Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2007

Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2007

Seminář SVSE

EGÚ Brno, a. s.Sekce provozu a rozvoje elektrizační soustavy

Precheza Přerov, 18. října 2006


Úvod

Projekt „Ceny a tarify …“ je v roce 2006 řešen v EGÚ Brno, a. s. v rámci pěti smluv o dílo, registrovaných u zhotovitele pod čísly:

61004: ERÚ,

61005: ČEZ Distribuce, a. s., PREdistribuce, a. s., E.ON Distribuce, a. s.,

61006: výrobce ČEZ, a. s.,

61007: IPP – 12 nezávislých výrobců a 1 zástupce SVSE,

61021: Dodavatelé poslední instance - ČEZ, a. s., Pražská energetika, a. s., E.ON Energie, a.

s.

2EGÚ Brno, a. s.


Stručný přehled hlavních činností

Pro ERÚ byl zpracován v aplikaci MS Excel XP interaktivní kalkulátor plateb za elektřinu v roce 2006 pro odběratele z úrovně NN, který je umístěn na webových stránkách ERÚ.

Prvním výstupem byla zpráva „Zkušenosti subjektů energetiky s metodikou regulace cen elektřiny v oblasti elektroenergetiky přijatou pro druhé regulační období“, kterou zhotovitel poslal objednatelům v elektronické formě k 15.5.2006. Jsou v ní vyhodnoceny názory a zkušenosti jednotlivých subjektů s metodikou regulace, včetně návrhů na úpravu metody regulace, na základě podkladů shromážděných od těchto subjektů.

Druhý výstup - Průběžná zprávě k 31.8.2006 – zveřejněn stav návrhu cen, aktualizovány Zkušenosti.

Postup řešení je koordinován ERÚ a průběžně diskutován se zástupci regionálních PDS a objednatelů ostatních smluv.

3EGÚ Brno, a. s.


Stručný přehled hlavních činností - pokračování

Byly shromážděny a ověřovány vstupní technické údaje.

Byly sestaveny výpočetní tabulky cen přenosu, systémových služeb a distribuce. Ve spolupráci s objednateli bylo zatím zpracováno:

20 verzí výpočtů cen distribuce na úrovních VVN a VN pro rok 2007.

První verze tarifních sazeb na úrovni NN pro rok 2007.

Bylo posouzeno přehodnocení podpory decentrální výroby z hlediska dodávky elektřiny lokální spotřebě a objektivní úroveň ceny z hlediska úspory ztrát.

Průběžně byla zajišťována konzultační činnost pro objednatele.

4EGÚ Brno, a. s.


Stručný přehled hlavních činností - pokračování

Spolupráce s ERÚ na úpravách vyhlášky ERÚ č. 438 / 2001 Sb. (o regulaci), ve znění pozdějších předpisů a vyhlášky ERÚ č. 439 / 2001 Sb. (výkaznictví) ve znění pozdějších předpisů.

V navazující etapě prací budou výpočty aktualizovány v souvislosti se nastavením ceny Duhové elektřiny ČEZ, a. s. pro rok 2007, se stanovením nákupních cen silové elektřiny na krytí ztrát, výkupních cen a zelených bonusů pro OZE a pevných cen pro podporu KVET a druhotné zdroje, případně v souvislosti s upřesněním metodiky regulace na základě návrhů distributorů, velkých odběratelů a výrobců vyjádřených v rámci dotazníkové akce zpracované zhotovitelem a předložené ERÚ ke zvážení.

5EGÚ Brno, a. s.


Zkušenosti objednatelů s regulací cen

6EGÚ Brno, a. s.


Postup

Objednatelům smluv byl rozeslán požadavek na zpracování dosavadních zkušeností s regulací cen elektřiny ve druhém regulačním období s termínem odevzdání do 14.4.2006.

Zpracování zkušeností a názorů bylo v EGÚ Brno, a. s. provedeno k 15.5.2006. Doplnění o odpovědi na dodatečné připomínky SVSE a teplárenských společností ze skupiny IPP bylo zpracováno v srpnu 2006.

Přehled respondentů

7EGÚ Brno, a. s.

Číslo Společnost Respondent

1 2 3 4 5 6 7 8

Regulované subjekty

PRE, a. s. PRE, a. s. E.ON Distribuce, a. s. E.ON Energie, a. s. Za Skupinu ČEZ

Výrobci, samovýrobci, průmyslová energetika AES Bohemia spol. s r. o. International Power Opatovice, a.s.

Organizace energetiky

Sdružení velkých spotřebitelů energie

Ing. Stanislav Peleška Ing. Diana Stuchlíková Ing. Ladislav Nerad, Ing. Sylva Ossosová Ing. Jiří Vastl Ing. Jan Kanta, Ing. Ludmila Vrbová Ing. Libor Doležal, jednatel společnosti Ing. Jiří Pěnka, obchodní ředitel Ing. Luděk Piskač


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,

tarify pro konečné zákazníky na hladině nn; metodické přístupy k využití tarifní statistiky pro nastavení regulovaných cen distribuce na úrovni nn,

8EGÚ 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) a z kombinované výroby elektřiny a tepla (KVET); 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)

9EGÚ Brno, a. s.


