Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009

Prezentace na téma: "Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009"— Transkript prezentace:

1 Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009
Seminář SVSE Vývoj a předběžné ceny regulovaných činností EGÚ Brno, a. s. Sekce provozu a rozvoje elektrizační soustavy Brno, 21. října 2008

2 Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009
Obsah prezentace Úvod, stručný přehled hlavních činností. Podklady k metodice regulace cen Zkušenosti objednatelů s regulací cen – stanoviska ERÚ Předběžné ceny za služby PS a cena SyS. Ostatní regulované ceny Podpora OZE, KVET a druhotných zdrojů, Podpora decentrální výroby Cena za činnost zúčtování OTE, a. s. Předběžné ceny za služby distribučních sítí. Návrh koncepce tarifů distribuce elektřiny pro KZ na úrovni NN, Analýza cen elektřiny na VO trhu. 2 EGÚ Brno, a. s.

3 Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009
Projekt „Ceny a tarify …“ je v roce 2008 řešen v EGÚ Brno, a. s. v rámci sedmi smluv o dílo, registrovaných u zhotovitele pod čísly: 81006: ERÚ, 81007: ČEZ Distribuce, a. s., PREdistribuce, a. s., E.ON Distribuce, a. s., 81008: výrobce ČEZ, a. s., 81009: IPP – 12 nezávislých výrobců a AEM – SVSE, 81010: Dodavatelé poslední instance - ČEZ, a. s., Pražská energetika, a. s., E.ON Energie, a. s., 81011: ČEPS, a. s. 81027: OTE, a. s. 3 EGÚ Brno, a. s.

4 Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009
Stručný přehled hlavních činností – (1) Postup prací zajištěný do konce května 2008 byl již presentován ve zprávě předané k termínu a projednán na prvním Koordinačním semináři dne V uvedeném období byly zpracovány a objednatelům předány následující body věcné náplně: Vyhodnocení názorů a zkušeností jednotlivých subjektů s metodikou regulace, případné návrhy na úpravu metody regulace na základě podkladů shromážděných od jednotlivých subjektů. Návrhy a doporučení způsobu stanovení míry ztrát a příslušného korekčního faktoru na ztráty v přenosové a distribučních soustavách pro další regulační období. Zpracování návrhu koncepce distribučních tarifů. ERÚ byly postupně předávány verze vytvářeného výpočetního modelu stanovení cen pro simulace dopadů regulace ve 3. regulačním období. 4 EGÚ Brno, a. s.

5 Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009
Stručný přehled hlavních činností – (2) V dalším období se práce soustředily na následující problematiku dle zadání: Upřesnění některých technických vstupů a parametrů regulace, koordinace podkladů PDS s údaji PPS. Kontrola technických podkladů vykázaných jednotlivými subjekty a návrhy na řešení zjištěných disproporcí. Ověření výsledků regulace PPS v roce 2007, stanovení korekčních faktorů přenosu a systémových služeb. Předběžné výpočty cen přenosu a cen systémových služeb. Ověření výsledků regulace PDS v roce 2007, stanovení korekčního faktoru, aktualizace ekonomických údajů na základě auditu roku 2007, sestavení vstupních údajů potřebných pro stanovení cen distribuce v roce 2009 a jejich verifikace. Předběžné výpočty cen distribuce. 5 EGÚ Brno, a. s.

6 Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009
Stručný přehled hlavních činností – (3) Stanovení korekčního faktoru podpory OZE, KVET a DZ pro PDS a PPS na základě ověření výsledků regulace v roce 2007. Výpočty ceny příspěvku konečných zákazníků na krytí vícenákladů na výkup elektřiny z obnovitelných zdrojů, z kombinované výroby elektřiny a tepla a druhotných zdrojů v roce 2009 se zahrnutím korekčního faktoru. Nastavení předběžné nákupní ceny silové elektřiny na krytí ztrát. Nastavení předběžné ceny příspěvku konečných zákazníků na podporu decentrální výroby a nastavení cen za činnost zúčtování odchylek OTE. Pokračování ve zpracování návrhu koncepce distribučních tarifů. 6 EGÚ Brno, a. s.

7 Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009
Stručný přehled hlavních činností – (8) Výpočty regulovaných cen mohou ještě doznat změn a být aktualizovány v souvislosti s: upřesněním velikosti povolených výnosů ze strany ERÚ, upřesněním pevných cen k tržním cenám pro KVET a pro druhotné zdroje, stanovením průměrných cen silové elektřiny pro MOP a MOO a na krytí ztrát pro podmínky roku 2009, návrhem tarifů dodavatele poslední instance pro MOP a MOO, Konstatuje se, že práce probíhají v souladu s dohodnutým harmonogramem věcného a časového řešení díla, uvedeným ve smlouvách. 7 EGÚ Brno, a. s.

8 Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009
Podklady k metodice regulace cen 8 EGÚ Brno, a. s.

9 Zkušenosti objednatelů s regulací cen
Objednatelům smluv byl rozeslán požadavek na zpracování dosavadních zkušeností s regulací cen elektřiny ve druhém regulačním období s termínem odevzdání do EGÚ Brno, a. s. zpracoval zkušenosti a názory k Výsledky byly projednány na Koordinačním semináři dne Přehled respondentů: 9 EGÚ Brno, a. s.

