Ceny elektřiny a služeb pro rok 2006 Stanislav Trávníček Energetický regulační úřad AEM14. prosince 2005

14. prosince 2005ERÚ2 Obsah prezentace Regulované ceny pro rok 2006 a základní vlivy na změnu cen: přenos a systémové služby ceny pro podporované zdroje distribuce a tarify na hladině nízkého napětí

14. prosince 2005ERÚ3 Proces meziroční úpravy cen v elektroenergetice Do – předložení výkazů za předchozí rok REAS Do – předložení výkazů za předchozí rok ČEPS Do – předložení návrhu ceny přenosu elektřiny a systémových služeb a návrhu cen OTE »Výstup ERÚ Do – předložení návrhu cen distribuce elektřiny a ceny pro chráněné zákazníky »Výstup ERÚ Cenové rozhodnutí ERÚ nejpozději do 30. listopadu

14. prosince 2005ERÚ4 Elektroenergetika Regulované ceny v elektroenergetice od 1. ledna )přenos elektřiny prostřednictvím přenosové soustavy 2)systémové služby 3)distribuce elektřiny po jednotlivých hladinách napětí 4)decentrální výroba 5)činnosti operátora trhu 6)dodávka elektřiny chráněným zákazníkům 7)výroba elektřiny z kombinované výroby elektřiny a tepla 8)výroba elektřiny z obnovitelných zdrojů 9)dodávka elektřiny dodavatelem poslední instance § 12a EZ

14. prosince 2005ERÚ5 Metodika stanovení regulovaných cen v elektroenergetice - distribuce Analyticky stanoveny povolené výnosy PV jednotlivých činností pro první rok regulačního období: PV = PN + O + Z Z = r. PA PN … náklady vycházejí z povolených nákladů v prvním regulačním období O … vychází ze skutečných účetních odpisů r … fixní rentabilita pro regulační období, použita hodnota WACC Z … povolený roční zisk pro první rok II. regulačního období PA … povolená regulační aktiva vycházejí z regulačního přecenění

14. prosince 2005ERÚ6 Metodika stanovení regulovaných cen v elektroenergetice - obecně Stanovení celkových průměrných cen za regulované činnosti 2005 c 2006 = PV / PM 2006 c 2006 … průměrná cena dané činnosti pro rok 2006 PM 2006 … plánované množství technických jednotek (MWh) pro rok 2006 V průběhu regulační periody se zohledňuje: změna účetní zůstatkové hodnoty aktiv vliv inflace – kombinovaný index (z údajů ČSÚ): –podíl průměrů bazických indexů cen průmyslových výrobců –mzdový index – index průměrné mzdy v průmyslu změna technických jednotek tlak na zvyšování efektivity – faktor X ve stejné výši po celé regulační období, uplatňován na náklady

14. prosince 2005ERÚ7 Metodika stanovení regulovaných cen v elektroenergetice – realita 2006 Teoretický vzorec: Skutečné vlivy: Oursourcing činností vyčlenění podpůrných činností distribuce do dceřinných společností aktiva (zisk) + odpisy náklady Unbundling zvýšení nákladů vlivem oddělení činností společností (obchod a distribuce) (90% IT náklady) Přecenění účetní změna hodnoty aktiv při vkladu majetku do nové společnosti (v jednání) – změna hodnoty aktiv (zisku) a odpisů

14. prosince 2005ERÚ8 Přenos elektřiny I Rezervace kapacity Metodika klíčování stálých nákladů PS pro tvorbu plateb za rezervovanou kapacitu shodná jako pro rok 2005 Vliv na změnu ceny: snížení WACC na 7,315 % vlivem snížení daně z příjmů zahrnutí vyšší části výnosů z aukcí na přeshraničních profilech do PV snížení hodnoty provozních aktiv vlivem odpisů vliv na náklady: –Průmyslový eskal. faktor = 107,1 % (4/2005) –Mzdový eskalační faktor = 107,3 % (váha 0,15) –Faktor efektivity = 2,085 % Cena pro rok 2006: ,15 Kč/MW za rok (pro rok 2005: ,56 Kč/MW za rok)

14. prosince 2005ERÚ9 Přenos elektřiny II Cena za použití sítí vyjmutí exportu z plateb za použití - nárůst ceny od 2005 pokrytí větší části korekčního faktoru roku 2004 z příjmů z aukcí cena silové elektřiny na krytí ztrát jako v roce 2005 Cena pro rok 2006: 21,13 Kč/MWh (pro rok 2005: 20,13 Kč/MWh) Průměrná cena za přenos pro rok 2006: 110,15 Kč/MWh (pro rok 2005: 130,14 Kč/MWh) (pro rok 2004: 134,56 Kč/MWh)

