Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2013 Koordinační seminář EGÚ Brno, a. s. 10. září 2012 1

Souhrnná informace o smlouvách Projekt smluvního komplexu „Ceny a tarify …“ je v roce 2012 v EGÚ Brno řešen v rámci 18 smluv o dílo, uzavřených mezi EGÚ Brno a: 12 112: ERÚ, 12 117: ČEZ Distribuce, a. s., PREdistribuce, a. s., E.ON Distribuce, a. s., 12 118: ČEPS, a. s., 12 119: Dodavatelé poslední instance – ČEZ, a. s., Pražská energetika, a. s., E.ON Energie, a. s., 12 120: výrobce ČEZ, a. s., 12 121: OTE ČR, 12 116: SVSE–AEM, 12 122 až 12 132: IPP – 11 nezávislých výrobců

Úvod – výchozí informace Dnešní 2. Koordinační seminář Projektu je svolán v souladu s přijatým harmonogramem prací a v souladu s dohodnutými principy součinností smluvních stran, uvedenými ve smlouvách. Cílem jednání je presentovat objednatelům smluv stav řešení Dílčích úkolů a diskuse k průběžně dosaženým výsledkům na Projektu „Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2013 “ („Regulované ceny a tarify dodavatele poslední instance v roce 2013“ v případě smlouvy s DPI) a koordinovat postup navazujících prací za účasti všech objednatelů. Podkladem pro dnešní jednání je „Průběžná zpráva“, její pracovní verze byla objednatelům poslána elektronicky dne 7. 9. 2012. Písemné vyhotovení a elektronická forma na optickém médiu CD-ROM se předává proti potvrzení objednatelů o převzetí na tomto koordinačním semináři.

Úvod – výchozí informace Ceny uvedené v průběžné zprávě a v prezentaci odpovídají podkladům a informacím, které měl zhotovitel díla k dispozici v termínu do 4. září 2012. Provozovatelům sítí (tj. objednatele sml. č. 12 117 a 12 118) byly rovněž zaslány výpočetní soubory se stavem vstupních podkladů a výpočtů k 4. září 2012.

Program jednání Souhrnná informace o stavu řešení dílčích úkolů Informace o vývoji cen na velkoobchodním trhu Předběžné ceny za službu přenosové sítě a za systémové služby Předběžné ceny za služby distribučních sítí Předběžné ostatní regulované ceny v elektroenergetice Podpora decentrální výroby – aktuální stav návrhu metodiky Diskuse Doporučení a závěry

Zpracování podkladů k metodice regulace cen

Vývoj cen silové elektřiny na velkoobchodním trhu Zpracování podkladů k metodice regulace cen Vývoj cen silové elektřiny na velkoobchodním trhu Vývoj ceny silové elektřiny na velkoobchodním trhu výrazně ovlivňuje: Cenu elektřiny na nákup ztrát v přenosové a distribuční síti. Cenu pro dodavatele poslední instance (DPI). Referenční cenu silové elektřiny pro určení vícenákladů na podporu OZE. Lipská energetická burza (EEX) Největší objem obchodních transakcí probíhá během posledního roku obchodovacího období jednotlivých produktů. Ceny produktů jsou v průběžné zprávě hodnoceny za období 1.10.2011 – 31.8.2012.

Vývoj cen silové elektřiny na velkoobchodním trhu Zpracování podkladů k metodice regulace cen Vývoj cen silové elektřiny na velkoobchodním trhu Aktuální situace na energetické burze EEX Výrazný pokles poptávky po dlouhodobých produktech. Přechod obchodníků na spotový trh. Výrazný dopad produkce z dotovaných OZE na cenu elektřiny na spotovém trhu. Meziroční změny objemu zobchodované elektřiny na EEX v jednotlivých produktech

Vývoj cen silové elektřiny na velkoobchodním trhu Zpracování podkladů k metodice regulace cen Vývoj cen silové elektřiny na velkoobchodním trhu Srovnání vývoje obchodních transakcí na spotovém trhu EEX Spotový trh EEX 2011 Zobchodované množství ve sledovaném období: 147,2 TWh Vážená průměrná cena: 51,95 €/MWh Spotový trh EEX 2012 Zobchodované množství ve sledovaném období: 163,3 TWh Vážená průměrná cena: 42,81 €/MWh Pokles ceny na spotovém trhu o více jak -17,5%.

Vývoj cen silové elektřiny na velkoobchodním trhu Zpracování podkladů k metodice regulace cen Vývoj cen silové elektřiny na velkoobchodním trhu Produkty základního ročního zatížení 2013 (BL Cal 13) Od loňské katastrofy JE Fukušima a skokového zdražení – trvalý pokles. Meziroční propad obchodovaného množství ve stejném období o cca -17,4%. Průměrný kurz za sledované období (10/2010 – 08/2011) 24,460 Kč/€ vůči 25,209 Kč/€ v období 10/2011 – 08/2012. Průměrná vážená cena BL Cal 13 za sledované období je 50,84 €/MWh (1 281,12 Kč/MWh), tj. meziroční změna -6,51% (v Kč).

Vývoj cen silové elektřiny na velkoobchodním trhu Zpracování podkladů k metodice regulace cen Vývoj cen silové elektřiny na velkoobchodním trhu

Vývoj cen silové elektřiny na velkoobchodním trhu Zpracování podkladů k metodice regulace cen Vývoj cen silové elektřiny na velkoobchodním trhu Produkty špičkového ročního zatížení 2013 (PL Cal 13) – dodávka elektřiny v pracovní dny od 800 do 2000 hodin Ceny ročního špičkového zatížení se pohybují v průměru o cca 12 €/MWh výše než u ceny základního zatížení přičemž kopírují jeho vývoj. Pokračuje trend výrazného snížení poptávky po PL Cal 13 – pokles prodané elektřiny o více jak -20,2%. Aktuální průměrná vážená cena za sledované období je 62,72 €/MWh (1 583,40 Kč/MWh). Vývoj ceny produktu v souvislosti s vývojem kurzu vede k poklesu ceny v české národní měně o cca -3,57%.