Ceny za systémové služby

Zkušenosti a názory

AES Bohemia s.r.o. – navrhuje přehodnotit metodiku platby za SyS u odběratelů v LDS, jejíž spotřeba je pokryta výrobcem s vyvedeným výkonem do této LDS. V případě uzavření smlouvy na odběr elektřiny od externího dodavatele by měli tito odběratelé platit plnou cenu za SyS tak, jako platí ostatní odběratelé.

Skupina ČEZ – přehodnotit každoroční snižování objemu prostředků o 100 mil Kč pro obstarání podpůrných služeb (v souladu s přijatou směrnicí 2005/89/ES o opatřeních pro zabezpečení dodávek elektřiny a investic do infrastruktury článek 5 odst. 1 písmeno b)).

10EGÚ Brno, a. s.



Komentář

Připomínka AES Bohemia s.r.o. se jeví jako opodstatněná v případě „svázání“ výroby a spotřeby v LDS. Problémem při změně této metodiky může být nedostatek vstupních podkladů pro výpočet (v současnosti se vychází z odhadu dle skutečné fakturace) a obtížnost správné formulace v Cenovém rozhodnutí tak, aby nedocházelo k ke zneužívání tohoto ustanovení – definice lokální spotřeby.

11EGÚ Brno, a. s.



Identifikace problémových otázek k rozhodnutí ERÚ

Návrh: Odběratelé v LDS, kteří uzavřou smlouvu na odběr elektřiny od externího dodavatele (mimo LDS), budou platit plnou cenu za SyS (tj. v letošním roce 156,28 Kč/MWh)Rozhodnutí ERÚ: Metodika se měnit nebudeZdůvodnění: V současné době je platba SyS postavena pouze na technických podkladech, zavedení dalších podmínek vycházejících ze smluvních vztahů by se v LDS rozatomizovalo a nezafungovalo.

Přehodnotit každoroční snižování objemu prostředků o 100 mil Kč pro obstarání podpůrných služeb v souvislosti s podporou výroby elektřiny z OZE (zejména větrných elektráren).Rozhodnutí ERÚ: Boom VtE se zatím nepotvrdil, prostředky na PpS se zvyšovat nebudou, dojde k meziročnímu snížení .

12EGÚ Brno, a. s.


Ceny za služby distribučních sítí; přístup ke stanovení K faktoru ceny distribuce


PRE, a.s. – ceny za služby distribučních sítí na napěťových hladinách u variabilní složky měly být stanoveny průhledněji, zřejmě by měly být opřeny o znalost předpokládaného vývoje tržní ceny.

Stanovení K faktoru distribuce by se mělo opírat o údaje z bilanční rovnováhy opatřené a dodané elektřiny, včetně ztrát – použití tarifních statistik je pro stanovení korekčního faktoru nevhodné a nedává správný obrázek o velikosti distribuované elektřiny PDS.

E.ON Distribuce, a. s. vznesl požadavek na seznámení se s metodou očišťování dat na teplotní průměry a jejími výsledky použití, a to dříve než v říjnu. Na základě této metody byly Úřadem v posledních letech zvyšovány technické jednotky spotřeby zákazníků promítnuté do cen dalšího období. Tyto změny potřebuje E.ON včas zahrnout do svého plánování.

13EGÚ Brno, a. s.




Požadavek E.ONu na vyjasnění roli obchodníků s elektřinou (DPI) v procesu stanovování regulovaných cen a tarifů na úrovni NN (účast na Tarifní komisi).

Skupina ČEZ doporučuje, aby regulované ceny, pokud se váží na výhled fyzických jednotek, vycházely buď z konzervativního odhadu vývoje nebo by nejlépe měly vycházet z plánů jednotlivých účastníků. Zvlášť markantní to bude v případě, když se bude dělat nějaká extrapolace z letošního roku do budoucnosti (mimořádné nárůsty spojené s letošní zimou).

14EGÚ Brno, a. s.



Komentář k PRE

Variabilní složka distribuční ceny je stanovena na základě předpokládaného množství ztrát a předpokládané ceny na nákup ztrát:

množství ztrát je dáno mírou ztrát (ERÚ) a množstvím elektřiny na vstupu do distribuční soustavy (DS), které vychází z plánu bilance toků elektřiny v sítích PDS.

nákupní cena na ztráty je stanovena ERÚ na základě zveřejněných cen výrobců (především produktů Duhové elektřiny společnosti ČEZ, a. s.) zhruba v období září až říjen.

Hladina NN – v proměnných složkách cen nejsou hrazeny pouze náklady na ztráty, ale i povolené výnosy PDS.

15EGÚ Brno, a. s.



Komentář k PRE

K faktor distribuce:

údaje z tarifní statistiky (TS)

hodnoty odběrů v TS jsou přímo úměrně přepočteny na hodnotu skutečné dodávky, která je převzata z výkazu bilance provozovatele distribuční soustavy (B2-12).

K faktor se tak opírá o hodnoty elektřiny, které jsou v kalendářním roce skutečně dodány. Tento postup byl použít v loňském roce a letos se nepředpokládá změna tohoto postupu.

16EGÚ Brno, a. s.



