Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009

Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009
Koordinační seminář EGÚ Brno, a. s. Sekce provozu a rozvoje elektrizační soustavy Brno, 30. května 2008

Projekt „Ceny a tarify …“ je v roce 2008 řešen v EGÚ Brno, a. s. v rámci šesti 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. 2 EGÚ Brno, a. s.

Úvod - pokračování Kontrolní seminář je svolán v souladu s harmonogramy prací a součinností smluvních stran uvedenými ve smlouvách. Cílem jednání je presentovat objednatelům smluv předběžné 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 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.

Stručný přehled hlavních činností Ve zprávě jsou objednatelům předány následující výstupy: 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 jsou postupně předávány verze vytvářeného výpočetního modelu stanovení cen pro simulace dopadů regulace ve 3. regulačním období. 4 EGÚ Brno, a. s.

Stručný přehled hlavních činností - pokračování Byly shromážděny a jsou ověřovány vstupní technické údaje. Probíhá zpracování podkladů a úprava výpočetních tabulek pro stanovení regulovaných cen přenosu, systémových služeb a distribuce pro rok 2009. Průběžně je zajišťována konzultační činnost pro objednatele. Postup řešení je koordinován ERÚ a průběžně diskutován se zástupci regionálních PDS a objednatelů ostatních smluv. 5 EGÚ Brno, a. s.

Zaměření navazujících prací zhotovitele V souladu s věcnou náplní uvedenou ve smlouvách budou další práce zaměřeny na: 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 pro rok 2009. 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. 6 EGÚ Brno, a. s.

Zaměření navazujících prací zhotovitele – pokrač. Stanovení korekčního faktoru podpory OZE, KVET a DZ pro PDS a PPS na základě ověření výsledků regulace v roce 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 se zahrnutím korekčního faktoru. Stanovení korekčního faktoru podpory decentrální výroby na základě ověření výsledků regulace v roce Výpočty ceny příspěvku konečných zákazníků na podporu decentrální výroby v roce 2009 se zahrnutím korekčního faktoru. 7 EGÚ Brno, a. s.

Zaměření navazujících prací zhotovitele – pokrač. Předběžné výpočty cen distribuce pro držitele licence na distribuci v roce 2009, na základě upřesněné metodiky pro regulaci cen v elektroenergetice ve 2. regulačním období a pro nastavené parametry regulace (včetně tarifních cen distribuce elektřiny na úrovni sítí NN), jako podklad pro návrh cenového rozhodnutí ERÚ. Spolupráci na návrhu distribučních tarifů pro MOP a MOO pro podmínky roku 2009. Spolupráci s ERÚ na stanovení individuálních cen distribuce pro provozovatele lokálních DS v případě jejich požadavku, na základě analýzy různých případů jejich zapojení v síti (analýza rozložení spotřeb a sazeb pro LDS–obchodní domy). 8 EGÚ Brno, a. s.

Zaměření navazujících prací zhotovitele – pokrač. Zpracování analýzy cen elektřiny na velkoobchodním trhu pro spolupráci s objednatelem na stanovení průměrných cen silové elektřiny pro MOP a MOO pro podmínky roku 2009 potřebných k návrhu tarifů dodavatele poslední instance pro MOP a MOO ve vazbě na tarifní statistiky roku 2007, které poskytne zhotoviteli ERÚ. Kontrola dopadů změn výsledných cen pro konečné zákazníky na hladině NN na základě cen navržených DPI po složkách v jednotlivých tarifech a distribučních sazbách. Na základě požadavku objednatelů spolupráce na úpravách návrhů vyhlášek. Rekapitulace: Zhotovitel je připraven na spolupráci s ERÚ při návrhu cenového rozhodnutí na rok 2009 na základě požadavku. Konstatuje se, že práce na díle probíhají v souladu s dohodnutým harmonogramem věcného a časového řešení díla, uvedeným ve smlouvách. 9 EGÚ Brno, a. s.

Program jednání Koordinačního semináře Souhrnná informace o smlouvách. Vyhodnocení zkušeností objednatelů s regulací cen, diskuse a stanoviska. Návrhy a doporučení způsobu stanovení míry ztrát a příslušného korekčního faktoru na ztráty v přenosové a distribučních soustavách pro další regulační období. Návrh koncepce distribučních tarifů. Diskuse. Doporučení a závěry. 10 EGÚ Brno, a. s.

Zkušenosti objednatelů s regulací cen 11 EGÚ Brno, a. s.

Zkušenosti objednatelů s regulací cen
Postup Objednatelům smluv byl rozeslán požadavek na zpracování dosavadních zkušeností s regulací cen elektřiny ve druhém regulačním období s termínem odevzdání do Zpracování zkušeností a názorů bylo v EGÚ Brno, a. s. provedeno k Přehled respondentů 12 EGÚ Brno, a. s.

Tématické oblasti ceny za službu přenosové sítě, (bez připomínek) ceny za systémové služby, ceny za služby distribučních sítí na napěťových hladinách; přístup ke stanovení korekčního faktoru ceny distribuce, způsob úhrady distribučních služeb mezi sousedními provozovateli regionálních distribučních soustav na hladinách vvn, vn a nn, (bez připomínek) cenové podmínky lokálních distributorů (bez připomínek), tarify pro konečné zákazníky na hladině nn; metodické přístupy k využití tarifní statistiky pro nastavení regulovaných cen distribuce na úrovni nn, 13 EGÚ Brno, a. s.

Tématické oblasti cena pro výrobce za decentrální výrobu a příspěvek konečných zákazníků na tuto výrobu, podpora výroby elektřiny v obnovitelných zdrojích (OZE), kombinované výroby elektřiny a tepla (KVET) a druhotných energetických zdrojů; cena pro konečné zákazníky za krytí vícenákladů na výkup elektřiny z těchto zdrojů, průměrná cena silové elektřiny pro stanovení nákladů na ztráty, vícenákladů na podporu OZE a KVET a pro vyhodnocení cenové přirážky za nedodržení smluvené hodnoty účiníku, cena elektřiny zajišťované dodavatelem poslední instance, cena za činnost OTE, (bez připomínek) 14 EGÚ Brno, a. s.

Tématické oblasti připomínky k cenovým rozhodnutím, obecné a další názory na fungování trhu s elektřinou v ČR. 15 EGÚ Brno, a. s.

Ceny za systémové služby Zkušenosti a názory AES Bohemia spol. s.r.o. navrhuje přehodnotit metodiku platby za SyS u odběratelů z LDS ve prospěch lokálního výrobce, neboť odběratel elektřiny z LDS svou lokální spotřebou nepřináší ES žádné úsporné hodnoty (v případě, kdy výrobce a spotřebitel v LDS nejsou spolu smluvně vázáni). Asociace Energetických Manažerů zaslala požadavek, aby byl poplatek (platba) za SyS rovnoměrně rozložen mezi všechny účastníky trhu. EON: Zhotovitel (EGÚ Brno, a. s.) doporučuje vyjít z průměrů obou hodnot. Lépe postihuje změny v hodnotách ročních RK v obou směrech (nahoru i dolů). 16 EGÚ Brno, a. s.

Ceny za systémové služby Identifikace problémových otázek k rozhodnutí ERÚ Návrh na úpravu plateb lokální spotřeby sníženou cenou za SyS: Odběratelé v LDS budou hradit lokálnímu výrobci a distributoru elektřiny buď plnou cenu za SyS nebo určitou sníženou sazbu nastavenou v kompromisním poměru mezi stávajícími sazbami. Lokální distributor a výrobce by pak odváděl nadřazenému RDS pouze sníženou sazbu za SyS. Nebo Odběratelé v LDS, kteří uzavřou smlouvu na odběr elektřiny od externího dodavatele, budou platit plnou cenu za SyS. Export zatížit platbou za SyS. 17 EGÚ Brno, a. s.

Ceny za služby distribučních sítí na napěťových hladinách; přístup ke stanovení korekčního faktoru ceny distribuce Zkušenosti a názory Skupina ČEZ navrhuje vycházet při výpočtu ztrát z celkového vtoku do soustavy PDS, příp. z netto vtoku. Dále bylo navrhnuto, aby byla nastavena stabilnější hodnota pro určování % ztrát, která je uplatňována u OTE pro obchodování. Skupina ČEZ dále vybízí k řešení realizovaného unbundlingu a jeho promítnutí do regulačního vzorce, konkrétně vyřešení promítnutí přeceněných aktiv a odpisů do výpočtu povolených výnosů PRDS. Společnost PREdistribuce, a.s. navrhuje zahájit diskusi k změně metodiky stanovování výše povolených nákladů a výnosů a metodiky stanovení míry ztrát a příslušného korekčního faktoru na ztráty v 3.r.o. V cenách provozovatele lokální distribuční soustavy (LDS), kdy tento provozovatel přebírá ceny provozovatele regionální distribuční soustavy (PRDS) jsou podle názoru ČEZu neoprávněně zahrnuty náklady provozovatele regionální distribuční soustavy na unbundling. ČEZ proto navrhuje, aby v případech, kdy provozovatel LDS přebírá ceny distribuce provozovatele RDS, byly ceny pro provozovatele LDS upraveny (poníženy) o náklady unbundlingu, které jsou zahrnuty v cenách provozovatele RDS. 18 EGÚ Brno, a. s.

Ceny za služby distribučních sítí na napěťových hladinách; přístup ke stanovení korekčního faktoru ceny distribuce Komentář Problematika ztrát je řešena samostatně v kapitole č. 4 Identifikace problémových otázek k rozhodnutí ERÚ 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. ERÚ stále vyhodnocuje cenu elektřiny celkem a v závislosti na ní stanovuje regulované ceny a zejména ceny distribuce. Jejich výše se pak odvíjí od únosnosti nárůstu celkových cen a neodpovídají principům jejich stanovení a ekonomickým parametrům provozovatelů distribučních soustav. 19 EGÚ Brno, a. s.

Tarify pro KZ na hladině NN; využití tarifní statistiky Zkušenosti a názory PREdistribuce, a.s. Návrh na vytvoření nové distribuční sazby pro OM, kde není technicky možné provádět měření, ale lze spotřebu elektřiny vypočítat podle příkonu instalovaného zařízení. OM s nízkou spotřebou a konstantním odběrem elektřiny. Určení – pro širokopásmové služby IP s využitím přenosu telekomunikačního signálu po silovém vedení (PLC), a dalších síťových technologií. PLC a obdobné jednotky – konstantní příkon v rozmezí od 6 do cca 40W. Připojené do elektroměrových nebo rozpojovacích skříní, měření odběru není technicky možné (prostorových důvody). Tyto odběry nesplňují podmínky pro přidělení sazby C60d – stálý odběr a velký počet jednotek (až )  součet příkonu převýší 1000W. 20 EGÚ Brno, a. s.

Zkušenosti objednatelů s regulací cen – Distribuční tarify NN
Požadavek na novou distribuční sazbu Komentář Nová sazba vychází z porovnání plateb při použití sazby C60d (i když nesplňuje maximální limit příkonu) a při použití kumulativní jednosložkové ceny distribuce na hladině NN Z porovnání plyne vyšší platba při použití stávající sazby C60d. Z průměrné kumulativní jednosložkové ceny distribuce je pak odvozena cena za 10 W příkonu a měsíc. Výše specifikovaný neměřený odběr je zatížen stejnou platbou jako „průměrný“ zákazník na hladině NN. Vhodné zjistit požadavky na PLC i v sítích ostatních regionálních provozovatelů Analýza nezahrnuje cenu za silovou elektřinu – nutnost vytvořit zvláštní pravidla, která zajistí dodávku SE podobnou metodikou jako se stanovuje cena za DPI. 21 EGÚ Brno, a. s.

Zkušenosti – Požadavek na novou distribuční sazbu
22 EGÚ Brno, a. s.