10 Zkušenosti objednatelů s regulací cen
Stanovisko ERÚ k návrhům na úpravu metodiky Cena za systémové služby ERÚ nedoporučuje vázat sníženou cenu SyS pro lokální spotřebu na existenci smluvního vztahu na dodávku elektřiny mezi výrobcem a odběratelem v LDS. (připomínka AES Bohemia spol. s.r.o.) Cena za služby distribučních sítí Připomínky skupiny ČEZ a PREdistribuce, a.s. k třetímu regulačnímu období jsou chápány jako připomínky ke strategii ERÚ, v jehož pravomoci jsou pravidla pro 3. r. o. Zástupce ERÚ k tomu uvedl, že s přeceněním odpisů se již uvažuje, přecenění aktiv bude diskutováno se zástupci PDS. K problematice ztrát v DS existují návrhy, jak k nim přistupovat ve 3. r. o. 10 EGÚ Brno, a. s.

11 Zkušenosti objednatelů s regulací cen
Stanovisko ERÚ k návrhům na úpravu metodiky Tarify pro KZ na hladině NN ERÚ je připraven zabývat se otázkou sazby pro PLC odběry (Požadavek PREdistribuce, a. s.). Problém je zejména legislativní, jako možné řešení je rozšíření stávajících podmínek pro sazbu C60d, která je dle provedené analýzy EGÚ Brno, a. s. vyšší než jednosložková cena za distribuci s tím, že distributorovi tak bude „zaplacena“ i silová elektřina, kterou tomuto odběru distributor dodá, avšak formálně se tato elektřina objevuje ve ztrátách. Připomínka ČEZ ke nové koncepci distribučních tarifů, průhlednější a stabilnější z pohledu volby zákazníka, systém zaměřený na podporu odběrů mimo špičku (off- peak) a podporující topenářské sazby. V koncepci distribučních tarifů je těžko obhajitelná cena nižší než je cena za použití distribuční sítě na hladině NN. Obě témata jsou projednávána na jednání tarifní komise. 11 EGÚ Brno, a. s.

12 Zkušenosti objednatelů s regulací cen
Stanovisko ERÚ k návrhům na úpravu metodiky Cena pro výrobce za decentrální výrobu pro rok 2009 zřejmě zůstane podpora na stejné úrovni jako v roce (Požadavek AES Bohemia spol. s r.o.) pro 3. regulační období ERÚ zvažuje vázat příspěvek alespoň pro větší zdroje připojené do distribučních soustav na jejich další funkce v soustavě, tj. nejen na úsporu ztrát, ale i na schopnost zásobit určité území ve stavech nouze při rozpadu soustavy. Podpora výroby elektřiny v OZE–KVET–DZ ERÚ nepřevezme odhady velikostí dodávek elektřiny z OZE/KVET od jednotlivých PDS, ale bude tyto údaje kontrolovat z dalšími podklady a informacemi, které úřad má. ERÚ se tím chce vyhnout nepřesnostem v registraci žádostí. (požadavek skupiny ČEZ na zahrnutí odhadu distributora v množství dodané a vykoupené elektřiny) 12 EGÚ Brno, a. s.

13 Zkušenosti objednatelů s regulací cen
Stanovisko ERÚ k návrhům na úpravu metodiky Podpora výroby elektřiny v OZE–KVET–DZ ERÚ ani regionální PDS nemají oprávnění měnit metodiku vykazování spotřeby KVET, která je záležitostí MPO. ERÚ může reagovat pouze formou doporučení. (Připomínka AES Bohemia spol. s r.o.) k dopadu povinného výkupu elektřiny z OZE na vykupujícího obchodníka do nákladů na odchylku ERÚ konstatoval, že přirozená nestálost dodávky z OZE nesmí být důvodem pro neplnění podpory ze strany distributorů. za stávajících legislativních podmínek je těžké nalézt vhodnější systém podpory a související úhrady vícenákladů. 13 EGÚ Brno, a. s.

14 Zkušenosti objednatelů s regulací cen
Stanovisko ERÚ k návrhům na úpravu metodiky Průměrná cena silové elektřiny pro stanovení nákladů na ztráty k návrhu Skupiny ČEZ, aby při kalkulaci ceny elektřiny na krytí ztrát byl uvažován diagram netto, tj. po odpočtu povinných výkupů, ERÚ uvedl, že diagram netto je k dispozici pro rok i-2, ale není znám v případě plánu pro regulovaný rok. Tento informační vstup je nutné dále diskutovat před přijetím dalšího postupu. Cena elektřiny zajišťovaná dodavatelem poslední instance Požadavek Skupiny ČEZ, aby do ceny byla zakalkulována nejistota (kdy a jaký objem bude muset v tomto režimu dodávat), přehodnocena výše marže a aby ceny DPI vycházely z aktuálních tržních cen, např. analogie k produktu ČEZ, a.s. – Měsíc. dle názoru ERÚ by se cena DPI neměla lišit o běžné ceny nabízené konečným zákazníkům na neregulovaném trhu. ERÚ se chce vyhnout situaci, kdy by obchodník byl motivován k tomu, aby elektřinu prodával radši v režimu DPI, tedy dráž. 14 EGÚ Brno, a. s.

