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
II. koordinační seminář a prezentace stavu řešení EGÚ Brno, a. s. Sekce provozu a rozvoje elektrizační soustavy Brno, 22. srpna 2008

2 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, 81010: Dodavatelé poslední instance - ČEZ, a. s., Pražská energetika, a. s., E.ON Energie, a. s., 81011: ČEPS, a. s. 81027: OTE, a. s. 2 EGÚ Brno, a. s.

3 Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009
Úvod - pokračování V pořadí druhý Koordinační seminář je svolán v souladu článkem II. uzavřených Smluv o dílo, specifikujících „Součinnost smluvních stran“ při řešení Cílem jednání je presentovat objednatelům průběžné výsledky prací na Projektu „Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009“ („Regulované ceny a tarify dodavatele poslední instance v roce 2009“ v případě smlouvy s DPI) a koordinovat další postup prací za účasti všech objednatelů. Podkladem pro jednání jsou Průběžné zprávy o postupu řešení, které byly objednatelům poslány elektronicky dne Jejich písemná vyhotovení a elektronická forma na optickém médiu CD-ROM se předávají proti potvrzení objednatelů o převzetí na tomto koordinačním semináři. 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 období od května do konce srpna se práce soustředily na následující problematiku dle zadání: Ověření výsledků regulace PPS v roce 2007, stanovení návrhů korekčních faktorů přenosu a systémových služeb a jejich promítnutí do ceny přenosu a do ceny systémových služeb v roce Využití fondu aukcí na přeshraničních profilech k vyrovnání uvedených korekčních faktorů pro provozovatele přenosové soustavy. Upřesnění některých technických vstupů a parametrů regulace pro stanovení ceny přenosu a ceny systémových služeb pro rok 2009 ve spolupráci s ERÚ. Koordinace podkladů PDS s údaji PPS na společném rozhraní na napěťové hladině VVN. Předběžné výpočty cen přenosu a cen systémových služeb pro rok 2009 v souladu s metodikou regulace cen v elektroenergetice ve druhém regulačním období a pro parametry regulace nastavené objednatelem, jako podklad pro návrh cenového rozhodnutí ERÚ. 5 EGÚ Brno, a. s.

6 Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009
Stručný přehled hlavních činností – (3) Ověření výsledků regulace PDS v roce 2007, stanovení korekčního faktoru a jeho promítnutí do ceny za služby jednotlivých napěťových hladin distribučních sítí v roce 2009. Aktualizace ekonomických údajů na základě auditu roku 2007, sestavení vstupních údajů potřebných pro stanovení cen distribuce v roce 2009 a jejich verifikace. Stanovení korekčního faktoru podpory OZE, KVET a DZ pro PDS a PPS na základě ověření výsledků regulace v roce 2007. Výpočty ceny příspěvku konečných zákazníků na krytí vícenákladů na výkup elektřiny z obnovitelných zdrojů, z kombinované výroby elektřiny a tepla a druhotných zdrojů v roce 2009 se zahrnutím korekčního faktoru. 6 EGÚ Brno, a. s.

7 Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009
Stručný přehled hlavních činností – (4) Nastavení výchozích předpokladů pro výpočet cen za služby distribučních sítí (se zahrnutím navržených cen přenosu elektřiny a systémových služeb). 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. Kontrola technických podkladů vykázaných jednotlivými subjekty a návrhy na řešení zjištěných disproporcí. Pokračování ve zpracování návrhu koncepce distribučních tarifů. 7 EGÚ Brno, a. s.

8 Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009
Stručný přehled hlavních činností – (5) Předběžné výpočty cen distribuce pro držitele licence na distribuci v roce 2009, tj. E.ON Distribuce, a.s., PREdistribuce, a.s. a ČEZ Distribuce, a. s. na základě upřesněné metodiky pro regulaci cen v elektroenergetice ve druhém regulačním období a pro nastavené parametry regulace objednatele (včetně tarifních cen distribuce elektřiny na úrovni sítí NN), jako podklad pro návrh cenového rozhodnutí ERÚ. S tím souvisí úprava struktury výpočetních tabulek regulovaných cen v oblasti elektroenergetiky pro 3. regulační období, zpracovávaných na základě požadavků ERÚ. Tento výpočetní model slouží k simulaci dopadů předkládaných návrhů do regulovaných cen ve 3. regulačním období. 8 EGÚ Brno, a. s.

9 Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009
Stručný přehled hlavních činností – (6) Pokračují práce na plnění zbývajících bodů věcné náplně zaměřené na: Nalezení cílové koncepce distribučních tarifů podle odsouhlasených okrajových podmínek a na základě rozhodnutí o způsobu přechodu na nový systém tarifů. Spolupráci na návrhu distribučních tarifů pro MOP a MOO pro podmínky roku 2009. Spolupráci s objednatelem na stanovení individuálních cen distribuce pro provozovatele lokálních distribučních soustav v případě jejich požadavku na základě analýzy různých případů jejich zapojení v síti (analýza rozložení spotřeb a sazeb pro LDS–obchodní domy). Spolupráci na úpravách návrhů vyhlášek dle požadavku objednatele. 9 EGÚ Brno, a. s.

10 Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009
Stručný přehled hlavních činností – (7) Pokračují práce na plnění zbývajících bodů věcné náplně zaměřené na: Zpracování analýzy cen elektřiny na velkoobchodním trhu na stanovení průměrných cen silové elektřiny pro MOP a MOO pro podmínky roku potřebných k návrhu tarifů dodavatele poslední instance pro MOP a MOO ve vazbě na tarifní statistiky roku 2007. Kontrola dopadů změn výsledných cen pro konečné zákazníky na hladině NN na základě cen navržených DPI po složkách v jednotlivých tarifech a distribučních sazbách. 10 EGÚ Brno, a. s.