Tarify pro KZ na hladině NN; využití tarifní statistiky Zkušenosti a názory Skupina ČEZ – navrhuje vytvořit novou koncepci distribučních tarifů, průhlednější a stabilnější z pohledu volby zákazníka, systém zaměřený na podporu odběrů mimo špičku (off-peak) a podporující topenářské sazby. Sdružení AEM – požaduje zrušit nepoměr mezi sazbami „C“ a „D“ v obou částech platby (cena za distribuci a cena za SE). Pražská Energetika, a.s. – při výpočtu distribučních cen se vychází z předpokladu, že řízenou spotřebu HDO je nutné zatížit stejnými průměrnými náklady, následně se pak složitě zvýhodňují křížovými dotacemi. Kumulativní náklady pro zákazníky s řízenou spotřebou jsou nižší než u ostatních neřízených odběrů. Navrhujeme nalézt mechanismus, zvýhodňující ty sazby, které jsou výhodné i pro energetiku. 23 EGÚ Brno, a. s.

Tarify pro KZ na hladině NN; využití tarifní statistiky Identifikace problémových otázek k rozhodnutí ERÚ Zavedení nové sazby pro neměřené odběry, jejichž celkový příkon přesahuje 1000 W, odvozené z kumulativní jednosložkové ceny distribuce. Pro novou distribuční sazbu definovat ve vyhlášce o Pravidlech trhu pravidla režimu dodávky silové elektřiny, založené na dodávce DPI podle velikosti požadovaného příkonu a ceně stanovené ERÚ dle ročního baseload. Provést právní rozbor možnosti a dostatečnosti zavedení pravidel dodávky SE pro novou distribuční sazbu pro neměřené odběry. Zvýšení aktivity jednotlivých PDS při hledání cílové varianty tarifů, podpora tarifů moderních a úspornějších otopných systémů. Zvýhodnit tarifní sazby řízené HDO. 24 EGÚ Brno, a. s.

Cena pro výrobce za decentrální výrobu (DV) a příspěvek konečných zákazníků na tuto výrobu Zkušenosti a názory AES Bohemia spol. s r.o.: Pozitiva decentrální výroby: Šetření ztrát při přenosu elektřiny Odlehčování přenosová vedení Vyšší náklady decentrálních zdrojů: Vyšší investice na instalovanou kW u nižších výkonů Vyšší provozní náklady - doprava uhlí může znamenat až 40% nákladů na palivo Navrhují zachovat podporu na VVN i v následujícím období. 25 EGÚ Brno, a. s.

Cena pro výrobce za decentrální výrobu (DV) a příspěvek konečných zákazníků na tuto výrobu Komentář Původně příspěvek jako podpora rozptýleným výrobcům, zejména na nižších napěťových hladinách z důvodu šetření ztrát v PS a DS. Příspěvek byl vypočítán z ceny ztrát v PS, dnes již není tento výpočet aktualizován. Poněkud sporná oblast přiznání příspěvku z legislativního rámce – v CR je ustanoveno, že příspěvek je vázán na smluvní vztah mezi výrobcem a distributorem. Identifikace problémových otázek k rozhodnutí ERÚ Návrh zachovat podporu DV na hladině VVN, eventuelně zvýšit tuto podporu na všech napěťových hladinách. 26 EGÚ Brno, a. s.

Podpora výroby elektřiny v OZE – KVET – DZ; cena pro konečné zákazníky za krytí podpory Zkušenosti a názory Skupina ČEZ – je třeba analyzovat nově pozměněné ustanovení vykazování podporované výroby elektřiny z OZE na základě dat z letošního roku a příp. stanovit novou korekci pro úpravu v PT. Při plánování ceny na krytí vícenákladů podpory OZE/KVET využít odhadu distributora v množství dodané a vykoupené elektřiny. Dnes se vychází z roku i-2, což PDS při dynamickém rozvoji OZE způsobuje problémy při plánování dalšího období s ohledem na zisk. Asociace Energetických Manažerů – vícenáklady způsobené provozem OZE je nutné přiřadit jejich původcům, kromě těchto vícenákladů je nutné jim napočítat i vícenáklady skryté v jiných položkách konečné ceny elektřiny. Kontrola vykazování výroby elektřiny z OZE - § 33 vyhlášky ERÚ o Pravidlech trhu č. 541/2005 Sb. ve znění pozdějších předpisů. Podle tohoto ustanovení předává výrobce provozovateli regionální DS nebo PS výkaz o uskutečněné výrobě za předchozí měsíc. V případě, že je výkon z OZE vyváděn do LDS, nemá provozovatel RDS možnost kontroly vykazovaných údajů. V případě pochybností se doporučuje kontaktovat Státní energetickou inspekci (SEI), která je za kontrolu odpovědná a má k tomu i příslušné pravomoci. 27 EGÚ Brno, a. s.

Podpora výroby elektřiny v OZE – KVET – DZ; cena pro konečné zákazníky za krytí podpory Zkušenosti a názory AES Bohemia spol. s.r.o. Státní energetická inspekce (SEI) posuzuje úsporu primárních energie (ÚPE) KVET včetně elektřiny vyrobené v kondenzační části vztažené k celkovému množství paliva; pomíjí fakt oddělené výroby elektřiny v odběrové a kondenzační části, což vede ke snížení ÚPE a zamítnutí podpory KVET. Tento pohled je v rozporu s legislativou EU, hodnotící pouze kombinovaný proces výroby elektřiny a tepla. Novela vyhlášky č.110/2008 Sb. tento problém nenapravuje. Odběrová turbosoustrojí jsou složitější a investičně náročnější než protitlaká s lepší možností regulace dodávky a i proto by měla mít nárok na příspěvek KVET. Návrh sestavit nezávislou komisi odborníků, která zpracuje metodiku hodnocení procesu KVET, závaznou pro SEI. Kontrola vykazování výroby elektřiny z OZE - § 33 vyhlášky ERÚ o Pravidlech trhu č. 541/2005 Sb. ve znění pozdějších předpisů. Podle tohoto ustanovení předává výrobce provozovateli regionální DS nebo PS výkaz o uskutečněné výrobě za předchozí měsíc. V případě, že je výkon z OZE vyváděn do LDS, nemá provozovatel RDS možnost kontroly vykazovaných údajů. V případě pochybností se doporučuje kontaktovat Státní energetickou inspekci (SEI), která je za kontrolu odpovědná a má k tomu i příslušné pravomoci. 28 EGÚ Brno, a. s.

Podpora výroby elektřiny v OZE – KVET – DZ; cena pro konečné zákazníky za krytí podpory Komentář AES Bohemia spol. s.r.o. Soustrojí s příspěvkem na KVET musí splnit krom technických požadavků (o 10% vyšší účinnost než u referenčních soustrojí) i požadavky na původ elektřiny – osvědčení vydá na žádost ministerstvo. Pokud AES Bohemia spol. s.r.o. legislativně oddělí výrobu odběrové části, tak při splnění technických požadavků, bude mít nárok na příspěvek KVET. Nutnost stanovit metodu určující poměr množství paliva pro jednotlivé turbíny. 29 EGÚ Brno, a. s.

Podpora výroby elektřiny v OZE – KVET – DZ; cena pro konečné zákazníky za krytí podpory Identifikace problémových otázek k rozhodnutí ERÚ Návrh: ve spolupráci s PDS analyzovat nové ustanovení o vykazování podpory výroby elektřiny z OZE na základě dat z letošního roku, příp. provést potřebnou korekci. Při plánování dodávky elektřiny z OZE/KVET vzít v úvahu odhady jednotlivých PDS. Sestavit nezávislou komisi odborníků (např. z odborníků na vysokých školách v Brně a Praze ), která vypracuje jednotnou metodiku hodnocení procesu KVET, závaznou pro SEI. Návrh 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. 30 EGÚ Brno, a. s.

Průměrná cena silové elektřiny pro stanovení nákladů na ztráty, vícenákladů na podporu OZE a KVET a pro vyhodnocení cenové přirážky za nedodržení smluvené hodnoty účiníku Zkušenosti a názory Skupiny ČEZ Při kalkulaci ceny elektřiny na krytí ztrát uvažovat diagram netto, tj. po odpočtu povinných výkupů a nikoliv celý, jak je používáno dosud. Dále analyzovat, jak stanovit a vykazovat výši nákladů na odchylku, za kterou na základě zákona 180/2005 Sb. přebírá odpovědnost vykupující, resp. subjekt zúčtování. Náklady na odchylku - Důvodem tohoto návrhu je skutečnost, že vykupující, resp. subjekt zúčtování, který převzal zodpovědnost za odchylku za takto vykoupenou elektřinu má na základě §4 odst. 10 výše citovaného zákona nárok na její kompenzaci. Výkup elektřiny z OZE na krytí ztrát v DS nebo v PS vyplývá ze zákona o podpoře výroby elektřiny z OZE (č. 180/2005 Sb.). Je pravdou, že při vyšším podílu výroby elektřiny z OZE, který by přesahoval velikost ztrát v distribuční soustavě (eventuelně v přenosové), do které jsou zdroje OZE připojeny, je výkup nesystémový, neboť nutí jít subjekt zúčtování nakupující pro distributora ztráty do odchylky, přičemž se ještě ani neberou v úvahu odchylky z důvodu povahy nestálé výroby některých OZE (zejména VTE). Tuto situaci, až nastane, by v budoucnu měl řešit jiný systém podpory (tzn. změna zákona o podpoře OZE), např. formou povinných kvót odkupu na straně dodavatelů elektřiny, případně obchod se zelenými certifikáty. 31 EGÚ Brno, a. s.

Průměrná cena silové elektřiny pro stanovení nákladů na ztráty, vícenákladů na podporu OZE a KVET a pro vyhodnocení cenové přirážky za nedodržení smluvené hodnoty účiníku Komentář Při vyšším podílu výroby elektřiny z OZE nad rámec ztrát v DS (příp. PS) je výkup nesystémový a nutí subjekt zúčtování jít do odchylky. Další odchylka může být způsobena nestálostí dodávky z OZE, zejména pak z VTE. Tuto situaci by měl v budoucnu řešit jiný způsob podpory – nutnost změny zákona o podpoře OZE. Identifikace problémových otázek k rozhodnutí ERÚ Při kalkulaci ceny elektřiny na krytí ztrát uvažovat diagram netto, tj. po odpočtu povinných výkupů a nikoliv celý, jak je používáno dosud. Výsledkem je průměrná cena na krytí ztrát a stanovení vícenákladů na podporu OZE. Použití elektřiny z OZE na ztráty (dáno povinným výkupem) na první pohled zdražuje výkup oproti stanovené průměrné ceně, na druhou stranu jsou ale tyto vícenáklady distributorovi uhrazeny v příspěvku KZ a ve vyrovnávacím mechanismu mezi všemi provozovateli sítí. Navrhovaný způsob může zpřesnit výpočet nákladů na ztráty, pokud bude znám diagram povinného výkupu, včetně jeho skladby z jakých obnovitelných zdrojů a v jakém množství se výkup skládá. 32 EGÚ Brno, a. s.

Cena elektřiny zajišťovaná dodavatelem poslední instance Zkušenosti a názory Skupina ČEZ Návrh na úpravu postupu: Zakalkulovat nejistotu (kdy a jaký objem bude muset v tomto režimu dodávat). Přehodnotit výši marže. Návrh, aby ceny DPI vycházely z aktuálních tržních cen, např. analogie k produktu ČEZ, a.s. – Měsíc. S ohledem na zvyšující se kontinuitu obchodování s elektřinou na velkoobchodním trhu v ČR stojí za zvážení případná změna na kratší než roční stanovení ceny dodavatele poslední instance. Návrh uplatit pevnou cena pro zúčtování odchylek, protože dodavatel principiálně za tuto cenu elektřinu pro případy dodávek poslední instance nakupuje. Je sice poněkud vyšší (ne nijak dramaticky), ale to lze chápat i jako důsledek rizika, že si odběratel vybral nespolehlivého dodavatele. Těchto případů není a pravděpodobně nebude mnoho (u E.ONu zatím žádný) a mají trvat krátkou dobu. Ušetřil by se výpočet jedné ceny. 33 EGÚ Brno, a. s.

