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


Úvod

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.

2EGÚ 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 23.5.2008. Jejich písemná vyhotovení a elektronická forma na optickém médiu CD-ROM se předávají proti potvrzení objednatelů o převzetí na tomto koordinačním semináři.

3EGÚ 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.

4EGÚ 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.

5EGÚ 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.

6EGÚ 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 2007. Výpočty ceny příspěvku konečných zákazníků na krytí vícenákladů na výkup elektřiny z obnovitelných zdrojů, z kombinované výroby elektřiny a tepla a druhotných zdrojů v roce 2009 se zahrnutím korekčního faktoru.

• Stanovení korekčního faktoru podpory decentrální výroby na základě ověření výsledků regulace v roce 2007. Výpočty ceny příspěvku konečných zákazníků na podporu decentrální výroby v roce 2009 se zahrnutím korekčního faktoru.

7EGÚ Brno, a. s.



• 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).

8EGÚ Brno, a. s.



• 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.

9EGÚ Brno, a. s.


Program jednání Koordinačního semináře

1. Souhrnná informace o smlouvách.

2. Vyhodnocení zkušeností objednatelů s regulací cen, diskuse a stanoviska.

3. Návrhy a doporučení způsobu stanovení míry ztrát a příslušného korekčního faktoru na ztráty v přenosové a distribučních soustavách pro další regulační období.

4. Návrh koncepce distribučních tarifů.

5. Diskuse.

6. Doporučení a závěry.

10EGÚ Brno, a. s.


2. Zkušenosti objednatelů s regulací cen

11EGÚ 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 30.4.2008.

Zpracování zkušeností a názorů bylo v EGÚ Brno, a. s. provedeno k 30.4.2008.

Přehled respondentů

12EGÚ Brno, a. s.

Číslo Společnost Respondent

1 2 3 4 5 6 7

Regulované subjekty

PREdistribuce, a. s. Za Skupinu ČEZ

Výrobci, samovýrobci, průmyslová energetika

AES Bohemia spol. s r. o. Energetika Třinec, a.s. Asociace Energetických Manažerů International Power Opatovice, a.s. Pražská energetika, a. s.

Ing. Gustav Weiss Ing. Ludmila Vrbová, Ing. Jan Kanta Ing. Libor Doležal, jednatel společnosti Ing. Petr Matuszek, ředitel společnosti Ing. Luděk Piskač, tajemník SVSE Jiří Pěnka, ředitel pro obchod Ing. Antonín Neuberg


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,

13EGÚ 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)

14EGÚ Brno, a. s.


Tématické oblasti

připomínky k cenovým rozhodnutím,

obecné a další názory na fungování trhu s elektřinou v ČR.

15EGÚ 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.

16EGÚ 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.

17EGÚ Brno, a. s.


Ceny za služby distribučních sítí na napěťových hladinách; přístup ke stanovení korekčního faktoru ceny distribuce


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.

18EGÚ 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


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.

19EGÚ 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 100 000) součet příkonu převýší 1000W.

20EGÚ 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.

21EGÚ Brno, a. s.

Zkušenosti – Požadavek na novou distribuční sazbu

22EGÚ Brno, a. s.

Ceny za službu distribuční sítě platné v roce 2007

Kumulativní jednotková cena za službu sítě pro KZ PREdistribuce, a.s. Kč/MWh 1 351,49

průměr za ČR Kč/MWh 1 124,88

Sazba C 60d – Speciální sazba pro neměřené odběry Kč/10 W instalovaného příkonu 15,10

Kč/odběrné místo 15,10

Širokopásmové služby IP s využitím přenosu telekomunikačního signálu po silovém vedení (PLC), a další síťové technologie

1sl cena C60d

W ks kW A - 3f MWh Kč Kč Kč/10W a měsíc

dolní mez 6 100 000 600 915 5 256 7 103 431 10 872 000 153%

horní mez 40 100 000 4 000 6 102 35 040 47 356 210 72 480 000 153%

dolní mez 6 100 000 600 915 5 256 5 912 369 10 872 000 184%

horní mez 40 100 000 4 000 6 102 35 040 39 415 795 72 480 000 184%

roční platba při použití:

PRE

8,21ČR

konstatní příkon

Cena za 10 W příkonu odvozená z

jednosložkové ceny

počet jednotek v distribuční síti

požadovaný příkon v distribuční síti

roční odběr 8760 h

9,87

Distribuční sazba C01d C02d C03d C25d C26d C35d C45d C55d C62d

Průměrná cena za ČR [Kč/MWh] 2 527 2 015 1 472 1 130 945 656 457 41 453




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.

23EGÚ Brno, a. s.




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.

24EGÚ 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.

25EGÚ 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.


Návrh zachovat podporu DV na hladině VVN, eventuelně zvýšit tuto podporu na všech napěťových hladinách.

26EGÚ Brno, a. s.


Podpora výroby elektřiny v OZE – KVET – DZ;cena pro konečné zákazníky za krytí podpory


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.

27EGÚ Brno, a. s.



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.

28EGÚ Brno, a. s.



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.

29EGÚ Brno, a. s.




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.

30EGÚ 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.

31EGÚ 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.


Při kalkulaci ceny elektřiny na krytí ztrát uvažovat diagram netto, tj. po odpočtu povinných výkupů a nikoliv celý, jak je používáno dosud.

32EGÚ 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.

33EGÚ Brno, a. s.


Cena elektřiny zajišťovaná dodavatelem poslední instance


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.

34EGÚ 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.

35EGÚ Brno, a. s.



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.“

36EGÚ Brno, a. s.



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 ... „.

37EGÚ Brno, a. s.



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.

38EGÚ Brno, a. s.



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 – 0,995 100 Kč / MVArh

méně než 0,9 400 Kč / MVArh (současná hodnota)

39EGÚ Brno, a. s.



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.

40EGÚ Brno, a. s.



Připomínky AEM-SVSE – Rezervovaná kapacita (RK)

Návrh úpravy CR č.9/2007 odst. 4.15 – 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:

41EGÚ Brno, a. s.

od do OdběratelLDS a

samovýrobce

100 110 2 1110 115 3 2115 neomezeno 5 5

Překročení (%)Násobek platby za měsíční rezervaci

kapacity



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 100-110% pro LDS a samovýrobce) poskytnout jako vstřícný krok 2x v kalendářním roce, jako možnost omylu a souhry nešťastných náhod.