11 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. 11 EGÚ Brno, a. s.

12 Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009
Program jednání Koordinačního semináře Úvod, souhrnná informace o smlouvách a přehled hlavních činností. 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 na úrovních VVN a VN. Podklady k metodice regulace cen Zkušenosti objednatelů s regulací cen – stanoviska ERÚ Stanovení míry ztrát a příslušného KF ve 3. regulačním období Individuální ceny distribuce pro provozovatele LDS, Model cen v oblasti elektroenergetiky ve 3. r. o., Návrh koncepce tarifů distribuce elektřiny pro KZ na úrovni NN, Analýza cen elektřiny na VO trhu. 12 EGÚ Brno, a. s.

13 Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009
Program jednání Koordinačního semináře Diskuse. Doporučení a závěry. 13 EGÚ Brno, a. s.

14 Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009
Předběžné ceny za službu PS a cena SyS 14 EGÚ Brno, a. s.

15 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 % 15 EGÚ Brno, a. s.

16 Předběžné ceny za službu PS a cena SyS
Vývoj ceny za rezervaci kapacity přenosové sítě Cena pro rok 2009: ,08 Kč/MW za rok 16 EGÚ Brno, a. s.

17 Předběžné ceny za službu PS a cena SyS
Rezervace kapacity Vývoj plateb společností za rezervaci kapacity v letech 2002 – 2009 17 EGÚ Brno, a. s.

18 Předběžné ceny za službu PS a cena SyS
Rezervace kapacity Podíl společností na platbě za rezervaci kapacity v roce 2009 18 EGÚ Brno, a. s.

19 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: 49,56 Kč/MWh (41,25 Kč/MWh v roce 2008) 19 EGÚ Brno, a. s.

20 Předběžné ceny za službu PS a cena SyS
Vývoj ceny za použití přenosové sítě 20 EGÚ Brno, a. s.

21 Předběžné ceny za službu PS a cena SyS
Použití přenosové sítě Vývoj plateb společností za použití PS v letech 2002 – 2009 21 EGÚ Brno, a. s.

22 Předběžné ceny za službu PS a cena SyS
Použití přenosové sítě Očekávaný podíl společností na platbě za použití PS v roce 2009 22 EGÚ Brno, a. s.

23 Předběžné ceny za službu PS a cena SyS
Vývoj informativní jednosložkové průměrné ceny za službu PS 23 EGÚ Brno, a. s.

24 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 300 mil. Kč na 8,4 mld. Kč, odečtením výnosů 500 mil.Kč z vypořádání rozdílů ze zúčtování nákladů na odchylky, vyrovnáním téměř celé výše korekčního faktoru roku 2007 s fondem aukcí, vyšší očekávanou spotřebou KZ bez ostrovních provozů o cca 805 GWh v roce 2009 vůči roku 2008. Cena pro konečný odběr pro rok 2009: ,54 Kč/MWh (2008: 147,81) Cena pro lokální spotřebu 2009: ,80 Kč/MWh (2008: 55,56) 24 EGÚ Brno, a. s.

25 Předběžné ceny za službu PS a cena SyS
Vývoj ceny systémových služeb 25 EGÚ Brno, a. s.

26 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 ,56 Kč/MWh Jednosložková cena za službu PS ,68 Kč/MWh Cena SyS pro lokální spotřebu ,80 Kč/MWh Cena SyS pro konečné zákazníky ,54 Kč/MWh Předpokládá se, že k podstatným změnám do vydání cenového rozhodnutí již nedojde. 26 EGÚ Brno, a. s.

27 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. 27 EGÚ Brno, a. s.

28 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 26,4 GWh ve VT a 4 GWh v NT) v režimu minimálních výkupních cen a cca GWh (z toho 45 GWh ve VT a 29,7 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. 28 EGÚ Brno, a. s.

29 Podpora OZE-KVET-DZ 29 EGÚ Brno, a. s.

30 Podpora OZE-KVET-DZ 30 EGÚ Brno, a. s.

31 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 7,815 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 31 EGÚ Brno, a. s.

32 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 55,26 Kč/MWh, což znamená meziroční nárůst o 14,51 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. 32 EGÚ Brno, a. s.

33 Vývoj ceny příspěvku KZ na podporu OZE-KVET-DZ
Podpora OZE-KVET-DZ Vývoj ceny příspěvku KZ na podporu OZE-KVET-DZ 33 EGÚ Brno, a. s.

34 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 34 EGÚ Brno, a. s.

35 Podpora decentrální výroby
Vývoj ceny pro výrobce za decentrální výrobu 35 EGÚ Brno, a. s.

36 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 9,24 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 0,02 Kč/MWh. 36 EGÚ Brno, a. s.

37 Podpora decentrální výroby
Regionální příspěvek KZ na decentrální výrobu Vývoj průměrné ceny příspěvku KZ na decentrální výrobu na VVN, VN a NN 37 EGÚ Brno, a. s.

38 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. 38 EGÚ Brno, a. s.

39 Cena za činnost zúčtování OTE, a. s.
Vývoj ceny za činnost zúčtování odchylek OTE, a. s. 39 EGÚ Brno, a. s.

40 Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009
Předběžné ceny za službu DS na VVN a VN 40 EGÚ Brno, a. s.

41 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. 41 EGÚ Brno, a. s.

42 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 42 EGÚ Brno, a. s.

43 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. 43 EGÚ Brno, a. s.