Cena elektřiny zajišťovaná dodavatelem poslední instance Identifikace problémových otázek k rozhodnutí ERÚ Zvážit kratší než roční nastavení ceny DPI. Pro cenu DPI uplatňovat pevnou cenu pro zúčtování odchylek nebo Do ceny pro zakalkulovat nejistotu, kterou dodavatel poslední instance má. V loňském roce byly u dodavatelů poslední instance, u kterých došlo ke krácení poptávek, zohledněny vyšší náklady na nákup krácených produktů od jiného dodavatele než je ČEZ. ERÚ si zatím účelem vyžádalo od DPI potřebná data o krácení a v postupu alokace byly ceny krácených produktů povýšeny o zadané procento. Připomínka E.ON Energie, a.s. je správná a při letošním stanovení cen se počítá s otevřením energetické burzy a prodejem elektřiny ČEZu a ostatních výrobců a obchodníků na této burze. 34 EGÚ Brno, a. s.

Zkušenosti – Obecné a další názory na nastavené prostředí
Připomínky k Cenovému rozhodnutí Připomínky PREdistribuce, a.s. Návrh upravit metodiku výpočtu ztrát na sekundární straně transformátorů s využitím skutečných parametrů odběratelského transformátoru. Změnit časové pásmo vyhodnocování induktivní účiníku na 24 h. denně z dnešní 6-10 hodiny kdy je účiník vyhodnocován. Snahou je ohlídat překračování účiníku i v době mimo špičku. Zpřesnění okolností plateb SyS pro výrobce – neexistuje možnost ověření množství elektřiny odebrané výrobcem z RDS pro výrobu elektřiny. 35 EGÚ Brno, a. s.

Připomínky k Cenovému rozhodnutí Připomínky Energetiky Třinec, a.s. Úprava znění současného CR č.9/2007 – odstavec 5.1.: „Cena na krytí vícenákladů spojených s podporou elektřiny z obnovitelných zdrojů, kombinované výroby elektřiny a tepla a druhotných zdrojů je 40,75 Kč/MWh. Cena je účtována provozovatelem přenosové nebo distribuční soustavy za množství elektřiny spotřebované konečným zákazníkem, výrobcem nebo provozovatelem přenosové nebo distribuční soustavy, včetně spotřeby konečného zákazníka v ostrovním provozu na území České republiky prokazatelně odděleném od elektrizační soustavy, kromě elektřiny pro čerpání přečerpávacích vodních elektráren a technologické vlastní spotřeby elektřiny a ztrát v přenosové a distribuční soustavě a elektřiny spotřebované konečným zákazníkem napojeným na jinou než elektrizační soustavu České Republiky.“ 36 EGÚ Brno, a. s.

Připomínky k Cenovému rozhodnutí Připomínky Energetiky Třinec, a.s. Úprava znění současného CR č.9/2007 – odstavec 6.2.c: „cena za zúčtování 4,75 Kč/MWh; cena je účtována za veškerou elektřinu spotřebovanou konečným zákazníkem, výrobcem nebo provozovatelem přenosové nebo distribuční soustavy, kromě elektřiny pro čerpání přečerpávacích vodních elektráren a technologické vlastní spotřeby elektřiny a ztrát v přenosové a distribuční soustavě a elektřiny spotřebované konečným zákazníkem napojeným na jinou než elektrizační soustavu České Republiky, a dále za elektřinu spotřebovanou konečným zákazníkem ... „. 37 EGÚ Brno, a. s.

Připomínky k Cenovému rozhodnutí Komentář Energetiky Třinec, a.s. Výše uvedené změny jsou snahou zamezit dvojí platbě za stejné služby při mezistátní výměně elektřiny po jiných než propojovacích vedení přenosových soustav. V ČR se na krytí vícenákladů spojených s podporou OZE/KVET/DZ a nákladů spojených se zúčtováním odchylek podílí veškerá domácí spotřeba. Legislativní úskalí – dle energetického zákona 91/2005 Sb. není v definici „Elektrizační soustava České Republiky“ žádné územní vymezení oblasti či regionu, tzn. paradoxně lze za ES ČR považovat třeba vedení v sousedních státech. Systémovým řešením problému je harmonizace na mezistátní úrovni např. jednání regulátorů či příslušných kompetentních orgánů. 38 EGÚ Brno, a. s.

Připomínky k Cenovému rozhodnutí Připomínky AEM-SVSE - Penalizace kapacitního účiníku Při kompenzaci odběru dochází z důvodu reakční doby kompenzačních zařízení ke krátkodobým „překývnutím“ do kapacitní oblasti – základ pro postih ze strany distributora. Pokud by odběratelé trvale nastavili hodnotu kompenzace nižší, aby se vyhnuli překývnutím, zvyšovali by tím ztráty distributorovi. AEM navrhuje změnu postihů v CR č.9/2007, odstavec .8.9.: Pro kapacitní účiník 0,995 – 1 0 Kč 0,9 – 0, Kč / MVArh méně než 0,9 400 Kč / MVArh (současná hodnota) 39 EGÚ Brno, a. s.

Připomínky k Cenovému rozhodnutí Komentář AEM-SVSE - Penalizace kapacitního účiníku Již v loňském roce byla v rámci prací EGÚ Brno, a.s. zpracována studie (Průběžná zpráva ke smlouvě – 71012), z níž byla vyvozena značná nesrovnalost při penalizaci překročení induktivního a kapacitního účiníku – připomínka AEM je opodstatněná. Pro úpravu navrhujeme použít variantu č.2, tj. metodu procentní přirážky dle velikosti překročení pro výchozí nepenalizovanou hodnotu cosφkapacitní = 0,99. 40 EGÚ Brno, a. s.

Připomínky k Cenovému rozhodnutí Připomínky AEM-SVSE – Rezervovaná kapacita (RK) Návrh úpravy CR č.9/2007 odst – cílem je částečně zmírnit dopad neúmyslných pochybení odběratele při drobném překročení sjednané RK, nikoli vytvoření podmínek pro porušování odběratelské kázně. Návrh AEM k další diskusi: 41 EGÚ Brno, a. s.

Připomínky k Cenovému rozhodnutí Připomínky AEM-SVSE – Rezervovaná kapacita (RK) Úprava vychází z následujících předpokladů: Snahou odběratele je dodržet sjednané hodnoty a vyhnout se platbám navíc. Při pochybení se většinou jedná o omyl, nikoli úmysl. Drobné překročení RK nevyvolá náklad u distributora. Při opakovaném porušování pravidel je razantní penalizace na místě. Navrhované tolerance (s výjimkou pásma % pro LDS a samovýrobce) poskytnout jako vstřícný krok 2x v kalendářním roce, jako možnost omylu a souhry nešťastných náhod. 42 EGÚ Brno, a. s.

Připomínky k Cenovému rozhodnutí Připomínky AEM-SVSE – Penalizace za rezervovaný příkon (RP) Zavedení penalizace za překročení RP naráží v mnohých případech na neexistenci Smlouvy o připojení a tudíž bez hodnoty RP. ČEZ Distribuce, a.s. stanovuje v takových případech RP roven RK, což při překročení RK vede k celkové penalizaci desetinásobku měsíční RK – zvýšení RK pak bez poplatku za RP není možné. Z tohoto důvodu je předložen návrh úpravy CR č.9/2007 odst : „V případě, že dojde ke smluvnímu snížení rezervovaného příkonu místa připojení konečného zákazníka, je do doby 24 měsíců možné navýšení rezervovaného příkonu do jeho původní výše bez poplatku za náklady spojené s připojením a zjištění rezervovaného příkonu.“. 43 EGÚ Brno, a. s.

Připomínky k Cenovému rozhodnutí Komentář AEM-SVSE - Penalizace za rezervovaný příkon Vyhláška č. 51/2006 Sb., §7 odstavec (5) neponechává zákazníkovi prostor pro zvýšení RK, bez placení připojovacího poplatku, již dříve uhrazeného. Varianta č. 1: Ponechání zákazníkovi určitou lhůtu (1-2 roky) na zvýšení svého RP na původní hodnotu bez připojovacího poplatku. Varianta č. 2: Úprava části vyhlášky č. 51/2006 Sb., §7 odstavce (5) ve znění: „V případě, že dojde ke smluvnímu snížení rezervované kapacity nebo hodnoty jističe před elektroměrem na hodnotu nižší, než odpovídá rezervovanému příkonu místa připojení zařízení konečného zákazníka, po dobu delší než 24 měsíců, snižuje se hodnota rezervovaného příkonu na hodnotu o 5 % vyšší než je hodnota rezervované kapacity, pokud se provozovatel distribuční soustavy nedohodne se zákazníkem jinak.“ Hodnota rezervy (5 nebo 10%) je předmětem k diskusi. 44 EGÚ Brno, a. s.

Připomínky k Cenovému rozhodnutí Připomínky AEM-SVSE – Charakteristiky jističů elektroměrů PDS dle Pravidel pro provozování distribučních soustav odmítají jiné jističe než jističe typu „B“, protože pro ně nejsou výhodné. Návrh doplnění CR č. 10/2007 odst. I.(5) o větu: „Distributor má právo odmítnout instalaci jističe s charakteristikou C, nebo D prokáže-li, že by tím byla ohrožena bezpečnost rozvodného zařízení, nebo provozu sítě“. 45 EGÚ Brno, a. s.

Kompenzační mechanismus mezi TSO Skupina ČEZ: Analyzovat a následně deklarovat podporu vedoucí k většímu propojení trhů s elektřinou. Referovat o Flow base metodě – přidělování přeshraničních kapacit založené na pojímání regionální sítě jako celku. Obchodní výměny jsou posuzovány podle cenových nabídek s ohledem vlivu každé transakce na úzká místa v regionu. Tato metoda nepomáhá optimálnímu využití přeshraničních kapacit. Kompenzační mechanismus vychází z požadavku Nařízení 1228/2003 Evropského parlamentu a rady, který stanoví obecné zásady pro kompenzaci tranzitních toků, které mají být dotčenému TSO kompenzovány, přičemž na kompenzaci se podílí ti provozovatelé, z jejichž soustav je elektřina exportována a do jejichž soustav je elektřina importována. Dále Nařízení ustanovuje, že velikost přeshraničních toků v síti a velikost přeshraničních toků označených jako pocházející z národních přenosových soustav nebo v nich končící bude stanovena na základě skutečně naměřených fyzických toků elektřiny v daném časovém období. Konkrétní provedení mechanismu není Nařízením vymezeno. Ke kompenzačnímu mechanismu měl vyjít metodický pokyn (Guidelines), který by ho konkrétně vymezoval. Tento pokyn dosud nebyl vydán, v loňském roce byl navrhován některými zástupci ETSO, avšak podle tiskového sdělení ETSO ho 1/3 zúčastněných evropských zemí nepodpořila, což byl důvod, proč ho neschválila ani Evropská komise. Dokud tento pokyn není vydán (měl by být pro TSO závazný), platí princip dobrovolnosti TSO přistupovat k mechanismu. Vše tedy záleží na Evropské komisi a na nalezení konsensu ke kompenzačnímu mechanismu mezi evropskými zeměmi reprezentovanými národními provozovateli přenosových soustav a národními regulátory. Konkrétní dopadem pro ČR tedy v současnosti je, že příslušný balík peněz určený k platbě/příjmu do/z kompenzačního mechanismu nezatěžuje/nesnižuje objem finančních prostředků určených k výpočtu regulované ceny za službu přenosové sítě. 46 EGÚ Brno, a. s.

