Legislativní změny v roce 2016 a připravované na rok 2017

Legislativní změny v roce 2016 a připravované na rok 2017 Změny plateb nákladů na podporu elektřiny z obnovitelných zdrojů POZE od 1. 1. 2016 Do 31. 12. 2015 byli všichni zákazníci povinni hradit regulovanou cenu na podporu elektřiny z obnovitelných zdrojů ve výši 495 Kč/MWh spotřebované elektřiny, bez ohledu na to, z jaké napěťové hladiny elektřinu odebírali. Od 1. 1. 2016 dochází k podstatné změně. Novela zákona č. 165/2012 Sb. (provedená zákonem č. 131/2015 Sb.) mění způsob stanovení výše této platby, a to tak, že nově se výše této regulované platby stanoví podle čl. 4.1 a 4.2 a) pro odběrná a předávací místa na území České republiky připojená k přenosové soustavě nebo k distribuční soustavě na napěťové hladině VVN a VN na základě sjednaného rezervovaného příkonu na částku 104 174,51 Kč/MW/měsíc b) pro odběrná a předávací místa na území České republiky připojená k distribuční soustavě na napěťové hladině NN na základě jmenovité proudové hodnoty hlavního jističe před elektroměrem a všech distribučních sazeb podle jiného právního předpisu na částku 23,96 Kč/A/měsíc. Cena podle bodu písm. b) je účtována odběrným a předávacím místům připojeným k distribuční soustavě jednofázovým připojením. Pokud je odběrné a předávací místo připojené k distribuční soustavě trojfázově, účtuje se trojnásobek ceny podle bodu b) V této novele je rovněž uvedena garance maximálních plateb na POZE a to ve stejné výši jako v roce 2014 a 2015 tedy 495Kč/MWh. Podle uvedené citace dle čl. 4.3 je - Maximální platba za složku ceny na podporu elektřiny z podporovaných zdrojů energie za odběrné nebo předávací místo za fakturované období je určena součinem částky 495 Kč/MWh a celkového odebraného množství elektřiny z přenosové soustavy nebo distribuční soustavy v odběrném nebo předávacím místě za fakturované období. Z toho vyplývá, že novela zákona koncipuje tuto platbu jako složku ceny distribuce elektřiny na podporu elektřiny. Zákazníci tak budou povinni hradit platbu na podporu elektřiny pouze za elektřinu odebíranou z distribuční soustavy. Do budoucna lze předpokládat (nebo spekulovat), že článek 4.3 o garanci výše plateb v následujícím období (roce) z vyhlášky vypadne a pak budou platit ceny dle výše uvedených částek v napěťových hladinách VN i NN. To je i nastíněno vysvětlením, proč k těmto úpravám došlo, viz citace ERÚ

