Očekávané změny ekonomické regulace v dalším období III. regulační období Stanislav Trávníček Energetický regulační úřad 10. 11. 2009 Tábor CIRED 2009.

Prezentace na téma: "Očekávané změny ekonomické regulace v dalším období III. regulační období Stanislav Trávníček Energetický regulační úřad 10. 11. 2009 Tábor CIRED 2009."— Transkript prezentace:

1 Očekávané změny ekonomické regulace v dalším období III. regulační období Stanislav Trávníček Energetický regulační úřad 10. 11. 2009 Tábor CIRED 2009

2 CIRED 20092 10. 11. 2009 Obsah Základní stanovené principy pro III. RO v elektroenergetice ekonomická část technická část Návrh novely vyhlášky o připojení

3 CIRED 20093 10. 11. 2009 Základní informace o III. regulačním období III. regulační období bude 5leté (1. 1. 2010 - 31. 12. 2014) metoda regulace - revenue-cap uznání účetních hodnot odpisů nové nastavení výchozí hodnoty RAB „0“ progresivní uznávání investic každoroční stanovování WACC

4 CIRED 20094 10. 11. 2009 Nastavení parametrů PV pro III. regulační období Povolené náklady Výchozí úroveň  průměr skutečných nákladů roku 2007 a 2008 eskalovaných navrženým eskalačním faktorem na cenovou úroveň roku 2009  snížení výchozí úrovně nákladů použitím plošného faktoru efektivity X Vývoj parametru nákladů v průběhu III. regulačního období  výchozí úroveň nákladů bude každoročně eskalována složeným indexem (70:30)  index cen podnikatelských služeb (IPS) – klouzavý průměr vypočtený jako vážený průměr 12 subindexů indexu cen tržních služeb uvedeného v tab. 7008 k dubnu kalendářního roku  index spotřebitelských cen (CPI) – klouzavý průměr uvedený v tab. 7101 k dubnu kalendářního roku + bonus (ve výši 1 %)  plošný faktor efektivity X (9,75 % na 5 let, tj. 2,0310 % ročně)

5 CIRED 20095 10. 11. 2009 Nastavení parametrů PV pro III. regulační období Odpisy Výchozí úroveň  výše povolených odpisů bude stanovena na základě plánů účetních odpisů, tzn. povolené odpisy 2010 = plán odpisů 2010 Vývoj parametru odpisů v průběhu III. regulačního období  plán odpisů na rok i  na základě skutečně známých hodnot budou povolené odpisy korigovány prostřednictvím korekčního faktoru s uplatněním příslušné časové hodnoty peněz (CPI) v roce v roce i+2 Pokud úřad zjistí rozdíl mezi plánovanou hodnotou a očekávanou skutečností, bude mít právo upravit hodnotu odpisů (pro rok i+1) Bude kontrolováno, zda společnosti odpisy použijí skutečně na investice

6 CIRED 20096 10. 11. 2009 Nastavení parametrů PV pro III. regulační období Zisk uznána investiční aktivita progresivnějším způsobem výchozí úroveň regulační báze aktiv RAB 0 je stanovena na základě plánované zůstatkové hodnoty aktiv roku 2009 prostřednictvím koeficientu přecenění koeficient přecenění vychází ze zachování ziskovosti z II. RO jednotný koeficient přecenění 55 % v elektroenergetice Pokud je současný RAB 2009 již vyšší než výše uvedená hodnota, použije se RAB 2009 Vývoj v průběhu III. regulačního období  hodnota RAB bude v dalších letech navyšována o rozdíl mezi plánovanými aktivovanými investicemi a odpisy (na odpisy bude použit koeficient přecenění)  bude probíhat korekce na skutečné hodnoty aktivovaných investic snížené o skutečnou hodnotu odpisů (na odpisy bude použit koeficient přecenění)  zahrnutí časové hodnoty peněz (CPI)

7 CIRED 20097 10. 11. 2009 došlo ke změnám některých parametrů vlivem krize, které neodpovídají dlouhodobým časovým řadám každoroční optimalizace nákladů na kapitál Každoročně bude sledován vývoj:  bezriziková výnosová míra - desetileté státní dluhopisy, krátkodobé průměry  tržní riziková přirážka – fixní hodnota 5 % + riziková přirážka ČR 1,4 %  náklady cizího kapitálu – průměr aktuálních úrokových sazeb za 12 měsíců  daňová sazba WACC bude upravován pro následující rok, pokud se vypočtená hodnota WACC nevychýlí od více než +/- 0,2 % Nastavení parametrů PV pro III. regulační období WACC

