Očekávané změny ekonomické regulace v dalším období

III. regulační období

Stanislav Trávníček

Energetický regulační úřad

10. 11. 2009 Tábor CIRED 2009

CIRED 2009 210. 11. 2009

Obsah

Základní stanovené principy pro III. RO v elektroenergetice ekonomická část technická část

Návrh novely vyhlášky o připojení

CIRED 2009 310. 11. 2009

Základní informace o III. regulačním obdobíZákladní informace o III. regulačním období

III. regulační období bude 5leté (1. 1. 2010 - 31. 12. 2014)

metoda regulace - revenue-cap

uznání účetních hodnot odpisů

nové nastavení výchozí hodnoty RAB „0“

progresivní uznávání investic

každoroční stanovování WACC

WACCRABOPNPV

CIRED 2009 410. 11. 2009

Nastavení parametrů PV pro III. regulační obdobíNastavení parametrů PV pro III. regulační obdobíPovolené nákladyPovolené náklady

Výchozí úroveň průměr skutečných nákladů roku 2007 a 2008 eskalovaných

navrženým eskalačním faktorem na cenovou úroveň roku 2009 snížení výchozí úrovně nákladů použitím plošného faktoru

efektivity X

Vývoj parametru nákladů v průběhu III. regulačního období výchozí úroveň nákladů bude každoročně eskalována složeným

indexem (70:30) index cen podnikatelských služeb (IPS) – klouzavý průměr vypočtený

jako vážený průměr 12 subindexů indexu cen tržních služeb uvedeného v tab. 7008 k dubnu kalendářního roku

index spotřebitelských cen (CPI) – klouzavý průměr uvedený v tab. 7101 k dubnu kalendářního roku + bonus (ve výši 1 %)

plošný faktor efektivity X (9,75 % na 5 let, tj. 2,0310 % ročně)

%1CPI%30IPS%70I iii

CIRED 2009 510. 11. 2009

Nastavení parametrů PV pro III. regulační obdobíNastavení parametrů PV pro III. regulační obdobíOdpisyOdpisy

Výchozí úroveň výše povolených odpisů bude stanovena na základě plánů

účetních odpisů, tzn. povolené odpisy 2010 = plán odpisů 2010

Vývoj parametru odpisů v průběhu III. regulačního období plán odpisů na rok i na základě skutečně známých hodnot budou povolené odpisy

korigovány prostřednictvím korekčního faktoru s uplatněním příslušné časové hodnoty peněz (CPI) v roce v roce i+2

Pokud úřad zjistí rozdíl mezi plánovanou hodnotou a očekávanou skutečností, bude mít právo upravit hodnotu odpisů (pro rok i+1)

Bude kontrolováno, zda společnosti odpisy použijí skutečně na

investice

CIRED 2009 610. 11. 2009

Nastavení parametrů PV pro III. regulační obdobíNastavení parametrů PV pro III. regulační obdobíZiskZisk

uznána investiční aktivita progresivnějším způsobem výchozí úroveň regulační báze aktiv RAB0 je stanovena na základě

plánované zůstatkové hodnoty aktiv roku 2009 prostřednictvím koeficientu přecenění

koeficient přecenění vychází ze zachování ziskovosti z II. RO jednotný koeficient přecenění 55 % v elektroenergetice Pokud je současný RAB2009 již vyšší než výše uvedená hodnota,

použije se RAB2009

Vývoj v průběhu III. regulačního období hodnota RAB bude v dalších letech navyšována o rozdíl mezi plánovanými

aktivovanými investicemi a odpisy (na odpisy bude použit koeficient přecenění)

bude probíhat korekce na skutečné hodnoty aktivovaných investic snížené o skutečnou hodnotu odpisů (na odpisy bude použit koeficient přecenění)

zahrnutí časové hodnoty peněz (CPI)