14. prosince 2005ERÚ10 Systémové služby Náklady na nákup podpůrných služeb sníženy meziročně o 100 mil. Kč na 8,1 mld. Kč Cena pro konečný odběr pro rok 2006: 156,28 Kč/MWh (pro rok 2005: 171,80 Kč/MWh) Cena pro lokální spotřebu 2006: 58,64 Kč/MWh (pro rok 2005: 64,00 Kč/MWh)

14. prosince 2005ERÚ11 Decentrální výroba Nezávislé na obchodních vztazích, rozhodují fyzikální toky elektřiny v předávacích místech Ceny ponechány v úrovni předchozích let Příspěvek na krytí decentrální výroby je regionální, od roku 2005 stejný na všech napěťových úrovních v rámci jednoho REAS – průměrně 7,48 Kč/MWh ( ,53 Kč/MWh) Operátor trhu s elektřinou Zachování výše ceny za činnost zúčtování ve výši 4,63 Kč/MWh Cenu hradí koneční zákazníci, export po DS a lokální spotřeba výrobců

14. prosince 2005ERÚ12 Kogenerace - podmínky podpora je určena § 32 energetického zákona (aplikace směrnice 2004/8/ES) zákon určuje jako formu podpory příspěvky k ceně elektřiny ERÚ nemůže pro rok 2006 stanovit minimální výkupní ceny příspěvky k tržní ceně tj. pevné ceny je možné uplatnit na všechnu (licencovanou) výrobu z KVET u provozovatele regionální distribuční nebo přenosové soustavy množství elektřiny na které se vztahuje podpora, podrobnosti vydání osvědčení o původu elektřiny stanovuje vyhláška MPO, týká se i druhotných zdrojů ceny stanovuje cenové rozhodnutí ERÚ

14. prosince 2005ERÚ13 Kogenerace - podmínky II v cenách pro rok 2006 je zahrnuto zvýšení ceny vstupního paliva vývoj prodejních cen zemního plynu pro střední odběr v období I/05 - I/06 ceny příspěvků k tržní ceně vycházejí z dohody mezi ERÚ a (regionálními) obchodníky, kteří budou dobrovolně vykupovat elektřinu za: průměrnou cenu 900 Kč/MWh elektřinu ve VT za cenu 1200 Kč/MWh (NT za 750 Kč/MWh) + k této ceně získá výrobce cenu regulovaného příspěvku

14. prosince 2005ERÚ14 Kogenerace - ceny Rozdělení zdrojů do tří skupin: 1.do 1 MW e včetně příspěvek k tržní ceně – 580 Kč/MWh (250 Kč/MWh) pro 8 hodin VT – 1740 Kč/MWh (810 Kč/MWh) 2.od 1MW e do 5 MW e včetně příspěvek k tržní ceně – 500 Kč/MWh (250 Kč/MWh) pro 8 hodin VT – 1500 Kč/MWh (810 Kč/MWh) 3. od 5MW e do 10 MW e včetně příspěvek k tržní ceně – 130 Kč/MWh (250 Kč/MWh) 4. nad 10 MW e příspěvek za vykázanou elektřinu 45 Kč/MWh

14. prosince 2005ERÚ15 Druhotné zdroje V roce 2006 zavedeny 2 kategorie druhotných zdrojů Druhotné zdroje mimo degazační plyn – příspěvek 45 Kč/MWh - příspěvek kryje vícenáklady na palivo Degazační plyn – příspěvek 1030 Kč/MWh - příspěvek kryje investiční a palivové náklady

14. prosince 2005ERÚ16 Příklad 1: KVET do 1 MW e spalující druhotný zdroj mimo degazačního plynu silová elektřina + příspěvek na KVET do 1 MW e (580 Kč/MWh) + příspěvek na DZ (45 Kč/MWh) Příklad 2: KVET do 1 MW e uvedený do provozu před 1. lednem 2004 spalující bioplyn Rozhodování: silová elektřina + příspěvek na KVET do 1 MW e (580 Kč/MWh) < silová elektřina + zelený bonus (1650 Kč/MWh) + příspěvek na KVET pro OZE (45 Kč/MWh) Kombinace podpory

14. prosince 2005ERÚ17 Příspěvky na OZE a KVET a DZ Příplatek všech konečných zákazníků pro krytí vícenákladů 20028,72 Kč/MWh (OZE+KVET) 20037,01 Kč/MWh KVET + 12,03 Kč/MWh OZE ~ 19,04 Kč/MWh) 20048,46 Kč/MWh KVET + 29,04 Kč/MWh OZE ~ 41,50 Kč/MWh včetně korekčního faktoru 20057,70 Kč/MWh KVET + 28,92 Kč/MWh OZE ~ 38,44 Kč/MWh včetně korekčního faktoru) 20067,63 Kč/MWh KVET + OZE ponechána rezerva na přechod do systému zelených bonusů a včetně korekčního faktoru (záporný) ~ 28,26 Kč/MWh

