Ekonomické posouzení všech dlouhodobých přínosů a nákladů pro trh a jednotlivé zákazníky při zavedení inteligentních měřicích systémů v elektroenergetice ČR

Obsah

1 Manažerské shrnutí...........................................................................................................6

2 Stávající situace v elektroenergetice ČR a predikce budoucího vývoje............................8

2.1 Regulatorní a právní rámec.................................................................................8

2.1.1 Právní úprava......................................................................................................8

2.1.2 Regulace.............................................................................................................8

2.2 Model trhu...........................................................................................................9

2.3 Elektrizační soustava a způsob provozování....................................................10

2.3.1 Struktura elektrizační soustavy.........................................................................10

2.3.2 Ztráty technické a netechnické..........................................................................11

2.3.3 Systém HDO, technologický princip fungování, způsob jeho využívání, geneze nasazení, optimalizace diagramu zatížení......................................................................12

2.4 Bilance výroby a spotřeby.................................................................................12

2.4.1 Vývoj výrobního portfolia...................................................................................13

2.4.2 Očekávaný vývoj spotřeby a zhodnocení potenciálu pro řízení spotřeby.........13

3 Uvažované varianty zavedení AMM v elektroenergetice ČR..........................................17

3.1 Fáze projektu....................................................................................................17

3.1.1 Přípravná fáze zavedení inteligentního měření.................................................17

3.1.2 Realizační fáze zavedení inteligentního měření...............................................18

3.1.3 Varianty.............................................................................................................18

3.1.4 Harmonogram...................................................................................................21

4 Kvalitativní vyhodnocení zavedení AMM v elektroenergetice ČR...................................22

4.1 Základní aspekty kvalitativního a kvantitativního vyhodnocení.........................22

4.2 Kvalitativní vyhodnocení očekávaných přínosů, nákladů a rizik.......................22

4.2.1 Provozování systému měření............................................................................23

4.2.2 Odečet měřicích zařízení..................................................................................23

4.2.3 Vyúčtování dodávek (fakturace)........................................................................23

4.2.4 Asistenční služby pro zákazníky.......................................................................24

4.2.5 Provozní náklady a údržba měřicí techniky.......................................................24

4.2.6 Odložené investice do distribuční soustavy, příp. přenosové soustavy a výroby24

4.2.7 Technické a netechnické ztráty.........................................................................24

4.2.8 Spotřeba a špičkové zatížení............................................................................25

4.2.9 Přerušení dodávek elektřiny..............................................................................26

4.2.10 CO2 a jiné znečišťující látky...............................................................................26

4.2.11 Úspora instalovaného výkonu zdroje a podpůrných služeb..............................26

4.3 Investice a náklady zavedení AMM...................................................................26

2

4.3.1 Nové investice...................................................................................................27

4.3.2 Zmařené investice.............................................................................................27

4.3.3 Provozní náklady...............................................................................................27

5 Zkušenosti z pilotních projektů zavedení AMM v elektroenergetice ČR..........................29

5.1 Technologické zkušenosti.................................................................................29

5.1.1 Metrologické funkce inteligentních měřicích zařízení........................................29

5.1.2 Funkce pro řízení zátěže...................................................................................29

5.1.3 Komunikační technologie..................................................................................29

5.1.4 Zkušenosti z instalace technologie...................................................................30

5.2 Potenciál přínosu pro obchodníky a zákazníky.................................................30

5.2.1 Výsledky z měření u zákazníků.........................................................................30

5.2.2 Identifikované problémy....................................................................................31

5.3 Zkušenosti se stávající legislativou...................................................................31

6 Ekonomické vyhodnocení zavedení AMM v elektroenergetice ČR.................................33

6.1 Metodika modelu...............................................................................................33

6.1.1 Metodika diskontovaných peněžních toků (DCF)..............................................33

6.1.2 Princip stanovení rozdílu mezi variantou Základní a variantou Plošnou...........33

6.1.3 Hodnocené období............................................................................................33

6.1.4 Zastoupení účastníků na trhu s elektrickou energií...........................................34

6.2 Vstupní parametry modelu................................................................................35

6.2.1 Seznam agregovaných výdajových položek.....................................................35

6.2.2 Seznam agregovaných položek příjmů.............................................................36

6.3 Srovnání variant Základní a Plošná..................................................................37

6.3.1 Hodnoty NPV....................................................................................................37

6.3.2 Analýza citlivosti na skupině nejvýznamnějších parametrů..............................39

6.3.3 Specifikace podmínek pro pozitivní NPV..........................................................40

6.4 Vyhodnocení souladu s doporučením EU.........................................................40

7 Doporučení pro zavedení inteligentního měření v elektroenergetice ČR........................42

7.1 Závěrečné doporučení......................................................................................42

7.2 Odůvodnění doporučení....................................................................................42

7.3 Podmínky pro zajištění ekonomické výhodnosti zavedení AMM......................43

Přílohy1. Soupis vstupů a parametrů ekonomického modelu2. Popis souladu vstupů/parametrů Ekonomického modelu v kontextu doporučení EC z 9.