Komentář: Kompenzační mechanismus mezi TSO ČEPS, a. s. smlouvu IMICA v loňském roce nepodepsala. V současné době používá ČEPS metodiku stanovování přeshraničních kapacit dle postupu ETSO. Rozdělení změnového toku mezi místem dodávky a místem odběru v poměru impedancí elektrické cesty na všechny PS. Změnové toky se superponují a tvoří výsledný tok po každém prvku sítě. Ve výpočtu využití PTDF (Power Transmission Distribution Factors). Pro samotné přidělení přeshraničních kapacit je pak použita metoda ICT. Vliv metody Flow based záleží na zvoleném optimalizačním kritériu: Maximální zisk TSO Maximální objem obchodů atd. Kompenzační mechanismus vychází z požadavku Nařízení 1228/2003 Evropského parlamentu a rady, který stanoví obecné zásady pro kompenzaci tranzitních toků, které mají být dotčenému TSO kompenzovány, přičemž na kompenzaci se podílí ti provozovatelé, z jejichž soustav je elektřina exportována a do jejichž soustav je elektřina importována. Dále Nařízení ustanovuje, že velikost přeshraničních toků v síti a velikost přeshraničních toků označených jako pocházející z národních přenosových soustav nebo v nich končící bude stanovena na základě skutečně naměřených fyzických toků elektřiny v daném časovém období. Konkrétní provedení mechanismu není Nařízením vymezeno. Ke kompenzačnímu mechanismu měl vyjít metodický pokyn (Guidelines), který by ho konkrétně vymezoval. Tento pokyn dosud nebyl vydán, v loňském roce byl navrhován některými zástupci ETSO, avšak podle tiskového sdělení ETSO ho 1/3 zúčastněných evropských zemí nepodpořila, což byl důvod, proč ho neschválila ani Evropská komise. Dokud tento pokyn není vydán (měl by být pro TSO závazný), platí princip dobrovolnosti TSO přistupovat k mechanismu. Vše tedy záleží na Evropské komisi a na nalezení konsensu ke kompenzačnímu mechanismu mezi evropskými zeměmi reprezentovanými národními provozovateli přenosových soustav a národními regulátory. Konkrétní dopadem pro ČR tedy v současnosti je, že příslušný balík peněz určený k platbě/příjmu do/z kompenzačního mechanismu nezatěžuje/nesnižuje objem finančních prostředků určených k výpočtu regulované ceny za službu přenosové sítě. 47 EGÚ Brno, a. s.

Náklady na odchylky – Skupina ČEZ Dlouhodobě stabilní systém výpočtu odchylek u OTE. Nové řešení uzavřít a zveřejnit min. 2 roky před realizací a neměnit pravidla během „hry“. Identifikace problémových otázek k rozhodnutí ERÚ Návrh: přehodnotit systém stanovení výše zohledňované ceny odchylky pro účely cen dodavatele poslední instance a pro účely ceny elektřiny na krytí ztrát v distribuční a přenosové soustavě. Návrh nového řešení je uzavřít a zveřejnit minimálně 2 roky před realizací Při stanovení ceny odchylky uvažovat náklady na „nákup“ i „prodej“ odchylky. Kompenzační mechanismus vychází z požadavku Nařízení 1228/2003 Evropského parlamentu a rady, který stanoví obecné zásady pro kompenzaci tranzitních toků, které mají být dotčenému TSO kompenzovány, přičemž na kompenzaci se podílí ti provozovatelé, z jejichž soustav je elektřina exportována a do jejichž soustav je elektřina importována. Dále Nařízení ustanovuje, že velikost přeshraničních toků v síti a velikost přeshraničních toků označených jako pocházející z národních přenosových soustav nebo v nich končící bude stanovena na základě skutečně naměřených fyzických toků elektřiny v daném časovém období. Konkrétní provedení mechanismu není Nařízením vymezeno. Ke kompenzačnímu mechanismu měl vyjít metodický pokyn (Guidelines), který by ho konkrétně vymezoval. Tento pokyn dosud nebyl vydán, v loňském roce byl navrhován některými zástupci ETSO, avšak podle tiskového sdělení ETSO ho 1/3 zúčastněných evropských zemí nepodpořila, což byl důvod, proč ho neschválila ani Evropská komise. Dokud tento pokyn není vydán (měl by být pro TSO závazný), platí princip dobrovolnosti TSO přistupovat k mechanismu. Vše tedy záleží na Evropské komisi a na nalezení konsensu ke kompenzačnímu mechanismu mezi evropskými zeměmi reprezentovanými národními provozovateli přenosových soustav a národními regulátory. Konkrétní dopadem pro ČR tedy v současnosti je, že příslušný balík peněz určený k platbě/příjmu do/z kompenzačního mechanismu nezatěžuje/nesnižuje objem finančních prostředků určených k výpočtu regulované ceny za službu přenosové sítě. 48 EGÚ Brno, a. s.

Optimalizace podpůrných služeb International Power Opatovice, a.s. umožnit dodatečnou nabídku podpůrných služeb ještě 1-2 hod. před jejich uplatněním. Kompenzační mechanismus vychází z požadavku Nařízení 1228/2003 Evropského parlamentu a rady, který stanoví obecné zásady pro kompenzaci tranzitních toků, které mají být dotčenému TSO kompenzovány, přičemž na kompenzaci se podílí ti provozovatelé, z jejichž soustav je elektřina exportována a do jejichž soustav je elektřina importována. Dále Nařízení ustanovuje, že velikost přeshraničních toků v síti a velikost přeshraničních toků označených jako pocházející z národních přenosových soustav nebo v nich končící bude stanovena na základě skutečně naměřených fyzických toků elektřiny v daném časovém období. Konkrétní provedení mechanismu není Nařízením vymezeno. Ke kompenzačnímu mechanismu měl vyjít metodický pokyn (Guidelines), který by ho konkrétně vymezoval. Tento pokyn dosud nebyl vydán, v loňském roce byl navrhován některými zástupci ETSO, avšak podle tiskového sdělení ETSO ho 1/3 zúčastněných evropských zemí nepodpořila, což byl důvod, proč ho neschválila ani Evropská komise. Dokud tento pokyn není vydán (měl by být pro TSO závazný), platí princip dobrovolnosti TSO přistupovat k mechanismu. Vše tedy záleží na Evropské komisi a na nalezení konsensu ke kompenzačnímu mechanismu mezi evropskými zeměmi reprezentovanými národními provozovateli přenosových soustav a národními regulátory. Konkrétní dopadem pro ČR tedy v současnosti je, že příslušný balík peněz určený k platbě/příjmu do/z kompenzačního mechanismu nezatěžuje/nesnižuje objem finančních prostředků určených k výpočtu regulované ceny za službu přenosové sítě. 49 EGÚ Brno, a. s.

Připomínky k Vyhlášce č.540/2005 Sb. Připomínka AEM-SVSE § 6 Standard dodržení ohlášení a dodržení plánovaného omezení nebo přerušení distribuce elektřiny / 1 / Standardem ohlášení a dodržení plánovaného omezení nebo přerušení distribuce elektřiny je ohlášení zahájení a ukončení omezení nebo přerušení distribuce elektřiny a zahájení a ukončení omezení nebo přerušení distribuce elektřiny v době, která byla jako doba zahájení a ukončení omezení nebo přerušení distribuce elektřiny konečným zákazníkům ohlášena. Zahájení a ukončení plánovaného omezení nebo přerušení distribuce elektřiny provozovatel distribuční soustavy též zveřejní způsobem umožňujícím dálkový přístup. Standard dodržení ohlášení a dodržení plánovaného omezení nebo přerušení distribuce elektřiny není dodržen, jestliže provozovatel distribuční soustavy neohlásí nebo omezí nebo přeruší distribuci elektřiny dříve, než ohlásil, nebo ukončí omezení nebo přerušení distribuce elektřiny později, než ohlásil. 50 EGÚ Brno, a. s.

Připomínky k Vyhlášce č.540/2005 Sb. Připomínka AEM-SVSE / 2 / Za nedodržení standardu ohlášení a dodržení plánovaného omezení nebo přerušení distribuce elektřiny poskytuje provozovatel distribuční soustavy konečnému zákazníkovi náhradu ve výši 10 % z jeho roční platby za distribuci… Komentář Návrh upřesňuje povinnost PDS oznámit svým zákazníkům plánované odstávky sítí – dnes stačí PDS zveřejnit odstávky na internetových stránkách. PDS by měl informovat své zákazníky takovým způsobem, aby jim plánovanou odstávkou nezpůsobil škody (platí zejména pro velkoodběratele). 51 EGÚ Brno, a. s.

Typové diagramy dodávky – Skupina ČEZ Zahájit diskusi o změně diagramů TDD tak, aby TDD reflektoval skutečný poměr NT/VT. Změny dodavatelů na hladině NN vytvářejí riziko podprůměrných zisků, navzdory průměrným nákladům. Komentář Současný systém TDD neumožňuje pracovat s informací o poměru odběru ve VT a NT a vede ke sbližování cen NT a VT – návrh o zahájení diskuze je na místě. Zpřesnění výpočtů TDD dle časového rozložení je z technicko – procesního hlediska velmi komplikovaný děj, nutnost rozšířit počet tříd TDD podle počtu spínaných povelů HDO. Vznik „nových“ TDD ve VT a NT ke kterým by se přiřadila odhadnuta spotřeba. 52 EGÚ Brno, a. s.

Pravidla ve stavu nouze Připomínka IP Opatovice, a.s.; Pražská Energetika, a.s. Použít obdobný mechanismus v režimu zúčtování odchylek ve stavu nouze v distribučních soustavách jako je tomu v PS. Stejnou připomínku zaslala i Pražská Energetika, a.s. Používané pojmosloví Připomínka Skupiny ČEZ Připomínka se týká problému s různými pojmy zavedenými různými právními předpisy v energetice. Bylo by vhodné sladit pojmy z vyhlášky 540/2005 Sb. (o kvalitě) a z Pravidel trhu: umožnění distribuce, účinnost změny dodavatele, termín zahájení přenosu, zahájení dodávky, zaregistrování zahájení dodávky, … 53 EGÚ Brno, a. s.

Návrhy ke způsobu stanovení míry ztrát a příslušného korekčního faktoru na ztráty v přenosové a distribučních soustavách pro 3. regulační období 54 EGÚ Brno, a. s.

Míra ztrát v RDS v 1. reg. období
Návrh stanovení míry ztrát a KF ztrát v PS a DS pro 3. regulační období Míra ztrát v RDS v 1. reg. období Míra ztrát mzx byla stanovena po napěťových úrovních jako podíl velikosti ztrát ZTx na napěťové úrovni a energie Evx na vstupu do napěťové úrovně, včetně transformace mzx = ZTx / Evx (p.j.) V letech 2002 – 2003 byla míra ztrát zaokrouhlena na 5 desetinných míst, v roce 2004 byla míra ztrát zaokrouhlena dolů na 5 desetinných míst. Z míry ztrát byla stanovena velikost povolených ztrát, ze které byly vypočítány proměnné náklady vynásobením cenou silové elektřiny na ztráty, stanovenou regulátorem. V rámci úvah byla pro dané varianty roků 2002 a 2003 míra ztrát rozdělena na míru technických ztrát (mtz) a míru obchodních ztrát (moz). Pro rok 2004 je k dispozici pouze celková míra ztrát. 55 EGÚ Brno, a. s.