WACCRABzisk

20102009

2009

20090

WACCZHA

ziskk

kZHARAB

CIRED 2009 710. 11. 2009

došlo ke změnám některých parametrů vlivem krize, které neodpovídají dlouhodobým časovým řadám

každoroční optimalizace nákladů na kapitál Každoročně bude sledován vývoj:

bezriziková výnosová míra - desetileté státní dluhopisy, krátkodobé průměry tržní riziková přirážka – fixní hodnota 5 % + riziková přirážka ČR 1,4 % náklady cizího kapitálu – průměr aktuálních úrokových sazeb za 12 měsíců daňová sazba

WACC bude upravován pro následující rok, pokud se vypočtená hodnota WACC nevychýlí od více než +/- 0,2 %

Nastavení parametrů PV pro III. regulační obdobíNastavení parametrů PV pro III. regulační obdobíWACCWACC

CIRED 2009 810. 11. 2009

WACC (2) – jednoroční metodikaWACC (2) – jednoroční metodika

tyto hodnoty se budou každý rok měnit

CIRED 2009 910. 11. 2009

Faktory ovlivňující ceny elektřiny pro rok 2010Faktory ovlivňující ceny elektřiny pro rok 2010

změna základních parametrů regulace pro třetí regulační periodu 2010 – 2014

vzrůst povolených výnosů ČEZ 11,9 % E.On 6,7 % PRE 9,7%

očekáván výrazný pokles spotřeby – 9 % silně negativní vliv na všechny regulované ceny

Očekávání: Pokles ceny silové elektřiny na velkoobchodním trhu – 15 % Nárůst cen systémových služeb Inflační nárůst regulovaných cen přenosu a distribuce Výrazný nárůst příspěvku na OZE, KVET a DZ – více jak 3x Očekávaný výsledný pokles cen dodávek elektřiny

pro domácnosti 2,5 – 4,5 %

Technická částTechnická část

CIRED 2009 1110. 11. 2009

Zavedení motivační regulace kvalityZavedení motivační regulace kvality

Schváleno zavedení motivačního faktoru podle následujícího schématu:

Standardní hodnota ukazatele kvality

STQ

Bonus

Penále

Nižší kvalita Vyšší kvalita

CK – směrnice přímky

ΔPVt

ΔPVmin

ΔPVmax

Dosažená úroveň ukazatele kvality

DUQ

Neutrální pásmoDHNP HHNP

DUQmin

DUQmax

CIRED 2009 1210. 11. 2009

Uplatňování bonusů/sankcí nejdříve od 3.- 4. roku III. RO Vykazování relevantních dat již od 1. ledna 2009 Bonifikace či penalizace vztažena k zisku, nikoliv k PV Hodnocení ukazatelem obecné kvality

Původní záměr ERÚ - použití CAIDI Vyhovění požadavku na použití kombinace ukazatelů SAIDI a SAIFI

(poměr 50:50 při vyhodnocování dodržení nastavených limitů) Vztažení sankcí a bonusů k zisku, původně na povolené výnosy Předběžné parametry

+5, -5 % pásmo necitlivosti max. sankce/bonus při 15 % nedodržení/zlepšení… -3 % / +3 % ze zisku

Regulace kvality elektřiny - shrnutíRegulace kvality elektřiny - shrnutí

CIRED 2009 1310. 11. 2009

PřenosPřenos

Bude pokračovat základní princip II. Regulačního období

Cena za přenos - RK Povolené výnosy – příjmy z aukcí / RK účastníků v PS Výše RK – odvozena od bilance sald na rozhraní PS z

posledních tří let

Cena za použití sítí Náklady na ztráty / celkový objem odběru z PS Náklady na ztráty - každoroční stanovení míry ztrát v přenosové

soustavě Uplatňován mechanizmus korekcí včetně motivačních prvků

(cenový, nákladový a výnosový) Nákup silové energie na krytí ztrát v několika kolech výběrového