15 Zkušenosti objednatelů s regulací cen
Stanovisko ERÚ k návrhům na úpravu metodiky Připomínky k Cenovému rozhodnutí úprava metodiky výpočtu ztrát na sekundární straně transformátorů s využitím skutečných parametrů odběratelského transformátoru se řeší s pracovní skupinou PDS. Ustanovení v cenovém rozhodnutí budou aktualizována a budou přesunuta do vyhlášky o pravidlech trhu. (Připomínka PREdistribuce, a.s.) ve stávajícím systému může SEI ověřovat množství elektřiny odebrané výrobcem z RDS pro výrobu elektřiny nebo pro výrobu elektřiny a tepla v případě plateb za SyS. Jiný způsob by znamenal velký zásah do cenového rozhodnutí. (reakce na připomínku PREdistribuce, a.s. ke zpřesnění okolností plateb SyS pro výrobce ) zproštění plateb KZ, napojených na jinou než ES ČR, z ceny příspěvku na krytí vícenákladů spojených s podporou elektřiny z OZE-KVET-DZ (Požadavek Energetiky Třinec, a.s.) by bylo nesystémové. Platby za OZE-KVET-DZ a OTE jsou „formou zdanění“ podle množství odebrané elektřiny a je uplatněn princip, že každá spotřeba v ČR je zatížena touto platbou. 15 EGÚ Brno, a. s.

16 Zkušenosti objednatelů s regulací cen
Stanovisko ERÚ k návrhům na úpravu metodiky Připomínky k Cenovému rozhodnutí za vážný problém kolize vyhlášky s cenovým rozhodnutím považuje ERÚ ustanovení odstavce (5) vyhlášky 51/2006 Sb. (vyhláška o připojení), kdy je zákazníkovi po dvou letech „automaticky“ snižována hodnota rezervovaného příkonu (RP) na hodnotu RK, pokud ji zákazník měl rezervovanou jako nižší hodnotu než je hodnota RP. Tím na straně zákazníka dochází „ke znehodnocení vynaložených finančních prostředků na rezervovaný příkon“ a následně jsou mu ještě účtovány penále v případě překročení RP, který mu byl snížen. ERÚ sdělil, že na základě dohody s řediteli distribučních společností na ČSRES nebude penalizace za překročení RP do konce roku realizována. (z diskuse na jednání ) při uzavření smlouvy o dodávce elektřiny na 3 roky a následné změně systému výpočtu odchylek u OTE, se podmínky kontraktu podstatně změní. Požadavek na dlouhodobě stabilní systém výpočtu odchylek u OTE s platností pravidel v průběhu regulačního období však považuje ERÚ za obtížně proveditelný vzhledem k jeho požadovanému zveřejnění minimálně 2 roky dopředu. (požadavek Skupiny ČEZ na dlouhodobě stabilní systém výpočtu odchylek u OTE) 16 EGÚ Brno, a. s.

17 Zkušenosti objednatelů s regulací cen
Stanovisko ERÚ k návrhům na úpravu metodiky Připomínky k Cenovému rozhodnutí požadavek na umožnění dodatečné nabídky podpůrných služeb ještě 1-2 hod. před jejich uplatněním (požadavek International Power Opatovice, a. s.) považuje ERÚ za nadbytečný vzhledem k tomu, že existuje vnitrodenní a vyrovnávací trh. k požadavku Skupiny ČEZ na změnu diagramů TDD tak, aby reflektovaly skutečný poměr NT/VT doporučuje ERÚ předložit k této problematice návrh vzhledem k tomu, že v současné době neexistuje názor, jakým způsobem lze tuto záležitost řešit. rovněž k požadavku International Power Opatovice, a. s. a Pražské Energetiky, a. s. na mechanismus v režimu zúčtování odchylek ve stavu nouze v distribučních soustavách ERÚ doporučuje předložit návrh. V PS byl řešen až poté, co takový stav nastal. 17 EGÚ Brno, a. s.

18 Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009
Předběžné ceny za službu PS a cena SyS 18 EGÚ Brno, a. s.

19 Předběžné ceny za službu PS a cena SyS
Rezervace kapacity Metodika klíčování stálých nákladů PS pro tvorbu plateb za rezervovanou kapacitu je shodná jako pro rok Cenu pro rok 2009 ovlivnilo: snížení celkové velikosti RK z hodnoty 6 100,3 MW v roce 2008 na hodnotu 5 894,8 MW v roce 2009, snížení velikosti PV o část příjmů z aukcí na přeshraničních profilech ve výši 600 mil.Kč, zvýšení hodnoty provozních aktiv a zvýšení hodnoty odpisů o jejich změnu v roce 2007 vliv na náklady: Průmyslový eskalační faktor = 104,8 % (4/2008) Mzdový eskalační faktor = 107,2 % (váha 0,15) Faktor efektivity = 2,085 % 19 EGÚ Brno, a. s.

20 Předběžné ceny za službu PS a cena SyS
Vývoj ceny za rezervaci kapacity přenosové sítě Cena pro rok 2009: ,08 Kč/MW za rok 20 EGÚ Brno, a. s.

21 Předběžné ceny za službu PS a cena SyS
Rezervace kapacity Podíl společností na platbě za rezervaci kapacity v roce 2009 21 EGÚ Brno, a. s.