Legislativní změny v roce 2016 a připravované na rok 2017 Cílem ERÚ je motivovat zákazníky k optimalizaci jejich požadavků na síťová připojení. Ta jsou mnohdy zbytečně naddimenzovaná a zákazníci si tak rezervují příkon sítě, který plně nevyužívají. Například šetrnější elektrospotřebiče snižují spotřebu domácnosti, rezervovaný příkon sítě odběrného místa však v rámci tarifu zůstává ve stejné výši. Správným nastavením velikosti svého požadavku na elektrizační síť mohou zákazníci ušetřit, celkově se také sníží i nároky na celou infrastrukturu. Současný systém vede k nadměrným požadavkům zákazníků na napěťové hladině velmi vysokého (VVN) a vysokého napětí (VN) na kapacitu sítě (Rezervovaný příkon), kterou však zákazníci nevyužívají a nemusí za ní platit, ale provozovatelé sítí jsou povinni ji pro ně ve stanovené výši držet. Provozovatelé soustav pak mohou přesunout část svých investičních plánů do oblastí chytrých technologií, místo pouhého rozšiřování a posilovaní elektrizační soustavy. Podstata změny tudíž spočívá v tom, že regulované platby, které se na faktuře podílejí více než polovinou celkové částky, se podle nového modelu budou odvíjet od velikosti jističe, nebo RP, a nikoliv od výše spotřeby, jak tomu bylo dříve (a při garanci i nyní). Smyslem nového přístupu je, aby se odběratelé podíleli na údržbě sítí spravedlivěji. Jinými slovy, aby si nikdo nerezervoval připojení do sítě, které pak ve skutečnosti nevyužije. Po novém systému volají především distributoři elektřiny. Ti tvrdí, že mnoho lidí má doma zbytečně vysoké jističe a že si tak zbytečně rezervují příliš mnoho kapacity, která jinde pak chybí. Ještě markantnější je to u odběratelů z hladiny VN a VVN, kde se doposud rezervovaný příkon na platbách nijak nepodílel. Jednoznačně je to tedy vyslyšené přání distributorů. Pokud by tedy ona garance přetrvávala i nadále, neměly by změny v účtování distribučních poplatků žádné opodstatnění, protože by se v platbách na POZE prakticky nic nezměnilo. Obecně lze říci, že méně zaplatí zákazníci, kterým je v distribuční soustavě rezervován určitý příkon a jejich spotřeba elektřiny je přiměřená rezervovanému příkonu a přiznané distribuční sazbě. Toto platí zejména pro velkoodběratele, u nichž se individuálně projeví přechod na objektivnější účtování dle příkonu. Více ale zaplatí zákazníci, kterým je rezervován příkon nebo mají poměrně velký hlavní jistič před elektroměrem a jejich spotřeba elektřiny je velmi nízká, a dále zákazníci, kteří užívají některý z topných tarifů a elektřinou již netopí.

Legislativní změny v roce 2016 a připravované na rok 2017 kalkulace POZE Cena POZE NN 2016 Kč/A/měsíc/fáze 23,96 Platby v Kč/rok Cena POZE VN 2016 Kč/MW 104 174,51 Cena POZE garance Kč/MWh 495 starý spůsob výpočtu nový spůsob výpočtu Skutečná platba s použitím "garance" Hladina VN Hladina NN Roční spotřeba MWh 230 Rezervovaný příkon MW 0,15 Dimenze jističe A 25 Počet fází č. 3 Roční spotřeba MWh 30 113 850 187 514 113 850 14 850 21 564 14 850

Legislativní změny v roce 2016 a připravované na rok 2017 distribuční poplatky ČEZ Distribuce a. s. Kapacity a služby Platba hladina Regulované ceny 2013 Regulované ceny 2014 Regulované ceny 2015 Regulované ceny 2016 Rozdíl 2016 a 2015 [%] Roční rezervovaná kapacita [Kč/MW/měsíc] VN 160 766 156 625 159 183 165 973 4,27 Měsíční rezervovaná kapacita [Kč/MW/měsíc] VN 179 278 174 284 175 908 185 981 5,73 Použití sítí [Kč/MW] VN 132,19 119,25 105,27 42,16-59,95 Systémové služby [Kč/MWh] NN + VN 132,19 119,25 105,27 99,71-5,28 POZE - do 31.12.2015 [Kč/MWh] NN + VN 583 495 495 POZE - od 1.1.2016 [Kč/MW/měsíc] VN 104 174,51 POZE - od 1.1.2016 [Kč/A/měsíc/fáze] NN 23,96 OTE - do 31.12.2015 [Kč/MWh] NN + VN 7,56 7,55 6,94 Změna způsobu výpočtu OTE - od 1.1.2016 [Kč/OM/měsíc] NN + VN 6,58