8 CIRED 20098 10. 11. 2009 WACC (2) – jednoroční metodika tyto hodnoty se budou každý rok měnit

9 CIRED 20099 10. 11. 2009 Faktory ovlivňující ceny elektřiny pro rok 2010 změna základních parametrů regulace pro třetí regulační periodu 2010 – 2014 vzrůst povolených výnosů  ČEZ 11,9 %E.On 6,7 %PRE 9,7% očekáván výrazný pokles spotřeby – 9 % silně negativní vliv na všechny regulované ceny Očekávání:  Pokles ceny silové elektřiny na velkoobchodním trhu – 15 %  Nárůst cen systémových služeb  Inflační nárůst regulovaných cen přenosu a distribuce  Výrazný nárůst příspěvku na OZE, KVET a DZ – více jak 3x  Očekávaný výsledný pokles cen dodávek elektřiny pro domácnosti 2,5 – 4,5 %

10 Technická část

11 CIRED 200911 10. 11. 2009 Zavedení motivační regulace kvality Schváleno zavedení motivačního faktoru podle následujícího schématu:

12 CIRED 200912 10. 11. 2009 Uplatňování bonusů/sankcí nejdříve od 3.- 4. roku III. RO Vykazování relevantních dat již od 1. ledna 2009 Bonifikace či penalizace vztažena k zisku, nikoliv k PV Hodnocení ukazatelem obecné kvality  Původní záměr ERÚ - použití CAIDI  Vyhovění požadavku na použití kombinace ukazatelů SAIDI a SAIFI (poměr 50:50 při vyhodnocování dodržení nastavených limitů)  Vztažení sankcí a bonusů k zisku, původně na povolené výnosy  Předběžné parametry +5, -5 % pásmo necitlivosti max. sankce/bonus při 15 % nedodržení/zlepšení… -3 % / +3 % ze zisku Regulace kvality elektřiny - shrnutí

13 CIRED 200913 10. 11. 2009 Přenos Bude pokračovat základní princip II. Regulačního období Cena za přenos - RK  Povolené výnosy – příjmy z aukcí / RK účastníků v PS  Výše RK – odvozena od bilance sald na rozhraní PS z posledních tří let Cena za použití sítí Náklady na ztráty / celkový objem odběru z PS Náklady na ztráty - každoroční stanovení míry ztrát v přenosové soustavě Uplatňován mechanizmus korekcí včetně motivačních prvků (cenový, nákladový a výnosový) Nákup silové energie na krytí ztrát v několika kolech výběrového řízení

14 CIRED 200914 10. 11. 2009 Systémovéslužby Systémové služby Hodnota povolených výnosů za poskytování systémových služeb bude složena:  náklady, odpisy a zisk, které budou regulovány obdobně jako u přenosu  náklady na nákup podpůrných služeb, u kterých bude použit zvláštní eskalační faktor vážený eskalační faktor odvozen od cen podpůrných služeb konstrukce eskalačního faktoru umožní snížit náklady změnou struktury služeb úspora nákladů na PPS bude v určitém poměru ponechána ČEPS nadále zohlednění nadvýnosů ze systému zúčtování odchylek Pro provozovatele nově instalovaných zdrojů s výrobními bloky nad 1000 MW instalovaného výkonu bude povinnost podílet se na zajištění dodatečného záložního výkonu podpůrných služeb pro krytí výpadku těchto bloků.

15 750 Kč = 150 Kč * RDS LDS 25 MWh 5 MWh 10 MWh 35 MWh Lokální spotřeba Výroba celkem 30 MWh Platby za lokální spotřebu 1 cena sysl. pro konečné zákazníky (zaokrouhlené ceny) 5 250 Kč = 150 Kč* 3000 Kč= 5250 + 750 - 3000 Příjem 3000 Výdaj 30 MWh *100 Kč = 3000 Kč Výhoda výrobce: + 30 MWh* 100 Kč 3000 Kč 150 Kč/MWh – plná cena za SS 100 Kč/MWh – cena pro lokální výrobce (G) 50 Kč/MWh – cena lok. spotřeby odvedená výš Lokální spotřeba= 35+5-10

16 CIRED 200916 10. 11. 2009 Distribuce Cena za RK  Hlavní princip II. RO bude nadále pokračovat  Povolené výnosy – výnosy z připojení / RK za ukončený rok  Výše RK: budou použity průměrné hodnoty (dosud maxima) Cena za použití sítí  Princip II. RO Náklady na ztráty / celkový plánovaný odběr z DS Výše ztrát – normativy pro celé regulační období, bez korekcí Výchozí hodnota – skutečnosti II. RO Stanovení jednoho normativu ztrát (bez členění na technické a obchodní) – vzhledem k problematice predikcí v současnosti se uvažuje s hladinovými koeficienty normativů