Komentář k E.ON

Při stanovení cen za použití sítí na hladinách VVN a VN a distribučních tarifů na hladině NN byly použity spotřeby, stanovené úřadem. Tyto spotřeby byly stanoveny následujícím postupem:

Základem byly údaje PDS o dodávce konečným zákazníkům v jednotlivých měsících roku 2004 (údaje převzaty z TISSEL).

Tyto údaje přepočteny na teplotní normál.

Na teplotně očištěné údaje se aplikovaly koeficienty nárůstu spotřeby pro rok 2005 a 2006 podle scénáře vývoje tuzemské spotřeby předpokládané v aktualizovaném scénáři zpracovávaném pro OTE, a. s.

Na takto stanovené výše spotřeb byly přepočteny TS 2004 a také upraveny plány ve výkazu B2-12, přičemž úprava bilance (vyrovnání) byla provedena na straně zdrojů připojených přímo do DS, nikoliv na vstupu z PS.

17EGÚ Brno, a. s.



Komentář k E.ON

Připomínka E.ON Distribuce, a. s. ohledně procesu stanovování regulovaných cen a tarifů se týká organizačních záležitostí zabezpečení povinností PDS vyplývajících z EZ z §25a (Oddělení PDS) – přijetí vnitřním předpisem programu, kterým stanoví opatření k vyloučení diskriminačního chování ve vztahu k ostatním účastníkům trhu s elektřinou, …. Pro tento program se vžil termín tzv. „Compliance program“. Tento program je schvalován ERÚ, který také vyžaduje prokazování jeho plnění.

18EGÚ Brno, a. s.




Zabezpečit koordinaci práce při nastavení regulovaných cen distribuce na hladině NN a cen DPI tak, aby PDS neporušili „Compliance program“.

Rozhodnutí ERÚ: při stanovování cen jednají s PDS i obchodníkem. Podle zákona lze DPI určit dvěma způsoby:

na základě výběrového řízení podle území,

ze zákona obchodník původního regionálního PDS.

ERÚ v současné době výběrová řízení nezajišťují. ERÚ zajišťuje stanovení cen a tarifních sazeb distribuce na úrovni NN, přičemž obchodníci budou nakonec přizváni k jednání o ceně DPI.

19EGÚ Brno, a. s.


Tarify pro KZ na hladině NN; využití tarifní statistiky


Skupina ČEZ – tarify jsou stanoveny pouze pro zákazníky bez průběhového měření. Doporučuje přistoupit k metodice stanovení cen a tarifů pro tento segment zákazníků samostatně, neboť u zákazníků s průběhovým měřením tarify neodpovídají nákladům na tyto odběry (provozování průběhového měření, měsíční zpracování, …).

Pro vyhodnocování rezervované kapacity VN, VVN a jističe na NN Skupina ČEZ doporučuje sjednocení vyhodnocování průběhového měření u zákazníků na všech napěťových hladinách. Je zde vazba na odečty a způsob komunikace naměřených a vyhodnocovaných dat.

V oblasti topenářských sazeb s průběhovým měřením navrhuje Skupina ČEZ vyhodnocovat spotřebu pro potřeby platby za RK po celou dobu topení (tzn. i ve "vysokém tarifu") – odstranění problematické vazba obchodních a distribučních tarifů v návaznosti na blokování spotřebičů, které je problematické měnit formou softwarové parametrizace elektroměru.

20EGÚ Brno, a. s.




U přímotopů MOO doporučuje Skupina ČEZ vyřešit vysoký meziroční nárůst plateb za elektřinu jako celek u zákazníků MOO s topnými sazbami (oproti průměrnému nárůst za celou sazbu), kteří skutečně topí.

Prostor pro řešení problému je potřeba hledat jak v oblasti regulované části ceny (např. rozdělení sazby podle spotřeby a pro každou část nastavit jiné ocenění), tak i v oblasti neregulované části ceny (vytvořit minimálně 2 TDD pro danou sazbu a to podle spotřeby za rok, což dá prostor k dvou různě vysokým cenám za silovou elektřinu).

PRE, a.s. doporučuje, aby tarify pro konečné zákazníky na hladině NN fungovaly v co největší míře na principu DSM a podporovaly rovnoměrný průběh DDZ.

21EGÚ Brno, a. s.



Komentář k PRE a ke Skupině ČEZ

Distribuční ceny NN jsou stanovovány pro celý segment zákazníků na hladině NN současně. Výpočet vychází z postupné alokace distribučních nákladů na jednotlivé zákaznické skupiny. Segmentace zákazníků podle druhu měření vytváří další zákaznickou skupinu, což vede k nutnosti stanovení rozdělení distribučních nákladů na tuto skupinu zákazníků a zbytek (alokační koeficient).

Problém vysokých nárůstů plateb za elektřinu u zákazníků s topnými sazbami byl diskutován i v rámci projektu TDD řešeného v EGÚ Brno, a. s. V té souvislosti je nutné udělat analýzu o skladbě zákazníků v přímotopných sazbách (v TDD7) podle výše spotřeby, neboť ceny a hlavně vyjádření procentních změn cen jsou počítány podle tarifní statistiky, která ukazuje průměr za všechny zákazníky. Jako první krok se nabízí analýza měřených vzorků TDD7 – za ČR je jich však pouze 128 vzorků, celkový počet odběrných míst v ČR v TDD 7 (přímotopy + tepelná čerpadla) je cca 290 tis.