řízení

CIRED 2009 1410. 11. 2009

SystémovéSystémové službyslužby

Hodnota povolených výnosů za poskytování systémových služeb bude složena: náklady, odpisy a zisk, které budou regulovány obdobně jako u

přenosu náklady na nákup podpůrných služeb, u kterých bude použit zvláštní

eskalační faktor vážený eskalační faktor odvozen od cen podpůrných služeb konstrukce eskalačního faktoru umožní snížit náklady změnou struktury

služeb úspora nákladů na PPS bude v určitém poměru ponechána ČEPS nadále zohlednění nadvýnosů ze systému zúčtování odchylek

Pro provozovatele nově instalovaných zdrojů s výrobními bloky nad 1000 MW instalovaného výkonu bude povinnost podílet se na zajištění dodatečného záložního výkonu podpůrných služeb pro krytí výpadku těchto bloků.

750 Kč = 150 Kč *

RDS

LDS

25 MWh

5 MWh

10 MWh

35 MWh

Lokální spotřeba

Výroba celkem 30 MWh

Platby za lokální spotřebu

1 cena sysl. pro konečné zákazníky

(zaokrouhlené ceny)

5 250 Kč = 150 Kč*

3000 Kč= 5250 + 750 - 3000

Příjem 3000

Výdaj 30 MWh *100 Kč = 3000 Kč

Výhoda výrobce:

+ 30 MWh* 100 Kč

3000 Kč

150 Kč/MWh – plná cena za SS

100 Kč/MWh – cena pro lokální výrobce (G)

50 Kč/MWh – cena lok. spotřeby odvedená výš

Lokální spotřeba= 35+5-10

CIRED 2009 1610. 11. 2009

DistribuceDistribuce

Cena za RK

Hlavní princip II. RO bude nadále pokračovat Povolené výnosy – výnosy z připojení / RK za ukončený rok Výše RK: budou použity průměrné hodnoty (dosud maxima)

Cena za použití sítí Princip II. RO

Náklady na ztráty / celkový plánovaný odběr z DS Výše ztrát – normativy pro celé regulační období, bez korekcí Výchozí hodnota – skutečnosti II. RO Stanovení jednoho normativu ztrát (bez členění na technické a

obchodní) – vzhledem k problematice predikcí v současnosti se uvažuje s hladinovými koeficienty normativů

CIRED 2009 1710. 11. 2009

DistribuceDistribuce

Příjmy z ostatních činností PDS

V průběhu II. RO byly zahrnuty do regulace pouze příjmy z připojení,

Nezahrnuto a ponecháno PDS: penalizace za nedodržení RK a RP penalizace za nedodržení účiníku, náhrada škod za neoprávněné odběry

Ve III. RO budou do regulace zahrnuty veškeré příjmy

Motivační podíl ve výši 20 % pro PDS V průběhu III. RO možnost úpravy podílu pro PDS

CIRED 2009 1810. 11. 2009

Stanovení ceny DPIStanovení ceny DPI

Novelou EZ dochází k možnosti kalkulace ceny DPI formou věcného usměrňování, pokud dodavatel poslední instance požádá ERÚ o stanovení cen, bude použita maximální cena - stejná metodika jako dosud.

Cena DPI bude tvořena z následujících složek:

nákupní cena komodity - vychází z cen burzovních produktů na EEX (PXE)

cena odchylky – tato cena se bude odvíjet od skutečně dosažených nákladů na odchylky pro jednotlivé kategorie zákazníků

cena obchodu (obchodní marže) – tato cena bude zohledňovat náklady související s obchodní činností, včetně přiměřeného zisku.

kalkulaci věcně usměrňovaných cen provádí dodavatel, ERÚ ověřuje správnost

CIRED 2009 1910. 11. 2009

PodporaPodpora OZE, KVET a DZOZE, KVET a DZ

Princip II. regulačního období :Zohledněny celkové vícenáklady na podporu těchto zdrojů dle skutečnosti v účetně uzavřeném roce s následnou korekcí