22 Předběžné ceny za službu PS a cena SyS
Použití přenosové sítě Vliv na vývoj ceny: větší část korekčního faktoru roku 2007 byla vyrovnána s fondem aukcí, očekávané vyšší obchodované množství elektřiny v PS o 29,901 GWh v roce 2009 vůči roku 2008, nižší hodnota povolené míry ztrát, podstatně vyšší nákupní cena silové elektřiny na krytí ztrát v porovnání s rokem 2008. Cena pro rok 2009: 46,78 Kč/MWh (41,25 Kč/MWh v roce 2008) 22 EGÚ Brno, a. s.

23 Předběžné ceny za službu PS a cena SyS
23 EGÚ Brno, a. s.

24 Předběžné ceny za službu PS a cena SyS
Použití přenosové sítě Očekávaný podíl společností na platbě za použití PS v roce 2009 24 EGÚ Brno, a. s.

25 Předběžné ceny za službu PS a cena SyS
Vývoj informativní jednosložkové průměrné ceny za službu PS 25 EGÚ Brno, a. s.

26 Předběžné ceny za službu PS a cena SyS
Předběžná cena systémových služeb Proti roku 2008 je cena SyS v roce 2009 ovlivněna: zvýšením nákladů na nákup podpůrných služeb o 200 mil. Kč na 8,3 mld. Kč, odečtením výnosů 500 mil.Kč z vypořádání rozdílů ze zúčtování nákladů na odchylky, vyrovnáním téměř celé výše korekčního faktoru roku 2007 s fondem aukcí, vyšší očekávanou spotřebou KZ bez ostrovních provozů o cca 709 GWh a nižší očekávanou lokální spotřebou o -325 GWh v roce 2009 vůči roku 2008 Cena pro konečný odběr pro rok 2009: ,01 Kč/MWh (2008: 147,81) Cena pro lokální spotřebu 2009: ,22 Kč/MWh (2008: 55,56) 26 EGÚ Brno, a. s.

27 Předběžné ceny za službu PS a cena SyS
Vývoj ceny systémových služeb 27 EGÚ Brno, a. s.

28 Předběžné ceny za službu PS a cena SyS
Rekapitulace Pro rok 2009 jsou předběžně vypočteny následující ceny přenosu a SyS: Jednotková cena za RK přenosové sítě ,08 Kč/MW.r Cena za použití PS ,78 Kč/MWh Jednosložková cena za službu PS ,89 Kč/MWh Cena SyS pro lokální spotřebu ,22 Kč/MWh Cena SyS pro konečné zákazníky ,01 Kč/MWh Předpokládá se, že k podstatným změnám do vydání cenového rozhodnutí již nedojde. 28 EGÚ Brno, a. s.

29 Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009
Ostatní regulované ceny Podpora OZE, KVET a druhotných zdrojů, Podpora decentrální výroby Cena za činnost zúčtování OTE, a. s. 29 EGÚ Brno, a. s.

30 Podpora OZE Podpora OZE-KVET-DZ
Minimální výkupní ceny a zelené bonusy v roce 2009 pro jednotlivé kategorie OZE použité ve výpočtu byly stanoveny ERÚ. V roce 2009 se ve výpočtu předpokládá výkup cca 698 GWh (z toho 26 GWh ve VT a 4 GWh v NT) v režimu minimálních výkupních cen a cca GWh (z toho 45 GWh ve VT a 30 GWh v NT) v režimu zelených bonusů podle skutečnosti v roce Z toho je cca 562 GWh směsné spalování biomasy, jejíž podpora je uplatněna pouze v režimu zelených bonusů. 30 EGÚ Brno, a. s.

31 Podpora OZE-KVET-DZ 31 EGÚ Brno, a. s.

32 Podpora OZE-KVET-DZ 32 EGÚ Brno, a. s.

33 Podpora OZE-KVET-DZ 33 EGÚ Brno, a. s.

34 Podpora KVET a DZ Podpora OZE-KVET-DZ
Pevné ceny pro KVET a DZ byly předběžně odhadnuty na základě konzultace s ERÚ. Jejich konečná výše bude stanovena v průběhu druhé poloviny roku 2008. V roce 2009 se předpokládá podle skutečnosti roku 2007 podpora 7,769 TWh z KVET (z toho na zdroje do 5 MWe připadá 0,277 TWh) a 1,126 TWh z druhotných zdrojů. Předběžně uvažovaná podpora KVET a DZ v roce 2009 34 EGÚ Brno, a. s.

35 Příspěvek KZ na podporu OZE, KVET a DZ
Podpora OZE-KVET-DZ Příspěvek KZ na podporu OZE, KVET a DZ Je zachován jednotný celostátní příspěvek KZ na podporu výkupu elektřiny z OZE, KVET a DZ, uvedený samostatně jako položka na fakturách všech konečných zákazníků včetně domácností. Hradí jej také KZ umístění v ostrovním provozu prokazatelně odděleném od elektrizační soustavy ČR, lokální spotřeba výrobců a samovýrobců s instalovaným výkonem nad 100 kW a ostatní spotřeba provozovatelů distribučních soustav. Příspěvek na podporu OZE, KVET a DZ v roce 2009 předběžně činí 56,65 Kč/MWh, což znamená meziroční nárůst o 15,90 Kč/MWh vůči roku Cena zahrnuje rezervu ve výši 9,- Kč/MWh, která se vyrovnává v korekčním faktoru. Korekční faktor za výsledek roku 2007 je ve výši 578,6617 mil.Kč a zvyšuje cenu příspěvku o 9,53 Kč/MWh pro úroveň spotřeby očekávané v roce 2009. 35 EGÚ Brno, a. s.

