4 Hrubá výroba el. energie v ČR [TWh] tepelné el. vodní el. jaderné el. OZE celkem
1993 1994 1995 1996
1997
1998
1999 2000
2001 2002 2003 2004
41,976 41,312 43,56 1,355 1,445 1,982 11,9985 12,328 11,619 0,27285 0,38885 0,40285 55,6024 55,4739 57,5639
46,6024 1,68201 12,49 0,502 61,2764
47,047 1,382 12,519 0,568 61,516
45,392 1,664 12,689 0,79 60,535
53,315 2,033 14,012 0,677 70,037
45,78 1,949 12,208 0,369 60,306
53,43 1,7404 12,911 0,687 68,7684
2005
50,83 51,756 51,432 50,808 2,467 1,369 1,999 2,356 17,801 24,577 25,009 23,494 0,6569 0,4758 0,6935 0,722 71,7549 78,1778 79,1335 77,38 Zdroj: www.eia.doe.gov
Tabulka č. 4 – hrubá výroba el. energie v ČR Tab. č. 5 Hrubá výroba el. energie v RF [TWh] 1993 1994 1995 1996 tepelné el. vodní el. jaderné el. OZE RF
1997
1998
1999 2000
627,92 540,362 545,957 547,835 533,179 172,061 175,189 175,483 153,773 156,816 113,24 92,91 94,335 103,32 104,5 1,695 1,556 1,529 1,505 1,483 914,916 810,017 817,304 806,433 795,978
530,088 157,905 98,33 1,472 787,795
527,223 159,757 110,91 2 799,89
2001 2002 2003 2004
2005
544,333 541,005 547,553 569,718 570,728 588,421 163,721 174,092 162,548 156,143 176,005 172,858 122,455 125,36 134,14 141,17 137,469 140,22 2,468 2,814 2,815 2,035 2,108 2,905 832,977 843,271 847,056 869,066 886,31 904,404 Zdroj: www.eia.doe.gov
Tabulka č. 5 - hrubá výroba el. energie v RF
Tepelné elektrárny se na podílu vyrobeného množství el. energie podílejí přibližně stejně. Rozdíl nastává u vyrobené el. energie z vodních a jaderných elektráren. Zatímco V ČR dominuje v roce 2005 výroba z jaderných elektráren (30,4%) v RF výroba z vodních el. (19%). Průměrné meziroční tempo růstu výroby elektřiny za sledované období představuje v ČR 2,79%. V RF výroba elektřiny v sledovaném období vykazuje průměrný meziroční pokles 0,096%. Na zvýšení vyrobené el. energie má v ČR největší vliv spuštění 1. bloku jaderné el. Temelín na přelomu roku 2000 a 2001 a zvětšením výroby z tepelných elektráren mezi roky 1999 a 2000 o 8,04 TWh. V této souvislosti došlo mezi roky 2002 a 2003 k nárůstu vyrobené el. energie z jaderných elektráren o 6,78 TWh (38%). Jak bylo uvedeno výše, výroba el. energie v ČR vykazuje trvalý růst. V RF došlo za sledované období k poklesu výroby a to hlavně z důvodu poklesu výroby el. energie o 39,50 GWh (6,29%) v tepelných elektrárnách. K tomuto poklesu došlo i vzhledem k nárůstu výroby el. energie v jaderných elektrárnách o 26,78 GWh. Podíl výroby z jaderných elektráren na celkové výrobě činní 15,5%, z toho 21% představuje výroba v evropské části, 40% na severozápadě a 30% v centrální části RF. Podíl jednotlivých elektráren na celkové vyrobené elektřině je vidět na grafu č. 1 a grafu č. 2.
stránka 17
hrubá výroba el. energie v ČR hrubá výroba v ČR [%]
100%
rok 2005
0,9%
30,4%
80%
65,7%
60%
3,0%
40% 20%
OZE
0%
jaderné el. vodní el. tepelné el.
graf č. 1 – hrubá výroba el. energie v ČR
hrubá výroba v RF [%]
hrubá výroba el. energie v RF 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0%
15,5%
rok 2005
0,3%
65,1% 19,1%
OZE jaderné el. vodní el. tepelné el.