Základní parametry výpočtu Ceny za služby sítí Hlavní změny v přístupu tvorby regulovaných cen za službu sítě (přenos a distribuce) alokace nákladů Pro novou tarifní strukturu byly veškeré nákladové položky činnosti přenosu a distribuce analyzovány a přiřazeny k 3 kategoriím poskytovaných služeb: 1) Zajištění příkonu / výkonu (co se vztahuje k MW, k A jističe) 2) Servis a obsluha odběrných míst (co se vztahuje k odběrným místům a není závislé na požadovaném příkonu ani na dopravené elektřině) 3) Doprava elektřiny (co se vztahuje k přenosu a distribuci elektřiny, tj. co se vztahuje k odebranému množství v MWh) V nové tarifní struktuře jsou takto přiřazené náklady základem pro výpočet příslušných tří složek regulovaných cen za službu sítě

počet zákazníků (data za ČR VVN a VN) Základní parametry výpočtu Parametry určení regulovaných cen na VVN a VN (velkoodběr) Na hladině VVN a VN nedochází k významným změnám Zavedení ceny za místo připojení malá změna Cena za použití sítě beze změny kryje náklady na ztráty v sítích Cena za rezervovaný příkon (RP) platby jsou identické k dnešním platbám za rezervovanou kapacitu; důležitá je však velikost RP 2 500 Podklady o RP zákazníci mají 1,2 násobek v nemálo případech RP řádově 2 000 mnohem vyšší, než jaký výkon ze sítě používají u těchto zákazníků 1 500 se předpokládá snižování hodnoty RP, pro výpočty uvažován 1 000 maximálně 1,2 násobek naměřeného ročního maxima 500 0 0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 >5,0 násobek rezervovaného příkonu k maximálnímu odběru

Základní parametry výpočtu VN Možnosti změny rezervovaného příkonu Možnosti počtu změn RP během roku (základní podmínky upravuje vyhláška ERÚ o připojení): Zákazník může kdykoliv požádat o snížení RP rezervace původní velikosti příkonu zaniká, připojovací poplatek se nevrací Zákazník může požádat o zvýšení svého RP kdykoliv, avšak navýšení RP je podle standardního procesu žádosti, tzn., že běží dle stanovených lhůt a pro vyhovění žádosti je nutná dostupná kapacita sítě (tj. PDS povolí) a úhrada měrného podílu žadatele podle vyhlášky o připojení. Pokud dojde ke změně RP v průběhu měsíce, pak se platby za RP počítají v poměru počtu dnů v daném měsíci. Zákazník může již v průběhu letošního roku přizpůsobit rezervovaný příkon svým skutečným potřebám a připravit se tak na NTS.

Základní parametry výpočtu regulovaných cen na nízkém napětí Cena zajištění distribuce na hladině NN je třísložková: Cena za jistič (cena za rezervovaný příkon) cena je stanovena podílem povolených výnosů a sumy jističů (není rozlišena cena pro MOP a pro MOO) Cena za místo připojení (měření, obsluha nesouvisí s příkonem a odběrem) Cena za použití sítě (variantně rozdělená na VT a NT) cena stanovena podílem nákladů na ztráty a sumárním odběrem zákazníků ze sítě V cenách za jistič je zavedena vyšší jednotková cena za A pro vyšší jističe z důvodů vyšších nároků na síť (zohlednění soudobosti). V cenách zajištění distribuce se zohledňují přínosy z řízení spotřeby zavádí se několik distribučních sazeb u sazeb s řízením spotřeby jsou v cenách za jistič a v cenách za použití sítě zohledněny přínosy řízení spotřeby. Jedná se o aplikaci ekonomicky zdůvodnitelných principů.