22EGÚ Brno, a. s.

23EGÚ Brno, a. s.

TDD7

0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

35 000

40 000

45 000

0

2500

5000

7500

1000

0

1250

0

1500

0

1750

0

2000

0

2250

0

2500

0

2750

0

3000

0

3250

0

3500

0

3750

0

4000

0

4250

0

4500

0

4750

0

5000

0

roční spotřeba - kWh

POM

0

50 000

100 000

150 000

200 000

250 000

300 000

350 000

400 000

MWh

POM CELKEM

Spotřeba CELKEM

24EGÚ Brno, a. s.

od do POM spotřeba POM spotřeba0 7 500 33 12 82 60

7 500 15 000 36 31 16 2815 000 20 000 14 20 1,4 4,520 000 moc 17 35 1,3 6,5

Podíl z celku - POM - podíl počtu zákazníků v daném pásmu spotřeby na celkovém počtu zákazníků

Podíl z celku - spotřeba - podíl spotřeby zákazníků v daném pásmu spotřeby na celkové spotřebě v daném TDD

TDD5

Spotřeba v kWh Podíly z celku v %ze všech KZ 2001Podíly z celku v %

ze všech KZ 2001TDD7




Návrh: pro segment zákazníků na hladině NN s průběhovým měřením stanovovat regulované ceny samostatně – odděleně od tarifů.Rozhodnutí ERÚ: daný problém se týká cca stovky odběrných míst. ERÚ nevidí důvod se tímto problémem zatím zabývat. V souvislosti s tím bude nutné rozhodnout způsob chování k regulovaným nákladům. Bude nutné řešit rozpouštění přírůstku majetku na hladiny napětí a otázku fakturace, kdy by KZ byli měřeni měsíčně a fakturováni ročně.

Návrh: u odběrů z hladiny VN s akumulačním nebo přímotopným vytápěním, nebo odběrem pro závlahy anebo odběrem pro chlazení (Pinst min. 80%) vyhodnocovat RK po dobu 24 hod. denně (ne pouze v době blokování) a pro tento segment stanovit zvláštní cenu za RK v návaznosti na dnešní objem plateb za distribuci u těchto zákazníků.Rozhodnutí ERÚ: problém se týká zejména zimních stadionů a závlah. Ke změně metodiky schází údaje. Pokud by byla stanovena cena s ohledem na daný charakter odběru, pak by se vyskytla jiná skupina, která by byla poškozena. Před dvěma roky ERÚ daný postup řešil na základě požadavku na zavlažování. Při změně přístupu by došlo ke stížnostem od zemědělců.

25EGÚ Brno, a. s.


Cena pro výrobce za decentrální výrobu (DV) a příspěvek konečných zákazníků na tuto výrobu


PRE, a.s. – příspěvek KZ na DV mohl být vyčíslován samostatně od nákladů na užití sítě. Cena pro výrobce za DV by mohla být vyhodnocena vzhledem k reálnému přínosu úspory ztrát v DS.

AES Bohemia spol. s r.o.

provést analýzu objektivní výše podpory decentrální výroby se zohledněním skutečných přínosů v rámci elektrických ztrát v soustavě.

přehodnotit metodiku podpory decentrální výroby tak, aby cena pro decentrální výrobu byla poskytována výrobci za každou MWh skutečně dodané elektřiny do sítě územně příslušného provozovatele distribuční soustavy a za elektřinu vyrobenou a dodanou spotřebě v lokální distribuční soustavě.

26EGÚ Brno, a. s.



Komentář

V roce 2003 byl příspěvek pro výrobce dodávající do hladiny VVN odvozen od ceny za použití přenosové sítě (za ztráty), příspěvky pro výrobce dodávajících do nižších hladin byly odvozeny od ceny za použití sítě vyšší napěťové hladiny, ke kterým se přičetly kalkulované ceny ztrát v transformaci.

27EGÚ Brno, a. s.

Vývoj příspěvku pro decentrální výrobu - Kč/MWh

hladina 2002 2003 2004 2005 2006 Kalkulační přístup

VVN 20,00 20,00 20,00 20,00 20,00 27,00

VN 20,00 27,59 27,00 27,00 27,00 41,00 NN 20,00 64,59 64,00 64,00 64,00 98,00



Komentář

Výrobce může dostávat příspěvek na DV za celou vyrobenou elektřinu. Zaleží to na smluvním vztahu mezi výrobcem a distributorem. Pro úpravu chybí podpora v zákoně.

Cena příspěvku KZ na krytí DV je počítána samostatně – nezávisle na cenách distribuce, v cenovém rozhodnutí jsou ceny distribuce vydány jako původní spočítané ceny distribuce povýšené a tento kalkulovaný příspěvek.

28EGÚ Brno, a. s.

Dopad na příspěvek KZ - Kč/MWh

hladina původní nová procentní změna

minimum 1,09 1,53 40%

průměr PDS 9,27 12,63 36% maximum 13,19 17,80 35%




Návrh: Cenu příspěvku pro výrobce za DV počítat výše popsaným kalkulačním přístupem odvozením od cen za použití sítě vyšších napěťových hladin.