Vývoj cen silové elektřiny na velkoobchodním trhu Zpracování podkladů k metodice regulace cen Vývoj cen silové elektřiny na velkoobchodním trhu

Předběžné ceny za služby přenosové sítě 14

Očekávané upřesnění podkladů Předběžné ceny za služby přenosové sítě Očekávané upřesnění podkladů Ceny přenosu ještě doznají změn na základě upřesnění: výše průměrné nákupní ceny silové elektřiny na krytí ztrát, objemu nákladů na nákup PpS a určení korekce z vypořádání rozdílů ze zúčtování nákladů na odchylky (včetně upřesnění jeho rozsahu pro vypořádání MPŘ k vyhlášce o regulaci), variantních výpočtů cen za rezervaci kapacity, použití přenosové sítě a systémových služeb se zahrnutím dorovnání korekcí za výsledky v roce 2011. Upřesnění objemu ztrát a bilance v PS (aktualizace výkazu 13-B1) Jedná se o připomínku ze strany PREdistribuce, která dosud nebyla reflektována a která v současnosti zvýhodňuje napájení dopravních trakcí ve srovnání s jiným odběrateli. 15

Ověření výsledků regulace v roce 2011 Předběžné ceny za služby přenosové sítě Ověření výsledků regulace v roce 2011 Korekční faktor za přenos elektřiny v roce 2011 bude uplatněn v ceně za použití sítě v regulovaném roce 2013 v plné výši, jeho celková výše je cca +18 mil. Kč. Korekční faktor za SyS v roce 2011 po zohlednění časové hodnoty peněz na úroveň roku 2012 činí cca - 981 mil. Kč. Korekční faktor OZE-KVET-DZ za rok 2011 po uplatnění časové hodnoty peněz je pro provozovatele přenosové soustavy záporný ve výši cca -37 mil. Kč. Jedná se o připomínku ze strany PREdistribuce, která dosud nebyla reflektována a která v současnosti zvýhodňuje napájení dopravních trakcí ve srovnání s jiným odběrateli. 16

Rezervace kapacity Cenu za RK přenosové sítě v roce 2013 ovlivňuje: Předběžné ceny za služby přenosové sítě Rezervace kapacity Cenu za RK přenosové sítě v roce 2013 ovlivňuje: snížení míry výnosnosti provozních aktiv přenosu z 6,650 % v roce 2012 na 6,159 %, snížením celkové velikosti RK z hodnoty 6 146,26 MW v roce 2012 na 6 126,48 MW, Snížení z příjmů z aukcí a ITC mechanismu z -70 mil. Kč v roce 2012 na -40 mil. Kč, tj. upravené povolené výnosy (UPV) se drobně zvyšují, zvýšením velikosti UPV z hodnoty 4,48 mld. Kč v roce 2012 na hodnotu 4,55 mld. Kč,

Předběžné ceny za služby přenosové sítě Rezervace kapacity Cenu za RK přenosové sítě v roce 2012 dále ovlivnilo: velikost povolených nákladů, které jsou meziročně ovlivněny podnikatelským eskalačním faktorem (váha 0,70): 99,1 % (použitým pro rok 2012); 100,7 % (použitým pro r. 2013); cenovým eskalačním faktorem (váha 0,30): 101,8 % (použitým pro rok 2012); 102,6 % (použitým pro r. 2013), faktorem efektivity = 2,031 %.

Vývoj ceny za rezervaci kapacity přenosové sítě Předběžné ceny za služby přenosové sítě Vývoj ceny za rezervaci kapacity přenosové sítě

Použití přenosové sítě Předběžné ceny za služby přenosové sítě Použití přenosové sítě Cenu za použití přenosové sítě v roce 2012 ovlivnilo: Předběžné snížení nákupní ceny silové elektřiny na krytí ztrát z 1 591 Kč/MWh v roce 2012 o 8,5 % na hodnotu 1 456 Kč/MWh, vyšší hodnota povolené míry ztrát 1,256 % (1,164 % v roce 2012), neuplatňuje se vyrovnání části korekčního faktoru roku 2011 s fondem aukcí, předpokládané vyšší přenesené množství elektřiny v PS o 605 GWh v roce 2013 vůči roku 2012.

Vývoj ceny za použití přenosové sítě Předběžné ceny za služby přenosové sítě Vývoj ceny za použití přenosové sítě

Předběžné ceny za systémové služby

Ceny za systémové služby Předběžné ceny za systémové služby Ceny za systémové služby Cenu systémových služeb v roce 2012 ovlivnily tyto skutečnosti: nižšími náklady na nákup podpůrných služeb, výrazným korekčním faktorem ve výši -982 mil. Kč daný rozdílem celkových skutečných nákladů a celkových skutečných výnosů za SyS za poskytování SyS v roce 2011, saldo výnosů a zúčtování nákladů na odchylky, na regulační energii a na redispečink se předběžně předpokládá ve stejné výši 370 mil. Kč, jako v roce 2012, zahrnutím faktoru F – bude ještě upřesněn, nižší očekávanou spotřebou zákazníků bez ostrovních provozů o cca 1 TWh v roce 2013 vůči roku 2012 (z 51 TWh na 50 TWh).

Vývoj ceny za systémové služby Předběžné ceny za systémové služby Vývoj ceny za systémové služby

Předběžné ceny za služby distribučních sítí 25

Ceny za rezervaci kapacity distribučních sítí Předběžné ceny za služby distribučních sítí na úrovních VVN a VN Ceny za rezervaci kapacity distribučních sítí Ceny za RK pro rok 2013 ovlivňují následující skutečnosti: V roce 2013 klesla míra výnosnosti provozních aktiv distribuce na 6,538 % Snížení hodnoty PV v součtu za RDS o cca 1,5 % Vliv na náklady má též index cen podnikatelských služeb (100,7 %) index spotřebitelských cen (102,6 %) podle statistiky ČSÚ a faktor efektivity (2,031 %) stanovený ERÚ. Nižší velikost RK na VVN v součtu za RDS v roce 2013 o cca 26 MW a vyšší RK na VN o cca 51 MW proti roku 2012, na základě vykázaných technických jednotek průměrné RK zákazníků za skutečnost roku 2011 nižší plánovaná celková spotřeba zákazníků (bez čerpání PVE, odběru výrobců a bez exportu) v RDS v roce 2013 o 1,806 TWh proti plánované spotřebě v roce 2012, na základě vykázaných technických jednotek Jedná se o připomínku ze strany PREdistribuce, která dosud nebyla reflektována a která v současnosti zvýhodňuje napájení dopravních trakcí ve srovnání s jiným odběrateli. 26

Ceny za RK distribučních sítí na úrovni VVN a VN Předběžné ceny za služby distribučních sítí na úrovních VVN a VN Ceny za RK distribučních sítí na úrovni VVN a VN Měsíční cena za roční RK a měsíční cena za měsíční RK pro odběr z DS v roce 2013 Měsíční cena za roční RK mezi provozovateli RDS na úrovni 110 kV v roce 2013

Ceny za RK na VVN a VN v roce 2013 Předběžné ceny za služby distribučních sítí na úrovních VVN a VN Ceny za RK na VVN a VN v roce 2013 Regionální PDS - Vývoj průměrných cen za rezervaci kapacity na VVN a VN