graf č. 2 – hrubá výroba el. energie v RF
Spotřeba el. energie v ČR k roku 2005 byla 59,72 TWh. Ve srovnání s rokem 1993 (48,71 TWh) spotřeba el. energie meziročně rostla průměrným tempem 1,71%. V období 1997 až 1999 došlo také k poklesu spotřeby z důvodu menší ekonomické krize. Největší meziroční absolutní růst spotřeby el. energie v ČR byl v roce 1995 (2,77 TWh). V RF spotřeba v roce 2005 nedostihovala hodnot spotřeby v roce 1993. Nejvýraznější propad ve spotřebě byl v roce 1994 (meziročně o 12,9%), nejnižší absolutní spotřeba v roce 1998 (676,56 TWh). V tabulce č. 6 jsou uvedeny roční spotřeby el. energie v ČR a RF. Tab. č. 6 Spotřeba el. energie v ČR a RF 1993 1994 1995 1996 spotřeba el. energie v [TWh] v ČR meziroční růst spotřeby el energie v [% ] v ČR spotřeba el. energie v [TWh] v RF meziroční růst spotřeby el energie v [%] v RF
48,71 808,48
50,46 3,60 704,17 -12,90
53,23 5,50 714,23 1,43
55,15 3,60 702,53 -1,64
1997 1998 1999 2000
2001 2002 2003 2004
2005
55,00 -0,27 691,89 -1,51
55,59 3,33 721,84 0,64
59,72 2,38 779,44 1,74
54,12 -1,60 676,56 -2,22
52,33 -3,30 689,55 1,92
53,80 2,79 717,29 4,02
55,50 -0,16 731,38 1,32
56,89 2,51 745,18 1,89
58,33 2,53 766,10 2,81
průměrný meziroční růst 1,71 -0,30 Zdroj: www.eia.doe.gov
Tabulka č. 6 – Spotřeba el. energie v ČR a RF
3.5 Spotřeba elektřiny v závislosti na odvětví Rozdílnost ve spotřebě elektřiny v závislosti na typu odběratele (graf č. 3,4) mezi ČR a RF je nejvýraznější u průmyslu, domácností a dopravy. Podíl spotřeby průmyslu RF na celkové spotřebě je 51% na rozdíl od ČR s 42%. V České republice dominuje za průmyslovou stránka 18
spotřebou spotřeba v domácnostech (26%) a v službách (25%). Velká rozdílnost (11%) je v elektroenergetických nárocích na dopravu. spotřeba podle typu odběratele RF 2%
Průmysl
0%
Doprava
17%
Domácnost
51%
17%
Služby Zemědělství
13%
Ostatní nespecifikovana spotřeba Zdroj: www.iea.org
graf č. 3 – Spotřeba podle typu odběratele spotřeba podle typu odběratele ČR Průmysl
2% 3%
Doprava
23%
Domácnost
42%
Služby Zemědělství
26%
Ostatní nespecifikovana spotřeba
4%
Zdroj: www.iea.org
graf č. 4- Spotřeba podle typu odběratele
3.6 Energetická náročnost na HDP Energetická náročnost ČR byla v roce 2005 1,053 MJ/Kč HDP. Podle Státní energetické koncepce ČR, energetické hospodářství by mělo směřovat k vysokému zhodnocení vstupů a tím se postupně k roku 2030 bude snižovat energetická náročnost až na hodnotu 0,454 MJ/Kč. Absolutní energetická náročnost HDP je naznačena v následující tabulce č. 7. Průměrné roční tempo poklesu energetické náročnosti na HDP bude do roku 2030 3,22 %. Tab č. 7 Energetická náročnost ČR (MJ/Kč HDP) 2000
2005
2010
2015
2020
2025
2030
1,212
1,053
0,889
0,743
0,623
0,538
0,454
Tabulka č. 7 – Energetická náročnost ČR
Energetická náročnost RF převyšuje 2,3 průměrnou světovou hodnotu a 3,1 průměr EU. Podle „www.iea.org“ v roce 2005 byl rozdíl mezi energetickou náročností ČR a RF 2,76. Podle Strategie RF do roku 2020 se energetická náročnost HDP sníží o 26-27% k roku 2010 a o 45-55% do roku 2020.