42EGÚ Brno, a. s.



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. 4.21.:

„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.“.

43EGÚ Brno, a. s.



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.

44EGÚ Brno, a. s.



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“.

45EGÚ Brno, a. s.


Obecné a další názory na nastavené prostředí

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.

46EGÚ 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.

47EGÚ 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“.


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.

48EGÚ Brno, a. s.



Optimalizace podpůrných služeb

International Power Opatovice, a.s. umožnit dodatečnou nabídku podpůrných služeb ještě 1-2 hod. před jejich uplatněním.

49EGÚ 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.

50EGÚ 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).

51EGÚ 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.

52EGÚ 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, …

53EGÚ Brno, a. s.


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

54EGÚ Brno, a. s.

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.

55EGÚ Brno, a. s.


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).

56EGÚ Brno, a. s.


ČEZ Distribuce - Vývoj povolené míry ztrát

5,0

5,5

6,0

6,5

7,0

7,5

8,0

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

rok

%

SČE

SME

STE

VČE

ČEZ (ZČE)

57EGÚ Brno, a. s.

ČEZ Distribuce - Vývoj skutečné míry ztrát

5,0

5,5

6,0

6,5

7,0

7,5

8,0

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008plán

2009plán

rok

%

SČE

SME

STE

VČE

ČEZ (ZČE)

Vývoj povolené a skutečné míry ztrát – ČEZ Distribuce, a. s.


E.ON Distribuce - Vývoj povolené míry ztrát

6,0

6,5

7,0

7,5

8,0

8,5

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

rok

%

JČE

E.ON (JME)

58EGÚ Brno, a. s.

Vývoj povolené a skutečné míry ztrát – E.ON Distribuce, a. s.

E.ON Distribuce - Vývoj skutečné míry ztrát

6,0

6,5

7,0

7,5

8,0

8,5

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008plán

2009plán

rok

%

JČE

E.ON (JME)

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


PRE, a. s. - Vývoj povolené míry ztrát

4,0

4,5

5,0

5,5

6,0

6,5

7,0

7,5

8,0

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

rok

%

59EGÚ Brno, a. s.

Vývoj povolené a skutečné míry ztrát – PREdistribuce, a. s.

PRE, a. s. - Vývoj skutečné míry ztrát

4,0

4,5

5,0

5,5

6,0

6,5

7,0

7,5

8,0

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 plán 2009 plán

rok

%


60EGÚ Brno, a. s.

Normativní a skutečné míry ztrát ve 2. regulačním období

technické obchodní celkové technické obchodní celkové

2006 5,840 0,840 6,680 5,423 0,624 6,0472007 5,840 0,822 6,662 5,146 0,592 5,7382008 5,840 0,805 6,6452009 5,840 0,789 6,6292005 5,656 1,741 7,397 6,238 1,554 7,7922006 6,350 1,580 7,930 6,136 -0,137 5,9992007 6,350 1,547 7,897 6,108 0,892 7,0002008 6,350 0,950 7,3002009 6,350 0,930 7,2802005 5,590 1,387 6,977 4,692 0,476 5,1682006 5,690 0,590 6,280 4,489 0,405 4,8952007 5,690 0,578 6,268 4,218 0,325 4,5432008 5,690 0,566 6,2562009 5,690 0,554 6,244

E.ON Distribuce, a. s.

PREdistribuce, a. s.

Společnost Rok Normativ míry ztrát (%) Skutečné míry ztrát (%)

ČEZ Distribuce, a. s.


61EGÚ Brno, a. s.

Velikost povolených, plánovaných a skutečných ztrát ve 2. regulačním období

technické obchodní celkové technické obchodní celkové technické obchodní celkové

2006 2 599 287,9 373 870,2 2 973 158,1 2 973 158,1 0,0 2 973 158,1 2 425 374,0 279 126,0 2 704 500,02007 2 669 408,7 375 728,4 3 045 137,1 2 693 484,4 290 600,0 2 984 084,4 2 358 204,3 271 395,7 2 629 600,02008 2 754 582,0 379 698,4 3 134 280,4 2 817 900,0 324 400,0 3 142 300,02009 2 799 754,4 378 254,5 3 178 008,9 2 843 000,0 327 000,0 3 170 000,02005 751 725,0 231 414,0 983 139,0 992 720,0 0,0 992 720,0 855 991,4 213 195,4 1 069 186,72006 891 866,0 221 913,1 1 113 779,1 1 113 779,1 0,0 1 113 779,1 866 490,4 -19 416,2 847 074,22007 912 505,6 222 306,5 1 134 812,1 900 035,0 224 165,0 1 124 200,0 868 716,8 126 917,8 995 634,62008 926 760,3 138 649,2 1 065 409,5 936 570,0 128 830,0 1 065 400,02009 923 203,6 135 209,3 1 058 412,9 919 652,0 126 771,6 1 046 423,62005 374 697,4 92 977,9 467 675,3 465 000,0 0,0 465 000,0 313 225,2 31 774,8 345 000,02006 398 627,8 41 334,0 439 961,8 439 961,8 0,0 439 961,8 305 440,0 27 560,0 333 000,02007 398 279,7 40 457,9 438 737,6 318 115,4 45 000,0 363 115,4 289 408,0 22 322,0 311 730,02008 410 752,6 40 858,7 451 611,3 317 300,0 24 700,0 342 000,02009 418 530,5 40 749,7 459 280,2 306 300,0 23 700,0 330 000,0

PREdistribuce, a. s.

Skutečné ztráty (MWh)Povolené ztráty (MWh) Plánované ztráty (MWh)Společnost Rok

ČEZ Distribuce, a. s.

E.ON Distribuce, a. s.

Kromě PREdistribuce, a. s. je vykazována velikost plánovaných ztrát pro příští období na úrovni normativních ztrát, které jsou však proti skutečným ztrátám výrazně vyšší.


62EGÚ Brno, a. s.

Vývoj skutečných a normativních ztrát – ČEZ Distribuce, a. s.

Vývoj skutečných ztrát ČEZ z údajů 12-B1 a povolených ztrát

2 600 000

2 700 000

2 800 000

2 900 000

3 000 000

3 100 000

3 200 000

3 300 000

2006 2007 pl.2008 pl.2009

ztrá

ty [

MW

h/r

]

ČEZ sk.

ČEZ pov.


63EGÚ Brno, a. s.