3. 2012 C (2012) 13423. Širší popis systému HDO

3

Seznam zkratek

1F jednofázový

3F třífázový

AMM pokročilý (inteligentní) systém měření (Advanced Metering Management)

BPL širokopásmová komunikace po silovém vedení (Broadband Power Line Communication)

CAPEX investiční výdaje (Capital Expenditure)

ČR Česká republika

DC datová centrála

DCF diskontované peněžní toky (Discounted Cash Flow)

DS distribuční soustava

DTS distribuční trafostanice

EK Evropská komise

ERÚ Energetický regulační úřad

ES elektrizační soustava

EU Evropská unie

GPRS paketový přenos dat (General Packet Radio Service)

HDO hromadné dálkové ovládání

ICT infomační a komunikační technologie

IS informační systémy

IT Informační technologie

MO sektor odběru - maloodběratelé

MOO sektor odběru typu maloodběratelé - domácnosti

MOP sektor odběru typu maloodběratelé – podnikatelé

MPO Ministerstvo průmyslu a obchodu

MZ měřicí zařízení

nn nízké napětí

NPV čistá současná hodnota investice (Net Present Value)

NT nízký tarif

NTZ netechnické ztráty

OM odběrné místo

OPEX provozní výdaje (Operational Expenditure)

OTE operátor trhu

OZE obnovitelné zdroje energie

PDS provozovatel distribuční soustavy

4

PLC úzkopásmová komunikace po silovém vedení (Power Line Communication)

PPS provozovatel přenosové soustavy

TD technický dispečink

TDD typový denní diagram dodávky

TNS tuzemská netto spotřeba

VO sektor odběru typu velkoodběratelé

VT vysoký tarif

WACC vážený průměr nákladů na kapitál (Weighted Average Cost of Capital)

5

1 Manažerské shrnutíObsahem tohoto dokumentu je Ekonomické posouzení všech dlouhodobých přínosů a nákladů pro trh a jednotlivé zákazníky při zavedení inteligentních měřicích systémů v elektroenergetice ČR (dále jen ekonomické posouzení) zpracované v souladu s požadavky směrnice Evropského parlamentu a Rady 2009/72/ES. Obsahuje posouzení toho, jaký způsob inteligentního měření je z hospodářského a energetického hlediska nejpřiměřenější a nákladově nejefektivnější a jaký harmonogram zavedení inteligentního měření je proveditelný. Ekonomické posouzení bylo zpracováno v souladu s doporučením EK ze dne 9. 3. 2012.

Trh s elektrickou energií v ČR je plně liberalizován. Všichni zákazníci mají právo volby dodavatele elektřiny a své právo využívají již za současného způsobu měření spotřeby elektřiny. Cenu komodity (elektrické energie) určuje trh. Činnosti monopolního charakteru, zejména přenos, distribuce elektřiny a zajištění systémových služeb jsou regulovány. V ČR existuje subjekt zodpovědný za centrální správu a poskytování dat měření – operátor trhu (OTE, a.s.).

Zákazníci, kteří elektřinu využívají k vytápění a akumulačnímu ohřevu vody, využívají dvoutarifní systém provázaný se systémem dálkového ovládání spotřebičů pomocí hromadného dálkového ovládání (dále též HDO). Tento systém je používán pro přímé dálkové řízení skupin spotřebičů podle nastavených časových schémat reflektujících míru zatížení sítě. Systém současně umožňuje předávat zákazníkům ve zjednodušené podobě tarifní signály vztahující se k ceně dodávky elektřiny (odlišení pásma vysoké a nízké ceny). Díky tomu zákazníci v ČR již mnoho let využívají větší části benefitů, jejichž zpřístupnění si EU slibuje od zavedení systému inteligentního měření (dále též AMM). Tímto způsobem mohou zároveň distribuční společnosti ovlivňovat (optimalizovat) průběh denního diagramu zatížení distribučních sítí v mezích stanovených tarifními schématy schválenými regulačním úřadem. Zároveň je nutno konstatovat, že potenciál úspor a řízení spotřeby elektřiny u zákazníků, kteří nevyužívají elektřinu k vytápění a akumulačnímu ohřevu vody, je, s ohledem na podíl této spotřeby v celkové spotřebě domácností a jeho časovou strukturu, nízký.