Míra ztrát v RDS ve 2. reg. období
Návrh stanovení míry ztrát a KF ztrát v PS a DS pro 3. regulační období Míra ztrát v RDS ve 2. reg. období Pro rok 2005 byl stanoven normativ celkové mz a následně upřesněn v roce 2006 z analyticky stanovených normativů celkové mtz a mozi. mz = mtz + korig.mozi (p.j.) kde korigovaná moz byla stanovena pomocí vzorce: korig.mozi = mozi-1 * (1 – 2,085 / 100)i (p.j.) tak, že se původní hodnota moz sníží za i = 1, … , 5 let o 10%. Algoritmus výpočtu ceny za použití sítí na jednotlivých napěťových úrovních zahrnoval alokaci celkových ztrát, stanovených z normativu mz a energie na vstupu do celé soustavy PDS, úměrně koeficientům stanoveným analyticky regulátorem. Při výpočtu normativu ztrát na napěťové úrovně se vychází z celkové míry ztrát mz, avšak ve skutečnosti některé regionální PDS uvádí obchodní ztráty pouze na NN (nebo i VN). 56 EGÚ Brno, a. s.

Vývoj povolené a skutečné míry ztrát – ČEZ Distribuce, a. s.
Návrh stanovení míry ztrát a KF ztrát v PS a DS pro 3. regulační období Vývoj povolené a skutečné míry ztrát – ČEZ Distribuce, a. s. 57 EGÚ Brno, a. s.

Vývoj povolené a skutečné míry ztrát – E.ON Distribuce, a. s.
Návrh stanovení míry ztrát a KF ztrát v PS a DS pro 3. regulační období Vývoj povolené a skutečné míry ztrát – E.ON Distribuce, a. s. Na základě požadavku společnosti E.ON Distribuce, a. s. byl v roce 2008 regulátorem snížen normativ míry obchodních ztrát tak, aby celková míra ztrát byla 7,3 %. V roce 2006 došlo k mimořádnému snížení skutečné míry ztrát vzhledem k jednorázovému vyrovnání objemu nevyfakturované elektřiny 58 EGÚ Brno, a. s.

Vývoj povolené a skutečné míry ztrát – PREdistribuce, a. s.
Návrh stanovení míry ztrát a KF ztrát v PS a DS pro 3. regulační období Vývoj povolené a skutečné míry ztrát – PREdistribuce, a. s. 59 EGÚ Brno, a. s.

Normativní a skutečné míry ztrát ve 2. regulačním období
Návrh stanovení míry ztrát a KF ztrát v PS a DS pro 3. regulační období Normativní a skutečné míry ztrát ve 2. regulačním období 60 EGÚ Brno, a. s.

Návrh stanovení míry ztrát a KF ztrát v PS a DS pro 3. regulační období
Velikost povolených, plánovaných a skutečných ztrát ve 2. regulačním období Kromě PREdistribuce, a. s. je vykazována velikost plánovaných ztrát pro příští období na úrovni normativních ztrát, které jsou však proti skutečným ztrátám výrazně vyšší. 61 EGÚ Brno, a. s.

Vývoj skutečných a normativních ztrát – ČEZ Distribuce, a. s.
Návrh stanovení míry ztrát a KF ztrát v PS a DS pro 3. regulační období Vývoj skutečných a normativních ztrát – ČEZ Distribuce, a. s. 62 EGÚ Brno, a. s.

Vývoj skutečných a normativních ztrát – E.ON Distribuce, a. s.
Návrh stanovení míry ztrát a KF ztrát v PS a DS pro 3. regulační období Vývoj skutečných a normativních ztrát – E.ON Distribuce, a. s. 63 EGÚ Brno, a. s.

Vývoj skutečných a normativních ztrát – PREdistribuce, a. s.
Návrh stanovení míry ztrát a KF ztrát v PS a DS pro 3. regulační období Vývoj skutečných a normativních ztrát – PREdistribuce, a. s. 64 EGÚ Brno, a. s.

Korekční faktor za použití sítě regionálních PDS
Návrh stanovení míry ztrát a KF ztrát v PS a DS pro 3. regulační období Korekční faktor za použití sítě regionálních PDS KF za použití sítě byl za skutečnost roku 2002 uplatněn v cenách pro rok Byly spočteny výnosy od CHZ a OZ za RK a použití sítě, náklady na RK a použití PS a sousedních RDS. Byly stanoveny „kontrolní výnosy“ (KV) a rozdíl KV a povolených výnosů za RK a povolených nákladů na ztráty. Přitom byl uplatněn rozptyl 3%. Regulační korekce za skutečnost použití sítí se v letech 2003 až neuvažovala, uplatnila se pouze korekce stálé složky. Ve 2. regulační období od roku 2005 byly zavedeny normativy míry technických ztrát mtz a obchodních ztrát moz, podle kterých se uznává množství ztrát při stanovení velikosti proměnných nákladů. Proměnné náklady nejsou předmětem regulační korekce. 65 EGÚ Brno, a. s.

Míra ztrát v PS v 1. a 2. regulačním období
Návrh stanovení míry ztrát a KF ztrát v PS a DS pro 3. regulační období Míra ztrát v PS v 1. a 2. regulačním období Povolená míra ztrát mz byla stanovena jako podíl očekávané velikosti ztrát ZT v sítích PS včetně transformace PS/DS a plánovaného množství energie Ev na vstupu do PS včetně kontrahovaného tranzitu (od roku 2008 se uvažuje vstup bez systémového tranzitu): mz = ZT / Ev (p.j.) V letech 2002 – 2003 byla hodnota povolené míry ztrát zaokrouhlena na 5 desetinných míst, v roce 2004 a 2005 byla hodnota povolené míry ztrát zaokrouhlena dolů na 5 desetinných míst. Od roku včetně se hodnota povolené míry ztrát nezaokrouhluje. Z míry ztrát byla stanovena velikost povolených ztrát tak, že v letech až 2005 se vycházelo z množství elektřiny na výstupu z PS, od roku 2006 včetně se používá množství elektřiny na vstupu. Proměnné náklady byly stanoveny vynásobením velikosti povolených ztrát cenou silové elektřiny na ztráty, stanovenou regulátorem. 66 EGÚ Brno, a. s.

Vývoj povolené míry ztrát v PS v 1. a 2. regulačním období
Návrh stanovení míry ztrát a KF ztrát v PS a DS pro 3. regulační období Vývoj povolené míry ztrát v PS v 1. a 2. regulačním období 67 EGÚ Brno, a. s.

KF za použití PS v 1. a 2. regulačním období
Návrh stanovení míry ztrát a KF ztrát v PS a DS pro 3. regulační období KF za použití PS v 1. a 2. regulačním období KF za použití sítě za skutečnost roku 2002 byl zahrnut do KF systémových služeb pro ceny roku 2004. KF za použití sítě za skutečnost roku 2003 byl uplatněn v cenách pro rok Kontrolní ztráty (KZ) se nacházely uvnitř rozptylu 5% od povolených ztrát stanovených součinem povolené míry ztrát a skutečného množství elektřiny na vstupu: KF = (skut.náklady na skut. ztráty) – (KZ * pov. cena SE na ztráty) KF za skutečnost od roku 2004 se skládá z následujících položek: KF nákladový = (skut.cena SE) * (skut. ztráty – KZ) KF cenový = (skut.cena SE – pov.cena SE)* (pov.ztráty)* (1 - %podíl pro ČEPS) KF výnosový = (pov. ztráty * pov. cena SE) + (KFi-2) – (skut. výnosy) Podíl pro ČEPS u KF cenového je 10 %. 68 EGÚ Brno, a. s.

KF za použití PS v 1. a 2. regulačním období
Návrh stanovení míry ztrát a KF ztrát v PS a DS pro 3. regulační období KF za použití PS v 1. a 2. regulačním období Od regulovaného roku 2006 včetně se podstatná část korekčního faktoru za skutečnost roku i-2 vyrovnává již na začátku roku i-1 s fondem z příjmů z aukcí na přeshraničních profilech, takže do KF vstupuje pouze zbývající část po upřesnění velikosti KF, se započtením časové hodnoty peněz. To má stabilizující účinek na cenu za použití přenosové sítě v regulovaném roce i. 69 EGÚ Brno, a. s.

Metodika vykazování ztrát ve výkazu 12-B1
Návrh stanovení míry ztrát a KF ztrát v PS a DS pro 3. regulační období Metodika vykazování ztrát ve výkazu 12-B1 Provozovatelé regionálních distribučních soustav měsíčně stanoví zbytkovou hodnotu měsíčních bilancí pořízené a distribuované elektřiny (MO+ztráty) na základě bilančních sald jednotlivých napěťových hladin, kdy na jedné straně jsou měřená data na vstupech do DS, na druhé straně odběry výstupů s měřením typu A, B a ostatní spotřeba PDS. Velikost složky skutečných celkových ztrát se získá po odečtení hodnoty měsíční dodávky MO na základě vyfakturované a nevyfakturované elektřiny. ČEZ Distribuce, a. s. stanoví skutečné celkové ztráty procentem zjištěným na základě dlouhodobé časové řady. 70 EGÚ Brno, a. s.

Schéma měřených údajů použitých k určení ztrát v DS
Návrh stanovení míry ztrát a KF ztrát v PS a DS pro 3. regulační období Schéma měřených údajů použitých k určení ztrát v DS 71 EGÚ Brno, a. s.

Metodika vykazování technických ztrát
Návrh stanovení míry ztrát a KF ztrát v PS a DS pro 3. regulační období Metodika vykazování technických ztrát Technické ztráty byly vykazovány podle dnes již zrušené vyhlášky č. 153/2001 Sb. MPO. Metodika definovaná ve vyhlášce bude i nadále používána ke stanovení technických ztrát. Obchodní ztráty (netechnické - neoprávněné odběry, chyby měření) jsou dány rozdílem celkových a technických ztrát. Následné rozdělení do napěťových hladin je provedeno na základě odborných odhadů a zkušeností. 72 EGÚ Brno, a. s.

Citlivost metodiky stanovení technických ztrát v DS
Návrh stanovení míry ztrát a KF ztrát v PS a DS pro 3. regulační období Citlivost metodiky stanovení technických ztrát v DS Velikost technických ztrát stanovených výpočetním algoritmem v souladu s vyhláškou č. 153/2001 Sb. byla kontrolována z hlediska citlivosti na změnu parametrů zejména pro variantu výpočtu č. 2, která používá paušální hodnoty definované ve vyhlášce v poměrně širokém pásmu. Malý vliv na výslednou hodnotu technických ztrát má změna parametrů těch složek, které nejsou ve skladbě technických ztrát rozhodující. Vysoký vliv na velikost technických ztrát má volba velikosti doby využití maxima TmE (hod/rok) při určování proměnných technických ztrát, např. Jouleových ztrát vedení, která se pro venkovní rozvod nn nachází v pásmu 2500 – 3000 (hod/rok) pro vedení nn a 500 – (hod/rok) pro přípojky nn. 73 EGÚ Brno, a. s.

Návrh stanovení míry ztrát a KF ztrát v PS a DS pro 3. regulační období Citlivost metodiky stanovení technických ztrát v DS Variantní použití spodní meze a horní meze pásma doby využití maxima se zohledněním vlivu rozdílných délek vedení a přípojek nn pomocí váženého průměru znamenalo rozdíl v celkových ročních ztrátách o 25 %. Vzhledem k relativně velké citlivosti výpočtových ztrát na volbě těchto vstupních hodnot i k jejich relativně velkému rozmezí uvedenému ve vyhlášce, je pochopitelně snahou jednotlivých PDS v možném rozsahu používat hodnoty doby využití maxima Tm, doby plných ztrát Tz i koeficient soudobosti ks, odpovídající jejich poměrům. Kromě toho jsou ve výpočtu používány další koeficienty, které jsou stanoveny na základě zkušeností s provozem distribučních sítí a vyžadují znalost (odhad) těchto podkladů. Např. pro vedení vvn jsou výsledné ztráty energie v soustavě přepočítány na ztráty energie pomocí celkových koeficientů, zohledňující vliv nesymetrie a rozdělení délek, které zvýšily hodnotu ztrát o 11,3 %. 74 EGÚ Brno, a. s.

