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