Změna struktury sazeb na NN Současná sazba C01d Určení současné sazby Sazba v NTS Určení navrhované sazby jednotarif pro malou spotřebu Distribuční sazby MOP C02d jednotarif pro střední spotřebu D1Sc jednotarif C03d jednotarif pro velkou spotřebu C25d dvoutarif akumulace (TUV) D2Ac dvoutarif 8 hod. NT C26d dvoutarif akumulace (TUV+vytápění) C27d dvoutarif elektromobil D2Ec dvoutarif elektromobil C35d dvoutarif hybridní vytápění D2Tc dvoutarif 20 hod. NT C45d dvoutarif přímotop (možnost volby doby NT 18 hod.) C55d C56d dvoutarif tepelné čerpadlo dvoutarif tepelné čerpadlo (zachování současných podmínek rozdělení NT do pásem během dne; max vypnutí na 1 hod.) C62d jednotarif pro veřejné osvětlení D1Oc jednotarif pro veřejné osvětlení C60d pro neměřené odběry (příkon a OM) D1Mc 1 speciální sazba pro mikroodběry C61d pro neměřené odběry (jen příkon - PLC) (2 režimy vyhodnocení: příkon a OM) 11 sazeb (+ 2 speciální sazby pro neměřené odběry) D2Bc dvoutarif bez řízení (blokování) spotřeby 5 sazeb (+ 2 speciální sazby)

Změna struktury sazeb na NN Současná sazba D01d Určení současné sazby Sazba v NTS Určení navrhované sazby jednotarif pro malou spotřebu Distribuční sazby MOO D02d jednotarif pro střední spotřebu D1Sd jednotarif pro domácnosti D61d dvoutarif víkend D25d dvoutarif akumulace (TUV) D2Ad dvoutarif 8 hod. NT D26d dvoutarif akumulace (TUV+vytápění) D27d dvoutarif elektromobil D2Ed dvoutarif elektromobil D35d dvoutarif hybridní vytápění D2Td dvoutarif 20 hod. NT D45d dvoutarif přímotop (možnost volby doby NT 18 hod.) D55d D56d dvoutarif tepelné čerpadlo dvoutarif tepelné čerpadlo (zachování současných podmínek rozdělení NT do pásem během dne; max vypnutí na 1 hod.) D2Bd* dvoutarif bez řízení (blokování) spotřeby 10 sazeb 4 sazby + 1 speciální sazba * Dvoutarif bez řízení (blokování) spotřeby: Přínosy pro distribuci nejsou identifikovatelné. Ceny za jistič a ceny za VT a NT budou shodné jako D1Sd. Celkem redukce: z 23 sazeb na 12 sazeb

Princip zvýhodnění pro řízenou spotřebu prostřednictvím HDO Podmínky a princip zvýhodnění sazeb s řízenou spotřebou Zvýhodnění je zavedeno z důvodů úspory nákladů provozovatelů soustavy vztažených k maximálnímu zatížení soustavy a k bezpečnému provozu. Základní podmínkou pro přiznání sazby reflektující řízení spotřeby (ať D2A nebo D2T) je instalace a používání akumulačního spotřebiče (např. zásobníku na přípravu TUV. Sazbám s řízenou spotřebou prostřednictvím HDO (D2A, D2T) jsou přiznány dva druhy zvýhodnění v závislosti na typu sazby (a řízených spotřebičích): Základní zvýhodnění Hlavní přínos z řízení spotřeby je v jejím odkládání tzn. spotřeba energie je odložena do jiného časového celku, jehož umístění do hodin dne může PDS ovlivnit. Odložení takové spotřeby má hlavní přínos na snížení výkonu v síti. Cenové zvýhodnění je přiznáno za akumulační spotřebič. Doplňková zvýhodnění = přímotopné vytápění již nemá tak podstatný vliv na snížení výkonového zatížení sítě. Doplňkové zvýhodnění za možnost dalšího operativního odlehčení sítě. Tepelná čerpadla nemají podstatný přínos z hlediska distribuce (blokována je pouze přímotopná část, jejíž využití je pouze v omezeném počtu hodin v roce)