14. prosince 2005ERÚ18 Distribuce elektřiny I Vliv na změnu ceny: organizační změny– sloučení a outsourcing činností změna výše povolených výnosů: – unbundling, cca. 200 mil. Kč/původní REAS, do PV do konce II. R. O. –přecenění majetku - v jednání, do PV déle než do konce II. R.O. Ceny za rezervovanou kapacitu pro rok 2006 snížení WACC na 7,955 % vlivem snížení daně z příjmů vliv na náklady: Průmyslový eskal. faktor = 107,1 % (4/2005) Mzdový eskalační faktor = 107,3 % (váha 0,35) Faktor efektivity = 2,085 %

14. prosince 2005ERÚ19 Distribuce elektřiny II Vliv na změnu ceny za užití sítí pro zákazníka na VVN a VN: stanovená průměrná cena silové elektřiny na ztráty – 1176,35 Kč/MWh Při uvažování všech regulovaných složek ceny (sysl., OTE, podpora OZE a KVET) ceny klesají o 9% na VVN a 5% na VN

14. prosince 2005ERÚ20 Distribuce elektřiny III Průměrné jednosložkové ceny distribuce Kč/MWh % Cena OTE za činnost zúčtování vztažená k odběru KZ 4,63 0,00100,0% Cena za systémové služby171,80156,28-15,5291,0% Cena na krytí vícenákladů spojených s podporou elektřiny z obnovitelných zdrojů, kogenerace a druhotných zdrojů 39,4528,26-11,1971,6% Služby sítě: Cena pro PDS za zprostředkování plateb0,10 0,00100,0% Příspěvek na decentrální výrobu7,527,48-0,0499,5% Kumulativní jednosložková cena za službu sítě1 026, ,0581,13107,9% Celkem regulované ceny1 250, ,8054,38104,3%

14. prosince 2005ERÚ21 Postup alokace – klíč tržeb podle cenových průkazů –Alokace celkových nákladů na segment MOO a MOP –Alokace na jednotlivé sazby –Rozdělení nákladů alokovaných na sazbu na stálý plat a platy za NT a VT Tarify na hladině NN

14. prosince 2005ERÚ22 Distribuční tarify NN Vliv na změnu ceny dodávky pro MOP a MOO: zachování stávající tarifní struktury princip shodný s rokem 2004 – dělení tržeb koeficienty, které je alokují na sazby snaha o zachování relací sloučení sazeb s operativním a programovým řízení doby platnosti nízkého tarifu u kategorie MOO (obdobně jako v roce 2005 pro MOP): –D24, D25 D25d –D34, D35 D35d vytvoření dvou sazeb pro stávající tepelná čerpadla a čerpadla uvedená do provozu od u kategorie MOO (obdobně jako v roce 2005 pro MOP): –u stávajících tepelných čerpadel D55d nastavena nejnižší možná cena distribuce 0,01 Kč/MWh v NT, přesto nárůst ceny dodávky vlivem silové elektřiny kolem 18 % –cena distribuce u D56d odvozena od D45d

14. prosince 2005ERÚ23 Distribuční tarify NN Silová elektřina - použity ceny dodavatele poslední instance: nárůst proti cenám chráněných zákazníků v roce 2005 o 16% na NN Při použití předpokládaných cen silové elektřiny v jednotlivých REAS a distribučních sazbách lze očekávat: Průměr za ČR: MOO 9,0 % MOP 8,9 % Sazba EONPREČEZSČESMESTEVČEZČE sazby C 9,4%9,9%8,5%9,5%9,2%4,8%10,2%8,1% sazby D 9,5%9,9%8,5%9,7%13,3%4,2% 6,3% 9,4%

14. prosince 2005ERÚ24 Úprava ustanovení CR Rezervace kapacity, překročení cena za překročení rezervované kapacity je rovna pětinásobku pevné měsíční ceny neuplatnění ceny za překročení u samovýrobců: v případě zvýšeného odběru v souvislém období 4 týdny v roce, pokud oznámeno v předstihu při krátkodobém zvýšení odběru maximálně 48 hodin za měsíc Přesun do pravidel trhu ztráty při měření na sekundární straně transformátoru předávání údajů pro vyúčtování plateb a úhrada plateb za poskytování systémových služeb cena a úhrada ceny za činnosti operátora trhu

Děkuji Vám za pozornost