stránka 19
4. Porovnání a tvorba tarifů za elektřinu 4.1 Struktura cen s elektřinou v RF 4.1.2 Poplatek za přenos Poplatek za přenos el. energie představuje náklady FSK kompenzující ztráty vedením JES. Nákup této kompenzační energie a výkonu je uskutečněn na velkoobchodním trhu za regulované ceny stanovené FST. Poplatek za přenos je pro rok 2008 dvousložkový a je určen příkazem FST № 538-э/6 z 25. prosince 2007 z: • ceny za výkon, společné pro všechny subjekty RF - 48 170,26 RUB/MW/měsíc • ceny za ztráty vedením, závislé na jednotlivých subjektech RF • Leningradská oblast - 729,29 RUB/MWh • Moskevská oblast - 719,52 RUB/MWh • Tomská oblast - 675,35 RUB/MWh 4.1.3 Poplatek za distribuční sítě Distribuční společnosti z velké míry vznikly při reformování ruské energetiky z regionálních energetických společností. Tarify za distribuční sítě jsou stanoveny metodou oprávněných nákladů distribuční společnosti a jsou závislé na napěťové hladině. Poplatek za distribuční sítě je dvousložkový. Skládá se ze stálé měsíční platby a poplatku za ztráty. Tarif zohledňuje náklady na ztráty vedením v distribučních sítích podle napěťové hladiny a oprávněné náklady distribuční společnosti. Tarify na použití distribučních sítí jsou regulovány regionální energetickou komisí v mezích stanovených FST. Ceny za distribuční sítě LenEnergo a.s. v Leningradské oblasti jsou v následující tabulce č. 8. Tab. č. 8 - Cena za distribuční sítě LenEnergo a.s. napěťová hladina
cena za údržbu el. sítí RUB/MW/měsíc
cena za ztráty RUB/MWh
110 kV a více 35 kV 20 - 1 kV 0,4 kV
196 803,43 198352,76 175137,3 194 147,56
13,89 26,07 140,39 314,99
celková cena za distribuční služby RUB/MWh 314,73 379,12 444,51 642,71 Zdroj: www.lenenergo.ru
Tabulka č. 8 – Cena za distribuční sítě LenEnergo a.s.
4.1.4 Poplatek za Systémového operátora Výpočet tarifu za služby operativně dispečerského řízení (Systémového operátora) je realizován pomocí metod schválených FST. Při výpočtu tarifu se uvažují náklady, určené usnesením vlády z 7 prosince 2005 № 738, spojené především s plánováním technologické
stránka 20
rezervy výkonu el. energie a investičními projekty. Služby Systémového operátora jsou účtovány výrobcům el. energie ve výši 4036,8 RUB/MW/měsíc. 4.1.5 Poplatek za Administrátora obchodního systému Výpočet tarifu za služby ATS je také v kompetenci FST. Tarif je jednosložkový a zahrnuje v sobě náklady na organizování obchodů na velkoobchodním trhu. Od 1. dubna je v platnosti nová cena za použití ATS ve výši 0,685 RUB/MWh. Účastníci velkoobchodního trhu musí dále platit za služby spojené s organizací vzájemných obchodních vztahů a finančními výpočty spojené s prodejem el. energie 100% dceřiné společnosti ATS„Centr fanancovych rasčetov a.s“ ve výši 0,160 RUB/MWh. 4.1.6 Poplatek za prodejní přirážku Výpočet tarifu prodejní přirážky se provádí metodou oprávněných nákladů (náklady nutné k činnosti společnosti atd.) Prodejní přirážka je regulovaná regionální energetickou komisí a je různá pro jednotlivé prodejce el. energie respektive pro garantujícího dodavatele el. energie. Tarif je jednosložkový, pro Petrohradského prodejce el. energie představuje hodnotu 60,04 RUB/MWh. 4.1.7 Cena pro koncové uživatele Odběratelé nepůsobící na velkoobchodním trhu (domácnosti, školy, neziskové společnosti, průmysl atd) nakupují el. energii za ceny, v kterých jsou již započítány výše uvedené poplatky. Ceny jsou zavislé nejen na typu odběratele, ale také na napěťové hladině, prodejci el. energie a území ve kterém se odběratel nachází a jsou chváleny regionální tarifovou službou. Jako příklad cen pro koncové uživatele jsem uvedl ceník Petrohradského prodejce el. energie a Moskevského prodejce el. energie „Mosenergosbit“ viz tabulka č. 9 a 10.