Ceny za použití sítí VVN a VN v roce 2013 Předběžné ceny za služby distribučních sítí na úrovních VVN a VN Ceny za použití sítí VVN a VN v roce 2013 Na velikost proměnných nákladů provozovatelů RDS mají vliv tyto skutečnosti: Při stejné výši povolené míry celkových ztrát na napěťových úrovních proti roku 2012 se očekává nižší množství elektřiny na vstupu do DS v roce 2013 u ČEZ o -2,58 TWh, u E.ON o -0,40 TWh i u PRE o -0,14 TWh. Předběžně se ve výpočtech uvažuje snížení průměrné nákupní ceny silové elektřiny na krytí ztrát proti roku 2012 u všech společností o -8,5 % Opětovné zavedení příspěvků zákazníků na decentrální výrobu (celostátně jednotný příspěvek). Ceny za použití sítí VVN a VN provozovatelů distribučních soustav v roce 2013

Ceny za použití sítí VVN a VN v roce 2013 Předběžné ceny za služby distribučních sítí na úrovních VVN a VN Ceny za použití sítí VVN a VN v roce 2013 Regionální PDS - Vývoj průměrných cen za použití sítí VVN a VN

Jednosložková cena za službu sítí na hladině VN Předběžné ceny za služby distribučních sítí na úrovních VVN a VN Jednosložková cena za službu sítí na hladině VN Je výhodná pro zákazníky 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 Jednosložková cena za službu sítí regionálních PDS nad 1 kV na VN v roce 2013

Vývoj průměrné jednosložkové ceny za síťové služby Předběžné ceny za služby distribučních sítí na úrovních VVN, VN a NN Vývoj průměrné jednosložkové ceny za síťové služby

Podpora výroby elektřiny v OZE–KVET–DZ a cena příspěvku zákazníků

Podpora výroby elektřiny v OZE–KVET–DZ a cena příspěvku zákazníků Výkup elektřiny z OZE V roce 2013 je upravena podpora OZE prostřednictvím: Výkupní ceny - pouze výrobci elektřiny z MVE (o instalovaném výkonu do 10 MW) nebo výrobci z OZE s instalovaným výkonem do 100 kW. Zelené bonusy - poskytován ve dvou formách = v ročním nebo hodinovém režimu. Členění vyplývá z technických parametrů výrobny (Pinst). Ve výpočtu se předpokládá výkup podle plánovaných hodnot uvedených v regulačních výkazech a modifikovaných ERÚ ve výši: cca 2,7 TWh v režimu minimálních výkupních cen (z toho 0,301 GWh v NT) cca 5,9 TWh v režimu zelených bonusů (z toho 19,8 GWh v NT) Jedná se o připomínku ze strany PREdistribuce, která dosud nebyla reflektována a která v současnosti zvýhodňuje napájení dopravních trakcí ve srovnání s jiným odběrateli. 34

Podpora výroby elektřiny v OZE–KVET–DZ a cena příspěvku zákazníků Podpora KVET a DZ v roce 2013 Podpora výroby elektřiny z KVET a druhotných zdrojů se uskutečňuje pouze ve formě příspěvků jako pevných cen k tržní ceně elektřiny. V roce 2013 se ve výpočtu předpokládá celková podpora cca 8,8 TWh z KVET (z toho na zdroje do 5 MWe připadá cca 0,444 TWh) a 1,2 TWh z druhotných zdrojů podle plánovaných hodnot. Předběžně uvažovaná podpora KVET a DZ v roce 2013

Vývoj výroby elektřiny z OZE v ČR Podpora výroby elektřiny v OZE–KVET–DZ a cena příspěvku zákazníků Vývoj výroby elektřiny z OZE v ČR

Vývoj vícenákladů na podporu OZE, KVET a DZ Podpora výroby elektřiny v OZE–KVET–DZ a cena příspěvku zákazníků Vývoj vícenákladů na podporu OZE, KVET a DZ

Vícenáklady kategorií OZE v letech 2010 až 2013 Podpora výroby elektřiny v OZE–KVET–DZ a cena příspěvku zákazníků Vícenáklady kategorií OZE v letech 2010 až 2013

Platby pro vyrovnání vícenákladů na OZE-KVET-DZ v roce 2013 Podpora výroby elektřiny v OZE–KVET–DZ a cena příspěvku zákazníků Platby pro vyrovnání vícenákladů na OZE-KVET-DZ v roce 2013 Dle zákona 165/2012 Sb. přebírá společnost OTE, a. s. povinnost vyplácet podporu OZE-KVET-DZ. Vyrovnávání vícenákladů mezi společnostmi se již nebude provádět. Vybraný příspěvek na OZE-KVET-DZ bude přeposlán na OTE, a. s. OTE, a. s. vyrovná s jednotlivými PDS a PPS korekční faktor za rok 2011, např. formou 12 měsíčních plateb. Přehled vícenákladů a plateb na podporu OZE-KVET-DZ v jednotlivých síťových regionech

Cena příspěvku zákazníků na výrobu elektřiny v OZE-KVET-DZ Podpora výroby elektřiny v OZE–KVET–DZ a cena příspěvku zákazníků Cena příspěvku zákazníků na výrobu elektřiny v OZE-KVET-DZ Celostátně jednotná cena na podporu OZE-KVET-DZ je účtována provozovatelem přenosové nebo distribuční soustavy za množství elektřiny spotřebované: zákazníkem, včetně spotřeby zákazníka v ostrovním provozu na území ČR prokazatelně odděleném od elektrizační soustavy výrobcem provozujícím výrobnu elektřiny provozovatelem přenosové nebo distribuční soustavy Příspěvek není hrazen za elektřinu pro čerpání přečerpávacích vodních elektráren, technologickou vlastní spotřebu elektřiny a za ztráty v přenosové a distribuční soustavě Jedná se o připomínku ze strany PREdistribuce, která dosud nebyla reflektována a která v současnosti zvýhodňuje napájení dopravních trakcí ve srovnání s jiným odběrateli. 42

Vývoj ceny příspěvku zákazníků na OZE, KVET a DZ Podpora výroby elektřiny v OZE–KVET–DZ a cena příspěvku zákazníků Vývoj ceny příspěvku zákazníků na OZE, KVET a DZ bez dotace ze státního rozpočtu