Návrh stanovení míry ztrát a KF ztrát v PS a DS pro 3. regulační období Citlivost metodiky stanovení technických ztrát v DS Volba vstupních parametrů použitých při výpočtu technických ztrát v souladu s vyhláškou ovlivňuje výslednou hodnotu technických ztrát ve značném rozsahu, takže výpočet musí být zajištěn na základě expertních zkušeností pracovníků distribuční společnosti. Existuje však vzájemná zpětná kontrolní vazba mezi velikostí ztrát a velikostí nevyfakturované elektřiny vzhledem k tomu, že musí být zachován předem stanovený součet (MO+ztráty). V současné době je výpočet ztrát zajišťován tak, že rozdíl velikosti nevyfakturované elektřiny stanovené postupem uvedeným na následujících snímcích a odečtením ztrát z bilančně zjištěné kategorie (MO+ztráty) je na úrovni cca 2 %. 75 EGÚ Brno, a. s.

Způsoby vykazování nevyfakturované elektřiny
Návrh stanovení míry ztrát a KF ztrát v PS a DS pro 3. regulační období Způsoby vykazování nevyfakturované elektřiny PRE Distribuce, a.s. vychází při jejím určování ze systému SAP a z odhadu spotřeby podle TDD, které jsou korigovány dle skutečných průběhů teplot ve vztahu k teplotnímu normálu v daném období. Pro zpřesnění a kontrolu se provádí další pravidelné výpočty metodou sezónních koeficientů, která vychází z lineárního průběhu spotřeby odběrů a jejich sezónní závislosti. Na základě výsledků je pak stanovena co nejvěrnější hodnota nevyfakturované elektřiny. Oproti tomu ČEZ Distribuce, a.s. využívá systém SAP pouze ke kontrole výsledků získaných z celkové dodávky MO (získané dle metody určování celkových ztrát), která je rozdělena na MOO a MOP na základě procenta stanoveného z dlouhodobé časové řady. Rozdíl mezi takto určenou dodávkou elektřiny a měsíčního objemu fakturace je pak výše změny stavu nevyfakturované elektřiny. 76 EGÚ Brno, a. s.

Způsoby vykazování nevyfakturované elektřiny
Návrh stanovení míry ztrát a KF ztrát v PS a DS pro 3. regulační období Způsoby vykazování nevyfakturované elektřiny Skupina E.ON Distribuce, a.s. používá metodiku spočívající ve výpočtu množství NEE a jejího ocenění při dvanáctiměsíčním odečtovém a fakturačním období s respektováním vlivu sezónnosti. Výpočet stavu NEE se provádí na základě simulované fakturace. Pro každou smlouvu je zjišťováno období, ve kterém smlouva zůstává k zúčtování, a za toto období se provádí simulace zúčtování. V této fázi simulace se simulovaná částka, množství a stálý plat rozpadají lineárně na jednotlivé měsíce simulace při respektování změny cen. Simulace se provádí k poslednímu dni fiskálního měsíce a je sledována zvlášť pro MOO a MOP. Nejprve jsou všechny hodnoty v kWh a v Kč za kWh přepočítány sezónním koeficientem, pak je vypočítán koeficient meziročního nárůstu/poklesu pro konkrétní měsíc a rok a následně jsou tímto přepočítány veškeré hodnoty statistiky. Pro zavedení vlivu sezónnosti do výpočtu se pro zjednodušení předpokládá, že průběh dodávky MO je shodný s průběhem součtové veličiny "MO + ztráty". Výpočet respektuje také vliv termínů účetních uzávěrek a skutečné termíny odečtů jednotlivých odběrných míst. Výpočet nevyfakturované elektřiny se ověřuje i zpětně v době, kdy již je většina odběrů vyfakturována. Odchylka mezi výpočtem NEE a zpětným výpočtem po fakturaci se pohybuje kolem 2 %. 77 EGÚ Brno, a. s.

Náklady na ztráty ve výkazu 12-HV
Návrh stanovení míry ztrát a KF ztrát v PS a DS pro 3. regulační období Náklady na ztráty ve výkazu 12-HV Náklady na ztráty uváděné v účetnictví PREdistribuce, a. s. a E.ON Distribuce, a. s. a následně i ve výkazu 12-HV ve 2. regulačním období vycházejí ze skutečně zjištěných celkových ztrát, které obsahují skutečně vykázanou podporu povinného výkupu elektřiny z OZE (technické jednotky a objem finančních prostředků) a zbývající množství skutečně zjištěných ztrát nakupovaný od obchodníka za smluvní cenu. U E.ON Distribuce, a. s. se údaje v 12-HV mírně liší o dohadné položky. Oproti tomu je v ČEZ Distribuce, a. s. objem ztrát převzat z vyhodnocení OTE, takže hodnota nákladů na ztráty uvedená ve výkazu 12-HV odpovídá normativním nákladům na ztráty. Náklady na ztráty jsou v účetnictví rozděleny na ty, které jsou vykoupeny v rámci povinného výkupu z obnovitelných zdrojů a na nákup silové elektřiny na ztráty od obchodníka. V rámci povinného výkupu z obnovitelných zdrojů je silová elektřina oceněna průměrnou nákupní cenou elektřiny pro krytí ztrát v distribuční soustavě pro daný rok, nákup silové elektřiny na ztráty od obchodníka je oceněn cenou stanovenou ve smlouvě mezi obchodníkem a ČEZ Distribuce, a.s. Součtová hodnota nákladů na nákup ztrát se u všech RDS uvádí v řádku NP05 výkazu 12-HV. 78 EGÚ Brno, a. s.

Za předpokladu, že průměrná nákupní cena SE na ztráty od obchodníka se příliš neliší od průměrné nákupní ceny elektřiny pro krytí ztrát v distribuční soustavě pro daný rok, lze informativně odhadnout velikost rozdílu normativních nákladů na ztráty a předpokládaných nákladů na skutečné ztráty. Velikost rozdílu ukazuje na rezervy v normativech míry ztrát a na možnost snížení ceny za použití sítí pro KZ. 79 EGÚ Brno, a. s.

Vliv míry ztrát RDS na zúčtování odchylek
Návrh stanovení míry ztrát a KF ztrát v PS a DS pro 3. regulační období Vliv míry ztrát RDS na zúčtování odchylek Normativy míry celkových ztrát jsou rovněž využívány operátorem trhu při stanovení zbytkového diagramu (ZD) v systému zúčtování odchylek. V případě PREdistribuce, a. s. může být trvale nižší průběh ZD v diagramu na následujícím obrázku vůči odběrovému diagramu (OD), vypočítanému z typových diagramů (TDD), také způsoben (kromě jiných důvodů) nadhodnocenou velikostí normativu míry celkových ztrát na úrovni 6,977 %, 6,280 % a 6,268 % v letech 2005 až , proti skutečně dosaženým mírám ztrát v těchto rocích ve výši 5,168 %, 4,895 % a 4,543 %. Ztráty použité v systému zúčtování odchylek OTE, a. s. byly letech 2005 až v regionu PRE proti skutečným ztrátám vyšší o MWh, MWh a MWh, takže roční průběhy ZD byly o tyto objemy energie v příslušných rocích sníženy. Průměrně se jedná o výkon 13,8 - 10,8 - 13,5 MW/hod za rok. Pro stanovení velikosti ztrát v systému zúčtování odchylek operátorem trhu za účelem výpočtu ZD proto nedoporučujeme používat normativ míry celkových ztrát stanovený pro celé regulační období, ale každoročně aktualizovat hodnoty míry celkových ztrát na základě zjištěné skutečnosti. 80 EGÚ Brno, a. s.

81 EGÚ Brno, a. s.

Doporučení pro 3. regulační období
Návrh stanovení míry ztrát a KF ztrát v PS a DS pro 3. regulační období Doporučení pro 3. regulační období Regulace proměnné složky ceny za distribuci elektřiny PDS Ponechat dosavadní metodiku normativů míry ztrát, avšak doporučujeme při nastavení těchto normativů vycházet z míry ztrát skutečně dosažené v letech 2005 až 2008 na základě údajů uváděných ve výkazech 12-B1, přičemž skutečnost za rok 2008 bude k dispozici ke konci dubna Náklady na ztráty nepodléhají regulační korekci. Lze očekávat, že cena za použití distribučních sítí bude pro KZ nižší. Variantou k předchozímu přístupu je použít ke stanovení výše povolených proměnných nákladů pouze normativ pro míru technických ztrát. Náklady na ztráty nepodléhají regulační korekci. Tím se povolené náklady na ztráty sníží o složku plynoucí z míry obchodních ztrát a cena za použití distribučních sítí pro KZ by měla být nižší. Vzhledem ke značnému stupni volnosti při stanovení technických ztrát je však možné nastavením parametrů výpočtu následně ovlivnit i velikost složky obchodních ztrát. 82 EGÚ Brno, a. s.

Návrh stanovení míry ztrát a KF ztrát v PS a DS pro 3. regulační období Doporučení pro 3. regulační období Regulace proměnné složky ceny za distribuci elektřiny PDS Zavedení regulační korekce ceny za použití distribuční sítě v současných podmínkách nastavení fungování trhu s elektřinou není schůdné, protože OTE používá normativ míry celkových ztrát ke stanovení velikosti ztrát. Vzhledem k tomu, že se v systému TDD přepočítává OD na hodnotu ZD, přenáší se disproporce ve výši ztrát na velikost spotřeby KZ bez průběhového měření. Pro subjekty zúčtování, kteří dodávají elektřinu zákazníkům, kteří odešli od dodavatele elektřiny regionálnímu distributorovi, je tato disproporce téměř zcela kompenzována clearingem. Provozovatel distribuční soustavy a obchodník se silovou elektřinou účtují KZ náklady za skutečně spotřebovanou elektřinu. Regulační korekce ceny za použití distribuční sítě by vyžadovala zavést do systému zúčtování odchylek OTE hodnotu vypočítaných skutečných celkových ztrát postupem uvedeným dříve, v rámci konečného měsíčního zúčtování odchylek pro verzi v2, vzhledem k termínům zpracování. 83 EGÚ Brno, a. s.

Návrh stanovení míry ztrát a KF ztrát v PS a DS pro 3. regulační období Doporučení pro 3. regulační období Regulace proměnné složky ceny za distribuci elektřiny PDS Pro 3. regulační období doporučujeme ERÚ, aby sjednotil metodiku ve způsobu vykazování skutečných nákladů na ztráty v 12-HV z hlediska použití technických jednotek celkových ztrát a příslušného objemu finančních prostředků včetně způsobu ocenění množství povinného výkupu elektřiny z OZE. Zbývá ještě upřesnit, zda jsou dodavatelem měsíčně účtovány provozovateli DS ztráty skutečné zjištěné nebo normativní, převzaté od OTE. Vzhledem k tomu, že OTE používá v současné praxi ke stanovení velikosti ztrát normativ míry celkových ztrát, doporučujeme každopádně změnit přístup v tom, že budou použity každoročně aktualizované hodnoty míry celkových ztrát na základě poslední zjištěné skutečnosti. 84 EGÚ Brno, a. s.