Stanovení poměrů NT/(NT+VT) dvoutarifních sazeb Základní pravidla pro finální určení cen pro sazby s řízenou spotřebou (HDO) Cenové zvýhodnění přínosů z řízení spotřeby je v podobě nižší ceny za jistič a nižší ceny za použití v době trvání NT. Nižší cena za jistič je úměrná velikosti ušetřených finančních prostředků na infrastrukturu distribuční sítě (snížení povolených výnosů) z důvodů řízení spotřeby stanovené expertním odhadem. Nižší cena za použití v době NT je úměrná úspoře nákladů na ztráty z důvodů řízení spotřeby stanovené expertním odhadem (úspora ztrát je cca 5 %). Nižší ceny za jistič a NT se u těchto dvoutarifních sazeb použijí jen při dosažení stanoveného podílu odběru elektřiny v době trvání NT (tj. v době neblokování spotřebičů). Při dosažení nižšího podílu odběru v NT než byl stanoven ERÚ, jsou zákazníkovi účtovány stejné ceny jako u jednotarifní sazby (D1Sc, D1Sd) součást CR ERÚ Zákazník nadále zůstává v dané dvoutarifní sazbě nedochází k žádnému přesunu. Zákazník je ekonomicky motivován k výběru sazby, která odpovídá charakteru jeho odběru.

Stanovení poměrů NT/(NT+VT) dvoutarifních sazeb Byly stanoveny následující podíly spotřeby NT/(NT+VT) pro přiznání zvýhodnění: MOO D2Ad = Sazba s 8 hod. trvání NT (dnešní D25d, D26d): 0,35 D2Td* = Sazba s 20 hod. trvání NT (dnešní D35d, D45d, D55d a D56d): 0,91 Sazba s 18 hod. trvání NT 0,85 MOP D2Ac = Sazba s 8 hod. trvání NT (dnešní C25d, C26d): 0,35 D2Tc* = Sazba s 20 hod. trvání NT (dnešní C35d, C45d, C55d a C56d): 0,85 Sazba s 18 hod. trvání NT 0,80 * Při zavedení NTS se předpokládá automatické překlopení do sazby s dobou trvání NT 20 hod. s možností zažádat si o režim s dobou trvání NT 18 hod. (ceny stejné jako u 20 hod., ale měkčí podmínka pro přiznání nižších cen platných v sazbě).

Specifické odběry na NN Sazba pro veřejné osvětlení u této sazby není uplatněna cenová progrese pro velké jističe (celospolečenský přínos veřejného osvětlení) Speciální sazba pro mikroodběry (dnes sazba pro neměřené odběry požární hlásiče, sirény, apod.) sazby se zachovávají a slučují se do jedné sazby s 2 režimy vyhodnocení Speciální dvoutarifní sazba bez blokování spotřebičů umožnění obchodníkům nabízet elektřinu ve dvoutarifech

Platba za elektřinu celkem (Kč) Změny v platbách za elektřinu MOO (silovka + regulovaná část) (Kč) Příklad nevhodně zvolené velikosti hlavního jističe 10 000 9 000 16,5% 0,2 0,15 8 000 7 000-21,0% 0,1 0,05 6 000 5 000 4 000 3 000 Příliš velký jistič Snížení velikosti jističe 0-0,05-0,1 2 000-0,15 1 000-0,2 0 Současná TS NTS NTS při změně na OM (změna sazby/jističe) -0,25 D02d D02d D02d 3 x 25 A 3 x 25 A 1 x 25 A 1 800 kwh 1 800 kwh 1 800 kwh

Ceny na NN a dopady NTS pro zákazníky na NN Co vyplývá z hodnocení dopadů na zákazníky NN U zákazníků s optimálně nastaveným jističem nedochází k negativním dopadům v regulovaných platbách U zákazníků s nevhodně nastaveným jističem by došlo k navýšení regulovaných plateb výrazné nárůsty je možné řešit snížením jističe Zákazník musí zvážit, jestli může provést optimalizační opatření pro eliminaci případných negativních dopadů v platbě (většina případů) snížením proudové velikosti hlavního jističe: stávající jistič je naddimenzovaný kontrola zapojení elektroinstalace (např. rozdělení zásuvkových okruhů na fáze) optimalizace používání spotřebičů (minimalizace soudobého odběru) energetické úspory (zateplení, energeticky úsporné spotřebiče,...) Pokud nemůže provést opatření (výjimečné sociální případy), mělo by být řešeno v rámci sociální politiky státu (MPSV)