Vliv na výši ceny příspěvku zákazníků na podporu OZE-KVET-DZ Podpora výroby elektřiny v OZE–KVET–DZ a cena příspěvku zákazníků Vliv na výši ceny příspěvku zákazníků na podporu OZE-KVET-DZ V roce 2013 bude cena příspěvku zákazníků na OZE-KVET-DZ ovlivněna: Sníženou velikostí dotace ze státního rozpočtu na podporu OZE. Zohledněním zbývající poloviny korekčního faktoru OZE-KVET-DZ za rok 2010 (2,751 mld.Kč) a zahrnutím celého korekčního faktoru za rok 2011 ve výši 1,752 mld. Kč, existují však úvahy o jeho rozložení do více let. Velikostí nákupní ceny silové elektřiny na krytí ztrát v DS. Upřesněním výkupních cen a ZB pro podporované zdroje. Aktualizací předpokládaných hodnot podporovaného množství elektřiny z OZE-KVET-DZ. Případným upřesněním spotřeby elektřiny v DS. Jedná se o připomínku ze strany PREdistribuce, která dosud nebyla reflektována a která v současnosti zvýhodňuje napájení dopravních trakcí ve srovnání s jiným odběrateli. 44

Cena za činnost zúčtování OTE, a. s. 45

Cena za činnost zúčtování OTE a za činnost ERÚ OTE, ERÚ a decentrální výroba Cena za činnost zúčtování OTE a za činnost ERÚ Nárůst v roce 2013 – rostoucí náklady OTE spojené s jeho podporou zdrojů dle nového zákona č. 165/2012 Sb Uplatněna platba na zajištění činnosti ERÚ ve výši 2 Kč/MWh (stejně jako v roce 2012) Cena OTE se vybírá za stejnou kategorii spotřeba jako v roce 2012: elektřina spotřebovaná zákazníkem, výrobcem provozujícím výrobnu elektřiny o instalovaném výkonu nad 30 kW nebo provozovatelem přenosové nebo distribuční soustavy, kromě elektřiny pro čerpání přečerpávacích vodních elektráren, technologické vlastní spotřeby elektřiny a ztrát v přenosové a distribuční soustavě, a dále za elektřinu spotřebovanou zákazníkem v ostrovním provozu na území České republiky prokazatelně odděleném od elektrizační soustavy České republiky a ve vymezeném ostrovním provozu v zahraničí napojeném na ES ČR. V předběžných výpočtech cen pro rok 2012 se uvažuje 8,42 Kč/MWh (vč. popl. 2 Kč/MWh na ERÚ) Jedná se o připomínku ze strany PREdistribuce, která dosud nebyla reflektována a která v současnosti zvýhodňuje napájení dopravních trakcí ve srovnání s jiným odběrateli. 46

Vývoj ceny za činnost zúčtování odchylek OTE, a. s. OTE, ERÚ a decentrální výroba Vývoj ceny za činnost zúčtování odchylek OTE, a. s.

Regulované složky ceny dodávky elektřiny pro zákazníky v r. 2013 Předběžné ceny za služby distribučních sítí na úrovních VVN, VN a NN Regulované složky ceny dodávky elektřiny pro zákazníky v r. 2013 Regulované složky průměrné předběžné ceny dodávky elektřiny pro zákazníky v r. 2013 Průměrné předběžné jednosložkové ceny elektřiny pro zákazníky ES ČR v roce 2013

Skladba jednosložkové ceny elektřiny bez daní na NN v roce 2013 Předběžné ceny za služby distribučních sítí na úrovních VVN, VN a NN Skladba jednosložkové ceny elektřiny bez daní na NN v roce 2013

Vývoj podílu jednosl. ceny elektřiny pro zákazníky na úrovni NN Předběžné ceny za služby distribučních sítí na úrovni NN Vývoj podílu jednosl. ceny elektřiny pro zákazníky na úrovni NN a) Relativní vyjádření b) Absolutní vyjádření

Tarify pro konečné zákazníky na hladině NN

Tarify pro konečné zákazníky na hladině NN Cíl plave dál a z mlhy se zatím nevynořil „Standardní“ postup nastavení cen na NN Citace národní zprávy „ Ekonomické posouzení všech dlouhodobých přínosů a nákladů pro trh a jednotlivé zákazníky při zavedení inteligentních měřicích systémů v elektroenergetice ČR“: Rozšířit možnosti využití současného systému HDO doplněním o tarify bez přímého řízení spotřebičů, založené pouze na předávání ekonomických signálů zákazníkům. Současně stimulovat další zákazníky k zapojení do systému HDO a využití rozšířené nabídky tarifů. Jedná se o připomínku ze strany PREdistribuce, která dosud nebyla reflektována a která v současnosti zvýhodňuje napájení dopravních trakcí ve srovnání s jiným odběrateli. 52

Tarify pro konečné zákazníky na hladině NN Nastavení cen ovlivněno vývojem ostatních regulovaných složek Větší nárůst příspěvku na OZE-KVET-DZ Pokles ceny silové elektřiny Vývoj upravených povolených výnosů – beze změny (+0,3 %) Připravené výpočty: „Nová“ koncepce (již tři roky stará a nepoužitá) Přepočet z cen 2012 Úprava přepočtu z cen 2012 Jedná se o připomínku ze strany PREdistribuce, která dosud nebyla reflektována a která v současnosti zvýhodňuje napájení dopravních trakcí ve srovnání s jiným odběrateli. 53

Podíl zatížení MOP : MOO Tarify pro konečné zákazníky na hladině NN Podíl zatížení MOP : MOO Podíl zatížení MOP : MOO – průměr 12 měsíčních maxim v době maxima ES ČR Jedná se o připomínku ze strany PREdistribuce, která dosud nebyla reflektována a která v současnosti zvýhodňuje napájení dopravních trakcí ve srovnání s jiným odběrateli. 54

Tarify pro konečné zákazníky na hladině NN Varianta Přepočet z cen 2012 – změny výsledných cen na hladině NN – silová elektřina + regulovaná část Jedná se o připomínku ze strany PREdistribuce, která dosud nebyla reflektována a která v současnosti zvýhodňuje napájení dopravních trakcí ve srovnání s jiným odběrateli. 55

Varianta Přepočet z cen 2012 – změny ceny distribuce na hladině NN Tarify pro konečné zákazníky na hladině NN Varianta Přepočet z cen 2012 – změny ceny distribuce na hladině NN Jedná se o připomínku ze strany PREdistribuce, která dosud nebyla reflektována a která v současnosti zvýhodňuje napájení dopravních trakcí ve srovnání s jiným odběrateli. 56

Tarify pro konečné zákazníky na hladině NN Varianta Přepočet z cen 2012 – změny regulované části ceny na hladině NN Jedná se o připomínku ze strany PREdistribuce, která dosud nebyla reflektována a která v současnosti zvýhodňuje napájení dopravních trakcí ve srovnání s jiným odběrateli. 57