stránka 21
Tab č. 9 Petrohradský prodejce el. energie 110kV a více
35 kV
1368,8 2533,3 630,6 932,30 1 368,80 1926,2
1478 2533,3 826,3 932,3 1478 2275,3
20 - 1 0,4 kV kV
2
Skoukromé společnosti a ostatní odběratelé mimo obyvatelstovo Jednotarif Dvousložkový tarif - poplatek za výkon Dvousložkový tarif - poplatek za el. energii Trojtarif - noční odběr Trojtarif - pološpiškový odběr Trojtarif - špičkový odběr
1671,3 2533,3 848,1
1688,3 2533,3 859
1 671,30 2624,4
1688,3 2973,5
RUB/MWh RUB/MW/měsíc RUB/MWh RUB/MWh RUB/MWh RUB/MWh
Domácnosti s plynovými sporáky, chaty, nekomerční združení a ostaní obyvatelstvo Jednotarif Dvoutarif - noční odběr Dvoutarif - denní odběr Domácnosti s elektrickým sporákem Jednotarif Dvoutarif - noční odběr Dvoutarif - denní odběr Obyvatelstvo se zemědělskou činností Jednotarif Dvoutarif - noční odběr Dvoutarif - denní odběr
1850 930 1850
RUB/MWh RUB/MWh RUB/MWh
1300 930 1300
RUB/MWh RUB/MWh RUB/MWh
1300 930 1300
RUB/MWh RUB/MWh RUB/MWh Zdroj: www.pesc.ru
Tabulka č. 9 – Petrohradský prodejce el. energie2
Tab č. 10 Moskevský prodejce el. energie "MosEnergosbyt" Domácnosti s elektrickým sporákem Jednotarif Dvoutarif - denní odběr Doutarif - noční odběr Trojtarif - mimo špičku Trojtarif - pološpička Trojtarif - špička Domácnosti s plynovým sporákem
1660 1660 420 420 1 660 1400
RUB/MWh RUB/MWh RUB/MWh RUB/MWh RUB/MWh RUB/MWh
Jednotarif Dvoutarif - denní odběr Doutarif - noční odběr Trojtarif - mimo špičku Trojtarif - pološpička Trojtarif - špička
2370 2370 590 590 2 370 2000
RUB/MWh RUB/MWh RUB/MWh RUB/MWh RUB/MWh RUB/MWh
Zdroj: www.mosenergosbyt.ru
Tabulka č. 10 - MosEnerosbyt
2
noční odběr (23.00 - 7.00), denní odběr (7.00 - 23.00), mimo špičku (23.00 - 8.00), pološpička (8.00 10.00), špička (10.00 - 23.00)
stránka 22
4.2 Metody výpočtu tarifů RF 4.2.1 Metoda oprávněných nákladů Při výpočtu tarifů pomocí metody oprávněných nákladů se vychází ze znalosti minimální hrubé tržby (NVV – neobxodimaja volovaja vyručka)3 a ročního objemu produkce nebo poskytnutých služeb definovaných FST. Plánovaná výroba musí být stanovena a odsouhlasena regionální energetickou komisí, RAO JES RF, FSK a ATS nejpozději do 1. května Tarif na příští rok je pak dán vztahem T =
NVV náklady + zisk = W W
(1)
Při výpočtu minimální tržby se uvažují náklady snižující základ daně, tj. náklady spojené s výrobou a realizací produkce (služeb) tak také náklady, které se nezapočítávají do daňového základu pro výpočet daně s příjmu (např. daň z příjmu). Dodavatelé el. energii působící na velkoobchodním trhu při výpočtu minimální hrubé tržby započítávají náklady na palivo, opravy, mzdové náklady, odpisy a náklady spojené s udržováním výkonu. Do minimální hrubé tržby se také započítávají náklady spojené s investicemi do obnovy stávajících a nových zařízení, výplaty dividend atd. Do výpočtu minimální hrubé tržby se nezapočítávají finanční výsledky obchodů na velkoobchodním trhu v oblasti tržních cen. Při výpočťě regulovaných tarifů (cen) metodou oprávněných nákladů, minimální hrubý zisk musí odpovídat hodnotě požadované návratnosti investovaného kapitálu závislého na velikosti inflace a úrokové míře. Pro každou organizaci je stanovení nákladů definováno samostatně na základě vyplnění formulářů a jejich vyhodnocení. Tím se metoda liší od metody indexace (uvedenou v následující kapitole), kde jsou náklady rozděleny na jednotlivé položky a k nim pak stanoveny indexy, které představují tempo růstu daných nákladů. Tyto indexy jsou však pro všechny organizace v daném regionu stejné. 4.2.2 Metoda indexace tarifů Přechod k vytváření tarifů na el. energii pomocí vzorců indexace je podstatnou změnou v oblasti regulace. Indexace tarifů představuje nejvíce užitečný a jednoduchý způsob přechodu od státního regulování tarifů k tržní cenotvorbě na konkurenčním trhu s el. energií. Tarify na el. energii (výkon) se podle nové metodiky nestanovují přímým výpočtem oprávněných nákladů, tedy výpočtem minimální hrubé tržby, ale cestou aplikace indexů. Indexační vzorce určují závislost ceny jednotky el.energie (výkonu) na očekávané inflaci,
3
množství finančních prostředků nutných k zajištění regulované činnosti, v závislosti na produkci nebo poskytnutých službách v daném regulovaném období.