Zpracované ekonomické posouzení ukazuje, že v současné výchozí situaci ČR a při aktuálních cenách dostupné technologie by bylo zavedení inteligentního měření v ČR výrazně nevýhodné. Vzhledem k tomu, že většina potenciálu přínosů je dosažena již existujícím systémem, pak by dosažení dodatečných přínosů bylo ekonomicky zcela nepřiměřené stoprocentním nákladům na rychlé zavedení zcela nového systému. Naopak by přineslo provozovatelům distribučních soustav významná rizika a náklady, které se v plné výši přenášejí na zákazníka. Zákazník by nezískal dodatečné benefity, které by tyto další náklady vyvážily.

Mezi identifikovaná rizika patří neexistence norem a standardů, rizika rušení komunikace (elektromagnetická kompatibilita), rozvaděče nepřizpůsobené novým požadavkům a potřeba úprav elektroinstalace v odběrných místech zákazníků, která nebyla součástí ekonomického hodnocení. Významným rizikem u nového systému založenému na AMM je kybernetická bezpečnost. Zatímco stávající systém HDO je s ohledem na použité technologie velmi robustní a běžnými prostředky prakticky nenapadnutelný (možnost fyzického oddělení řídících systémů, vysoké výkony a připojovací napětí potřebné ke generování signálu), kybernetická bezpečnost nového systému není zatím technologicky uspokojivě vyřešena.

Mezi hlavní důvody negativního výsledku ekonomického vyhodnocení se řadí:

vysoké náklady na pořízení technologie AMM, ani výrazné snížení cen technologie AMM (-50 %) neposkytuje dostatečné přiblížení se ke kladné NPV právě z důvodů nedostatečných dodatečných výnosů oproti stávajícímu systému,

náklady související s instalací inteligentních měřicích zařízení na odběrných místech (dále též OM) včetně úpravy zařízení stávajících OM,

6

vysoké náklady na změnu infrastruktury informačních a komunikačních technologií (u PDS, operátora trhu, obchodníků),

průběžné výsledky pilotních projektů prokázaly nezájem zákazníků o data o spotřebě nad rámec současného stavu a jejich neochotu měnit své spotřebitelské zvyklosti i při aplikaci motivačních nástrojů.

Z ekonomického posouzení vyplývá, že zavedení inteligentního měření v ČR nelze v současné situaci doporučit. Mnohé z benefitů, které jsou EU očekávány od zavedení AMM, již zákazníci v ČR využívají díky HDO. Doplněním stávajícího systému o další tarifní struktury lze dosáhnout některých dalších benefitů bez dodatečných nákladů na technologie. Jde zejména o zavedení jednoho či více tarifů bez přímého dálkového řízení spotřeby, založeného na dobrovolné změně časové struktury spotřeby. Tyto budou přinášet spotřebiteli dvoustavovou informaci o ceně dodávky (nízká, vysoká) a umožní zákazníkovi reagovat změnou své spotřeby. Využitím těchto nástrojů lze již s použitím dosavadního systému HDO zajistit zvýšenou informovanost a postupnou osvětu spotřebitelů, zvýšit jejich motivaci k využívání systémů AMM a vytvořit tak prostředí pro pozdější implementaci AMM tak, aby nabízená flexibilita byla zákazníkem skutečně využita

Navrhuje se proto:

zachovat funkčnost současného systému HDO nejméně do roku 2020 a doplnit jej o tarify nepodmíněné blokací spotřebičů ve dvou či třech ekonomických variantách (prahové hodnoty mezi vysokým a nízkým tarifem a jejich časový režim umožňující reakci zákazníků na hladiny cen dodávky elektřiny a zvýšit využívání těchto mechanismů),

dokončit pilotní projekty AMM a provést jejich vyhodnocení do konce roku 2016, na základě vyhodnocení pilotních projektů a v návaznosti na dožívání systému HDO

předložit do roku 2018 implementační plán AMM jako součást širšího projektu implementace inteligentních sítí v ČR (v horizontu 2020 až 2030),

do r. 2017 stanovit národní komunikační standardy, standardy měřicích zařízení a hlavních prvků systému AMM a nastavit technické a legislativní podmínky pro zajištění kybernetické bezpečnosti systému AMM.

7

2 Stávající situace v elektroenergetice ČR a predikce budoucího vývojeCílem této kapitoly je zmapovat stávající stav sektoru elektroenergetiky v České republice v souvislosti s možným zavedením systému AMM. V kapitole je rovněž popsán stav a specifika elektrizační soustavy ČR, bilance výroby a spotřeby a její předpokládaný vývoj.

2.1 Regulatorní a právní rámec

2.1.1 Právní úpravaZákladním právním předpisem, který upravuje pravidla podnikání v energetice v ČR, je zákon č. 458/2000 Sb., o podmínkách podnikání a o výkonu státní správy v energetických odvětvích a o změně některých zákonů (energetický zákon), ve znění pozdějších předpisů. Na tento zákon dále navazuje propracovaný a vzájemně provázaný systém regulace energetického trhu v rámci podzákonných právních předpisů ve formě vyhlášek, pravidel provozování soustav (síťových kodexů) a technických norem.