Tarify pro konečné zákazníky na hladině NN Příklad předběžných distribučních tarifů NN 2013 – Přepočet z cen 2012 – pro jistič 3 x 25A Jedná se o připomínku ze strany PREdistribuce, která dosud nebyla reflektována a která v současnosti zvýhodňuje napájení dopravních trakcí ve srovnání s jiným odběrateli. 58

Hlavní vlivy na změny cen na NN Tarify pro konečné zákazníky na hladině NN Hlavní vlivy na změny cen na NN Změna UPV ČEPS (+1,5 %) Změna UPV distribuce (ČEZ -0,9 %, E.ON +0,5 %, PRE +6,2 %) V průměru ČR je v síťových službách z hlediska UPV drobný nárůst +0,3 % Porovnání plánů spotřeb 2012 a 2013 -1,8 % (VVN -2,1 %, VN +1,1 %, NN -4,5 %) Nárůst ceny příspěvku na OZE-KVET-DZ +46 % Pokles ceny silové elektřiny – předběžně uvažován ve výši -8,5 % Jedná se o připomínku ze strany PREdistribuce, která dosud nebyla reflektována a která v současnosti zvýhodňuje napájení dopravních trakcí ve srovnání s jiným odběrateli. 59

Návrh metodiky stanovení podpory decentrální výroby elektřiny dle zákona 165/2012 Sb. EGÚ Brno, a. s. 2. Koordinační seminář projektu „Ceny a tarify … 2013“ Brno, 10. září 2012 60

Obsah prezentace k metodice podpory decentrální výroby Legislativní vymezení – zákon o podporovaných zdrojích energie Charakteristika decentrální výroby (velikost, typy, příklady zapojení v síti) Metodika stanovení podpory „v kostce“ – zjednodušený přehled Zásady pro stanovení bonusů decentrální výroby Aplikace metodiky dle zásad Příloha – podstatné podklady k tvorbě metodiky – právní rozbor ERÚ a dohodnuté závěry z jednání 3. 8. 2012 v Praze

1. Legislativní vymezení – zákon o podporovaných zdrojích energie Důležité výňatky ze ZOPZ týkající se DV: § 39 – Forma podpory decentrální výroby elektřiny (1) Podpora decentrální výroby elektřiny se uskutečňuje formou bonusů na decentrální výrobu elektřiny. (3) V případě elektřiny vyrobené z obnovitelných zdrojů, z druhotných zdrojů, z vysokoúčinné kombinované výroby elektřiny a tepla a v decentrální výrobě elektřiny je možný souběh podpory elektřiny formou zelených bonusů na elektřinu a formou bonusů na decentrální výrobu elektřiny. § 40 – Bonus na decentrální výrobu elektřiny (1) Bonus na decentrální výrobu elektřiny je stanoven v Kč/MWh a poskytován v ročním režimu.

1. Legislativní vymezení – zákon o podporovaných zdrojích energie Důležité výňatky ze ZOPZ týkající se DV: § 42 – Výše bonusů na decentrální výrobu elektřiny (2) Úřad stanoví výši ročního bonusu na decentrální výrobu elektřiny s ohledem na napěťovou hladinu, do které je dodávána elektřina z výrobny elektřiny, ke které vzniká nárok na podporu decentrální výroby elektřiny podle tohoto zákona, a s ohledem na předpokládanou úsporu nákladů na ztráty provozovatele distribuční soustavy v porovnání se stavem, pokud by do distribuční soustavy nebyla dodávána elektřina ze všech výroben elektřiny aktuálně připojených k distribuční soustavě, a tak, aby byla zahrnuta do ceny za distribuci nejvýše polovina předpokládané úspory nákladů na ztráty provozovatele distribuční soustavy stanovená podle písmene b).

2. Vybrané hodnoty z bilance PDS k decentrální výrobě

2. Typy decentrálních zdrojů Charakteristika A Velká teplárna do 110 kV až 200 MW/blok, více bloků, v létě nejede (nebo velmi omezeně), jinak jede na „čáře“, poskytuje PpS, často přímo do PS/110 kv či sam. vedením do tohoto místa B Velký kondenzační zdroj do 110 kV (bez dodávky tepla) klasická uhelná elektrárna, dodávka dle potřeb trhu a ES, často poskytuje PpS C Velký regulační (plynový) zdroj do 110 kV dodává přechodně, jsou období, kdy celé měsíce nejede, v případě provozu dodávka kolísá, avšak zdroj je tak řízen dle potřeb soustavy (zdroj pracuje ve špičkách ) D Velký vodní zdroj do 110 kV 10 až 100 MW, využití kolem 3000 hod., dle aktuálních hydrologických podmínek E Velký zdroj FVE do 110 kV až 40 MW, provoz 1000 hod ročně, značně kolísá (dodávka není dle potřeb soustavy) F Velký zdroj VTE do 110 kV až 40 MW, provoz 2200 hod ročně, kolísá (dodávka není dle potřeb soustavy) G Velká závodní elektrárna do 110 kV obdobná charakteristika jako klasická uhelná elektrárna, až 100 MW, výhodou je častá technologická svázanost se spotřebou v daném místě. H Střední nebo malá teplárna stejně jako velká, menší výkony, připojení do nižších napěťových hladin I OZE do VN a NN menší výkony, dle charakteristik jednotlivých typů OZE – dá se rozdělit na 3 základní skupiny: 1) MVE, 2) FVE a VTE, 3) ostatní OZE (biomasa, bioplyn) J Menší kogenerace do VN a NN stejně jako teplárna, menší výkony, připojení do nižších napěťových hladin

2. Příklady vyvedení zdrojů do DS a vliv na ztráty

3. Metodika stanovení podpory DV v kostce – zjednodušený přehled Odhad celkové úspory ztrát činného výkonu v sítích PDS (odhad EGÚ, bez síťových výpočtů). Eventuelně odhad úspory nákladů infrastruktury. Promítnutí úspory do podpory bonusů DV = koeficient ERÚ (nejvýše polovina) krát celková úspora. Rozdělení úspory na 2 stejné části (50:50): 1. část (pro všechny) se vztáhne na dodávku v MWh všech decentrálních zdrojů: typ A („kolísavé“ zdroje) + typ B („nekolísavé“ zdroje nebo zdroje poskytující PpS); tímto vznikne 1. složka bonusu. 2. část (pro podporující ES) se vztáhne na dodávku v MWh decentrálních zdrojů, které mají stabilizační vliv na ES: typ B; tímto vznikne 2. složka bonusu. „Kolísavost“ zdrojů se posuzuje dle měsíčního „load faktoru“ (zdroj s MLF < 50 % je „kolísavý“, zdroj s MLF > 50 % je „nekolísavý“). Výsledný bonus pro zdroj typu A je roven pouze 1. složce bonusu. Výsledný bonus pro zdroj typu B je roven součtu 1. a 2. složky bonusu.