Vývoj skutečných a normativních ztrát – E.ON Distribuce, a. s.

Vývoj skutečných ztrát EON z údajů 12-B1 a povolených ztrát

800 000

850 000

900 000

950 000

1 000 000

1 050 000

1 100 000

1 150 000

1 200 000

2005 2006 2007 pl.2008 pl.2009

ztrá

ty [

MW

h/r

]

EON sk.

EON pov.


64EGÚ Brno, a. s.

Vývoj skutečných a normativních ztrát – PREdistribuce, a. s.

Vývoj skutečných ztrát PRE z údajů 12-B1 a povolených ztrát

300 000

320 000

340 000

360 000

380 000

400 000

420 000

440 000

460 000

480 000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 pl.2008 pl.2009

ztrá

ty [

MW

h/r

]

skutečné

povolené


Korekční faktor za použití sítě regionálních PDS

KF za použití sítě byl za skutečnost roku 2002 uplatněn v cenách pro rok 2004. 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 2007 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.

65EGÚ Brno, a. s.


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 2006 včetně se hodnota povolené míry ztrát nezaokrouhluje.

Z míry ztrát byla stanovena velikost povolených ztrát tak, že v letech 2002 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.

66EGÚ Brno, a. s.


67EGÚ Brno, a. s.

Vývoj povolené míry ztrát v PS v 1. a 2. regulačním období

Vývoj míry ztrát

1,0

1,2

1,4

1,6

1,8

2,0

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

rok

%


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 2005. 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) + (KF i-2) – (skut. výnosy)

Podíl pro ČEPS u KF cenového je 10 %.

68EGÚ Brno, a. s.


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.

69EGÚ Brno, a. s.


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.

70EGÚ Brno, a. s.


71EGÚ Brno, a. s.

Přenosová soustava

Distribuční soustava 2


Měření předávaná na OTE

OTE OTE

OTE

Měření typu A

Měření typu B

Měření typu C

Ztráty


MO + ztráty

Schéma měřených údajů použitých k určení ztrát v DS


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.

72EGÚ Brno, a. s.


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 – 1000 (hod/rok) pro přípojky nn.

73EGÚ Brno, a. s.



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 %.

74EGÚ Brno, a. s.



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 %.

75EGÚ Brno, a. s.


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.

76EGÚ Brno, a. s.


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 %.

77EGÚ Brno, a. s.


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.

78EGÚ Brno, a. s.


79EGÚ Brno, a. s.

Rozdíl normativních nákladů na ztráty

a předpokládaných nákladů na skutečné ztráty

-100 000

0

100 000

200 000

300 000

400 000

500 000

600 000

2005 2006 2007 plán 2008 plán 2009

nák

lad

y [t

is.K

č/r]

EON

PRE

ČEZ

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.


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 2007, 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 2007 v regionu PRE proti skutečným ztrátám vyšší o 120 710 MWh, 94 259 MWh a 118 469 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.

80EGÚ Brno, a. s.


81EGÚ Brno, a. s.

DENNÍ PRŮMĚRY ZD A OD PRO BILANČNÍ ÚZEMÍ PRE

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

1.6.06 1.7.06 1.8.06 1.9.06 1.10.06 1.11.06 1.12.06 1.1.07 1.2.07 1.3.07 1.4.07 1.5.07 1.6.07 1.7.07 1.8.07 1.9.07

[MW

]

ZD - v2 ZD - v1 OD - v2 OD - v1


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 2009. 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.

82EGÚ Brno, a. s.




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.

83EGÚ Brno, a. s.




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.

84EGÚ Brno, a. s.



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.

85EGÚ Brno, a. s.


Předběžná cena za službu PS a SyS

86EGÚ Brno, a. s.


Předběžná cena za službu PS

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 %

87EGÚ Brno, a. s.



Rezervace kapacity

Cena pro rok 2009: 540 343,65 Kč/MW za rok

88EGÚ Brno, a. s.

Vývoj ceny za rezervaci kapacity přenosové sítě

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Cena [tis.Kč/MW] 574,384 603,054 624,305 610,844 511,266 482,830 513,336 540,344

Cena za rezervaci přenosové kapacity

Vývoj ceny za RK PS

450

500

550

600

650

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

rok

tis.

Kč/

MW



Rezervace kapacity

89EGÚ Brno, a. s.

Vliv dotace z fondu aukcí na přeshraničních profilech na vývoj ceny za RK PS

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

S dotací z FA 574,384 603,054 624,305 610,844 511,266 482,830 513,336 540,344

Bez dotace z FA 574,384 603,054 624,305 704,967 681,736 687,586 693,657 726,949

Cena za rezervaci přenosové kapacity [tis.Kč/MW]

Vývoj ceny za RK PS

450

500

550

600

650

700

750

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

rok

tis

.Kč

/MW

S dotací z FA Bez dotace z FA



Rezervace kapacity

Vývoj plateb společností za rezervaci kapacity v letech 2002 – 2009

90EGÚ Brno, a. s.

Vývoj plateb za RK PS

0

50 000

100 000

150 000

200 000

250 000

300 000

350 000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

rok

tis.

Kč/

měs

PRE

JME

E.ON (JČE )

ZČE

VČE

STE

SME

ČEZ (SČE )

ACTHERM



Rezervace kapacity

Podíl společností na platbě za rezervaci kapacity v roce 2009

91EGÚ Brno, a. s.

Pevná cena za rezervaci kapacity ČEPS, a. s. hrazená jednotlivými společnostmi v roce 2009

ACTHERM, s.r.o.0,03%PREdistribuce, a.s.

8,71%

EON Distribuce,a.s.30,21%

ČEZ Distribuce, a.s.61,05%



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)

92EGÚ Brno, a. s.




93EGÚ Brno, a. s.

Vývoj ceny za použití přenosové sítě

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Cena [Kč/MWh] 17,45 15,61 13,41 20,13 21,13 28,08 41,25 43,14

Cena za použití přenosové sítě

Vývoj ceny za použití PS

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

rok

Kč/

MW

h




Vývoj plateb společností za použití PS v letech 2002 – 2009

94EGÚ Brno, a. s.

Vývoj plateb za použití PS

0

200 000

400 000

600 000

800 000

1 000 000

1 200 000

1 400 000

1 600 000

1 800 000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008plán

2009plán

rok

tis.