Návrh: příspěvek za DV budou dostávat výrobci za veškerou vyrobenou elektřinu (kromě vlastní spotřeby)

Návrh: Cenu příspěvku KZ na krytí DV vydávat v cenové rozhodnutí samostatně – nepřičítat ji k ceně za použití distribuční sítě.

29EGÚ Brno, a. s.


Metodika podpory decentrální výroby

Zahrnutí dodávky elektřiny pro lokální spotřebu do ceny pro DV a analýza vlivu změny úrovně této ceny

Analyzován ve dvou variantách:

1. Dosavadní úroveň ceny pro výrobce za decentrální výrobu.

2. Objektivní úroveň ceny pro výrobce za decentrální výrobu, z hlediska respektování úspory ztrát.

Podklady o lokální spotřebě nejsou členěny po napěťových úrovních

Ve výpočtech předpokládalo se její umístění na úrovni VN.

Z logiky věci se rovněž předpokládalo, že při poskytnutí ceny pro decentrální výrobu včetně dodávky pro lokální spotřebu přispívají koneční zákazníci náležící do lokální spotřeby také na tuto výrobu.

30EGÚ Brno, a. s.


31EGÚ Brno, a. s.

Vývoj ceny pro decentrální výrobu - stávající stav

Úroveň napětí

2002 2003 2004 2005 2006 2007VVN 20,00 20,00 20,00 20,00 20,00 20,00VN 20,00 27,59 27,00 27,00 27,00 27,00NN 20,00 64,59 64,00 64,00 64,00 64,00

Cena účtovaná výrobci za decentrální výrobu v Kč/MWh

Vývoj ceny pro decentrální výrobu - stávající stav

0

25

50

75

2002 2003 2004 2005 2006 2007

rok

Kč/

MW

h VVN

VN

NN


32EGÚ Brno, a. s.

Vývoj ceny pro decentrální výrobu při respektování úspory ztrát

Úroveň napětí

2002 2003 2004 2005 2006 2007VVN 20,00 20,00 20,00 20,00 20,00 27,00VN 20,00 27,59 27,00 27,00 27,00 41,00NN 20,00 64,59 64,00 64,00 64,00 98,00

Cena účtovaná výrobci za decentrální výrobu v Kč/MWh

Vývoj ceny pro decentrální výrobu při respektování úspory ztrát

0

25

50

75

100

2002 2003 2004 2005 2006 2007

rok

Kč/

MW

h VVN

VN

NN



Průměrný příspěvek KZ na decentrální výrobu v roce 2007:

Stávající stav bez zahrnutí lokální spotřeby 9,27 Kč/MWh

Stávající stav se zahrnutím lokální spotřeby 11,02 Kč/MWh

Respektování úspory ztrát se zahrnutím lokální spotřeby 15,43 Kč/MWh

33EGÚ Brno, a. s.


34EGÚ Brno, a. s.

Vývoj průměrné ceny příspěvku KZ na decentrální výrobu na úrovních VVN, VN a NN

stávající stav, bez lokální spotřeby

5

6

7

8

9

10

2002 2003 2004 2005 2006 2007

rok

Kč/

MW

h Průměr PDS VVN

Průměr PDS VN

Průměr PDS NN


35EGÚ Brno, a. s.


stávající stav, s lokální spotřebou

5

7

9

11

2002 2003 2004 2005 2006 2007

rok

Kč/

MW

h Průměr PDS VVN

Průměr PDS VN

Průměr PDS NN


36EGÚ Brno, a. s.


respektováno snížení ztrát, s lokální spotřebou

5

7

9

11

13

15

2002 2003 2004 2005 2006 2007

rok

Kč/

MW

h Průměr PDS VVN

Průměr PDS VN

Průměr PDS NN



Oddělení podpory decentrální výroby od ceny distribuce

Požadavek na oddělení podpory decentrální výroby od ceny distribuce a vytvoření samostatné položky pro cenu příspěvku konečných zákazníků na podporu decentrální výroby na faktuře nevyžaduje dodatečné výpočty.

Cena příspěvku konečných zákazníků se stanoví při výpočtu samostatně.

Rozhodnutí je v pravomoci ERÚ.

Vyvolaná příslušná administrativní a technická opatření u regionálních PDS.

Jedná se o podobné změny jako v případě oddělení příspěvků KZ na OZE-KVET od ceny za použití distribuční sítě, kdy bylo nutné zajistit u regionálních PDS potřebné úpravy v IS a fakturačních systémech.

37EGÚ Brno, a. s.



Rozhodnutí ERÚ

Institut decentrální výroby byl zaveden v době, kdy ČEZ, a. s. snižoval cenu elektřiny a byly obavy o životaschopnost výrobců připojených do nižších napěťových úrovní.

V současné době uvedený důvod pomíjí, proto má ERÚ snahu, aby cena podpory decentrální výroby postupně vymizela. Lze očekávat, že poměrně brzo bude podpora DV na vyšších hladinách omezena až zrušena. DV nemá přímou podporu v legislativě. Platba KZ pro další subjekty není nejvěrohodnější. Z tohoto důvodu nemá smysl odkrývat podporu DV samostatnou položkou na fakturách.