17 CIRED 200917 10. 11. 2009 Distribuce Příjmy z ostatních činností PDS V průběhu II. RO byly zahrnuty do regulace pouze příjmy z připojení, Nezahrnuto a ponecháno PDS:  penalizace za nedodržení RK a RP  penalizace za nedodržení účiníku,  náhrada škod za neoprávněné odběry Ve III. RO budou do regulace zahrnuty veškeré příjmy Motivační podíl ve výši 20 % pro PDS V průběhu III. RO možnost úpravy podílu pro PDS

18 CIRED 200918 10. 11. 2009 Stanovení ceny DPI Novelou EZ dochází k možnosti kalkulace ceny DPI formou věcného usměrňování, pokud dodavatel poslední instance požádá ERÚ o stanovení cen, bude použita maximální cena - stejná metodika jako dosud. Cena DPI bude tvořena z následujících složek: nákupní cena komodity - vychází z cen burzovních produktů na EEX (PXE) cena odchylky – tato cena se bude odvíjet od skutečně dosažených nákladů na odchylky pro jednotlivé kategorie zákazníků cena obchodu (obchodní marže) – tato cena bude zohledňovat náklady související s obchodní činností, včetně přiměřeného zisku. kalkulaci věcně usměrňovaných cen provádí dodavatel, ERÚ ověřuje správnost

19 CIRED 200919 10. 11. 2009 Podpora OZE, KVET a DZ  Princip II. regulačního období : Zohledněny celkové vícenáklady na podporu těchto zdrojů dle skutečnosti v účetně uzavřeném roce s následnou korekcí  III. regulační období : Vychází se z plánované výroby Budou zohledněny trendy ve vývoji podporovaného množství elektřiny Nebudou se pouze přejímat plánované hodnoty ERÚ stanoví předpokládané výše podporovaného množství Podklad - předložené podklady PDS a informace nezávislých zdrojů Zahrnutí korekce stejně jako nyní

20 CIRED 200920 10. 11. 2009 Finanční dopady podpory OZE, KVET a DZ do cen konečných zákazníků KVET 13 Kč/MWh OZE 130 Kč/MWh DZ 2 Kč/MWh K faktor 25 Kč/MWh

21 CIRED 200921 10. 11. 2009 Finanční dopady podpory OZE, KVET a DZ do cen pro konečné zákazníky

22 CIRED 200922 10. 11. 2009 Změna vyhlášky o připojení č. 51/2006 - návrh Součástí žádosti o připojení je navíc  Souhlas vlastníka nemovitosti s umístěním výrobny  Územně plánovací informace o podmínkách vydání územního rozhodnutí poskytnutá stavebním úřadem  Harmonogram projektu – obsahuje seznam rozhodnutí ve veřejnoprávních jednáních (nad 30 kW) Na základě žádosti o připojení může provozovatel soustavy vyžádat od žadatele studii připojitelnosti  zpracování je vyžádáno do 30 dnů od podání žádosti  provozovatel soustavy dodá potřebné podklady  na zpracování studie je 90 dnů  je možno požadovat doplnění (+15 dnů)

23 CIRED 200923 10. 11. 2009 Změna vyhlášky o připojení č. 51/2006 - návrh Na základě žádosti o připojení + studie o připojitelnosti vydá provozovatel stanovisko  záporné stanovisko je sděleno do 30 dnů po obdržení žádosti o připojení nebo od obdržení studie o připojitelnosti  kladné stanovisko je sděleno do 60 dnů po obdržení žádosti o připojení nebo od obdržení studie o připojitelnosti  v případě výrobny elektřiny je žadatel na základě smlouvy o smlouvě budoucí povinen uhradit provozovateli soustavy zálohu ve výši 50% z hodnoty podílu na oprávněných nákladech spojených s připojením, maximálně 50 mil. Kč

24 CIRED 200924 10. 11. 2009 Změna vyhlášky o připojení č. 51/2006 - návrh Doplňuje se uzavření smlouvy o budoucí smlouvě o připojení  v případě odběrného místa - pokud je nutná úprava přenosové nebo distribuční soustavy podmíněná územním rozhodnutím nebo stavebním povolením  v případě připojení výrobny, pokud tak rozhodne provozovatel soustavy Smlouva o smlouvě budoucí obsahuje  Technické podmínky připojení  Výši podílu na nákladech, výši zálohy a podmínky uhrazení  Podmínky vracení uhrazené zálohy podílu na nákladech  Harmonogram přípravy a realizace projektu, termín připojení Žadatel se ve smlouvě zaváže  Plnit termíny harmonogramu přípravy projektu  Informovat provozovatele o podstatných změnách přípravy a realizace  Složit zálohu  Uhradit náklady vynaložené provozovatelem soustavy, pokud k připojení nedojde Nesplnění termínů harmonogramu a porušení informační povinnosti je rozvazovací podmínkou smlouvy o budoucí smlouvě o připojení

25 Děkuji Vám za pozornost www.eru.cz eru@eru.cz