Kč/

rok

PRE

JME

E.ON (JČE )

ZČE

VČE

STE

SME

ČEZ (SČE )

ACTHERM




Očekávaný podíl společností na platbě za použití PS v roce 2009

95EGÚ Brno, a. s.

Procentní podíl plateb společností za použití PSv roce 2009

Výrobci0,07%

ACTHERM0,05%

ČEZ Distribuce58,64%

PVE2,42%

PRE8,41%

EON Distribuce30,40%


Vývoj informativní jednosložkové průměrné ceny za službu PS

96EGÚ Brno, a. s.

Vývoj jednosložkové ceny za službu přenosové sítě

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Cena [Kč/MWh] 119,22 126,79 134,56 130,14 110,15 114,97 128,67 132,20

Jednosložková cena za službu přenosové sítě

Vývoj jednosložkové ceny za službu PS

100

105

110

115

120

125

130

135

140

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

rok

Kč

/MW

h


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: 149,00 Kč/MWh (2008: 147,81)

Cena pro lokální spotřebu 2009: 56,25 Kč/MWh (2008: 55,56)

97EGÚ Brno, a. s.


98EGÚ Brno, a. s.

Vývoj ceny systémových služeb

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Koneční zákazníci 157,90 159,00 172,00 171,80 156,28 147,15 147,81 149,00

Lokální spotřeba 58,04 58,00 64,00 64,00 58,64 55,12 55,56 56,25

Cena systémových služeb v Kč/MWh

Vývoj ceny systémových služeb

40

60

80

100

120

140

160

180

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009rok

Kč

/MW

h

Koneční zákazníci Lokální spotřeba



Rekapitulace

Pro rok 2009 jsou předběžně vypočteny následující ceny přenosu a SyS:

Jednotková cena za RK přenosové sítě 540 343,65 Kč/MW.r

Cena za použití PS 43,14 Kč/MWh

Jednosložková cena za službu PS 132,20 Kč/MWh

Cena SyS pro lokální spotřebu 56,25 Kč/MWh

Cena SyS pro konečné zákazníky 149,00 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).

99EGÚ 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 1 621 GWh (z toho 45 GWh ve VT a 29,7 GWh v NT) v režimu zelených bonusů podle skutečnosti v roce 2007. 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.

100EGÚ 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 2008. 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.

101EGÚ Brno, a. s.


102EGÚ Brno, a. s.

Cena příspěvku KZ na podporu výroby elektřiny v OZE, KVET a druhotných zdrojích

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009OZE-KVET-DZ 8,72 19,04 41,51 39,45 28,26 34,13 40,75 58,81

Cena příspěvku KZ na podporu výroby elektřiny v OZE, KVET a druhotných zdrojích (Kč/MWh)

Vývoj ceny příspěvku KZ na podporu výroby elektřiny v OZE, KVET a druhotných zdrojích

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

rok

Kč/

MW

h

OZE-KVET-DZ


4. Návrh koncepce distribučních tarifů

103EGÚ 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.

104EGÚ 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.

105EGÚ Brno, a. s.

Doba využití jističe – rezervovaného výkonu v distribučních sazbách

106EGÚ Brno, a. s.

Doba využití maxima - sumy koeficientů TDD

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

TDD1 TDD2 TDD3 TDD4 TDD5 TDD6 TDD7 TDD8

Celostátní TDD

h/rok

2004 2005 2006 2007

průměr z regionálních hodnot


107EGÚ Brno, a. s.

Doba využití jističe - průměr za ČR

C01d 48 93 70 D01d 30 71 50

C02d 286 411 373 D02d 141 291 237

C03d 1 234 1 484 1 236

C25d 505 550 576 D25d 294 582 330

C26d 1 155 1 210 1 471 D26d 477 466 546

C35d 868 1 260 1 236 D35d 468 749 510

C45d 736 890 1 028 D45d 590 1 078 635

C55d 867 644 1 531 D55d 855 687 917

C56d 429 135 664 D56d 305 425 276

C62d 712 881 735 D61d 50 69 54

Průměrné využití u MOP 472 Průměrné využití u MOO 250

Sazba MOP

h/rok h/rok

3x25A 1x25A 3x25A 1x25ASazba MOO

vážený průměr za

sazbu

vážený průměr za

sazbu


108EGÚ Brno, a. s.

Doba využití jističe MOP - průměr za ČR

472

0

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

1 600

1 800

C01d C02d C03d C25d C26d C35d C45d C55d C56d C62d

hod./rok

3x25A 1x25A

vážený průměr za sazbu Průměrné využití u MOP


109EGÚ Brno, a. s.

Doba využití jističe MOO - průměr za ČR

250

0

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

D01d D02d D25d D26d D35d D45d D55d D56d D61d

hod./rok

3x25A 1x25A

vážený průměr za sazbu Průměrné využití u MOO


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.

110EGÚ Brno, a. s.


111EGÚ Brno, a. s.

Průměrná cena a roční platby při aplikaci 2PZ a průměrné jednosložkové

ceny v závislosti na roční spotřebě

1 052

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

8 000

0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 18000 20000

roční spotřeba (kWh)

Kč/

MW

h

0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

Kč

cena 2PZ

prům. cena MOO

platba 2PZ

platba dle průměrné ceny

Var. 2PZ – jednotná dvousložková poštovní známka

112EGÚ Brno, a. s.

Průměrné ceny distribuce MOP - průměr za ČR

1 270,6

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

8 000

9 000

C01d C02d C03d C25d C26d C35d C45d C55d C56d C62d MOP

Kč/MWh

PLATNÉ CENY 2008

Dvousložková jednotková cena 2008

Průměrná cena distribuce MOP 2008


113EGÚ Brno, a. s.

Průměrné ceny distribuce MOO - průměr za ČR

1 088,3

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

D01d D02d D25d D26d D35d D45d D55d D56d D61d

Kč/MWh

PLATNÉ CENY 2008


Průměrná cena distribuce MOO 2008


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.

114EGÚ Brno, a. s.


115EGÚ Brno, a. s.