44 Předběžné ceny za službu DS na VVN a VN
Ceny za rezervaci kapacity na VVN a VN pro rok 2009 44 EGÚ Brno, a. s.

45 Předběžné ceny za službu DS na VVN a VN
Vývoj průměrných cen za rezervaci kapacity na VVN a VN 45 EGÚ Brno, a. s.

46 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. 46 EGÚ Brno, a. s.

47 Předběžné ceny za službu DS na VVN a VN
Vývoj průměrných cen za použití sítí VVN a VN 47 EGÚ Brno, a. s.

48 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. 48 EGÚ Brno, a. s.

49 Informativní ceny za službu DS
Vývoj průměrné jednosložkové ceny distribuce 49 EGÚ Brno, a. s.

50 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 50 EGÚ Brno, a. s.

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

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

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

54 Informativní ceny za službu DS
Vývoj průměrné jednosložkové ceny elektřiny pro KZ v ES ČR na NN 54 EGÚ Brno, a. s.

55 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. V roce je průměrná cena silové elektřiny pro konečné zákazníky proti roku 2008 předběžně navýšena o 13,66 %. 55 EGÚ Brno, a. s.

56 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. 56 EGÚ Brno, a. s.

57 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. 57 EGÚ Brno, a. s.

58 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, která v průměru za ČR vzroste o 9,9 %. Tento nárůst je způsoben očekávaným nárůstem hodnoty PV distribuce po přičtení korekčního faktoru a snížení o výnosy z ostatních činností spojených s činností distribuce (v průměru o 5%) a dále očekávaným poklesem spotřeby na hladině NN – v průměru za ČR o 3,9 %. Určitý zásah do meziroční úpravy tarifů se dá očekávat v závislosti na dalším vývoji cílové koncepce distribučních tarifů, případně po zpracování návrhu postupu přechodu na nové tarify. 58 EGÚ Brno, a. s.

59 Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009
Podklady k metodice regulace cen 59 EGÚ Brno, a. s.

60 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: 60 EGÚ Brno, a. s.

61 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. výroba elektřiny nebude zatížena platbou za SyS – bude nadále uplatněn princip G = 0. Zatěžovat pouze export je problematická záležitost z hlediska Bruselu. Určité změny nastanou v oblasti ostrovních provozů na Slovensko, přesnější informace budou známy později. Cena za služby distribučních sítí 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. 61 EGÚ Brno, a. s.

62 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. 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. v koncepci distribučních tarifů je těžko obhajitelná cena nižší než je cena za použití distribuční sítě na hladině NN. obě témata budou projednána na jednání tarifní komise. 62 EGÚ Brno, a. s.

63 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 2008. 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. ERÚ ani regionální PDS nemají oprávnění měnit metodiku vykazování spotřeby KVET, která je záležitostí MPO. ERÚ může reagovat pouze formou doporučení. 63 EGÚ Brno, a. s.

64 Zkušenosti objednatelů s regulací cen
Stanovisko ERÚ k návrhům na úpravu metodiky Podpora výroby elektřiny v OZE–KVET–DZ ERÚ uvedl, že je obtížné přiřadit v celé výši vícenáklady způsobené provozem OZE jejich původcům a zahrnout do této platby i vícenáklady skryté v jiných položkách konečné ceny za elektřinu, protože by např. analogicky vznikl požadavek na určení části na krytí výpadku největšího bloku v soustavě, což by vedlo k následné diskusi kdo na co přispívá. 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. 64 EGÚ Brno, a. s.

65 Zkušenosti objednatelů s regulací cen
Stanovisko ERÚ k návrhům na úpravu metodiky Průměrná cena silové elektřiny pro stanovení nákladů na ztráty k návrhu, 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 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. 65 EGÚ Brno, a. s.

66 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. 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. zproštění plateb KZ, napojených na jinou než ES ČR, z ceny příspěvku na krytí vícenákladů spojených s podporou elektřiny z OZE-KVET-DZ 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. 66 EGÚ Brno, a. s.

67 Zkušenosti objednatelů s regulací cen
Stanovisko ERÚ k návrhům na úpravu metodiky Připomínky k Cenovému rozhodnutí zmírnění penalizace za překročení rezervované kapacity považuje ERÚ za problematické vzhledem k tomu, že by došlo ke zvýšení ceny za RK z titulu nižších objednaných kapacit. Po zavedení meze s nižší penalizací by podnikový energetik, který s tím bude umět pracovat, objednal nižší hodnotu RK. 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. 67 EGÚ Brno, a. s.

68 Zkušenosti objednatelů s regulací cen
Stanovisko ERÚ k návrhům na úpravu metodiky Připomínky k Cenovému rozhodnutí způsob penalizace kapacitního účiníku chce ERÚ letos vyřešit v návaznosti na kompromis dosažený s provozovateli RDS v roce 2007. ERÚ prosadil text do Pravidel provozování distribučních soustav, podle kterého se obecně považuje za nevhodné povolovat instalaci jističe s charakteristikou C; jako standard se nadále považuje jistič s charakteristikou B. 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. K tomu více napoví analýzy, které budou zajištěny v roce 2008. 68 EGÚ Brno, a. s.

69 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 považuje ERÚ za nadbytečný vzhledem k tomu, že existuje vnitrodenní a vyrovnávací trh. ERÚ doporučuje řešit ohlašování plánovaného omezení nebo přerušení distribuce elektřiny postupem v místě obvyklým. Obce, které dříve tuto činnost zajišťovaly, chtějí nyní oznamovat přerušení distribuce za úplatu. ERÚ bude specifikovat přístup k této záležitosti. k požadavku 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 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. 69 EGÚ Brno, a. s.