3. Metodika v kostce – úspora ztrát Promítnutá úspora kPÚNZ = 0,5 Úspora nákladů na ztráty v sítích část A část B (odhad EGÚ, nepočítáno) kRÚN = 0,5 vztaženo na MWh všech decentrálních zdrojů vztaženo na MWh „stabilizujících“ zdrojů složka bonusu A: SBDVA složka bonusu B: SBDVB Celkový bonus pro zdroje typu B (zdroje napomáhající stabilnímu provozu ES): BDVZB = SBDVA + SBDVB Celkový bonus pro typu A (ostatní decentrální zdroje): BDVZA = SBDVA Rozdělení decentrálních zdrojů zdroj A: kMLF < 50 % zdroj B: kMLF > 50 % & PpS kMLF

3. Metodika v kostce – úspory infrastruktury kPÚNZ = 0,5 Promítnutá úspora Úspora infrastruktury sítí část A část B (odhad EGÚ, nepočítáno) kRÚN = 0 vztaženo na MWh všech decentrálních zdrojů vztaženo na MWh „stabilizujících“ zdrojů modelováno odhadnutým navýšením složek PV distribuce pomocí koeficientů: provozní náklady: 1,05 odpisy: 1,10 složka bonusu A: SBDVA složka bonusu B: SBDVB = 0 Celkový bonus pro zdroje typu B (zdroje napomáhající stabilnímu provozu ES): BDVZB = SBDVA + SBDVB Celkový bonus pro typu A (ostatní decentrální zdroje): BDVZA = SBDVA Rozdělení decentrálních zdrojů zdroj A: kMLF < 50 % zdroj B: kMLF > 50 % & PpS kMLF

4. Zásady pro stanovení bonusů decentrální výroby Podpora decentrální výroby je určena pro všechny zdroje připojené do distribuční soustavy (bez rozlišení zda se jedná o lokální či regionální DS). Není určena pro obnovitelné zdroje, které podle zákona čerpají podporu formou povinného výkupu (souběh těchto podpor není dle zákona možný). Podpora je dána bonusem za decentrální výrobu (v Kč/MWh) a vztahuje se na MWh dodanou do DS. Podpora decentrální výroby v souladu se zákonem zohledňuje její přínosy na úsporu ztrát v elektrizační soustavě. V podpoře decentrální výroby se promítá nejvýše polovina úspor nákladů na ztráty PDS, míní se tím pouze ztráty činného výkonu; do úspor se nezahrnuje úspora infrastruktury provozovatele sítě, i když k ní v některých ojedinělých případech dochází. Úspora ztrát činného výkonu vlivem decentrálních zdrojů je odborně odhadnuta následovně: PS 40 %, VVN 40 %, VN 15 %, NN 1 %. Podíl úspor nákladů na ztráty, které se promítají do bonusů za decentrální výrobu je dán koeficientem promítnutí úspor nákladů na ztráty kPÚNZ. Koeficient stanoví ERÚ, jeho maximální hodnota je 0,5.

4. Zásady pro stanovení bonusů decentrální výroby Při stanovení úspor nákladů na ztráty (činné energie) PDS se zohledňují 2 kategorie decentrálních zdrojů podle vlivu na úsporu nákladů na ztráty PDS: Decentrální zdroje typu A Decentrální zdroje typu B Pro obě kategorie jsou navrženy definice: Cíl definic – vysvětlení dělení zdrojů na 2 typy (kategorie) v podpoře DV, které mají odlišné vlivy na úsporu ztrát (právní obhajoba ERÚ) Odkaz na zákon – hlavní důraz je na úsporu ztrát. Definice jsou navrženy ve třech variantách: první dvě varianty v sobě zahrnují použití numerického parametru (poměr 50 %) a jsou odlišné jen ve slovním vyjádření, třetí varianta je pouze slovní charakteristika bez použití numerického parametru.

Zdůvodnění dělení decentrálních zdrojů při stanovení jejich podpory dle zákona 165/2012 Sb. Varianta 1: Decentrální zdroje typu A: Jedná se o zdroje s časově nerovnoměrnou dodávkou elektřiny, které spoří ztráty v distribuční soustavě pouze v omezené době, jejichž poměr dodávky v daném měsíci vztažený k maximálnímu dodanému výkonu násobenému počtem hodin v daném měsíci je menší jak 50 %. Decentrální zdroje typu B: Jsou zdroje poskytující PpS nebo zdroje, resp. výrobny, které napomáhají k rovnoměrnému snižování ztrát v distribuční soustavě, jejichž poměr dodávky v daném měsíci vztažený k maximálnímu dodanému výkonu násobenému počtem hodin v daném měsíci dosahuje alespoň 50 % (podmínka 50% neplatí pro zdroje poskytující PpS). Pozn.: Zdroje poskytující PpS většinou splňují výše uvedenou podmínku (poměr alespoň 50 %). Výjimku tvoří především zdroje dodávající podpůrné služby „pětiminutová záloha kladná (dříve rychle startující záloha – QS)“ a „třicetiminutová záloha (dříve dispečerská záloha – DZ)“, jejichž aktivací však vždy dochází k úspoře ztrát.

Zdůvodnění dělení decentrálních zdrojů při stanovení jejich podpory dle zákona 165/2012 Sb. Varianta 2: Decentrální zdroje typu A: Jsou zdroje, jejichž charakter dodávky je nerovnoměrný v čase, čímž spoří ztráty v distribuční soustavě pouze po omezenou dobu zatížení soustavy (tzn., jejichž poměr dodávky v daném měsíci vztažený k maximálnímu dodanému výkonu násobenému počtem hodin v daném měsíci je menší jak 50 %). Decentrální zdroje typu B: Jsou zdroje poskytující PpS nebo zdroje, resp. výrobny, jejichž charakter dodávky je rovnoměrný v čase, čímž spoří ztráty podstatnou část doby zatížení soustavy (tzn., jejichž poměr dodávky v daném měsíci vztažený k maximálnímu dodanému výkonu násobenému počtem hodin v daném měsíci dosahuje alespoň 50 %, tato podmínka 50% neplatí pro zdroje poskytující PpS). Pozn.: Varianta 1 a 2 je obtížně řešitelná v IS OTE, zejména pak jeho implementace od 1. 1. 2013.