36 Vývoj ceny příspěvku KZ na podporu OZE-KVET-DZ
Podpora OZE-KVET-DZ Vývoj ceny příspěvku KZ na podporu OZE-KVET-DZ 36 EGÚ Brno, a. s.

37 Podpora decentrální výroby
Decentrální výroba Příspěvek pro výrobce je hrazen územně příslušným držitelem licence na distribuci. Je celostátně jednotný, nezávislý na obchodních vztazích. Rozhodují fyzikální toky elektřiny v předávacích místech. Je rozlišen po napěťových úrovních, přičemž pro rok 2009 stanovil ERÚ cenu pro výrobce za decentrální výrobu ve stejné výši jako v celém 2. regulačním období: VVN 20,- Kč/MWh VN 27,- Kč/MWh NN 64,- Kč/MWh 37 EGÚ Brno, a. s.

38 Podpora decentrální výroby
Regionální příspěvek KZ na decentrální výrobu Příspěvek KZ na decentrální výrobu se přičítá k ceně distribuce. Pro druhé regulační období stanovil ERÚ regionálně jednotný příspěvek všech konečných zákazníků, odběru výrobců včetně odběru PVE v čerpadlovém provozu, odběru výrobců včetně jejich odběru na výrobu elektřiny nebo na výrobu elektřiny a tepla a včetně dodávek do zahraničí z distribuční soustavy, bez rozlišení po napěťových úrovních. Průměrná hodnota za ČR pro rok je 9,21 Kč/MWh (v roce 2008 byla 9,54 Kč/MWh). V ceně příspěvku je zahrnut korekční faktor za hospodářské výsledky v roce s uvážením časové hodnoty peněz. V součtu za všechny PDS je ve výši -1,1775 mil.Kč, takže korekční faktor snižuje cenu příspěvku KZ na decentrální výrobu v průměru o cca 0,01 Kč/MWh. 2009 ČEZ Distribuce, a. s. E.ON Distribuce, a. s. PREdistribuce, a. s. Kč/MWh 12,84 3,22 0,46 38 EGÚ Brno, a. s.

39 Podpora decentrální výroby
Regionální příspěvek KZ na decentrální výrobu Vývoj průměrné ceny příspěvku KZ na decentrální výrobu na VVN, VN a NN 39 EGÚ Brno, a. s.

40 Cena za činnost zúčtování OTE, a. s.
Operátor trhu s elektřinou Ve druhém regulačním období hradí činnost zúčtování odchylek OTE, a. s. koneční zákazníci, ostatní spotřeba PDS, export z DS do ostrovů v zahraničí a lokální spotřeba výrobců. Pro rok 2009 ponechal ERÚ cenu OTE na úrovni roku 2008 ve výši 4,75 Kč/MWh. Cena OTE, a. s. za činnost zúčtování se na faktuře uvádí samostatně. Vývoj ceny za činnost zúčtování odchylek OTE, a. s. 40 EGÚ Brno, a. s.

41 Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009
Předběžné ceny za službu DS na VVN a VN 41 EGÚ Brno, a. s.

42 Předběžné ceny za službu DS na VVN a VN
Vzhledem k upřesňování některých vstupních údajů jsou ceny distribuce pro rok ještě předběžné. Jsou uvedeny v následujících tabulkách, které se obvykle presentují v cenovém rozhodnutí. S ohledem na stav výpočtu cen pro rok 2009 jsou jejich hodnoty doplněny vývojem pouze průměrné ceny za ES ČR od roku 2002. 42 EGÚ Brno, a. s.

43 Předběžné ceny za službu DS na VVN a VN
Měsíční cena za roční RK mezi regionálními PDS na VVN Vyrovnání vícenákladů výkupu elektřiny z OZE, KVET a druhotných zdrojů 43 EGÚ Brno, a. s.

44 Předběžné ceny za službu DS na VVN a VN
Rezervace kapacity Ceny za RK pro rok 2009 ovlivňují následující skutečnosti: snížení míry výnosnosti provozních aktiv distribuce na 7,661 %, snížení ceny za RK po napěťových hladinách zahrnutím výnosů z ostatních činností spojených s činností distribuce elektřiny do regulačního vzorce, náklady na outsourcing činností po organizačních změnách, změna výše povolených výnosů o náklady na unbundling, vliv na náklady měl rovněž průmyslový (104,8 %) a mzdový (107,2 %) eskalační faktor ze statistiky ČSÚ a faktor efektivity (2,085 %) stanovený ERÚ, použití vykázaných technických jednotek RK konečných zákazníků za skutečnost roku 2007. 44 EGÚ Brno, a. s.

45 Předběžné ceny za službu DS na VVN a VN
Ceny za rezervaci kapacity na VVN a VN pro rok 2009 45 EGÚ Brno, a. s.

46 Předběžné ceny za službu DS na VVN a VN
Vývoj průměrných cen za rezervaci kapacity na VVN a VN 46 EGÚ Brno, a. s.

47 Předběžné ceny za službu DS na VVN a VN
Ceny za použití sítí VVN a VN pro rok 2009 Na velikost proměnných nákladů distributorů (náklady na ztráty) má vliv: míra technických a obchodních ztrát, velikost spotřeby v roce 2009, velikost průměrné nákupní ceny silové elektřiny na krytí ztrát. 47 EGÚ Brno, a. s.