70 Stanovení míry ztrát a příslušného KF ve 3. regulačním období
Stanovení míry ztrát a příslušného KF ve 3. r. o. Možnosti regulace proměnné složky ceny za distribuci elektřiny RPDS ponechat dosavadní metodiku normativů míry ztrát, přičemž náklady na ztráty nepodléhají regulační korekci. Navrhuje se, aby hodnoty normativů míry ztrát byly každoročně aktualizovány na základě poslední zjištěné skutečnosti. v přístupu podle předchozího bodu použít pouze normativ míry technických ztrát. zavést regulační korekci ceny za použití distribuční sítě, což by však vyžadovalo použít v systému zúčtování odchylek OTE ve verzi v2 hodnotu skutečných celkových ztrát určených provozovateli regionálních distribučních soustav. Regulace proměnné složky ceny za přenos elektřiny současný způsob stanovení velikosti míry ztrát v PS je vyhovující a nepožaduje aktualizaci metodiky. 70 EGÚ Brno, a. s.

71 Individuální ceny distribuce pro provozovatele LDS
Individuální ceny distribuce jsou požadovány následujícími provozovateli LDS: SV servisní, s.r.o. (SV servisní), Centrum Praha Jih-Chodov, s.r.o. (CCH), European Property Management, spol. s r. o. (EPM). Konstatuje se, že 2 lokální distributoři (CCH a EPM) jsou provozovatelé velkých obchodních domů nebo nákupních center. Jedná se o specifický druh spotřeby v porovnání např. s LDS SV servisní (průmyslová výroba) nebo s regionálními distributory, kteří mají zase velmi široké spektrum odběratelů. Ve spolupráci s ERÚ byly v první polovině roku 2008 kontrolovány vstupní údaje předané provozovateli LDS, odstraňovány zjištěné nedostatky a předběžně připraveny výpočetní tabulky cen. 71 EGÚ Brno, a. s.

72 Model cen v oblasti elektroenergetiky ve 3. r. o.
Kromě předpokládaného vývoje cen ve 3. r. o. zahrnuje model také retrospektivu vývoje cen za služby distribučních sítí a přenosové sítě v 1. a 2. regulačním období, z důvodu zachování kontinuity, pro v současné době existující tři regionální distribuční společnosti, a pro ČEPS, a. s. Ve výpočtu je rovněž modelován vývoj dalších složek regulovaných cen v elektroenergetice (SyS, OZE-KVET-DZ, decentrální výroba). Struktura výpočetních souborů 1. Výpočetní model Výpočet cen přenosu, SyS, cen distribuce, cen příspěvku KZ na decentrální výrobu a na podporu OZE-KVET-DZ je zajišťován v samostatném souboru Model CENY_ELEKTRO_2009.xls. 72 EGÚ Brno, a. s.

73 Model cen v oblasti elektroenergetiky ve 3. r. o.
2. Vstupní údaje jsou umístěny v souborech: Výkazy ČEPS.xls, Výkazy ČEZ.xls, Výkazy EON.xls, Výkazy PRE.xls, což jsou běžné regulační výkazy příslušných subjektů, RK PS-DS.xls obsahující výpočet velikosti RK přenosové sítě regionálních distributorů z měsíčních hodinových maxim součtu bilančního salda výkonu na rozhraní sítí PPS a PDS na hladině 110 kV, Ceny OZE na rok 2009.xls s cenami podpory obnovitelných zdrojů zpracovanými ERÚ, Parametry ERÚ. xls, ve kterém jsou zadávány parametry regulace, které stanoví ERÚ včetně ceny silové elektřiny a jejich předpokládaný vývoj, 73 EGÚ Brno, a. s.

74 Model cen v oblasti elektroenergetiky ve 3. r. o.
2. Vstupní údaje jsou umístěny v souborech: Soubor s ekonomickými údaji provozovatelů distribučních soustav, zpracovaný ERÚ, Data CENY_ELEKTRO_2009.xls, ve kterém jsou zadávány technické vstupní údaje s možností variantního zadávání buď hodnotami nebo pomocí indexů jejich očekávaného vývoje a volbou počátečního roku indexace ve 3. regulačním období. Ve vstupním souboru dat je umožněno zadávání názvu řešené varianty a datum řešení, přičemž se tato informace přenáší na listy s výsledky vyhodnocenými v tabulkách a grafech. 74 EGÚ Brno, a. s.

75 Model cen v oblasti elektroenergetiky ve 3. r. o.
3. Výsledky výpočtu v grafické a tabelární formě jsou umístěny v souborech: srovnání cen_ERÚ_2009.xls obsahující vývoj technických údajů a cen přenosu, SyS, cen distribuce a skladbu ceny elektřiny pro KZ, Tab_PS_2009.xls, ve kterém je vyhodnocen vývoj ceny přenosu a SyS, Tab_DS1_2009.xls s vyhodnocením vývoje cen distribuce, cen příspěvku KZ na decentrální výrobu a na podporu OZE-KVET-DZ, Tab_DS2_2009.xls, obsahující zejména vývoj technických vstupních údajů. 75 EGÚ Brno, a. s.

76 Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009
Návrh koncepce distribučních tarifů 76 EGÚ Brno, a. s.

77 Návrh koncepce distribučních tarifů
Činnosti od Koordinačního semináře Jednání Tarifní komise (TK) dne – definovány požadavky ERÚ Zpracována 1. verze koncepce (Zásad) pro tvorbu distribučních tarifů na hladině NN Definovány okruhy otázek pro jednotlivé body v koncepci Jednání s ERÚ a zástupci skupiny ČEZ ( ) Diskuse otázek v koncepci a jejich rozhodnutí Zpracována 2. verze koncepce Zpracovány výpočetní soubory podle koncepce a výsledky, dále diskutovány přístupy stanovení koeficientů přepočtu objemu VT – zpracována 3. verze koncepce Jednání TK – diskuse koncepce a výsledků, po té zpracována 4. verze koncepce – v průběžné zprávě 77 EGÚ Brno, a. s.