2PZ proti platným cenám 2008

Nárůsty průměrných cen v % Změna roční platby

EON PRE ČEZ ČR EON PRE ČEZ ČRC01 108,3 94,6 110,2 106,3 6 095 Kč 6 971 Kč 5 576 Kč 5 916 KčC02 -10,5 -8,0 -11,0 -10,2 -1 431 Kč 440 Kč -1 013 Kč -778 KčC03 -25,3 -20,4 -24,0 -23,0 -20 215 Kč -17 896 Kč -16 744 Kč -17 403 KčC25 -4,2 -3,3 -2,8 -3,3 -422 Kč 1 598 Kč 101 Kč 88 KčC26 -11,2 -8,8 -13,9 -12,7 -10 967 Kč -532 Kč -6 288 Kč -6 627 KčC35 -0,8 2,4 -1,9 -0,8 338 Kč 1 245 Kč -1 115 Kč -130 KčC45 6,0 9,4 4,7 5,7 1 513 Kč 2 940 Kč 942 Kč 1 510 KčC55 30,3 36,0 28,2 29,2 12 509 Kč 10 760 Kč 10 354 Kč 11 017 KčC62 30,2 16,8 21,8 23,4 6 154 Kč 7 260 Kč 4 941 Kč 5 246 KčC60MOP -0,9% -0,2% -1,0% -0,8% -336,05 Kč -75,55 Kč -316,78 Kč -281,78 KčD01 84,4 22,2 64,1 66,4 2 611 Kč 2 577 Kč 2 219 Kč 2 352 KčD02 -12,4 -6,1 -12,1 -11,2 -930 Kč 484 Kč -597 Kč -541 KčD25 -0,6 3,9 -1,9 -1,2 -68 Kč 809 Kč -203 Kč -122 KčD26 14,5 18,4 15,1 15,2 2 610 Kč 3 052 Kč 2 172 Kč 2 348 KčD35 18,1 21,3 17,1 18,2 2 871 Kč 3 946 Kč 2 898 Kč 3 082 KčD45 15,8 19,9 15,0 15,5 3 437 Kč 4 138 Kč 3 158 Kč 3 305 KčD55 25,2 28,0 24,4 24,9 5 978 Kč 7 595 Kč 7 025 Kč 6 773 KčD61 111,3 175,7 76,1 84,9 2 910 Kč 4 064 Kč 2 555 Kč 2 668 Kč

MOO 0,5% 0,2% 0,5% 0,5% 51,3 Kč 17,3 Kč 51,3 Kč 47,2 KčMO 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%

SazbaCelkem-sazba (vč. SE) jistič 3x25A (vč. SE)


116EGÚ Brno, a. s.

2PZ proti platným cenám 2008


EON PRE ČEZ ČR EON PRE ČEZ ČRC01 222,2 193,7 229,1 219,6 6 095 Kč 6 971 Kč 5 576 Kč 5 916 KčC02 -21,4 -17,2 -22,4 -21,0 -1 431 Kč 440 Kč -1 013 Kč -778 KčC03 -57,2 -52,5 -56,3 -55,3 -20 215 Kč -17 896 Kč -16 744 Kč -17 403 KčC25 -11,1 -8,8 -7,6 -8,7 -422 Kč 1 598 Kč 101 Kč 88 KčC26 -36,0 -30,3 -41,4 -39,1 -10 967 Kč -532 Kč -6 288 Kč -6 627 KčC35 -3,1 9,7 -7,5 -3,2 338 Kč 1 245 Kč -1 115 Kč -130 KčC45 25,4 43,0 20,2 24,6 1 513 Kč 2 940 Kč 942 Kč 1 510 KčC55 1118,6 1240,1 1094,9 1110,5 12 509 Kč 10 760 Kč 10 354 Kč 11 017 KčC62 126,7 90,8 86,1 96,8 6 154 Kč 7 260 Kč 4 941 Kč 5 246 KčC60MOP -2,4% -0,6% -2,5% -2,2% -336,05 Kč -75,55 Kč -316,78 Kč -281,78 KčD01 197,6 46,3 138,3 146,0 2 611 Kč 2 577 Kč 2 219 Kč 2 352 KčD02 -26,0 -12,8 -25,1 -23,3 -930 Kč 484 Kč -597 Kč -541 KčD25 -1,8 11,2 -5,3 -3,4 -68 Kč 809 Kč -203 Kč -122 KčD26 81,2 87,1 73,4 76,5 2 610 Kč 3 052 Kč 2 172 Kč 2 348 KčD35 92,7 143,7 112,0 113,4 2 871 Kč 3 946 Kč 2 898 Kč 3 082 KčD45 125,1 145,7 105,8 113,1 3 437 Kč 4 138 Kč 3 158 Kč 3 305 KčD55 709,7 925,1 818,7 803,8 5 978 Kč 7 595 Kč 7 025 Kč 6 773 KčD61 346,6 559,4 221,9 251,5 2 910 Kč 4 064 Kč 2 555 Kč 2 668 Kč

MOO 1,4% 0,5% 1,5% 1,3% 51,3 Kč 17,3 Kč 51,3 Kč 47,2 KčMO 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%

Distribuce jistič 3x25A (bez DV a 10 hal.)Distribuce (bez DV a 10 hal.)Sazba

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 sítěPozn: 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.

117EGÚ 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

118EGÚ Brno, a. s.

HB HB

VT NT kWh VT NT kWh

C01→C02 1 500 D01→D02 1 000

C02→C03 13 000 D02→D25 40% 60% 3 500

C02→C25 50% 50% 6 500 D25→D26 20% 80% 6 500

C25→C26 67% 33% 12 000 D25→D26 40% 60% pouze kontrolováno

C02→C35 20% 80% 7 000 D02→D35 15% 85% 5 000

C02→C45 10% 90% 7 000 D02→D45 5% 95% 5 000

C02→C55 10% 90% 6 000 D02→D55 5% 95% 5 000

D01→D61 20% 80% 700

PodílPodílSazby MOP Sazby MOO


119EGÚ Brno, a. s.

Var. A - Průměrné ceny distribuce MOP - průměr za ČR

1 270,6

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

8 000

9 000


Kč/MWh

PLATNÉ CENY 2008


Var. A



120EGÚ Brno, a. s.

Var. A - Průměrné ceny distribuce MOO - průměr za ČR

1 088,3

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

D01d D02d D25d D26d D35d D45d D55d D56d D61d MOO

Kč/MWh

PLATNÉ CENY 2008


Var. A



121EGÚ Brno, a. s.