Návrh stanovení míry ztrát a KF ztrát v PS a DS pro 3. regulační období Doporučení pro 3. regulační období Regulace proměnné složky ceny za přenos elektřiny V současné době je způsob stanovení velikosti míry ztrát v PS vyhovující a nepožaduje aktualizaci metodiky. Metodika použitá ve 2. regulačním období pro stanovení KF za použití PS je poměrně propracovaná, menší úprava může spočívat v zavedení rozptylu výnosů pro regulační korekci. Stanovení KF neklade nároky na dodatečné údaje, než které jsou k dispozici ve výkazech a vlastní výpočet je jednoduchý. Vyskytnuly se názory na zjednodušení postupu stanovení KF za použití PS vzhledem k tomu, že např. náklady související s odchylkami v elektrizační soustavě způsobené např. provozem a povinným výkupem elektřiny z větrných elektráren (VtE) jsou řádově větší než korekční faktor za použití PS. Domníváme se však, že dosavadní metodika není příliš složitá a zohledňuje korekci nákladů, výnosů a také změnu ceny silové elektřiny, pro kterou by mohl být z důvodů výše uvedeného rizika spojených s VtE upraven podíl ČEPS v cenovém KF. 85 EGÚ Brno, a. s.

Předběžná cena za službu PS a SyS 86 EGÚ Brno, a. s.

Předběžná cena za službu PS a SyS
Rezervace kapacity Metodika klíčování stálých nákladů PS pro tvorbu plateb za rezervovanou kapacitu je shodná jako pro rok 2008 Cenu pro rok 2009 ovlivnilo: snížení velikosti PV o část příjmů z aukcí na přeshraničních profilech ponechané předběžně ve výši 1,1 mld.Kč, jako v roce 2008, snížení 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 = 107,3 % (váha 0,15) Faktor efektivity = 2,085 % 87 EGÚ Brno, a. s.

Rezervace kapacity Cena pro rok 2009: ,65 Kč/MW za rok 88 EGÚ Brno, a. s.

Rezervace kapacity 89 EGÚ Brno, a. s.

Rezervace kapacity Vývoj plateb společností za rezervaci kapacity v letech 2002 – 2009 90 EGÚ Brno, a. s.

Rezervace kapacity Podíl společností na platbě za rezervaci kapacity v roce 2009 91 EGÚ Brno, a. s.

Použití přenosové sítě Vliv na vývoj ceny: vyjmutí exportu z plateb za použití PS znamenal nárůst ceny od roku 2005 větší část korekčního faktoru roku 2007 byla hrazena z fondu aukcí nižší obchodované množství elektřiny v PS očekávané ČEPS o 90,306 GWh v roce 2009 vůči roku 2008, nižší hodnota povolené míry ztrát vyšší cena silové elektřiny na krytí ztrát o 5,4 % v porovnání s rokem 2008 Cena pro rok 2009: 43,14 Kč/MWh (41,25 Kč/MWh v roce 2008) 92 EGÚ Brno, a. s.

Použití přenosové sítě 93 EGÚ Brno, a. s.

Použití přenosové sítě Vývoj plateb společností za použití PS v letech 2002 – 2009 94 EGÚ Brno, a. s.

Použití přenosové sítě Očekávaný podíl společností na platbě za použití PS v roce 2009 95 EGÚ Brno, a. s.

Vývoj informativní jednosložkové průměrné ceny za službu PS 96 EGÚ Brno, a. s.

Předběžná cena systémových služeb Proti roku 2008 je cena SyS v roce 2009 ovlivněna: předběžným zvýšením nákladů na nákup podpůrných služeb o 200 mil. Kč na 8,3 mld. Kč vzhledem k očekávanému vyššímu objemu PpS v roce 2009 vlivem nárůstu podílu obnovitelných zdrojů připojených do soustavy vzrůstajícím cenám silové elektřiny uhrazením téměř celé výše korekčního faktoru roku 2007 z fondu aukcí, vyšší očekávanou spotřebou KZ bez ostrovních provozů o cca 0,805 TWh v roce 2009 vůči roku 2008. Cena pro konečný odběr pro rok 2009: ,00 Kč/MWh (2008: 147,81) Cena pro lokální spotřebu 2009: ,25 Kč/MWh (2008: 55,56) 97 EGÚ Brno, a. s.

98 EGÚ Brno, a. s.

Rekapitulace Pro rok 2009 jsou předběžně vypočteny následující ceny přenosu a SyS: Jednotková cena za RK přenosové sítě ,65 Kč/MW.r Cena za použití PS ,14 Kč/MWh Jednosložková cena za službu PS ,20 Kč/MWh Cena SyS pro lokální spotřebu ,25 Kč/MWh Cena SyS pro konečné zákazníky ,00 Kč/MWh Ceny jsou informativní a budou ještě upřesňovány (sjednocení technických údajů na rozhraní PS/DS; velikost dotace z fondu aukcí; náklady na nákup PpS). 99 EGÚ Brno, a. s.

Předběžná cena příspěvku KZ na podporu OZE, KVET a DZ
Podpora OZE-KVET-DZ Minimální výkupní ceny a zelené bonusy v roce 2009 pro jednotlivé kategorie OZE a 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 ve výpočtu předpokládá výkup cca 695 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. V roce 2009 se předpokládá podle skutečnosti roku 2007 podpora 6,924 TWh z KVET (z toho na zdroje do 5 MWe připadá 0,274TTWh) a 1,13 TWh z druhotných zdrojů. 100 EGÚ Brno, a. s.

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 58,81 Kč/MWh, což znamená meziroční nárůst o 18,06 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 533,065 mil.Kč a zvyšuje cenu příspěvku o 8,78 Kč/MWh pro úroveň spotřeby očekávané v roce 2009. 101 EGÚ Brno, a. s.

102 EGÚ Brno, a. s.

Návrh koncepce distribučních tarifů 103 EGÚ Brno, a. s.

Návrh koncepce distribučních tarifů
Závěry z jednání TK v roce 2007 (Plzeň) Ze závěrů z diskusí nad cílovým stavem distribučních tarifů na hladině NN v loňském roce vyplynulo několik variant k dalšímu šetření, které byly v této části řešení použity: Zástupce ERÚ – zohlednit rozdílné využití jističe (max. rezervovaného příkonu) pro jednotlivé druhy odběrů s tím, že „… zákazník s vyšším využitím jističe v podstatě spoří jednotkový náklad zákazníkovi s nižším využitím …“. Zástupce z ČEZ: systémově správný je stejný stálý plat při stejném jističi nezávisle na distribuční sazbě. Zohlednění druhu odběru provádět v proměnných složkách VT a NT. Výchozí varianta – „klasické dvousložkové poštovní známky“ pro hladinu NN z výchozí varianty stanovit „míru dotace“ mezi jednotlivými tarify. Následně navrhuje provést kompromisní variantu, kdy do stálých platů bude promítnuta pouze část PV, zbylá část by byla rozpuštěna do cen VT a NT. Stejný stálý plat ruší myšlenku hraničních bodů, přiznání sazby by bylo nutno vázat na podmínky. Pro každou variantu byl vyjádřen finanční dopad na platby KZ jak v distribuci, tak v celkových cenách pro podmínky cen DPI roku Varianty byly zpracovány na datech použitých pro návrh cen platných v roce 2007. 104 EGÚ Brno, a. s.

Hlediska pro aplikaci metody a zásad stanovení cen za služby sítí Jedna strana – Hlediska a zásady: Jednoduchost a srozumitelnost Jednotnost, objektivita, průhlednost a nediskriminační přístup Jasná definice pokud možno přesné v rámci použité metody Snadná realizovatelnost Druhá strana: Dopad do konečných plateb konečných zákazníků za elektřinu. Problém souvisí zejména s rozpadem cen po zavedením trhu na regulovanou a neregulovanou část, přičemž neregulované část – cena silové elektřiny – je stanovena na odlišných principech, než na kterých byly stavěny tarify pro chráněné zákazníky platné před otevřením trhu. Pro každou variantu byl vyjádřen finanční dopad na platby KZ jak v distribuci, tak v celkových cenách pro podmínky cen DPI roku Varianty byly zpracovány na datech použitých pro návrh cen platných v roce 2007. 105 EGÚ Brno, a. s.

Doba využití jističe – rezervovaného výkonu v distribučních sazbách
Pro každou variantu byl vyjádřen finanční dopad na platby KZ jak v distribuci, tak v celkových cenách pro podmínky cen DPI roku Varianty byly zpracovány na datech použitých pro návrh cen platných v roce 2007. 106 EGÚ Brno, a. s.

Přehled řešených variant a výsledků Ze závěrů z diskusí nad cílovým stavem distribučních tarifů na hladině NN v loňském roce vyplynulo několik variant k dalšímu šetření, které byly v této části řešení použity: Jednotná dvousložková poštovní známka – 2PZ – výchozí varianta Postupné křížení cenových křivek (rozhraní) – Var. A Úprava jednotné dvousložkové poštovní známky – Var. B Ve všech řešených variantách je uvažována pouze jedna cena pro tepelná čerpadla, tj. D55d = D56d (stejně jako C55d = C56d), nerozlišuje se rok uvedení do provozu. Pro každou variantu byl vyjádřen finanční dopad na platby KZ jak v distribuci, tak v celkových cenách pro podmínky cen DPI roku Varianty byly zpracovány na datech použitých pro návrh cen platných v roce 2007. 110 EGÚ Brno, a. s.

Var. 2PZ – jednotná dvousložková poštovní známka

Nevýhody použití jediné dvousložkové poštovní známky na NN ruší myšlenku použití řízení odběru provozovatelem distribuční soustavy (HDO). Zákazník není nikterak motivován k tomu, aby si nechal omezovat svůj odběr, neboť zaplatí vždycky stejně. Přiznání sazby by tak i nadále bylo vázané na podmínky, k jejichž dodržení by zákazník zcela ztratil motivaci. Použití varianty 2PZ by v podstatě znamenalo změnu současné tarifní soustavy s několika tarifními sazbami v závislosti na charakteru odběru na jednu distribuční tarifní sazbu se stálou a proměnnou složkou ceny.  dopad na typové diagramy dodávek (TDD), které jsou postaveny na současné tarifní soustavě. Pro každou variantu byl vyjádřen finanční dopad na platby KZ jak v distribuci, tak v celkových cenách pro podmínky cen DPI roku Varianty byly zpracovány na datech použitých pro návrh cen platných v roce 2007. 114 EGÚ Brno, a. s.

Var. A – varianta postupného křížení cenových křivek (rozhraní)
Křížení cenových křivek - přístup pomocí hraničních bodů Rozdíl proti řešení v roce 2007 – způsob zahrnutí proměnné složky dvousložkové jednotkové ceny – ceně za použití sítě NN, která kryje náklady na ztráty. Var. A – náklady na ztráty řešeny separátně – každá MWh odběru na NN je zpoplatněna cenou za použití sítě. Povolené výnosy (PV) hladiny NN včetně části výnosů kumulovaných z vyšších napěťových hladin – metodou postupné alokace rozpuštěny do složek cen jednotlivých distribučních sazeb (stálý plat, ceny VT, cena NT). Rozdělení PV mezi MOP a MOO bylo ponecháno ve stejném poměru jako v konečné variantě cen pro rok 2008. Výsledné ceny VT a NT jsou dány součtem cen určených z alokace PV a ceny za použití sítě NN. V ceně NT se uvažuje pouze s cenou za použití sítě Pozn: V alokaci PV již nebylo uvažováno s podíly pro cenu NTPV (koeficient nastaven na 0) – v době platnosti NT zákazník platí v proměnné složce pouze cenu za použití – platí tedy pouze ztráty. Pro každou variantu byl vyjádřen finanční dopad na platby KZ jak v distribuci, tak v celkových cenách pro podmínky cen DPI roku Varianty byly zpracovány na datech použitých pro návrh cen platných v roce 2007. 117 EGÚ Brno, a. s.

Použité hodnoty hraničních bodů roční spotřeby pro změnu sazby – jistič 3x25A Potřeba nastavení správné hodnoty hraničních bodů Potřeba elektřiny na vytápění – akumulace/hybridní/přímotopné +/- stejná liší se potřebou elektrického příkonu Tepelná čerpadla – menší potřeba elektřiny – šetrnější vůči životnímu prostředí Pro každou variantu byl vyjádřen finanční dopad na platby KZ jak v distribuci, tak v celkových cenách pro podmínky cen DPI roku Varianty byly zpracovány na datech použitých pro návrh cen platných v roce 2007. 118 EGÚ Brno, a. s.