38EGÚ Brno, a. s.


39EGÚ Brno, a. s.

Průměrná cena SE v ES ČR včetně marže obchodu a průměrné ceny odchylek

2002 2003 2004 2005 2006 2007SE 1 021,00 950,51 1 005,87 1 074,01 1 255,46 1 444,78

Průměrná cena silové elektřiny v ES ČR včetně marže obchodu a průměrné ceny odchylek

Vývoj průměrné ceny SE v ES ČR

900,0

1 000,0

1 100,0

1 200,0

1 300,0

1 400,0

1 500,0

2002 2003 2004 2005 2006 2007

rok

Kč/

MW

h

SE



Rozhodnutí ERÚ

Konečný zákazník:

v ceně za použití sítí platí skutečné ztráty,

v podpoře DV platí hypotetické ztráty, tj. virtuální náklady, které v systému nejsou.

Výrobce:

hlavní složkou jsou stálé náklady, přičemž zdroj v systému bude stejně provozován.

ztráty nemusí být nižší.

výroba ve zdrojích KVET a OZE na nižších napěťových hladinách podporována tak, že jsou pokryty výrobní náklady, tj. že výrobci nejsou postiženi. Je proto diskutabilní, zda mají ještě dostávat příspěvek na DV, protože do systému pak vstupují fiktivní peníze. Důsledkem podpory DV bylo, že 2 společnosti výhodně prodaly vývody 110 kV z elektráren.

ERÚ nehodlá pro rok 2007 měnit systém podpory DV.

40EGÚ Brno, a. s.


Podpora výroby elektřiny v OZE a z KVET; krytí vícenákladů na výkup elektřiny z těchto zdrojů


AES Bohemia spol. s r. o. – objektivně reflektovat přínos kombinované výroby elektřiny a tepla (KVET) zvláště ve vztahu k vyššímu využití primárních zdrojů energie a přínosu k životnímu prostředí. Dle jejich názorů současná výše podpory neodráží skutečný přínos KVET.

Rovněž International Power Opatovice, a.s. podpořil za teplárenské společnosti IPP návrh na zvýšení podpory KVET s ohledem na její přínos. Viz. výtah ze studie „Oceňování elektřiny z KVET“

41EGÚ Brno, a. s.

Oceňování elektřiny z KVET


Úvod

Základní vlastnost KVET – úspora paliva v porovnání se samostatnou výrobou stejného množství elektřiny a samostatnou výrobou stejného množství tepla jako při KVET.

Zmenšení produkce CO2 a řadu dalších ekonomických a ekologických přínosů.

Proto téměř všechny provedené výpočty a rozbory vychází z poměrné úspory tepla v palivu při KVET vztažené na spotřebu tepla v palivu při oddělené výrobě stejného množství elektřiny a stejného množství tepla jako při KVET.

Vztah použitý ve studii je shodný se vztahem uváděným ve směrnici o podpoře kogenerace, tedy s veličinou PES (Primary energy savings – úspora primárních energetických zdrojů).

42EGÚ Brno, a. s.


Externí přínosy a vlivy KVET

zmenšení emisí C02,

prodloužení tuzemských zásob uhlí,

odlehčení zahraničního obchodu v důsledku snížení importu zemního plynu.

spalování biomasy,

lokální ekologické aspekty KVET,

43EGÚ Brno, a. s.


Externí přínosy a vlivy KVET

zmenšení nákladů v elektrizační soustavě,

úspory nákladů na dopravu zemního plynu vlivem snížení spotřeby fosilních paliv,

srovnání efektivnosti KVET při úspoře fosilních paliv s jinými technologiemi užívanými pro dosažení stejného cíle,

vliv tepelné sítě při CKVET,

součinnost tepláren s kondenzačními elektrárnami při pokrývání zatížení v elektrizační soustavě v průběhu roku.

44EGÚ Brno, a. s.


Výsledné celkové bonifikace elektřiny z KVET

45EGÚ Brno, a. s.

Tab. 1 Bonifikace elektřiny z KVET pro parní teplárny

Druh paliva hnědé uhlí černé uhlí zemní plyn

Poměrná úspora měrného paliva vztažená na výrobu elektřiny Δmp [GJ/MWhe]

5,01 ÷ 9,23 5,01 ÷ 9,23 2,68 ÷ 3,68

Poměrná úspora zemního plynu vztažená na výrobu elektřiny ΔZP [1000 m3/MWhe]

0,150 ÷ 0,276 0,150 ÷ 0,276 0,080 ÷ 0,110

Celková bonifikace [Kč / MWhe] - minimální mez

a) horkovodní tepelná síť 422 443 167

b) parní síť 393 393 44


Výsledné celkové bonifikace elektřiny z KVET

46EGÚ Brno, a. s.