48 Předběžné ceny za službu DS na VVN a VN
Vývoj průměrných cen za použití sítí VVN a VN 48 EGÚ Brno, a. s.

49 Předběžné ceny za službu DS na VVN a VN
Jednosložková cena za službu sítí na hladině VN Je výhodná pro KZ s dobou využití maxima zatížení do 300 h/rok. V případě, že odběratel zvolí jednosložkovou cenu, je uplatňována po dobu minimálně 12 měsíců a neúčtují se dvousložkové ceny za rezervaci kapacity a použití sítě VN. 49 EGÚ Brno, a. s.

50 Informativní ceny za službu DS
Vývoj průměrné jednosložkové ceny distribuce 50 EGÚ Brno, a. s.

51 Informativní ceny za službu DS
Regulované složky průměrné ceny dodávky elektřiny pro KZ v roce 2009 Informativní průměrné jednosložkové ceny elektřiny pro KZ v roce 2009 51 EGÚ Brno, a. s.

52 Informativní ceny za službu DS na VVN
52 EGÚ Brno, a. s.

53 Informativní ceny za službu DS na VN
53 EGÚ Brno, a. s.

54 Informativní ceny za službu DS na NN
54 EGÚ Brno, a. s.

55 Informativní ceny za službu DS
Vývoj průměrné jednosložkové ceny elektřiny pro KZ v ES ČR na NN 55 EGÚ Brno, a. s.

56 Průměrná cena silové elektřiny v ES ČR na NN
Informace o stanovení ceny silové elektřiny 56 EGÚ Brno, a. s.

57 Průměrná cena silové elektřiny v ES ČR na NN
Vývoj průměrné ceny SE v ES ČR na úrovni NN Cena je složena z průměrné nákupní ceny silové elektřiny včetně ceny odchylek, stejné pro všechny úrovně napětí a z marže obchodu rozlišené po napěťových úrovních. 57 EGÚ Brno, a. s.

58 Předběžné ceny za službu DS
Očekávaná upřesnění cen distribuce Ceny distribuce ještě doznají změn na základě: upřesnění velikosti povolených výnosů ze strany ERÚ, upřesnění pevných cen k tržním cenám pro KVET a pro druhotné zdroje, stanovení průměrných cen silové elektřiny pro MOP a MOO a na krytí ztrát pro podmínky roku 2009, Na základě stanovení průměrných cen silové elektřiny pro MOP a MOO (navržených dodavatelem poslední instance) budou kontrolovány dopady změn výsledných cen pro konečné zákazníky na hladině NN po složkách v jednotlivých tarifech a distribučních sazeb. 58 EGÚ Brno, a. s.

59 Předběžné ceny za službu DS
Další postup tvorby distribučních tarifů NN Na jednání s ERÚ dne byl předběžně dohodnut postup stanovení distribučních tarifů na hladině NN pro rok Vzhledem k tomu, že cílová koncepce distribučních tarifů se teprve tvoří, bylo dohodnuto, že se bude paralelně: pokračovat ve zpracování výpočtů distribučních tarifů podle navržené koncepce včetně zpracování návrhu postupu přechodu na nové tarify, vytvářet výpočetní soubory pro distribuční tarify NN pro rok 2009 s jednoduchou meziroční úpravou podle vývoje povolených výnosů distribuce (PV) a technických jednotek (tzn. meziroční úprava současných tarifů zatím bez uplatnění nové koncepce). Při tomto postupu se bude průběžně kontrolovat, zda meziroční úprava současných distribučních tarifů není v přímém rozporu proti uvažované cílové koncepci. 59 EGÚ Brno, a. s.

60 Předběžné ceny za službu DS
Další postup tvorby distribučních tarifů NN Meziroční úprava podle vývoje PV spočívá v takovém povýšení současných složek distribučních tarifů, které zajistí vybrání potřebných finančních prostředků na straně distributora. Tento postup byl již v minulosti použit, např. při stanovení distribučních tarifů pro rok 2007. Při tomto postupu by se jednotlivé tarify měli změnit úměrně změně průměrné jednosložkové ceny distribuce. Určitý zásah do meziroční úpravy tarifů se dá očekávat v závislosti na dalším vývoji cílové koncepce distribučních tarifů, případně po zpracování návrhu postupu přechodu na nové tarify. 60 EGÚ Brno, a. s.

61 Předběžné ceny za službu DS na hladině NN
61 EGÚ Brno, a. s.

62 Nárůsty průměrných cen distribice – příklad ČEZ
62 EGÚ Brno, a. s.

63 Nárůsty průměrných cen distribice – příklad ČEZ
63 EGÚ Brno, a. s.

64 Nárůsty průměrných cen distribice – příklad ČEZ
64 EGÚ Brno, a. s.

65 Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009
Podklady k metodice regulace cen Návrh koncepce distribučních tarifů 65 EGÚ Brno, a. s.

66 Návrh koncepce distribučních tarifů
Požadavek ERÚ definovaný na jednání TK vytvořit systém distribučních tarifů, který: je transparentní z hlediska tvorby má logiku Následně vytvořena koncepce (Zásady) pro tvorbu distribučních tarifů na hladině NN: Definice a diskuse okruhů otázek pro jednotlivé body v koncepci Zpracování výpočetních soubory podle koncepce Další diskuse koncepce podle průběžně dosahovaných výsledků 66 EGÚ Brno, a. s.