78 Návrh koncepce distribučních tarifů
Požadavek ERÚ definovaný na jednání TK vytvořit systém distribučních tarifů, který: je transparentní z hlediska tvorby má logiku 78 EGÚ Brno, a. s.

79 Návrh koncepce distribučních tarifů
Okrajové podmínky 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“. 79 EGÚ Brno, a. s.

80 Návrh koncepce distribučních tarifů
Okrajové podmínky 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. 80 EGÚ Brno, a. s.

81 Návrh koncepce distribučních tarifů
Okrajové podmínky 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. Platby za SyS Na hladině NN je zachován princip plateb za systémové služby použitý i na vyšších napěťových hladinách, tj. cenou vztaženou na odebranou elektřinu k MWh. Platby za SyS se tedy nevztahují na výkon. 81 EGÚ Brno, a. s.

82 Návrh koncepce distribučních tarifů
Okrajové podmínky Podmínky sazeb, ekonomická motivace zákazníka pro výběr sazby Pro jednotlivé distribuční tarify jsou definovány (zachovávají se) podmínky, při jejichž splnění je možné distribuční sazbu zákazníkovi přiznat. Tarify jsou výhodné pro charakter odběru, pro který jsou určeny. Výhodnost je dána především velikostí spotřeby a poměrem odběru ve VT / NT Nastavení složek cen jednotlivých distribučních tarifů je přizpůsobeno tak, aby zákazníka motivovalo k použití sazby v případě charakteru odběru, pro který je sazba určena a zároveň, pokud možno, aby vylučovalo vůli zákazníka zneužití zařazení do sazby, k tomu slouží definované podmínky sazeb. 82 EGÚ Brno, a. s.

83 Návrh koncepce distribučních tarifů
Okrajové podmínky Stálý plat a Cena VT Ve stálých platech za jistič a ve zbývající části ceny VT (první základní část ceny VT je cena za použití sítě) jsou uhrazeny všechny PV. Vzhledem k tomu, že se z důvodů podpory HDO zavádí v topných sazbách cena NT (cena NT = ceně za použití sítě NN, která je zhruba čtvrtinová až pětinová vůči jednosložkové distribuční ceně), jsou jiné složky (cena za jistič, cena VT) úměrně zvýšeny tak, aby nemotivovali k zneužívání sazeb a aby přiznání nebylo vázáno pouze na podmínky. V systému tarifů jsou cenově rozlišeny 3 druhy topných soustav podle doby trvání NT (akumulační, hybridní, přímotopné). 3 možné přístupy pro zvýšení odpovídajících složek cen jsou: Zvýšení stálého platu za jistič, ceny VT je pro všechny sazby stejná Zvýšení ceny VT, cena stálého platu za jistič je pro všechny sazby stejná Zvýšení stálého platu i ceny VT 83 EGÚ Brno, a. s.

84 Návrh koncepce distribučních tarifů
Okrajové podmínky Stálý plat a Cena VT K navýšení cen VT je použit mechanismus, ve kterém se: výpočetně pomocí koeficientů navyšuje spotřeba ve VT u topných sazeb. Následně se určí podíl přepočteného objemu VT příslušné sazby vůči součtu přepočteného objemu všech sazeb. Podle tohoto podílu se určí rozdělení celkové částky stálých nákladů alokovaných dle bodu 2., které se vztáhne na objem MWh ve vysokém tarifu VT příslušné sazby. Tím vznikne Cena VT* v Kč/MWh. Upravený (odlišný) postup platí pro stanovení ceny VT u tepelných čerpadel (bod 20.) a sazby pro veřejné osvětlení (bod 22.). 84 EGÚ Brno, a. s.

85 Návrh koncepce distribučních tarifů
Okrajové podmínky Stálý plat a Cena VT Možné způsoby výpočtu koeficientů navýšení objemu VT pomocí: koeficientů TDD. dob trvání VT a NT (např. 24/počet hodin VT). poměrů spotřeb ve VT a v NT. Odvození z reálného vysílání povelů HDO použitého na jednotarifní TDD. Stanovení koeficientů je založeno na podílu celkové spotřeby ku spotřebě ve VT u dvoutarifního zákazníka, jehož charakter odběru však odpovídá jednotarifnímu odběru. Tento postup stanovení koeficientů vychází z toho, že distributor nastavuje tarify tak, aby (pokud možno) snižoval špičkové zatížení ES. 85 EGÚ Brno, a. s.

86 Návrh koncepce distribučních tarifů
Okrajové podmínky Stálý plat a Cena VT Ad a) Při stanovení koeficientů pomocí koeficientů TDD je použit následující algoritmus: Koef = Σ všech koeficientů TDDj / Σ n největších koeficientů každého dne TDDj TDDj = TDD1 pro MOP TDDj = TDD4 pro MOO n = počet hodin VT každého dne pro příslušný tarif Ad d) Pro přepočet objemu VT se jako nejsprávnější jeví varianta koeficientů určená na základě reálného vysílání povelů HDO použitého na jednotarifní TDD, tzn. že na jednotarifní TDD (tj. TDD4 pro MOO a TDD1 pro MOP) se požijí vysílací časy pro jednotlivé dvoutarifní sazby a z nich se určí odpovídající podíl ve VT. 86 EGÚ Brno, a. s.