Tab. 2 Bonifikace elektřiny z KVET pro teplárny na zemní plyn

Druh teplárny s plynovými turbinami paroplynová

Poměrná úspora měrného paliva vztažená na výrobu elektřiny Δmp [GJ/MWhe]

2,05 ÷ 2,81 2,43 ÷ 3,12

Poměrná úspora zemního plynu vztažená na výrobu elektřiny ΔZP [1000 m3/MWhe]

0,0612 ÷ 0,0838 0,0725 ÷ 0,0931

Celková bonifikace [Kč / MWhe] - minimální mez

a) horkovodní tepelná síť 246 292

b) parní síť 229 277



Shrnutí ERÚ

ERÚ považuje studii za dobrou.

Studie je založena na vědeckých předpokladech, avšak je prakticky nepoužitelná.

Studie doporučuje podporovat uhelné elektrárny, méně elektrárny plynové, které by pak bylo nutné uzavřít.

ERÚ konstatovalo, že přes tuto studii cesta nevede.

47EGÚ Brno, a. s.


Podpora výroby elektřiny v OZE a z KVET; krytí vícenákladů na výkup elektřiny z těchto zdrojů


Vypracovat studii s cílem stanovení očekávané velikosti navýšení požadovaných objemů PpS (v MW) a navýšení nákladů na nákup PpS (v mil. Kč), které v soustavě vyvolá provoz větrných elektráren (VtE).

48EGÚ 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


Podle PRE, a. s. je vyhodnocení cenové přirážky za nedodržení smluvené hodnoty účiníku účelné z hlediska informace o její efektivitě ve vztahu k technickým ztrátám a kvalitě napětí v DS.

49EGÚ Brno, a. s.


Cena elektřiny zajišťovaná dodavatelem poslední instance (DPI)


PRE, a. s. – způsob určení ceny elektřiny zajišťované DPI musí respektovat rizika dodavatele, který nakupuje elektřinu na trhu, odrážejícím momentální bilanci nabídky a poptávky po elektřině.

Dodavatel plní závazek univerzální služby – dodat elektřinu domácnostem a malým zákazníkům, kteří o to požádají, resp. dodat elektřinu po dobu nejdéle 3 měsíců těm konečným zákazníkům, jejichž dodavatel, kterého si tito zákazníci zvolili, pozbyl práva být účastníkem trhu s elektřinou organizovaným operátorem trhu.

Cena elektřiny pro zákazníky poslední instance by měla být stanovena transparentně, odrážet zmíněná rizika a být srovnatelná s jinými typy služeb s podobnými riziky.

50EGÚ Brno, a. s.


Cena elektřiny zajišťovaná dodavatelem poslední instance


PRE, a. s. – navrhuje navýšení ceny energie pro zákazníky DPIo 10% – 20% oproti cenám pro ostatní zákazníky z těchto důvodů:

1. spotřebu pro zákazníka, který se stane zákazníkem poslední instance, nemá obchodník zahrnutou do svého portfolia – musí pro něj nakoupit zvlášť a proto by v ceně mělo být zahrnuto riziko vyšší nákupní ceny

2. do té doby, než obchodník nenakoupí, způsobí spotřeba zákazníka poslední instance odchylku – i toto riziko by mělo být zahrnuto do ceny

3. cena by měla zákazníky motivovat k tomu, aby pečlivě vybírali svého dodavatele elektřiny – mají právo výběru, ale na druhé straně by měli nést i zodpovědnost. Pokud je cena pro zákazníky poslední instance stejná jako pro oprávněné, zákazník nenese žádné riziko a to není správné.

51EGÚ Brno, a. s.




E.ON Energie, a. s. poukazuje na problém času při nastavení cen DPI a cen pro ostatní zákazníky, problém segmentu potenciálních zákazníků DPI a konstrukce ceny a také problém návaznosti cen DPI a cen pro ostatní zákazníky:

Z důvodu časové posloupnosti, omezení výše cen zákazníkům DPI a aplikací na celý segment maloodběru nebylo možné ceny mezi jednotlivými řadami produktů stanovit tak, aby na sebe navazovaly. Vlivem toho došlo k tomu, že ceny elektřiny pro malé zákazníky jsou nižší, než pro zákazníky s odebíraným množstvím mnohonásobně vyšším.

Skupina ČEZ je názoru, že ceny zákazníků DPI by měly zaručovat (pro dodavatele) oprávněný zisk a měly by pokrývat rizika spojená s takovými zákazníky, zejména nejistotu v jejich počtu, nejistotu v jejich platební morálce a vyšší administrativní náročnost.

52EGÚ Brno, a. s.



Komentář

O koncepci ceny DPI rozhoduje ERÚ.

V počátcích otevírání trhu byly diskutovány dva možné přístupy k pojetí ceny DPI:

1. převzetí stávající struktury tarifů pro chráněné zákazníky a nastavením cen pro DPI v podstatě nadále regulovat cenu pro malé zákazníky z řad podnikatelů a domácnosti.

2. stanovení jedné ceny pro DPI, která bude větší než ceny běžně nabízené na trhu, přičemž větší bude zejména o rizika spojená s dodávkou elektřiny nejméně vhodným zákazníkům, kteří „spadnou“ pod dodavatele poslední instance.

Zvoleno první pojetí, ale s oddělenými cenami za distribuci a dodávku i když jsou tyto dvě regulované ceny kalkulovány ve vzájemné součinnosti.

53EGÚ Brno, a. s.