67 Návrh koncepce distribučních tarifů
Okrajové podmínky – základní charakteristika Povolené výnosy, náklady na ztráty Náklady na ztráty alokované na hladinu NN by měly být pokryty veškerou spotřebou na hladině NN – stejný princip jako na vyšších napěťových hladinách, každá distribuovaná MWh se podílí na krytí ztrát (je zpoplatněna). Z toho důvodu je cena za použití promítnuta do výsledných cen VT i NT. Povolené výnosy mají dle konceptu dvousložkové poštovní známky přijatého v ČR povahu fixních nákladů. Je proto oprávněné rozpouštět PV do stálých platů a do cen VT platných pro neblokovanou část spotřeby. PV jsou rozděleny mezi platby za jistič a cen VT v poměru podle „Volného parametru 1“. 67 EGÚ Brno, a. s.

68 Návrh koncepce distribučních tarifů
Okrajové podmínky – základní charakteristika Povolené výnosy, náklady na ztráty Rozdělení PV mezi segment MOP a MOO je odvozeno z podílu zatížení obou segmentů na zatížení soustavy v maximu, podíl je stanoven výpočtem pomocí TDD. Podíl zatížení obou segmentů spotřeby na NN je stanoven podle průměrného podílu MOP a MOO v 12 měsíčních maximech soustavy za poslední 3 roky. Aktualizace výpočtu podílu se provádí každoročně. Doposud používaný koeficient – tzv. „Volný parametr 2“ se nepoužívá. 68 EGÚ Brno, a. s.

69 Návrh koncepce distribučních tarifů
Okrajové podmínky – základní charakteristika HDO V koncepci je zachována podpora HDO z důvodů celospolečenských přínosů HDO: Řešení ve stavech nouze Zrovnoměrnění zatížení zdrojů Zrovnoměrnění zatížení sítí  nižší velikost ztrát. Podmínky sazeb, ekonomická motivace zákazníka pro výběr sazby Podmínky pro přiznání sazby zůstávají zachovány. Tarify jsou výhodné pro charakter odběru, pro který jsou určeny. Výhodnost je dána především velikostí spotřeby a poměrem odběru ve VT / NT 69 EGÚ Brno, a. s.

70 Návrh koncepce distribučních tarifů
Okrajové podmínky – základní charakteristika Stálý plat, cena VT a cena NT Povolené výnosy distribuce jsou rozpuštěny do stálých platů a do ceny VT* Výsledná cena VT vznikne přičtením ceny za použití sítě k ceně VT*. Cena NT musí v minimální výši krýt alespoň náklady na ztráty, tj. cena NT je rovna ceně za použití sítě hladiny NN. Diferenciace jednotarifů a dvoutarifů Zavádí se diferenciace jednotarifů podle stávající struktury jednotarifů pro malou, střední a velkou spotřebu (C01d, C02d, C03d a D01d, D02d) Prozatím se nezavádí diferenciace mezi akumulačními dvoutarifů. (Z hlediska distribuce se jedná o stejný druh odběru – trvání NT 8 hodin denně. Přínosy těchto sazeb jsou celosoustavové, těžko vyhodnocovat přínosy v samotné distribuci. Je zřejmé, že rozdíl sazeb D25d a D26d je pouze ve velikosti spotřeby.) 70 EGÚ Brno, a. s.

71 Návrh koncepce distribučních tarifů
Okrajové podmínky – základní charakteristika Tepelná čerpadla (TČ) Úroveň podpory TČ se v koncepci distribučních tarifů uvažuje ve dvou variantách: na stejné úrovni jako u přímotopných sazeb (tj. distribuční ceny jsou stejné), i když doba trvání NT je u TČ o 2 hodiny delší než u přímotopů, nebo je stanovena individuální cena VT pro TČ. Zatím není rozhodnuto o konečném přístupu, kromě toho je třeba dále vyřešit: definice (upřesnění) podmínek sloučení sazeb 55d a 56d (rozlišení dle data uvedení do provozu – před a po ) 71 EGÚ Brno, a. s.

72 Návrh koncepce distribučních tarifů
Okrajové podmínky – základní charakteristika Sazba pro veřejné osvětlení Sazba pro veřejné osvětlení C62d je formálně jednotarif (použita cena VT), odběr v této sazbě je převážně v noci, v zimních měsících zasahuje odběr do večerní špičky soustavy. Z uvedených důvodů a z důvodu celospolečenských přínosů se podporuje sazba C62d formou nižší ceny VT v porovnání s ostatními jednotarify. Cena VT sazby C62d bude stanovena podle jednoho z navržených přístupů: Cena VT = ceně za použití sítě podle váženého průměru dvou výpočetně stanovených cen (v době od začátku svícení do 22 hodin jako „cena VT“ a v době od 22 hodin do 6,00 hodin ráno jako „cena NT“ – variantně se zváží hraniční hodina v rozmezí 20. až 22. hodina podle diagramu zatížení každého regionálního PDS). 72 EGÚ Brno, a. s.