87 Návrh koncepce distribučních tarifů
Okrajové podmínky Stálý plat a Cena VT 87 EGÚ Brno, a. s.

88 Návrh koncepce distribučních tarifů
Okrajové podmínky Stálý plat a Cena VT Výsledná cena VT vznikne přičtením ceny za použití sítě (viz. bod 1.) k ceně VT*. Cena NT Cena NT musí v minimální výši krýt alespoň náklady na ztráty, tj. cena NT je rovna ceně za použití sítě hladiny NN. Poznámka: Diskutovala se možnost použití i nižší ceny NT než je cena za použití sítě se zdůvodněním, že např. NT akumulace je převážně v noci, kdy je levnější elektřina i na krytí ztrát. Tento princip prozatím nebyl přijat. 88 EGÚ Brno, a. s.

89 Návrh koncepce distribučních tarifů
Okrajové podmínky Diferenciace jednotarifů Diferenciace jednotarifů – jedná se o „umělé“ rozdělení ceníku pro jednotarif (pro základní běžný odběr bez využití elektřiny na ohřev vody nebo vytápění a bez blokování) do více jednotarifů. V současnosti jsou U MOO dva jednotarify, které jsou rozlišeny pouze velikostí spotřeby: D01d – pro malou spotřebu D02d – pro střední a větší spotřebu U MOP jsou 3 jednotarify rovněž rozlišené pouze velikostí spotřeby: C01d – pro malou spotřebu C02d – pro střední a větší spotřebu C03d – pro velkou spotřebu (velkoodběr z hladiny NN). 89 EGÚ Brno, a. s.

90 Návrh koncepce distribučních tarifů
Okrajové podmínky Diferenciace jednotarifů V diferenciaci je použit princip: pro vyšší spotřebu je vyšší stálý plat a nižší cena VT. Kritériem pro zařazení zákazníka do vhodné sazby je pouze velikost roční spotřeby (hraniční bod), sazby nepotřebují podmínky pro přiznání, je možné k nim pouze sdělit informativní hodnotu, od jaké spotřeby je sazba vhodná. Hraniční bod (HB) je nastaven podle současných hodnot HB u jednotlivých regionálních DS (v návaznosti na současné rozdělení zákazníků mezi jednotarify podle jejich průměrné spotřeby). Úprava hodnot HB popř. jejich sjednocení na celostátní úrovni bude provedeno v závislosti na výsledcích analýzy rozložení spotřeby v jednotarifech. 90 EGÚ Brno, a. s.

91 Návrh koncepce distribučních tarifů
Okrajové podmínky Diferenciace jednotarifů Prozatím se neuvažuje zavedení nové jednotarifní sazby pro elektrické vaření (pro vyšší spotřebu). Prozatím se neuvažuje zavedení nové distribuční sazby pro klimatizace. 91 EGÚ Brno, a. s.

92 Návrh koncepce distribučních tarifů
Okrajové podmínky Diferenciace dvoutarifů pro akumulace Jedná se zejména o sazby domácností (D25d a D26d). Historicky byla sazba D25d koncipována jako sazba pro využití elektřiny pro akumulační ohřev teplé užitkové vody (TUV) a sazba D26d byla určena pro akumulační vytápění objektu. Z toho vyplývají i typické hodnoty: D25d: VT:NT – 44:56%, prům. spotřeba pro 3x25A je 5000 kWh/rok, D26d: VT:NT – 20:80%, prům. spotřeba pro 3x25A je 8200 kWh/rok. U MOP je podíl neblokované spotřeby (ve VT) mnohem vyšší než u MOO, typické hodnoty jsou: C25d: VT:NT – 55:45%, prům. spotřeba pro 3x25A je 8700 kWh/rok, C26d: VT:NT – 68:32%, prům. spotřeba pro 3x25A je kWh/rok, typičtější je však použití vyššího jističe, např. průměrná spotřeba pro jistič 3x160A je kWh/rok. 92 EGÚ Brno, a. s.

93 Návrh koncepce distribučních tarifů
Okrajové podmínky Diferenciace dvoutarifů pro akumulace 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. Prozatím se nezavádí diferenciace mezi akumulačními dvoutarifů. Poznámka: Otázka zavedení diferenciace akumulačních dvoutarifů bude revidována po číselném vyhodnocení výsledků. 93 EGÚ Brno, a. s.

94 Návrh koncepce distribučních tarifů
Okrajové podmínky 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 ) 94 EGÚ Brno, a. s.

95 Návrh koncepce distribučních tarifů
Okrajové podmínky Tepelná čerpadla (TČ) Sazby pro TČ byla hodně politicky podporována v době tarifů dodávky pro CHZ. V přechodném období v druhém regulačním období, kdy byl otevřen trh s elektřinou i pro domácnosti a malé zákazníky z řad podnikatelů, kdy již nebyla možné tak velká masivní podpora v distribuční sazbě pro TČ (C55d a D55d), byla formálně zavedena nová sazba pro TČ platná pro zařízení uvedená do provozu od dubna 2005 (C56d a D56d). Ceny sazeb 56d jsou již shodné s cenami přímotopů. Ceny distribučních sazeb pro TČ uvedená do provozu před dubnem 2005 (55d) budou sjednoceny se sazbou 56d do konce 3. regulačního období. Poznámka: Pokud se v koncepci distribučních tarifů hovoří o podpoře topných sazeb, mělo by v posuzování sazeb přímotopných a sazeb pro TČ hrát roli ekologické hledisko. Z hlediska samotné distribuce nemají TČ oproti jiným topným sazbám žádný další přínos, proto jsou z hlediska distribuce na stejné úrovni jako přímotopy. Velká výhoda TČ oproti přímotopům je v až třetinové spotřebě elektřiny, tento samotný fakt ovlivňuje rozhodování zákazníka při výběru mezi přímotopem a TČ. 95 EGÚ Brno, a. s.