stránka 23
změn ceny paliva, vodní daně4 a dalších položek ovlivňující jednotku energie a nutných k činnosti společnosti. Budoucí náklady jsou rozděleny na jednotlivé nákladové položky (skupiny položek), ke kterým je definován určitý index dovolující přesněji odhadnout trend růstu nákladové položky. Během posledních let FST uplatňovala jistý model indexace výdajů, utvářející nutnou tržbu (příjem). Nicméně principiální rozdílnost spočívá v tom, dřívější indexy byly spojené vždy individuálně s jednotlivou společností a odrážely plán nákladů dané společnosti. V indexačních vzorcích se používají prognózní i skutečné indexy, spočítané pro celou RF nebo pro velké regiony. V tomto ohledu se jedná o objektivní ukazatele, s omezením změny na místní specifika. Indexační vzorec nepřepokládá vytvoření takové úrovně hrubého příjmu, která by pokrývala individuální výdaje regulované společnosti. Hrubý příjem spočítaný pomocí indexačních vzorců představuje normativní příjem, to jest takový, který regulovaná společnost by měla obdržet při dodržení prognózovaných ukazatelů. Podle výsledků činnosti v regulovaném období, může společnost získat dodatečný zisk nebo ztráty. Pro regulační orgán je konečný zisk nebo ztráta nástroj pro vyhodnocení činnosti společnosti. Normativní hrubý příjem tedy slouží jako měřítko fungování činnosti společnosti. Metoda indexace se provádí pro tarify na rok 2008 a jako bázový rok se berou dříve stanovené regulované tarify. Tím jsou do jisté míry zohledněna výchozí specifika jednotlivých regionů.
4.3 Porovnání tarifů 4.3.1 Porovnání jednotlivých poplatků V kapitole 4.1 je uvedena struktura poplatků za el. energii v klasifikaci podle druhu činnosti. V ČR je celková cena za el. energii od doby liberalizace pro konečné zákazníky složena z jednotlivých poplatků. V RF je celková cena el. energie schválena regionální tarifovou službou na území daného subjektu RF ve formě jednotarifu, dvoutarifu nebo třítarifu, v kterém jsou již započítány poplatky na nakoupení silové elektřiny na velkoobchodním trhu, poplatek za přenos, distribuci, Systémového operátora, Administrátora obchodního systému a prodejní přirážka prodejce el. energie. Poplatek za systémové služby jaký je v ČR, je započítán v RF v tarifu SO. Podpora obnovitelných zdrojů v RF není přímo financována z tarifů na el. energii, ale pomocí vládních dotací. Účastník velkoobchodního trhu je povinen před nákupem nebo prodejem uzavřít smlouvu o použití magistrálních sítí s FSK, ATS a SO. Poplatky za využití těchto služeb jak již bylo zmíněno, jsou regulovány FST a regionálními tarifovými službami.
4
Daň za využití vody z řek
stránka 24
4.3.2 Srovnání ceny tarifu pro obyvatelstvo Podkladem pro srovnání tarifů je tarif od distribuční společnosti E.ON (D02d), vhodný pro obyvatelstvo se střední spotřebou. Jedná se o jednotarif pro odběrná místa bez významného zastoupení elektrických akumulačních či přímotopných spotřebičů. Jako srovnávací tarif je vybrán z důvodu snazšího porovnání též jednotarif od Petrohradského prodejce el. energie vhodný pro domácnosti s plynovým sporákem. Petrohradský prodejce el. energie nenabízí na rozdíl od českých distribučních společností takové spektrum odlišných tarifů. Na následujících obrázcích jsou uvedeny tarify určené k porovnání. tarif od E.on, jednotarifová sazba včetně silové el. (sazba D02d) poplatek za distribuci
1 634,41 Kč/MWh
poplatek za jistič 1x25 A
24,00 Kč/měsíc
poplatek za systémvé služby
147,81 Kč/MWh
OZE
Petrohradský prodejce, dvoutarif pro obyvatelstvo poplatek za dodávku elektřiny (23.00 ‐ 7.00) poplatek za dodávku elektřiny (7.00 ‐ 23.00)
RUB/MWh RUB/MWh
Zdroj: www.pesc.ru
40,75 Kč/MWh
OTE
930 1850
4,75 Kč/MWh