Var. A Hraniční body, průměrné spotřeby v kWh pro jistič 3 x 25 A MOP

MOP VT:NT

distribuce celek 2007 distribuce celek 2007 distribuce celek 2007C01 713 950 1 101

C01->C02 1 500 1 500 1 907 1 500 1 500 2 042 1 500 1 500 1 591C02 4 697 5 263 5 162

C02->C03 13 000 13 000 12 020 13 000 13 000 12 704 13 000 13 000 12 393C03 19 772 22 551 24 314C02 4 697 5 263 5 162

C02->C25 6 500 4 218 1 393 6 500 4 252 1 535 6 500 4 184 947C25 8 415 9 719 8 258

C25->C26 55:45 14 618 14 618 18 533 14 618 14 618 13 987 14 618 14 618 17 494C25->C26 67:33 12 000 12 000 15 331 12 000 12 000 11 560 12 000 12 000 14 415

C26 15 870 37 225 10 056C02 4 697 5 263 5 162

C02->C35 7 000 6 101 5 405 7 000 5 901 5 333 7 000 5 978 4 893C35 15 155 19 055 12 339C02 4 697 5 263 5 162

C02->C45 7 000 6 402 3 699 7 000 6 362 3 540 7 000 6 240 3 602C45 13 140 12 084 11 966C02 4 697 5 263 5 162

C02->C55 6 000 5 536 -186 6 000 5 358 -178 6 000 5 241 -164C55 14 255 20 441 7 742

PREEONČEZ


122EGÚ Brno, a. s.

Var. A Hraniční body, průměrné spotřeby v kWh pro jistič 3 x 25 A MOO

VT:NT

distribuce celek 2007 distribuce celek 2007 distribuce celek 2007D01 525 460 911

D01->D02 1 000 1 000 1 231 1 000 1 000 1 371 1 000 1 000 1 347D02 2 366 2 734 2 223

D02->D25 3 500 745 342 3 500 2 344 415 3 500 1 522 294D25 4 993 5 233 5 286

D25->D26 40:60 3 250 3 250 3 124 3 250 3 250 3 113 3 250 3 250 3 773D25->D26 20:80 6 500 6 500 6 139 6 500 6 500 6 099 6 500 6 500 7 410

D26 7 703 10 005 8 155D01 525 460 911

D01->D61 700 657 124 700 651 151 700 603 19D61 923 701 447D02 2 366 2 734 2 223

D02->D35 5 000 4 450 905 5 000 4 936 1 116 5 000 4 076 871D35 8 158 7 582 8 374D02 2 366 2 734 2 223

D02->D45 5 000 4 809 903 5 000 4 913 1 002 5 000 4 242 1 108D45 10 158 10 288 9 732D02 2 366 2 734 2 223

D02->D55 5 000 4 811 -115 5 000 4 912 -15 5 000 4 194 -117D55 15 614 12 485 14 199

PREEONČEZ


123EGÚ Brno, a. s.

Var. A proti platným cenám 2008


EON PRE ČEZ ČR EON PRE ČEZ ČRC01 -12,5 -11,0 -14,9 -13,5 -613 Kč -667 Kč -603 Kč -616 KčC02 -13,8 -8,3 -13,9 -12,6 -3 118 Kč -1 923 Kč -2 781 Kč -2 663 KčC03 -10,6 -3,7 -9,1 -7,5 -7 749 Kč -3 323 Kč -6 300 Kč -5 882 KčC25 6,4 10,3 7,6 7,4 1 964 Kč 2 912 Kč 1 943 Kč 2 029 KčC26 7,4 10,6 5,0 6,1 7 781 Kč 4 498 Kč 2 481 Kč 4 087 KčC35 3,6 6,9 3,5 4,2 2 114 Kč 2 126 Kč 753 Kč 1 413 KčC45 6,7 9,6 6,3 6,9 1 790 Kč 2 935 Kč 1 608 Kč 1 941 KčC55 28,4 32,7 27,4 28,0 11 747 Kč 9 464 Kč 9 967 Kč 10 405 KčC62 4,6 63,2 6,0 12,0 1 483 Kč 18 617 Kč 1 386 Kč 1 550 KčC60MOP -0,9% -0,2% -1,0% -0,8% -336,05 Kč -75,55 Kč -316,78 Kč -281,78 KčD01 -12,7 -10,1 -17,3 -15,5 -310 Kč -484 Kč -499 Kč -437 KčD02 -15,1 -10,3 -16,6 -15,1 -1 661 Kč -1 066 Kč -1 638 Kč -1 563 KčD25 10,2 20,0 9,7 10,5 1 482 Kč 2 876 Kč 1 308 Kč 1 423 KčD26 13,5 16,6 13,4 13,7 2 412 Kč 2 732 Kč 1 889 Kč 2 079 KčD35 27,9 31,9 23,8 26,3 4 265 Kč 5 913 Kč 4 130 Kč 4 484 KčD45 21,7 27,0 20,2 21,1 4 744 Kč 5 745 Kč 4 336 Kč 4 550 KčD55 30,8 33,6 28,5 29,4 7 312 Kč 9 210 Kč 8 222 Kč 8 030 KčD61 41,3 50,6 27,7 31,0 1 030 Kč 1 067 Kč 895 Kč 935 Kč

MOO 0,5% 0,2% 0,5% 0,5% 51,3 Kč 17,3 Kč 51,3 Kč 47,2 KčMO 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%



124EGÚ Brno, a. s.

Var. A proti platným cenám 2008


EON PRE ČEZ ČR EON PRE ČEZ ČRC01 -25,6 -22,6 -30,9 -27,8 -613 Kč -667 Kč -603 Kč -616 KčC02 -28,1 -17,7 -28,5 -26,0 -3 118 Kč -1 923 Kč -2 781 Kč -2 663 KčC03 -24,0 -9,6 -21,3 -18,1 -7 749 Kč -3 323 Kč -6 300 Kč -5 882 KčC25 16,8 27,3 20,5 19,8 1 964 Kč 2 912 Kč 1 943 Kč 2 029 KčC26 23,6 36,6 14,8 18,8 7 781 Kč 4 498 Kč 2 481 Kč 4 087 KčC35 13,1 28,4 13,6 16,1 2 114 Kč 2 126 Kč 753 Kč 1 413 KčC45 28,4 43,5 26,9 29,7 1 790 Kč 2 935 Kč 1 608 Kč 1 941 KčC55 1049,4 1126,2 1064,3 1064,1 11 747 Kč 9 464 Kč 9 967 Kč 10 405 KčC62 19,5 341,0 23,6 49,7 1 483 Kč 18 617 Kč 1 386 Kč 1 550 KčC60MOP -2,4% -0,6% -2,5% -2,2% -336,05 Kč -75,55 Kč -316,78 Kč -281,78 KčD01 -29,6 -21,1 -37,4 -34,1 -310 Kč -484 Kč -499 Kč -437 KčD02 -31,7 -21,5 -34,3 -31,5 -1 661 Kč -1 066 Kč -1 638 Kč -1 563 KčD25 30,2 57,0 27,0 29,6 1 482 Kč 2 876 Kč 1 308 Kč 1 423 KčD26 75,3 78,6 65,2 68,7 2 412 Kč 2 732 Kč 1 889 Kč 2 079 KčD35 143,1 215,2 155,2 164,0 4 265 Kč 5 913 Kč 4 130 Kč 4 484 KčD45 171,5 197,8 143,0 153,5 4 744 Kč 5 745 Kč 4 336 Kč 4 550 KčD55 867,2 1108,4 954,4 949,1 7 312 Kč 9 210 Kč 8 222 Kč 8 030 KčD61 128,5 161,2 80,9 91,9 1 030 Kč 1 067 Kč 895 Kč 935 Kč