96 Návrh koncepce distribučních tarifů
Okrajové podmínky 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). 96 EGÚ Brno, a. s.

97 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. 97 EGÚ Brno, a. s.

98 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] 98 EGÚ Brno, a. s.

99 Návrh koncepce distribučních tarifů
Postup diferenciace mezi jednotarify Výsledkem základního nastavení (podle volného parametru 1, rozdělení PV mezi segment MOP a MOO a výpočtu cen VT podle přepočtených objemů) jsou shodné distribuční ceny v jednotarifních sazbách. Stálý plat je shodný se stálým platem dvoutarifů, cena VT* je pro všechny jednotarify shodná a je nižší než u dvoutarifů. Poznámka: Výsledná cena VT v ceníku je dána součtem ceny za použití sítě a výpočetní ceny VT*, která je v postupu označená * (příp. **). Podle přijaté koncepce distribučních tarifů na hladině NN se zavádí diferenciace mezi jednotarify (rozdělení ceníku pro jednotarify) pro zvolená pásma spotřeby, vychází se z dnešních tarifů, tj. u MOO na D01d a D02d a u MOP na C01d, C02d a C03d. 99 EGÚ Brno, a. s.

100 Podmínky rozdělení pro jednotarify MOO (D01d a D02d):
Návrh koncepce distribučních tarifů – Postup diferenciace mezi jednotarify Podmínky rozdělení pro jednotarify MOO (D01d a D02d): zachování zvoleného hraničního bodu x [kWh] x . VT1 + FIX1 = x . VT2 + FIX2 zachování celkového objemu Kč výběru v sazbách D01d a D02d Σ (FIX1+VT1*) + Σ (FIX2+VT2*) = část PV připadajících na D01d+D02d zachování shody (případně odstupu) stálého platu základního jednotarifu D02d se (od) stálým platem dvoutarifů FIXD02d ≤ FIX dvoutarifů MOO Doporučuje se ponechat FIX2 shodný s FIXEM dvoutarifů a nastavení ostatních složek jednotarifů nastavovat pomocí 3 analyticky stanovených koeficientů při dodržení podmínek 1) až 3). 100 EGÚ Brno, a. s.

101 Podmínky rozdělení pro jednotarify MOP (C01d, C02d a C03d):
Návrh koncepce distribučních tarifů – Postup diferenciace mezi jednotarify Podmínky rozdělení pro jednotarify MOP (C01d, C02d a C03d): zachování zvolených hraničních bodů x1 a x2 [kWh] x1 . VT1 + FIX1 = x1 . VT2 + FIX2, x2 . VT2 + FIX2 = x2 . VT3 + FIX3 zachování celkového objemu Kč výběru v sazbách C01d, CD02d a CD03d Σ (FIX1+VT1*) + Σ (FIX2+VT2*) + Σ (FIX3+VT3*) = část PV připadajících na C01d+C02d+C03d zachování shody (případně odstupu) stálého platu základního jednotarifu D02d se (od) stálým platem dvoutarifů FIXC02d ≤ FIX dvoutarifů MOP 101 EGÚ Brno, a. s.

102 Návrh koncepce distribučních tarifů – Postup diferenciace mezi jednotarify
Pro MOO (D01d a D02d): Zvolí se koeficient snížení stálého platu D02d vůči stálému platu dvoutarifů (=1). Tím je stanoven stálý plat základního jednotarifu D02d. Stanoví se koeficient snížení stálého platu D01d vůči stálému platu D02d. Tím je stanoven stálý plat jednotarifu pro malou spotřebu D01d. Stanoví se koeficient zvýšení ceny VT* sazby D01d vůči ceně VT* D02d. Cena VT** je pomocí tohoto koeficientu odvozena z ceny VT* D02d. Cena VT** sazby D02d je dodržením podmínky zachování celkového objemu Kč výběru v jednotarifních sazbách (podmínka /2/): cena VT** = PVD01d+D02d / [tržby (FIXD01d+FIXD02d) + tržby VT**D01d] Koeficienty v bodech 2) až 3) jsou stanoveny analyticky pro dodržení podmínky zvoleného hraničního bodu (podmínka /1/) 102 EGÚ Brno, a. s.

103 Návrh koncepce distribučních tarifů – Postup diferenciace mezi jednotarify
Pro MOP (C01d, C02d a C03d): Zvolí se koeficient snížení stálého platu C02d vůči stálému platu dvoutarifů (=1). Tím je stanoven stálý plat základního jednotarifu C02d. Stanoví se koeficient snížení stálého platu C01d vůči stálému platu C02d, koeficient zvýšení stálého platu jednotarifu pro velkou spotřebu C03d vůči stálému platu C02d. Tím jsou stanoveny stálé platy jednotarifu pro malou spotřebu C01d a jednotarifu pro velkou spotřebu C03d. Stanoví se koeficient zvýšení ceny VT* sazby C01d vůči ceně VT* C02d a koeficient snížení ceny VT* sazby C03d vůči ceně VT* C02d. Cena VT** pro sazbu C01d a C02d je pomocí tohoto koeficientu odvozena z ceny VT* C02d. Cena VT** sazby C02d je dodržením podmínky zachování celkového objemu Kč výběru v jednotarifních sazbách (podmínka /5/): cena VT** = PVC01d+C02d+C03d / [tržby (FIXC01d+FIXC02d+FIXC03d) + tržby (VT**C01d+VT**C01d)] Koeficienty v bodech 7) až 8) jsou stanoveny analyticky pro dodržení podmínky zvoleného hraničního bodu (podmínka /4/) 103 EGÚ Brno, a. s.