poplatek za silovou elektřinu
1 615,00 Kč/MWh
stálý měsíční poplatek za odběrné místo
Obrázek č. 8 – Tarif Petrohradského prodejce
40,00 Kč/měsíc Zdroj: www.eru.cz
Obrázek č. 7 – Tarif od E.On D02d
Z důvodu odlišných položek za elektřinu v českém a ruském tarifu (cena není pouze v Kč/MWh, ale také v měsíčních poplatcích nezávislých na množství odebírané elektřiny) jsem k porovnání použil odběrový diagram charakterizující oba tarify, na který jsem posléze tarify aplikoval. Výchozí porovnávací odběrový diagram je stanoven pomocí TDD. Rozhodl jsem se pro TDD4, který odpovídá odběru průměrných domácností bez tepelného využití elektřiny. Koeficienty TDD jsem použil k stanovení hodinového odběru, tak aby celkové množství odebírané roční energie představovalo 1,602 MWh, což odpovídá proudu jistícího prvku 1x25A s uvažováním přestupního roku a zimního a letního času. V následujících tabulkách č. 11 a č. 12 jsou předchozí dva srovnávací tarify převedeny na průměrnou cenu el. energie v českých korunách za MWh. Pro přepočet ruského rublu na českou korunu je brán v úvahu kurz podle České národní banky z 2. května 2008 ve výši 68,715 RUB za Kč. Tab. č. 11. E.on, 0,4kV - NN pro domácnosti (sazba D02d) Kč/jednotka
Kč
Ø Kč/MWh
1634,41
2 618,32
1 634,41
poplatek za jistič 1x25 A (Kč/měs)
24
288,00
179,78
poplatek za sys. služby (Kč/MWh)
147,81
236,79
147,81
OZE (Kč/MWh)
34,13
54,68
34,13
OTE (Kč/MWh)
4,75
7,61
4,75
poplatek za silovou el. (Kč/MWh)
1615
2 587,23
1 615,00
40
480,00
poplatek za distribuci (Kč/MWh)
poplatek za odběrné místo (Kč/měs.)
celkem
299,63
3915,50
Tabulka č. 11 – Tarif E.On, D02d
stránka 25
Tab. č. 12 - Petrohradský prodejce, dvoutarif pro obyvatelstvo RUB/jednotka
RUB
Ø Kč/MWh
poplatek za dodávku elektřiny (23.00 - 7.00)
930
308,99
132,54
poplatek za dodávku elektřiny (7.00 - 23.00)
1850
2 349,04
1 007,58
celkem
1 140,12
Tabulka č. 12 – Petrohradský prodejce
Z výše uvedených tabulek vyplývá rozdílnost ceny el. energie v ČR a RF. Cena elektřiny v ČR pro obyvatelstvo je při uvažování tarifu D02d přibližně 3,5 větší. Tento rozdíl je dán především regulací ceny elektřiny v RF ze sociálního důvodu a nutnosti její široké dostupnosti pro obyvatelstvo. 4.3.3 Srovnání ceny tarifu na napěťové hladině VN Při srovnání tarifů na napěťové hladině VN jsem zvolil tarif od distribuční společnosti E.ON určený pro odběr z napěťové hladiny VN (1 – 52 kV). Srovnávaným ruským tarifem je tarif od Petrohradského prodejce el. energie určený pro odběr z napěťové hladiny 20 - 35kV. Srovnání jsem obdobně jako v předešlé kapitole stanovil cestou aplikování tarifu na odběrový diagram vytvořený pomocí TDD3, který je určený pro průmyslového odběratele s uvažováním ročního odběru el. energie 147,135MWh. Petrohradský prodejce el. energie na napěťové hladině 35 – 110 kV nabízí 3 druhy tarifů. Prvním z nich je dvousložkový tarif se stálou měsíční platbou za el. výkon a platbou za el. energii, jednotarif a třítarif rozdělený podle času odběru na odběr mimo špičku, v pološpičce a ve špičce Do srovnání jsem zahrnul jednotarif a třítarif. tarif od DS E.on na napěťové hladině VN distribuce ‐ použití sítí distribuce ‐ rezervovaná kapacita poplatek za systémvé služby
Petrohradský prodejce, tarif pro odběratele na VN 103,49 Kč/MWh 104 349,00 Kč/MW/měsíc 147,81 Kč/MWh
OZE
40,75 Kč/MWh
OTE
4,75 Kč/MWh Zdroj: www.eru.cz
dvousložkový tarif jednotarif trojtarif ‐ mimo špičku (23.00 ‐ 7.00) trojtarif ‐ pološpička (7.00 ‐ 10.00, 17.00 ‐ 21.00) trojtarif ‐ špička (10.00 ‐17.00, 21.00 ‐ 23.00)
253 330,00 RUB/MW/měsíc 848,10 RUB/MWh 1671,3 RUB/MWh 932,3 RUB/MWh 1478 RUB/MWh 2275,3 RUB/MWh Zdroj: www.pesc.ru
Obrázek č. 9 – Tarif E.On na VN Obrázek č. 10 – Tarif Petrohradského prodejce na VN