MOO 1,4% 0,5% 1,5% 1,3% 51,3 Kč 17,3 Kč 51,3 Kč 47,2 KčMO 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%


Vyjádření cenových křivek pro Var. A

125EGÚ Brno, a. s.

Var. A - Cenové křivky distribučních sazeb MOP - průměr za ČR

C01d

C02d

C03d

C25d

C26d

C35dC45d

C55dC56d

C62d

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 0000

10

00

20

00

30

00

40

00

50

00

60

00

70

00

80

00

90

00

10

00

0

11

00

0

12

00

0

13

00

0

14

00

0

15

00

0

16

00

0

17

00

0

18

00

0

19

00

0

20

00

0

spotřeba

Kč/MWh

C01d C02d C03d C25d C26d

C35d C45d C55d C56d C62d


126EGÚ Brno, a. s.

Var. A - Cenové křivky distribučních sazeb MOO - průměr za ČR

D01d

D02d

D25d

D26d

D35dD45d

D55dD56d

D61d

0

500

1 000

1 500

2 000

2 5000

1 0

00

2 0

00

3 0

00

4 0

00

5 0

00

6 0

00

7 0

00

8 0

00

9 0

00

10

00

0

11

00

0

12

00

0

13

00

0

14

00

0

15

00

0

16

00

0

17

00

0

18

00

0

19

00

0

20

00

0

spotřeba

Kč/MWh

D01d D02d D25d D26d D35d

D45d D55d D56d D61d


127EGÚ Brno, a. s.

Cenové křivky akumulačních distribučních sazeb MOO

D25d-40:60

D26d-40:60

D25d-20:80

D26d-20:80

0

500

1 000

1 500

2 000

2 5000

1 0

00

2 0

00

3 0

00

4 0

00

5 0

00

6 0

00

7 0

00

8 0

00

9 0

00

10

00

0

11

00

0

12

00

0

13

00

0

14

00

0

15

00

0

16

00

0

17

00

0

18

00

0

19

00

0

20

00

0

spotřeba

Kč/MWh

D25d-40:60 D26d-40:60

D25d-20:80 D26d-20:80

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).

128EGÚ 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

129EGÚ Brno, a. s.



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.

130EGÚ Brno, a. s.



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

131EGÚ 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.

132EGÚ Brno, a. s.


133EGÚ Brno, a. s.

Var. B - Průměrné ceny distribuce MOP - průměr za ČR

1 270,6

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

8 000

9 000


Kč/MWh

PLATNÉ CENY 2008


Var. B



134EGÚ Brno, a. s.

Var. A - Průměrné ceny distribuce MOO - průměr za ČR

1 088,3

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

D01d D02d D25d D26d D35d D45d D55d D56d D61d MOO

Kč/MWh

PLATNÉ CENY 2008


Var. B



135EGÚ Brno, a. s.

Var. B Hraniční body, průměrné spotřeby v kWh pro jistič 3 x 25 A MOP

MOP VT:NT

distribuce celek 2007 distribuce celek 2007 distribuce celek 2007C01 713 950 1 101

C01->C02 2 056 2 056 1 907 2 340 2 340 2 042 3 009 3 009 1 591C02 4 697 5 263 5 162

C02->C03 10 736 10 736 12 020 12 220 12 220 12 704 15 710 15 710 12 393C03 19 772 22 551 24 314C02 4 697 5 263 5 162

C02->C25 1 425 1 226 1 393 1 652 1 395 1 535 2 574 1 919 947C25 8 415 9 719 8 258

C25->C26 55:45 11 009 11 009 18 533 12 043 12 043 13 987 12 251 12 251 17 494C25->C26 67:33 9 037 9 037 15 331 9 886 9 886 11 560 10 057 10 057 14 415

C26 15 870 37 225 10 056C02 4 697 5 263 5 162

C02->C35 2 987 2 678 5 405 3 413 2 949 5 333 4 853 4 036 4 893C35 15 155 19 055 12 339C02 4 697 5 263 5 162

C02->C45 3 298 3 072 3 699 3 750 3 457 3 540 5 154 4 530 3 602C45 13 140 12 084 11 966C02 4 697 5 263 5 162

C02->C55 3 038 2 864 -186 3 443 3 150 -178 4 596 4 010 -164C55 14 255 20 441 7 742

PREEONČEZ


136EGÚ Brno, a. s.

Var. B Hraniční body, průměrné spotřeby v kWh pro jistič 3 x 25 A MOO

VT:NT

distribuce celek 2007 distribuce celek 2007 distribuce celek 2007D01 525 460 911

D01->D02 918 918 1 231 1 017 1 017 1 371 1 242 1 242 1 347D02 2 366 2 734 2 223

D02->D25 1 305 1 022 342 1 616 1 279 415 2 716 1 426 294D25 4 993 5 233 5 286

D25->D26 40:60 1 986 1 986 3 124 2 021 2 021 3 113 2 086 2 086 3 773D25->D26 20:80 3 972 3 972 6 139 4 042 4 042 6 099 4 172 4 172 7 410

D26 7 703 10 005 8 155D01 525 460 911

D01->D61 399 402 159 326 309 151 398 348 19D61 923 701 447D02 2 366 2 734 2 223

D02->D35 1 623 1 448 905 1 848 1 821 1 116 2 426 1 827 871D35 8 158 7 582 8 374D02 2 366 2 734 2 223

D02->D45 1 691 1 637 903 1 885 1 853 1 002 2 350 1 946 1 108D45 10 158 10 288 9 732D02 2 366 2 734 2 223

D02->D55 1 691 1 637 -115 1 885 1 853 -15 2 350 1 921 -117D55 15 614 12 485 14 199

PREEONČEZ


137EGÚ Brno, a. s.