Návrh: Cenu pro zákazníky dodavatele poslední instance zvýšit oproti cenám pro ostatní zákazníky, analyzovat potřebnou míru tohoto navýšení.

Návrh: Cenu pro DPI uzavřít současně s cenou za distribuci co nejdříve po zveřejnění nabídek cen silové elektřiny od hlavních dodavatelů.

Hledisko ERÚ: jaká by byla motivace dodávat v jiném režimu než DPI? V posuzování je nutno rozlišovat mezi malým a velkým zákazníkem.

ERÚ zatím nezvažuje změnu koncepce ceny DPI.

54EGÚ Brno, a. s.


Obecné a další názory na nastavené prostředí

Kompenzační mechanismus mezi TSO

Skupina ČEZ – připomínky k přeshraničnímu obchodování, ke kompenzačnímu mechanismu mezi provozovateli přenosových soustav (TSO – Transmission System Operator), který je v současnosti založen na:

určení nákladů relevantní části sítě používané k zprostředkování přeshraničních přenosů („host cross border flows“)

alokaci těchto nákladů každému TSO v rozsahu zprostředkování přeshraničních přenosů

financování těchto nákladů těmi TSO, kteří toky způsobují (kde vznikají a kde končí)

Ocenění nákladů je založeno na tzv. tranzitním klíči (tranzit/tranzit+národní spotřeba) a nákladech horizontální sítě.

55EGÚ Brno, a. s.



Kompenzační mechanismus mezi TSO

ETSO vyvinulo Zlepšenou metody alokace nákladů přenosové infrastruktury (Improved Method of Infrastructure Cost Allocation) (IMICA). ERGEG (Skupina evropských regulátorů pro elektřinu a plyn) navrhuje, aby metoda IMICA byla použita pro rok 2007.

IMICA vylepšení některých identifikovaných problémů současného mechanismu na druhé straně vytváří problémy jiné. Důsledky změn na kompenzační platby účastníků jsou extrémně

nerovnoměrné a vedou k naprosto neodůvodněným platbám, které neodpovídají účelu kompenzačního mechanismu. Dopad na Českou republiku, respektive domácí odběratele by byl nespravedlivě veliký a znamenal by tlak na zvýšení ceny pro konečné dodavatele v řádu eur na MWh.

Z tohoto důvodu Skupina ČEZ navrhuje konzultovat s ERÚ, MPO a ČEPS negativní stanovisko k metodě IMICA a doporučit zachování stávající upravené metody.

56EGÚ Brno, a. s.



Další náměty

Další připomínka skupiny ČEZ se týká alokace přeshraničních kapacit. Ve stávajícím systému koordinovaných aukcí se uvažuje o použití tzv. „flow based“ metody (metody založené na toku elektřiny), při které je uvažováno rozložení toků na jednotlivé přeshraniční profily při exportu daným směrem (hovoří se o tzv. PTDF matici – matici rozložení přenosových toků). Skupina ČEZ je názoru, že tato metoda nepomáhá k optimálnímu využití přeshraničních kapacit a navrhuje zachování stávajícího systému koordinovaných aukcí.

Dalšími náměty Skupiny ČEZ:

Dlouhodobé kontrakty na přeshraniční kapacitu,

Investice do rozvoje sítí - neexistuje jasný plán pro investice do regionálního rozvoje sítí tak, aby byla odstraněna úzká hrdla; TSOs by měli mít finanční motivaci odstraňovat úzká hrdla,

Intraday přeshraniční obchodování neexistuje, je potřeba jej zavést.

57EGÚ Brno, a. s.


Metodika podpory decentrální výroby (DV)

V souladu s věcným obsahem prací se požaduje:

Přehodnotit metodiku podpory decentrální výroby tak, aby cena pro decentrální výrobu byla poskytována výrobci za každou MWh skutečně dodané elektřiny do sítě územně příslušného provozovatele distribuční soustavy a za elektřinu vyrobenou a dodanou lokální spotřebě výrobce.

Analýza objektivní výše podpory decentrální výroby.

Posouzení možnosti oddělení podpory decentrální výroby od ceny distribuce a vytvoření samostatné položky pro cenu příspěvku konečných zákazníků na podporu decentrální výroby na faktuře.

58EGÚ Brno, a. s.



Objektivní výše podpory decentrální výroby

Současná podpora DV je založena na respektování úspory ztrát elektrické energie v sítích a v transformacích na nižší napěťové úrovně.

Zohlednění nákladů na přepravu primárních zdrojů energie do místa výroby elektřiny by zřejmě vyžadovalo zavedení G komponenty k narovnání cenových relací mezi výrobci.

V současné době není v Evropské unii tato problematika sjednocena, diskutuje se zavedení lokalizačních signálů do komponenty G, které umožní zajistit optimální rozvoj výrobní základny a sítí v Evropě, přičemž komponenta G může být v deficitních oblastech i záporná.

V případě zavedení G komponenty pro výrobce v ES ČR by současný způsob podpory decentrální výroby mohl být zrušen.

59EGÚ Brno, a. s.

Date post:	23-Jan-2016
Category:	Documents
Upload:	jena
View:	38 times
Download:	0 times

Ceny a tarify v odvětví elektroenergetiky v roce 2007

Documents