Zdůvodnění dělení decentrálních zdrojů při stanovení jejich podpory dle zákona 165/2012 Sb. Varianta 3: (bez použití numerického parametru) Decentrální zdroje typu A: Jsou zdroje s časově nerovnoměrnou dodávkou elektřiny, které spoří ztráty v distribuční soustavě pouze v omezené době vzhledem k charakteru jejich provozu. Provoz těchto zdrojů je v hodnoceném dlouhém období (v horizontu týdnů a měsíců) nekontinuální, jejich výroba kolísá s ohledem na aktuální přírodní podmínky a není řízena provozovatelem přenosové nebo distribuční soustavy v reálném čase (jejich výroba není provozovatelem sítě ovlivnitelná). Decentrální zdroje typu B: Jsou zdroje poskytující PpS nebo zdroje, resp. výrobny s časově rovnoměrnou dodávkou elektřiny, které napomáhají k rovnoměrnému snižování ztrát v distribuční soustavě vzhledem k charakteru jejich provozu. Provoz těchto zdrojů je v hodnoceném dlouhém období (v horizontu týdnů, měsíců) více kontinuální, jejich výroba není závislá na aktuálních přírodních podmínkách a může být řízena provozovatelem přenosové nebo distribuční soustavy v reálném čase (jejich výroba je provozovatelem sítě ovlivnitelná). Doporučeno ve 2 ze 3 odpovědí na návrh

Zdůvodnění dělení decentrálních zdrojů při stanovení jejich podpory dle zákona 165/2012 Sb. Vzorec pro sledovaný poměr zohledňující rovnoměrnost dodávky, která má vliv na úsporu ztrát. Sledovaný poměr „rovnoměrnosti“ je dle návrhu v definicích decentrálních zdrojů poměr dodávky v daném měsíci vztažený k maximálnímu dodanému výkonu násobenému počtem hodin v daném měsíci kde tmMAX je sledovaný poměr „rovnoměrnosti“ (%) Em je celková dodávka zdroje ve sledovaném měsíci (MWh) PmMAX je maximální dodávaný výkon ve sledovaném měsíci (MW) tm je počet hodin v měsíci

Využití maximálního výkonu OZE po měsících K bodu 8): tabulka ukazuje využití maximálního výkonu dodaného v jednotlivých měsících po jednotlivé typy OZE a konvenčních zdrojů – výsledky ukazují, že pro zvolenou podmínku 50 % by do kategorie decentrálních zdrojů B nepatřilo FVE a VTE.

4. Zásady pro stanovení bonusů decentrální výroby Promítnutá úspora nákladů na ztráty se rozdělí na dvě části koeficientem rozdělení úspory nákladů kRÚN: Část A – zohledňuje část úspor ztrát vznikajících od decentrálních zdrojů kategorie A a kategorie B Část B – zohledňuje část úspor ztrát vznikajících od decentrálních zdrojů kategorie B Bonus pro DV se skládá ze dvou složek, a to z části A (SBDVA) a části B (SBDVB), obě složky jsou stanoveny v Kč/MWh na celý kalendářní rok dopředu: SBDVA = Část A / (MWhzdrojeA + MWhzdrojeB) SBDVB = Část B / MWhzdrojeB Bonus pro decentrální zdroje A je roven složce bonusu A: BDVZA = SBDVA Bonus pro decentrální zdroje B je roven součtu složek bonusu A a B: BDVZB = SBDVA + SBDVB SBDVA je určena z 1. části úspor nákladů, SBDVB je určena z 2. části úspor nákladů, při určování složek bonusů DV jsou příslušné části úspor nákladů poděleny odpovídajícím množstvím dané kategorie decentrálních zdrojů na příslušných napěťových hladinách.

4. Zásady pro stanovení bonusů decentrální výroby Bonusy decentrální výroby budou celostátní (bez rozlišení na regiony jednotlivých distribučních území) a budou rozlišeny po napěťových hladinách. Části úspor nákladů jsou na příslušné napěťové hladiny rozděleny tak, aby poměr výsledných složek bonusů (SBDVA a SBDVB) na jednotlivých napěťových hladinách odpovídal poměru cen bonusů určených nepřímým výpočtem pomocí složek regulovaných cen distribuce (0,21 : 0,26 : 0,53). Pozn.: poměr složek může být určen i jiným klíčem (po diskusi). Náklady podpory DV jsou hrazeny ve složce ceny za distribuci – příspěvku zákazníků na krytí decentrální výroby. Příspěvek bude celostátní, bez rozlišení po napěťových hladinách. Příspěvek je určen celkovou promítnutou úsporou nákladů na ztráty podělenou odběrem zákazníků v ČR, včetně exportu do zahraničí z DS.

5. Aplikace metodiky dle zásad Výpočty jsou dle předběžných podkladů v projektu CaT k 4. září 2012: Úspora ztrát je odhadnuta – není počítána na základě modelových síťových výpočtů (v souladu s přijatou metodikou) Odhad úspory ztrát: PS VVN VN NN 40 % 40 % 15 % 1 % Uvedené úspory jsou dle dohody expertním odhadem EGÚ Brno a nebudou dokladovány výpočty a považují se spíše za maximální hodnoty. Úspora ztrát znamená, že při zrušení decentrální výroby připojené do distribučních sítí a jejím přemístění do přenosové sítě se ztráty v PS zvýší o 40 %, ztráty v DS se pak zvýší o 40 % na VVN, o 15 % na VN a o 1 % na NN Úspora je ve výpočtech modelována navýšením míry ztrát následujícími koeficienty: kmzPS = 1,08 kmzVVN = 1,34 u ČEZ kmzVVN = 1,2 u EON a PRE kmzVN = 1,1 kmzNN = 1,0

5. Aplikace metodiky dle zásad – přímý výpočet Výpočty jsou dle předběžných podkladů v projektu CaT k 4. září 2012: Decentrální výroba (bez výroby z OZE v režimu povinného výkupu):

5. Aplikace metodiky dle zásad – přímý výpočet Výpočty jsou dle předběžných podkladů v projektu CaT k 4. září 2012: Odhadnutá úspora ztrát v sítích vlivem decentrální výroby: Odpovídající předpokládaná úspora nákladů na ztráty v sítích vlivem decentrální výroby:

5. Aplikace metodiky dle zásad – přímý výpočet Výpočty jsou dle předběžných podkladů v projektu CaT k 4. září 2012: Promítnutá úspora nákladů na ztráty v sítích vlivem decentrální výroby a výsledné bonusy DV odpovídající úspoře ztrát: Do roku 2011 byl „bonus” decentrální výroby na VVN 20 Kč/MWh na VN 27 Kč/MWh na NN 64 Kč/MWh Odpovídající jednotný (celostátní) příspěvek zákazníků v ČR na podporu DV v roce 2013 (složka na ztráty) = 8,80 Kč/MWh