III. regulační období : Vychází se z plánované výroby Budou zohledněny trendy ve vývoji podporovaného množství

elektřiny Nebudou se pouze přejímat plánované hodnoty ERÚ stanoví předpokládané výše podporovaného množství Podklad - předložené podklady PDS a informace nezávislých

zdrojů Zahrnutí korekce stejně jako nyní

CIRED 2009 2010. 11. 2009

Finanční dopady podpory OZE, KVET a DZ do cen konečných zákazníků

KVET 13 Kč/MWh

OZE 130 Kč/MWh

DZ 2 Kč/MWh

K faktor 25 Kč/MWh

Vývoj příspěvku na OZE, KVET a DZ

170

52,18

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Výv

oj p

řísp

ěvku

[K

č/M

Wh

]

CIRED 2009 2110. 11. 2009

Finanční dopady podpory OZE, KVET a DZ do cen pro konečné zákazníky

Podíl jednotlivých složek ceny za dodávku elektřiny pro zákazníkyna úrovni NN v roce 2010 - bez daňových položek

Elektřina včetně obchodní marže

50,5%

Distribuce elektřiny36,1%

Přenos elektřiny3,4%

Systémové služby ČEPS4,6%

Decentrální výroba0,2%

Obnovitelné zdroje a kogenerace

5,0%

Operátor trhu0,1%

CIRED 2009 2210. 11. 2009

Změna vyhlášky o připojení č. 51/2006 - návrh

Součástí žádosti o připojení je navíc Souhlas vlastníka nemovitosti s umístěním výrobny Územně plánovací informace o podmínkách vydání územního

rozhodnutí poskytnutá stavebním úřadem Harmonogram projektu – obsahuje seznam rozhodnutí ve

veřejnoprávních jednáních (nad 30 kW)

Na základě žádosti o připojení může provozovatel soustavy vyžádat od žadatele studii připojitelnosti zpracování je vyžádáno do 30 dnů od podání žádosti provozovatel soustavy dodá potřebné podklady na zpracování studie je 90 dnů je možno požadovat doplnění (+15 dnů)

CIRED 2009 2310. 11. 2009

Změna vyhlášky o připojení č. 51/2006 - návrh

Na základě žádosti o připojení + studie o připojitelnosti vydá provozovatel stanovisko záporné stanovisko je sděleno do 30 dnů po obdržení žádosti o

připojení nebo od obdržení studie o připojitelnosti

kladné stanovisko je sděleno do 60 dnů po obdržení žádosti o připojení nebo od obdržení studie o připojitelnosti

v případě výrobny elektřiny je žadatel na základě smlouvy o smlouvě budoucí povinen uhradit provozovateli soustavy zálohu ve výši 50% z hodnoty podílu na oprávněných nákladech spojených s připojením, maximálně 50 mil. Kč

CIRED 2009 2410. 11. 2009

Změna vyhlášky o připojení č. 51/2006 - návrh Doplňuje se uzavření smlouvy o budoucí smlouvě o připojení

v případě odběrného místa - pokud je nutná úprava přenosové nebo distribuční soustavy podmíněná územním rozhodnutím nebo stavebním povolením

v případě připojení výrobny, pokud tak rozhodne provozovatel soustavy

Smlouva o smlouvě budoucí obsahuje Technické podmínky připojení Výši podílu na nákladech, výši zálohy a podmínky uhrazení Podmínky vracení uhrazené zálohy podílu na nákladech Harmonogram přípravy a realizace projektu, termín připojení

Žadatel se ve smlouvě zaváže Plnit termíny harmonogramu přípravy projektu Informovat provozovatele o podstatných změnách přípravy a realizace Složit zálohu Uhradit náklady vynaložené provozovatelem soustavy, pokud k připojení

nedojde

Nesplnění termínů harmonogramu a porušení informační povinnosti je rozvazovací podmínkou smlouvy o budoucí smlouvě o připojení

Děkuji Vám za pozornost

www.eru.cz

eru@eru.cz