K jednotlivým položkám v tarifu od distribuční společnosti E.ON jsem připočet průměrnou roční cenu silové elektřiny na denním trhu podle statistiky OTE za rok 2007 ve výši 1045Kč/MWh. Převedením všech položek pomocí odběrového diagramu na cenu elektřiny v Kč za MWh dostanu výchozí srovnávací hodnotu tarifu. Tato hodnota je závislá na odběrovém diagramu z důvodu stanovení rezervované kapacity. Rezervovanou kapacitu volím s ohledem na maximální hodinové zatížení. Průměrná cena přenosu přepočtena na Kč za MWh podle informací z ERÚ pro rok 2008 je 128,67 Kč/MWh. Cena za distribuci po přepočtení na Kč za MWh (rezervovaná kapacita i použití sítí) představuje na napěťové stránka 26
hladině VN hodnotu 387,28 Kč/MWh. Tato cena však zahrnuje také cenu za přenos. Výsledná cena za distribuční sítě je dána průměrnou cenou za přenos odečtenou od ceny za distribuci. Výsledná cena za přenos je 258,61 Kč/MWh. Prodejní přirážka představuje v průměru 50Kč/MWh. Celková cena za elektřinu včetně silové elektřiny podle tarifu E.ON na napěťové hladině VN je 1676,09 Kč/MWh. Silová elektřina v celkové ceně je zastoupena z 62,4%. V České republice jsou položky jako cena distribuce, podpora OZE, cena OTE a poplatek za systémové služby pěvně zakotveny ve výsledném tarifu. Zde je rozdíl od konečného tarifu v RF, který také odráží náklady Administrátora obchodního systému, Systémového operátora, poplatek za přenos, distribuci a prodejní přirážku ale ty nejsou přímo v tarifu za elektřinu v koncovém tarifu. V následujících tabulkách jsou vidět výsledné tarify převedené na Kč/MWh. Tab. č. 13 - E.on, VN Kč/jednotka
Kč
Ø Kč/MWh
přenos (Kč/MWh)
128,67
18 931,86
128,67
distribuce - použití sítí (Kč/MWh)
103,49
15 227,00
distribuce - rez. kap. (Kč/MW/měsíc)
104349
41 756,07
poplatek za sys. služby (Kč/MWh)
147,81
21 748,02
147,81
OZE (Kč/MWh)
40,75
5 995,75
40,75
OTE (Kč/MWh)
4,75
698,89
4,75
1045,5
153 829,64
1 045,50
50
7 356,75
50,00
poplatek za silovou el. (Kč/MWh) prodejní marže (Kč/MWh)
258,61
celkem
1676,09
Tabulka č. 13 – Tarif E.On na VN
Tab. č. 14 - Petrohradský prodejce, odběratelé na 20kV až 35 kV RUB/jednotka
RUB
Ø Kč/MWh
1671,3
245 906,73
1 148,43
trojtarif ‐ mimo špičku (23.00 ‐ 7.00)
932,3
40 219,36
187,83
trojtarif ‐ pološpička (7.00 ‐ 10.00, 17.00 ‐ 21.00)
1478
77 953,94
364,06
2275,3
116 582,48
jednotarif celkem
1148,43
trojtarif ‐ špička (10.00 ‐17.00, 21.00 ‐ 23.00) celkem
544,46 1096,36
Tabulka č. 14 – Tarif Peterohradského prodejce na VN
V závislosti na typu tarifu je výsledná přepočtená cena za elektřinu pro obyvatelstvo v RF 1148 Kč/MWh u jednotarifu, respektive 1096 Kč/MWh u trojtarifu. V následující tabulce č. 15. jsem se pokusil vyčíslit tarif pro odběratele odebírající elektřinu z distribuční sítě LenEnergo na napěťové hladině 35kV, kde nákup elektřiny je realizován přes Petrohradského prodejce el. energie (prodejní přirážka 60,04 RUB/MWh) na velkoobchodním trhu za regulované ceny. Jako cenu silové elektřiny jsem volil průměrnou cenu regulovaných smluv v roce 2007. Tato cena obsahuje již poplatek za systémového operátora (4036,8 RUB/MW/měsíc), který po přepočtení podle odebíraného výkonu představuje 7,54 Kč/MWh. stránka 27
V následující tabulce je vypočtený tarif, skládající se z dostupných informací o jednotlivých položkách tarifu. Tarif je aplikován obdobně jako tarif od společnosti E.ON a Petrohradského prodejce el. energie na odběrový diagram vytvořený pomocí TDD3 s ročním odebíraným množstvím elektřiny 147,135 MWh. Výsledná cena tarifu je 1129,18 Kč/MWh, což představuje přibližně cenový střed mezi jednotarifem a trojtarifem od Petrohradského prodejce el. energie při uvažování stejného odběrového diagramu.