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

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

106 Koncepce – Změna průměrných celkových cen a ročních plateb za elektřinu
106 EGÚ Brno, a. s.

107 Koncepce – Změna průměrných cen distribuce a ročních plateb za distribuci
107 EGÚ Brno, a. s.

108 Změna průměrné ceny v % pro jednotlivé velikosti volného parametru 1
108 EGÚ Brno, a. s.

109 Změna průměrné ceny v % pro jednotlivé velikosti volného parametru 1
109 EGÚ Brno, a. s.

110 Změna průměrné ceny v % pro jednotlivé velikosti volného parametru 1
110 EGÚ Brno, a. s.

111 Změna průměrné ceny v % pro jednotlivé velikosti volného parametru 1
111 EGÚ Brno, a. s.

112 Změna průměrné ceny v % pro jednotlivé velikosti volného parametru 1
112 EGÚ Brno, a. s.

113 Změna průměrné ceny v % pro jednotlivé velikosti volného parametru 1
113 EGÚ Brno, a. s.

114 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. 114 EGÚ Brno, a. s.

115 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. 115 EGÚ Brno, a. s.

116 Vliv volného parametru 1 na výhodnost přechodu mezi sazbami
116 EGÚ Brno, a. s.

117 Vliv volného parametru 1 na výhodnost přechodu mezi sazbami
117 EGÚ Brno, a. s.

118 Vliv volného parametru 1 na výhodnost přechodu mezi sazbami
118 EGÚ Brno, a. s.

119 Vliv volného parametru 1 na výhodnost přechodu mezi sazbami
119 EGÚ Brno, a. s.

120 Vliv volného parametru 1 na výhodnost přechodu mezi sazbami
120 EGÚ Brno, a. s.

121 Vliv volného parametru 1 na výhodnost přechodu mezi sazbami
121 EGÚ Brno, a. s.

122 Vliv koeficientů přepočtu objemu VT na výhodnost přechodu mezi sazbami
122 EGÚ Brno, a. s.

123 Vliv koeficientů přepočtu objemu VT na výhodnost přechodu mezi sazbami
123 EGÚ Brno, a. s.

124 Vliv koeficientů přepočtu objemu VT na výhodnost přechodu mezi sazbami
124 EGÚ Brno, a. s.

125 Vliv koeficientů přepočtu objemu VT na výhodnost přechodu mezi sazbami
125 EGÚ Brno, a. s.

126 Vliv koeficientů přepočtu objemu VT na výhodnost přechodu mezi sazbami
126 EGÚ Brno, a. s.

127 Vliv koeficientů přepočtu objemu VT na výhodnost přechodu mezi sazbami
127 EGÚ Brno, a. s.

128 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. 128 EGÚ Brno, a. s.

129 Výsledné ceny podle koncepce – Var. 24/hod VT, VP1 = 0,50
129 EGÚ Brno, a. s.

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

131 Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009
Analýza cen elektřiny na velkoobchodním trhu 131 EGÚ Brno, a. s.

132 Analýza cen elektřiny na velkoobchodním trhu
Analýza se provádí pro zjištění vstupních dat pro určení: cen DPI, ceny na krytí ztrát v DS, vícenákladů OZE–DZ Porovnání cen na EEX, PXE a krátkodobém (KT) a blokovém trhu (BT) s elektřinou organizovaném u OTE ČR Porovnání pomocí vážených průměrů cen za určité období (většinou celé obchodovací období daného produktu) 132 EGÚ Brno, a. s.

133 Analýza cen elektřiny na velkoobchodním trhu
Základní charakteristika: Tržiště: EEX – dlouhodobě fungující burza s relativně vysokou likviditou PXE – od 07/2007, obchodovány především blokové produkty (rok, kvartál, měsíc) KT OTE – od počátku liberalizace, „spotové“ obchodování, relativně nízká likvidita. BT OTE – od 02/2008 Silná korelace cen, ceny na EEX jsou vyšší, rozdíl je relativně malý 133 EGÚ Brno, a. s.

134 Analýza cen elektřiny na velkoobchodním trhu
Porovnání základních produktů obchodovaných na EEX a na PXE 134 EGÚ Brno, a. s.

135 Vývoj základních produktů obchodovaných na EEX
135 EGÚ Brno, a. s.

136 Vývoj základních produktů obchodovaných na PXE a porovnání s EEX
136 EGÚ Brno, a. s.

137 Porovnání produktu DENNÍ BASELOAD na BT OTE a EEX
137 EGÚ Brno, a. s.

138 Porovnání produktu DENNÍ PEAKLOAD na BT OTE a EEX
138 EGÚ Brno, a. s.

139 Porovnání spotových cen na DT OTE a EEX
139 EGÚ Brno, a. s.

140 Analýza cen elektřiny na velkoobchodním trhu
Ceny – jsou kontinuálně sledovány Tvoří nezbytný podklad pro stanovení nákupních cen elektřiny – ocenění diagramů „MO+ztráty“ (RDS a DPI) Dalšími podklady jsou dodatečné informace o reálných nákupech, které si ERÚ může vyžádat přímo od dodavatelů. 140 EGÚ Brno, a. s.

141 Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009
Diskuse 141 EGÚ Brno, a. s.

142 Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009
Doporučení a závěry 142 EGÚ Brno, a. s.