Popis projektu Cíl projektu Provádění jednotlivých akcí Projekt Obce a změny v distribuci Společný projekt Agusen a Energie 2 OBCE A JEJICH DISTRIBUČNÍ NÁKLADY

Návrh společného postupu 1. Vyjednavač - musí zaujmout a vzbudit zájem starosty - domluví následnou schůzku manažera projektu (MP = OZ) D1 2. MP klient je u E2 podklady z E2 D3 - klient není u E2 podklady od klienta D3+ ček.doba 3. MP zpracuje podklady D5 - odešle na AG 4. AG vyhodnotí, navrhne řešení a cenu D10

5. E2 - dodá stanovisko a řešení obchodu D12 6. MP dostane noty a odprezentuje klientovi D15 a) technické řešení + cena AG b) obchodní nabídka - klient financuje sám - financování přes E2 s x letým závazkem klienta vč.komodity 7. Výstupy z jednání MP + starosta - dostat do rady obce - technika + komodita - technika - komodita

8. Obec - nic!!! opakovat za ¼ roku - za dva měsíce jde e-mail ze systému - ano - ano, ale výběrové řízení na celý projekt - ano technika, komodita VŘ 9. Realizace - AG 10. Peníze - AG - AG + E2 11. Královské dělení AG = MP + AG E2 = E2 + vyjednavač 12. Příjmy analýzy, měření, technologie, komodita

13. Provize za komoditu - pro MP (OZ PM tuzo) stejná jako nyní - pro AG 20% ze zbytku - pro E2 30% ze zbytku 14. Účastníci projektu MP od AG si proškolí 23.1. v Pardubicích + na dalších poradách MP od E2 - pouze po proškolení a prověření od AG

Analýzy odběrných míst Vytvoření analýzy je placená služba, kterou se vyhodnocuje zejména: zohlednění připravovaných změn v Nové tarifní soustavě (NTS), hlavně s ohledem na rezervované kapacity (velikosti jističů), které již mají a budou mít ještě větší vliv na platby za distribuci a POZE. současné spotřeby energií a nákladů na dodávky energií, rezervované kapacity a jejich optimálního nastavení, vhodnost měření odběrových špiček, proudové zátěže, napětí, odběru v sazbách, apod. pro následné zabezpečení co nejúspornějšího provozu a dosažení co nejnižších nákladů na energie, zejména rezervovaných příkonů a kapacit, návrh technických a organizačních opatření vyplývajících z provozních podmínek, energetických auditů či právních předpisů Pokud bude ve výstupu z analýzy nezbytně nutné provést měření OM a klient bude souhlasit, provede Agusen měření a detailní zpracování naměřených hodnot v grafické i číselné podobě. Z výsledků měření budou navrhnuty nebo upřesněny technické hodnoty, služby nebo technologie s cílem dosáhnou dalších úspor na nákladech za energie pro klienta. Na základě dodaných podkladů bude do x dnů vytvořena Agusenem analýza a dodána manažerovi s návrhem dalšího postupu.

Ceny za analýzy a provize Ceny za analýzy odběrných míst Celkový odběr klienta 2 200 Předpokládaná cena EE Předpokládaná úspora Minimální platba klienta za analýzu Měření datalogerem Provize pro MP do 100MWh 220 000 Kč 20 000 Kč 7 500 Kč 5 000 Kč 30% do 500MWh 1 100 000 Kč 80 000 Kč 35 000 Kč 7 000 Kč 30% do 1 000MWh 2 200 000 Kč 120 000 Kč 80 000 Kč 10 000 Kč 30% do 1 000MWh 2 200 000 Kč 200 000 Kč 100 000 Kč 25 000 Kč 30% do 3 000MWh 6 600 000 Kč 400 000 Kč 200 000 Kč 40 000 Kč 30% od 3 000MWh 6 600 000 Kč 400 000 Kč 200 000 Kč 40 000 Kč 30%