Var. B proti platným cenám 2008


EON PRE ČEZ ČR EON PRE ČEZ ČRC01 1,3 -4,7 0,2 -0,6 79 Kč -259 Kč 12 Kč -17 KčC02 -2,7 -4,6 -1,6 -2,5 -538 Kč -782 Kč -235 Kč -426 KčC03 -2,9 -0,6 -1,4 -1,4 -1 696 Kč -533 Kč -926 Kč -942 KčC25 -4,2 0,4 -3,5 -3,5 -1 097 Kč 459 Kč -811 Kč -780 KčC26 -0,4 5,6 -4,3 -2,3 1 166 Kč -268 Kč -3 278 Kč -1 743 KčC35 8,0 15,8 8,0 9,5 3 123 Kč 3 176 Kč 1 155 Kč 2 120 KčC45 6,8 11,5 6,2 7,2 1 047 Kč 2 494 Kč 725 Kč 1 186 KčC55 26,0 31,2 22,5 23,9 11 033 Kč 8 795 Kč 8 045 Kč 8 988 KčC62 15,4 13,2 9,5 11,4 3 481 Kč 4 365 Kč 2 159 Kč 2 489 KčC60MOP -0,9% -0,2% -1,0% -0,8% -336,05 Kč -75,55 Kč -316,78 Kč -281,78 KčD01 1,5 -0,8 -1,2 -0,5 36 Kč -52 Kč -44 Kč -18 KčD02 -9,1 -7,6 -8,0 -8,2 -921 Kč -567 Kč -705 Kč -749 KčD25 7,1 15,5 4,2 5,7 1 035 Kč 2 321 Kč 587 Kč 788 KčD26 9,9 15,5 9,4 10,1 1 985 Kč 2 622 Kč 1 426 Kč 1 658 KčD35 16,2 37,0 17,1 21,2 2 958 Kč 6 196 Kč 2 995 Kč 3 568 KčD45 10,3 16,2 9,9 10,5 2 278 Kč 3 290 Kč 2 081 Kč 2 223 KčD55 19,8 23,6 19,0 19,6 4 677 Kč 6 357 Kč 5 382 Kč 5 245 KčD61 13,3 34,2 11,7 12,2 335 Kč 716 Kč 378 Kč 369 Kč

MOO 0,5% 0,2% 0,5% 0,5% 51,3 Kč 17,3 Kč 51,3 Kč 47,2 KčMO 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%



138EGÚ Brno, a. s.

Var. B proti platným cenám 2008


EON PRE ČEZ ČR EON PRE ČEZ ČRC01 2,6 -9,7 0,5 -1,3 79 Kč -259 Kč 12 Kč -17 KčC02 -5,6 -9,7 -3,2 -5,2 -538 Kč -782 Kč -235 Kč -426 KčC03 -6,5 -1,5 -3,2 -3,3 -1 696 Kč -533 Kč -926 Kč -942 KčC25 -11,1 1,1 -9,5 -9,3 -1 097 Kč 459 Kč -811 Kč -780 KčC26 -1,1 19,2 -12,8 -7,2 1 166 Kč -268 Kč -3 278 Kč -1 743 KčC35 28,8 64,7 31,0 36,5 3 123 Kč 3 176 Kč 1 155 Kč 2 120 KčC45 28,7 52,4 26,9 31,0 1 047 Kč 2 494 Kč 725 Kč 1 186 KčC55 958,8 1075,2 873,1 909,3 11 033 Kč 8 795 Kč 8 045 Kč 8 988 KčC62 64,7 71,2 37,4 47,2 3 481 Kč 4 365 Kč 2 159 Kč 2 489 KčC60MOP -2,4% -0,6% -2,5% -2,2% -336,05 Kč -75,55 Kč -316,78 Kč -281,78 KčD01 3,5 -1,7 -2,6 -1,0 36 Kč -52 Kč -44 Kč -18 KčD02 -19,0 -15,9 -16,5 -17,1 -921 Kč -567 Kč -705 Kč -749 KčD25 20,8 44,3 11,6 16,1 1 035 Kč 2 321 Kč 587 Kč 788 KčD26 55,2 73,6 46,0 50,7 1 985 Kč 2 622 Kč 1 426 Kč 1 658 KčD35 82,7 249,8 111,8 131,7 2 958 Kč 6 196 Kč 2 995 Kč 3 568 KčD45 81,6 119,0 70,1 76,2 2 278 Kč 3 290 Kč 2 081 Kč 2 223 KčD55 556,5 780,4 638,9 633,6 4 677 Kč 6 357 Kč 5 382 Kč 5 245 KčD61 41,5 108,8 34,2 36,2 335 Kč 716 Kč 378 Kč 369 Kč

MOO 1,4% 0,5% 1,5% 1,3% 51,3 Kč 17,3 Kč 51,3 Kč 47,2 KčMO 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%



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 ?

139EGÚ Brno, a. s.

SazbaMOP

Průměrnáspotřeba

[kWh]

SazbaMOO

Průměrnáspotřeba

[kWh]C01d 801 0 až 1 000 kWh D01d 444

C02d 7 105 D61d 869

C56d 11 437 D02d 1 909

C62d 17 076 D25d 4 828

C25d 19 320 D56d 5 644

C45d 27 296 D35d 8 545

C55d 50 717 D26d 11 179

C35d 59 853 D45d 12 515

C03d 74 880 D55d 20 147

C26d 128 942

1 000 až 20 000 kWh

0 až 1000 kWh

Pásmo spotřebyPásmo spotřeby

1 000 až 20 000 kWh

kWh60 000až20 000

nad 60 000 kWh

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

140EGÚ Brno, a. s.

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.

141EGÚ Brno, a. s.

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

142EGÚ Brno, a. s.


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.

143EGÚ 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.

144EGÚ 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.

145EGÚ 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?

146EGÚ Brno, a. s.


5. Diskuse

147EGÚ Brno, a. s.


6. Doporučení a závěry

148EGÚ Brno, a. s.

Documents

Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2009