Tab. č. 15 - Tarif podle jednotlivých položek v RF RUB/jednotka
RUB
48 170,26
19 275,71
90,02
729,29
107 304,08
501,13
379,12
55 781,82
260,51
4 036,80
1 615,36
7,54
přenos - rezervovaný výkon (RUB/MW/měsíc) přenos -ztráty vedením (RUB/MWh) poplatek za distribuci (RUB/MWh) systemový operátor (RUB/MW/měsíc)
Ø Kč/MWh
ATS (RUB/Mwh)
0,85
124,33
0,58
prodejní marže (RUB/MWh)
60,04
8 833,99
41,26
silová elektřina (bez SO) (RUB/MWh)
332,00
48 848,82
celkem
228,13
1 129,18
Tabulka č. 15 – Tarif podle jednotlivých položek
4.4.4 Grafické vyhodnocení tarifů V následujícím grafu č. 5 a posléze č. 6 je ukázáno srovnání tarifů pro obyvatelstvo a tarifů pro odběr na napěťové hladině VN, včetně rozboru poplatků z kterých se skládá celkový tarif za elektřinu v RF a ČR na napěťové hladině VN. Srovnání cen tarifů 3 915,50
4 000,00 3 500,00 3 000,00 2 500,00 2 000,00 1 500,00 1 000,00 500,00 0,00
3,4X 1676,09
1,5X
1 140,12
1096,36
obyvatelstvo
napětová hladina VN
Distribuční společnost E.On
Petrohradský prodejce
Graf č. 5 –Srovnání cen tarifů
stránka 28
Srovnání struktury poplatků na VN 100%
0,05% 0,00%
3,65% 0,67%
2,98%
0,28%
8,82%
90%
2,43%
20,20%
80% ATS ‐ OTE
70% 23,07%
prodejní marže
60% 62,38%
50%
systemový operátor x systémové služby
40%
OZE
30% 52,35%
silová elektřina
20% 15,43%
10% 7,68%
0% RF
distribuce přenos
CR
Graf č. 6 – Srovnání struktury poplatků na VN
V RF má největší podíl ve výsledném tarifu složka za přenos a distribuci a to převážně z důvodu velkých ztrát na dlouhých vedeních. V ČR není dominantní podíl přenosu a distribuce na celkové ceně elektřiny, ale cena silové elektřiny.
Informační zdroje: [1] usnesení vlády z 11. června 2001 № 526 „Hlavní směry reformy elektroenergetiky RF“ [2] zákon № 35 „O energetice“ [3] zákon № 41„O státní regulaci tarifů na el. a tep. energii v RF“ [4] Strategie RAO JES RF na 2003 – 2008 [5] Zákon № 36„O specifikách fungování elektroenergetiky v přechodném období“ [6] № 643 „O pravidlech velkoobchodního trhu s el. energií v přechodném období“ [7] usnesení vlády z 26. dubna 2004, zákon № 526 „O cenotvorbě elektřiny v RF“ [8] Státní energetická koncepce [9] www.rao-ees.ru [10] www.np-ats.ru [11] www.minprom.gov.ru [12] www.tgk-1.ru [13] www.so-cdu.ru [14] www.fstrf.ru [15] www.government.ru [16] www.fsk-ees.ru [17] www.worldenergy.org [18] PRE-ENERGY 1/2008 – Organizovaný blokový trh s elektřinou str. 8. [19] Vyhláška o pravidlech trhu s elektřinou č. 365/2007 Sb. [20] Energetický zákon 458/2000 stránka 29