Vyjádření cenových křivek pro Var. A

Var. B – varianta úpravy jednotné dvousložkové poštovní známky
Varianta B vznikla úpravou varianty 2PZ Vychází z „klasické dvousložkové poštovní známky“ pro hladinu NN složky cen v jednotlivých sazbách upraveny tak, aby byl zachován prostor pro uplatnění HDO v topných sazbách a pokud možno zavedeny alespoň „určité“ hodnoty hraničních bodů (HB) mezi jednotlivými tarify. Úprava z varianty 2PZ spočívá v tom, že do stálých platů je promítnuta pouze část PV, zbylá část je rozpuštěna do cen VT. Ve variantě B nejsou náklady na ztráty řešeny separátně jako je tomu ve var. A (každá MWh není zpoplatněna cenou za použití sítě) – náklady zahrnuty do celkového balíků distribučních nákladů, které mají být rozpuštěny do cen distribuce na hladině NN. Ceny NT byly u dvoutarifů zvoleny jako poloviční hodnota ceny za použití sítě na hladině NN (cca 140,- Kč/MWh). Pro každou variantu byl vyjádřen finanční dopad na platby KZ jak v distribuci, tak v celkových cenách pro podmínky cen DPI roku Varianty byly zpracovány na datech použitých pro návrh cen platných v roce 2007. 128 EGÚ Brno, a. s.

Varianta B – praktický postup úpravy u MOO Cena NT = ½ ceny za použití sítě Ceny RK dvoutarifních sazeb – koeficient KJCRK (koeficienty jednotkové ceny rezervované kapacity) <1: D25d = 0,50 D26d = 0,60 D35d = 0,70 D45d = 0,80 D55d = 0,80 (D56d stejně) – prozatím Pro každou variantu byl vyjádřen finanční dopad na platby KZ jak v distribuci, tak v celkových cenách pro podmínky cen DPI roku Varianty byly zpracovány na datech použitých pro návrh cen platných v roce 2007. 129 EGÚ Brno, a. s.

Varianta B – praktický postup úpravy u MOO Ceny VT dvoutarifních topných sazeb – odvozeny násobkem velikosti jednosložkové průměrné ceny za celé MOO. Násobky zvoleny tak, aby: princip vyšší doba trvání doby NT = vyšší hodnota násobku. Výchozí hodnota násobků byla odvozena z relací složek tarifů dodávky pro chráněné zákazníky z roku 2003. Násobky byly dále upraveny tak, aby: velikost průměrné ceny pokud možno nepřesahovala velikost průměrné ceny dle varianty 2PZ (ne u všech sazeb se toto podařilo dodržet) a hodnoty HB byly na určitých úrovních. Pro každou variantu byl vyjádřen finanční dopad na platby KZ jak v distribuci, tak v celkových cenách pro podmínky cen DPI roku Varianty byly zpracovány na datech použitých pro návrh cen platných v roce 2007. 130 EGÚ Brno, a. s.

Varianta B – praktický postup úpravy u MOO D02d – jednotková cena stálého platu rovněž odvozena koeficientem KJCRK= 0,30 Cena VT sazby D02d upravena pro dorovnání potřebného objemu finančních prostředků alokovaných na segment MOO. D01d a D61d – složky cen odvozeny násobky příslušných složek cen sazby D02d. Výchozí hodnoty násobků byly opět odvozeny z relací složek tarifů dodávky pro chráněné zákazníky z roku 2003 a následně upraveny tak, aby byly pokud možno dodrženy požadované hodnoty HB a průměrná cena dané sazby se příliš nevzdalovala průměrným cenám dle platných cen v roce 2008 tak jako tomu u těchto sazeb je ve variantě 2PZ. Poslední krok – dorovnání požadovaného objemu finančních prostředků alokovaných na segment MOO v ceně VT sazby D02d Pro každou variantu byl vyjádřen finanční dopad na platby KZ jak v distribuci, tak v celkových cenách pro podmínky cen DPI roku Varianty byly zpracovány na datech použitých pro návrh cen platných v roce 2007. 131 EGÚ Brno, a. s.

Varianta B – změny v postupu u MOP Ceny RK dvoutarifních sazeb – koeficient KJCRK (koeficienty jednotkové ceny rezervované kapacity) <1: C25d = 0,40 C26d = 0,60 C35d = 0,70 C45d = 0,80 C55d = 0,80 (D56d stejně) – prozatím C02d = 0,20 C01d, C03d a C62d – složky cen odvozeny násobky příslušných složek cen sazby C02d. C62d – trochu odlišný přístup byl zvolen u sazby C62d – brán zřetel spíše na současné relace této sazby vůči základnímu jednotarifu C02d. Dorovnání požadovaného objemu finančních prostředků alokovaných na segment MOP v ceně VT sazby C02d. Pro každou variantu byl vyjádřen finanční dopad na platby KZ jak v distribuci, tak v celkových cenách pro podmínky cen DPI roku Varianty byly zpracovány na datech použitých pro návrh cen platných v roce 2007. 132 EGÚ Brno, a. s.

Rozdíly v charakteristice odběrů MOP a MOO Odlišné charakteristiky MOP – vyšší průměrná spotřeba na odběrné místo MOP – větší využití jističe Rozdílná koncepce distribučních tarifů ? Pásmování spotřeby ? (Možnost skutečného nastavení cenových křivek) Samostatné měření topné části ? Pro každou variantu byl vyjádřen finanční dopad na platby KZ jak v distribuci, tak v celkových cenách pro podmínky cen DPI roku Varianty byly zpracovány na datech použitých pro návrh cen platných v roce 2007. 139 EGÚ Brno, a. s.

Náklady na vytápění dle serveru http://vytapeni.tzb-info.cz

Shrnutí návrhu koncepce distribučních tarifů
Kriteria hodnocení relativní transparentnost stabilnější logika z pohledu volby zákazníka (cena by měla být tažena charakterem spotřeby, nikoli spotřebiči) zachování prostoru pro topení a ohřev zvýšení motivace pro preferenci off-peakových hodin V tomto kontextu se v dalším textu uvádí shrnutí jednotlivých řešených variant. Pro každou variantu byl vyjádřen finanční dopad na platby KZ jak v distribuci, tak v celkových cenách pro podmínky cen DPI roku Varianty byly zpracovány na datech použitých pro návrh cen platných v roce 2007. 141 EGÚ Brno, a. s.

Náklady na vytápění dle serveru http://vytapeni.tzb-info.cz

Varianta 2PZ (klasická dvousložková poštovní známka) vychází z metodiky použité na vyšších napěťových hladinách Postup je transparentní – relativně spravedlivý vůči všem zákazníkům. Varianta ruší motivaci použití HDO – zákazník není nikterak motivován k tomu, aby si nechal omezovat svůj odběr, neboť zaplatí vždycky stejně. Varianta je irelevantní pro zachování prostoru pro topení a ohřev – při jejím použití se zákazník rozhoduje pouze porovnáním s jinými možnostmi vytápění. V porovnání s dnešními platnými cenami jsou výsledné platby vyšší, v tomto kontextu tedy prostor pro topení a ohřev není zachován. Není zajištěna motivace pro preferenci off-peakových hodin. Výchozí varianta poukazující na „míry dotace“ mezi jednotlivými tarify při použití jiných variant. Pro každou variantu byl vyjádřen finanční dopad na platby KZ jak v distribuci, tak v celkových cenách pro podmínky cen DPI roku Varianty byly zpracovány na datech použitých pro návrh cen platných v roce 2007. 143 EGÚ Brno, a. s.

Varianta A (postupné křížení cenových křivek – varianta hraničních bodů) Základem je alokační postup celkových potřebných finančních prostředků distribuce na jednotlivé zákaznické segmenty (MOP a MOO), na jednotlivé distribuční sazby a na jednotlivé složky cen. Cílem – taková alokace, které zajistí požadovanou hodnotu hraničních bodů spotřeby mezi příslušnými sazbami. Relace průměrných cen jednotlivých sazeb jsou „opačné“ oproti variantě klasické dvousložkové poštovní známky (Var. 2PZ). Ceny topných sazeb nebo sazeb s vyšší spotřebou jsou v porovnání s variantou 2PZ vyšší, ceny jednotarifních sazeb nebo sazeb s nižší spotřebou jsou naopak nižší. Postup je relativně málo transparentní – jedná se o více parametrické řešení s „iterační“ úpravou sady pomocných alokačních koeficientů pro dosažení požadovaných hodnot HB. Zachovává prostor pro topení a ohřev, i když preference off-peakových hodin je nízká – rozdíly cen VT a NT jsou relativně malé. Pro každou variantu byl vyjádřen finanční dopad na platby KZ jak v distribuci, tak v celkových cenách pro podmínky cen DPI roku Varianty byly zpracovány na datech použitých pro návrh cen platných v roce 2007. 144 EGÚ Brno, a. s.

Varianta B (úprava jednotné dvousložkové poštovní známky) Vychází z varianty 2PZ – princip zpoplatnění všech zákazníků stejnou jednotkovou cenou za RK a za použití sítě. Oproti variantě A se snaží o zachování relací průměrných cen, které vyplývají z řešení klasické dvousložkové poštovní známky (Var. 2PZ). s tím, že dvoutarifním sazbám s blokováním pomocí HDO je ponecháno určité zvýhodnění v podobě nižší jednotkové ceny Postup je málo transparentní – jedná se o více parametrické řešení s „ručním“ zadáváním sady pomocných koeficientů pro dosažení požadovaných cílů. Ne ve všech sazbách se podařilo dosáhnout shody průměrné ceny s průměrnou cenou dle varianty 2PZ. Zachovává prostor pro topení a ohřev, zvyšuje preferenci off-peakových hodin v porovnání s platnými cenami a s variantou A – rozdíly cen VT a NT jsou vyšší. Pro každou variantu byl vyjádřen finanční dopad na platby KZ jak v distribuci, tak v celkových cenách pro podmínky cen DPI roku Varianty byly zpracovány na datech použitých pro návrh cen platných v roce 2007. 145 EGÚ Brno, a. s.

Doporučení definice požadovaných cílů základní spor ve stanovení koncepce z hlediska požadovaných cílů  potřeba definovat požadované cíle. Jsou to: Co nejmenší disproporce oproti stávajícímu stavu? – např. stejné procento změny cen v jednotlivých sazbách – v podstatě minimální varianta úprav řešená v loňském roce. Zamezení velkých nárůstů v sazbách, jak je indikováno v jednotlivých variantách? Dosažení požadovaných hodnot hraničních bodů? Transparentnost – spravedlnost, která vede spíše ke zjednodušeným postupům jako např. varianta 2PZ, u kterých je obtížné hledat prostor pro motivaci zákazníků k používání HDO? Shrnutí: není možné dosáhnout všech těchto cílů současně. Definovat základní cíle pro koncepci distribučních tarifů Podle těchto cílů rozpracovávat jednu ze zvolených variant. ??? Co na to AMM? Pro každou variantu byl vyjádřen finanční dopad na platby KZ jak v distribuci, tak v celkových cenách pro podmínky cen DPI roku Varianty byly zpracovány na datech použitých pro návrh cen platných v roce 2007. 146 EGÚ Brno, a. s.

Diskuse 147 EGÚ Brno, a. s.

Doporučení a závěry 148 EGÚ Brno, a. s.

Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009

Podobné prezentace

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

Podobné prezentace

O projektu

Kontaktní formulář

Přihlásit se

Přihlásit se přes sociální síť:

Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009

Podobné prezentace

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

Podobné prezentace

O projektu

Kontaktní formulář