73 Návrh koncepce distribučních tarifů
Postup úpravy tarifů Není možné dosáhnout současně nalezení transparentního a logického konceptu bez vnitřních křížových dotací mezi sazbami na straně jedné a požadavku co nejmenších změn v jednotlivých sazbách na straně druhé. Proto se doporučuje při zpracování cílového stavu distribučních tarifů postupovat následujícím postupem: Nalezení cílové koncepce distribučních tarifů podle odsouhlasených okrajových podmínek – vypracování 2-3 variant. Výběr varianty. Vyhodnocení rozdílů vůči současnému stavu Rozhodnutí o přechodů na nový systém tarifů: Postupný – rozložený do několika let: Nevýhody – hůře zjistitelné dopady přijatého konceptu Výhody – menší disproporční změny v jednotlivých sazbách Jednorázový: výhody a nevýhody inverzní k předchozímu. V případě rozhodnutí postupu rozložení změn do několika let se doporučuje provést na začátku masivní informační kampaň tak, aby zákazníci dostali jasné cenové signály. 73 EGÚ Brno, a. s.

74 Postup výpočtu distribučních tarifů podle navrhnované koncepce
Dle podílu zatížení MOP:MOO Volný parametr 1 koeficienty použité ve výpočtu MOP jistič PV distribuce NN lomeno SA jističů = cena jističe [Kč/A] Podíl přepočtených objemů VT lomeno skut. MWh VT VT = cena VT* Stejný volný parametr 1 + cena za použití sítě NN MOO = cena VT Dtto jako MOP [Kč/MWh] Lomeno SMWh na NN Diferenciace 1tarifů (dle HB): MOO – 2 koeficienty MOP – 4 koeficienty Náklady na ztráty = cena za použití sítě NN = cena NT [Kč/MWh] 74 EGÚ Brno, a. s.

75 Návrh koncepce distribučních tarifů
75 EGÚ Brno, a. s.

76 Návrh koncepce distribučních tarifů
76 EGÚ Brno, a. s.

77 Návrh koncepce distribučních tarifů
Vliv koeficientů na výhodnost přechodu mezi sazbami Výhodnost přechodu do jiné sazby je v nastaveném konceptu dána podílem spotřeby v NT. Klasické hodnocení pomocí hraničního bodu (HB) není možné mezi základním jednotarifem a dvoutarify, neboť jsou zde stejné stálé platy (  HB = 0). Výhodnost je znázorněna ve vyhodnocovacím grafu závislosti průměrné ceny za distribuci elektřiny (tj. kolik zákazník zaplatí) na podílu spotřeby v NT. V grafech jsou uvedeny průměrné ceny pro jednotlivé distribuční tarify. U jednotarifních sazeb je pochopitelně průměrná cena nezávislá, u dvoutarifních sazeb průměrná cena distribuce klesá s rostoucím podílem spotřeby v NT a pro určitý podíl protíná přímku jednotarifní sazby. Z výpočtů vyplývá, že sklon závislosti průměrné cena distribuce dvoutarifní sazby na podílu NT je závislý na volném parametru 1 a na volbě koeficientů přepočtu objemu VT. 77 EGÚ Brno, a. s.

78 Návrh koncepce distribučních tarifů
Vliv koeficientů na výhodnost přechodu mezi sazbami Vlivy koeficientů jsou následující: Volný parametr 1: Zvýšení má za následek snížení sklonu a posun průsečíku doleva. Snížení má za následek zvýšení sklonu a posun průsečíku doprava. Volný parametr má větší vliv na sklon, menší na posun průsečíku. Koeficienty přepočtu objemu VT – vliv opačný: Zvýšení má za následek zvýšení sklonu a posun průsečíku doprava. Snížení má za následek snížení sklonu a posun průsečíku doleva. Koeficienty mají podstatný vliv jak na sklon, tak na posun průsečíku. Závěr: Pomocí správné volby koeficientů přepočtu objemu VT nastavit průsečík, pak pomocí volného parametru 1 nastavit sklon. 78 EGÚ Brno, a. s.

79 Princip hodnocení výhodnosti přechodu mezi sazbami
79 EGÚ Brno, a. s.

80 Princip hodnocení výhodnosti přechodu mezi sazbami
80 EGÚ Brno, a. s.

81 Návrh koncepce distribučních tarifů
Dopad nové koncepce distribučních tarifů Nová koncepce obecně: Zvyšuje cenu pro topné sazby, to je však dáno velmi nízkými cenami v současném systému tarifů. Zdražení je podstatné zejména u MOO, u MOP jsou v případě větší hodnoty volného parametru ceny shodné,, v některých případech dokonce nižší. Zlevňuje základní jednotarify, které dnes topné sazby dotují. Zvyšuje cenu jednotarifů pro malou spotřebu (C01d a D01d) s výjimkou volby volného parametru 1 menšího než 0,4 (tj. méně jak 40 % PV se dává se stálých platů). Zavádí transparentní způsob stanovení distribučních tarifů, ve kterém jsou zohledněny přínosy HDO a ponechává se prostor pro využití elektrotopné části spotřeby. 81 EGÚ Brno, a. s.

82 Příklad výsledných cen podle koncepce – Var. 24/hod VT, VP1 = 0,50
82 EGÚ Brno, a. s.

83 Hraniční body pro Var. 24/hod VT, VP1 = 0,50
83 EGÚ Brno, a. s.

84 Seminář SVSE Vývoj a předběžné ceny regulovaných činností
Děkuji Vám za pozornost EGÚ Brno, a. s. Sekce provozu a rozvoje elektrizační soustavy Brno, 21. října 2008