5. Aplikace metodiky dle zásad – přímý výpočet Výpočty jsou dle předběžných podkladů v projektu CaT k 4. září 2012: Předpokládaná úspora nákladů na infrastrukturu sítě vlivem decentrální výroby: modelováno navýšením složek povolených výnosů distributora: provozní náklady – nárůst o 5 % odpisy – nárůst o 10 % (nejsou prováděny síťové výpočty ani analýzy)

5. Aplikace metodiky dle zásad – přímý výpočet Výpočty jsou dle předběžných podkladů v projektu CaT k 4. září 2012: Promítnutá úspora nákladů na infrastrukturu sítě vlivem decentrální výroby a výsledné bonusy DV odpovídající úspoře infrastruktury: Výsledky odpovídají zvoleným paramertům výpočtu Odpovídající jednotný (celostátní) příspěvek zákazníků v ČR na podporu DV v roce 2013 (složka na infrastruktury) = 2,18 Kč/MWh

5. Aplikace metodiky dle zásad – přímý výpočet Výpočty jsou dle předběžných podkladů v projektu CaT k 4. září 2012: Výsledné bonusy decentrální výroby zohledňující úsporu nákladů na ztráty a úsporu nákladů na infrastrukturu sítí: Odpovídající jednotný (celostátní) příspěvek zákazníků v ČR na podporu DV v roce 2013 (složka na ztráty i infrastrukturu) = 10,98 Kč/MWh

Nepřímé stanovení úspor: Slouží pouze pro nastavení výchozího podílu pro rozdělení úspor na napěťové hladiny :

5. Aplikace metodiky dle zásad – citlivost koeficientu kRÚN (rozdělení úspor nákladů na část A a část B) kRÚN = 1,0 znamená nerozdělení úspor (jeden bonus pro všechny zdroje bez rozlišení jejich vlivu na ES)

6. Příloha – podstatné podklady k tvorbě metodiky Právní rozbor ERÚ z konce července 2012: nárok na bonus za decentrální výrobu (DV) mají zdroje připojené do distribuční soustavy (DS) bez ohledu na to, zda se jedná o LDS nebo RDS, souběh podpory DV s formou podpory výroby formou výkupní ceny není možný, lze jej uplatňovat jen pro podporu formou zelených bonusů, do výpočtu lze zahrnout jen prostou úsporu ztrát v distribučních soustavách v porovnání se stavem, kdy by do DS nebyla dodávána elektřina z DV, tedy bez zohlednění případné úspory infrastruktury v distribučních a přenosové síti, do výpočtu lze zahrnout jen ztráty činné, jalové ztráty nejsou předmětem kalkulace ztrát pro účely regulace (ve vazbě na ztráty v sítích), jako základní formu výpočtu úspory ztrát zatím ERÚ preferuje tzv. „zjednodušenou variantu“ se stanovením koeficientů nárůstu měrných ztrát na jednotlivých napěťových hladinách odborným odhadem. Pokud se v budoucnu vyskytne potřeba doložit tyto parametry podrobnějším propočtem síťových stavů, bude o jeho zadání rozhodnuto dodatečně.

6. Příloha – podstatné podklady k tvorbě metodiky Dohodnuté závěry z jednání 3. 8. 2012 v Praze: Bude jedna společná metodika na podporu DV (v rámci projektu CaT). Základem je právní výklad ERÚ z 25. 7. Metodika bude upřesněna o hledisko vlivu intermitentních a klasických (stálých) zdrojů (hledáme náhradní řešení směrem k technickému pohledu v mezích daných zákonem). Nelze však úplně opominout OZE a malé DV úplně; spoří také ztráty, avšak infrastrukturu ne. Metodika pro stanovení podpory DV musí být technicky zdůvodnitelná a právně podložená. Úspora infrastruktury se zde přímo nepočítá a nepromítá; v metodice však bude posouzena možnost zohlednění kolísavosti zdrojů (nahodilá neovlivnitelná dodávka vs. vynucená a jejich vliv na PpS).

6. Příloha – podstatné podklady k tvorbě metodiky Dohodnuté závěry z jednání 17. 8. 2012 v Praze: EGÚ se pokusí zpracovat definici rozdělení distribuovaných zdrojů na podporující a nepodporující ES tak, aby toto bylo dostatečné pro právní obhajobu ERÚ, která bude v souladu se zákonem. (I z diskuse na jednání však vyplynulo, že není jisté, jestli je toho možné vůbec dosáhnout). EGÚ dopracuje navrženou metodiku podpory DV o doporučení z jednání: upřesnění zahrnutí úspory plateb za použití PS včetně zdůvodnění jejího zahrnutí do nákladů na ztráty (zdůvodnění nákladů distributorů při stavu DS bez DV), zpracování variantního rozdělení složky B bez ohledu na napěťové hladiny, EGÚ zpracuje novou doplňující alternativu návrhu metodiky podpory DV se zahrnutím regulace U/Q a úspory infrastruktury. Toto bude řešeno rovněž s využitím dalších koeficientů.

6. Příloha – podstatné podklady k tvorbě metodiky Předběžné stanovisko ERÚ k upravené metodice k 10. 8. (Dle emailu od ERÚ z 13. 8. 2012): „Považujeme návrh za dobrý, ale navrženou metodiku pro stanovení podpory decentrální výroby na rok 2013 nelze bez širší konzultace všech účastníků trhu aplikovat. Navržený princip stanovení metodiky je potřeba konzultovat se všemi účastníky trhu, zejména s malými výrobci (nestabilními zdroji) a zástupci konečných spotřebitelů. Pokud nebudou zásadní důvody proti, bude ERÚ aplikovat od  IV. regulačním období. Do konce tohoto regulačního období budeme sledovat vývoj a sbírat připomínky od všech účastníků trhu.“ „Oproti původnímu záměru byla přehodnocena vazba na PS. Podle právního upřesnění nelze zahrnovat do výpočtů úsporu ztrát v přenosové soustavě. Podle dikce zákona o POZE zahrnout pouze úsporu ztrát v distribuční soustavě.“ Pozn. EGÚ: Numerické výsledky uvedené v prezentaci výše zatím nereflektují poslední upřesnění ze strany ERÚ k zahrnování vazby na PS. Po diskusi na jednání 17. 8. budou ještě upřesněny.

Diskuse

Doporučení a závěry

Děkujeme za pozornost Sekce provozu a rozvoje ES EGÚ Brno, a. s.