Do právního řádu ČR byla směrnice Evropského parlamentu a Rady 2009/72/ES, o společných pravidlech pro vnitřní trh s elektřinou a o zrušení směrnice 2003/54/ES, ze dne 13. července 2009, implementována energetickým zákonem. Součástí této směrnice je požadavek na členské státy zajistit zavedení inteligentních měřicích systémů, které podpoří aktivní účast zákazníků na trhu s dodávkami elektřiny.

Na základě energetického zákona - podle § 16 písm. k) Ministerstvo průmyslu a obchodu (MPO), jako ústřední orgán státní správy pro energetiku, zpracovává analýzy zavedení inteligentních měřicích systémů v oblasti elektroenergetiky a plynárenství.

Povinnost měřit elektřinu je podle § 49 energetického zákona uložena provozovateli přenosové soustavy a provozovatelům distribučních soustav, přičemž bližší pravidla pro měření jsou stanovena vyhláškou č. 82/2011 Sb., o měření elektřiny a o způsobu stanovení náhrady škody při neoprávněném odběru, neoprávněné dodávce, neoprávněném přenosu nebo neoprávněné distribuci elektřiny, ze dne 17. března 2011. Náklady spojené se zajišťováním měření jsou zohledněny v regulovaných cenách za přenos a distribuci elektřiny. Mezi činnosti spojené se zajišťováním měření elektřiny patří instalace měřicího zařízení, jeho provozováním a obsluhou, kontrolou a údržbou měřicích zařízení, pořizováním odečtů, přenosem a uchováváním údajů z měření.

Elektroměry pro fakturační měření elektřiny instalované v síti musí být schváleného typu a musí mít platné úřední ověření. Lhůta platnosti úředního ověření se liší podle typu měřidla (většina elektroměrů má lhůtu platnosti úředního ověření 12 let).

Směrnice Evropského parlamentu a Rady 2004/22/ES, o měřicích přístrojích, ze dne 31. března 2004, byla implementována Nařízením vlády č. 464/2005 Sb., ze dne 19. října 2005, kterým se stanoví technické požadavky na měřidla. Všechny elektroměry pořizované v souladu s touto směrnicí jsou považovány za ověřené a není nutné provádět dodatečné ověření elektroměru do uplynutí doby platnosti úředního ověření. Některé země EU (např. Španělsko, Itálie) mají dobu úředního ověření elektroměrů pořizovaných podle směrnice 2004/22/ES shodnou s dobou životnosti elektroměru (tj. více než 12 let).

Legislativní změny, které budou vyvolány rozhodnutím o přípravě a zavedení inteligentních měřicích systémů (AMM), představují v ČR úpravu více než 20 právních předpisů. Dobu potřebnou na legislativní změny lze odhadovat na cca 17 měsíců (návaznost kroků viz kapitola 3.1.4).

2.1.2 RegulaceVýsledná cena dodávky elektřiny pro všechny kategorie konečných zákazníků je složena z pěti základních složek. První složku ceny tvoří neregulovaná cena komodity, tj. elektrické energie označované také jako silová elektřina, jejíž cena je tvořena na tržních principech a v

8

souladu s obchodními strategiemi jednotlivých dodavatelů elektřiny. Ostatní složky ceny zahrnují regulované činnosti přirozeně monopolního charakteru, mezi něž patří doprava elektřiny od výrobního zdroje prostřednictvím přenosové soustavy a distribučních soustav ke konečnému zákazníkovi, a dále činnosti spojené se zajištěním stabilního energetického systému z technického hlediska (tzv. zajišťování systémových služeb) i obchodního hlediska (především činnost operátora trhu s elektřinou v oblasti zúčtování odchylek). Dále mezi tyto složky patří příspěvek na podporu elektřiny z obnovitelných zdrojů, kombinované výroby elektřiny a tepla a druhotných zdrojů. Tímto způsobem je cena dodávky elektřiny tvořena pro všechny kategorie zákazníků s účinností od 1. ledna 2006, kdy byl český trh s elektřinou plně liberalizován.

Pro výše uvedené regulované složky je použita metoda regulace revenue-cap s využitím metodiky RPI-X. Při stanovení poplatků za přenos a za distribuci elektřiny se vychází z regulačního výkaznictví příslušného provozovatele soustavy. Povolené výnosy jsou kalkulovány regulačním úřadem a jsou promítány do kumulativní ceny za rezervaci kapacity. Cena za použití sítě zohledňuje náklady na ztráty v přenosové soustavě a v distribučních soustavách; při jejich stanovení jsou uplatňovány normativy ztrát.

Pro zákazníky využívající elektřinu k vytápění anebo akumulačnímu ohřevu vody je použit dvoutarif – kombinace nízkého a vysokého tarifu (více viz kapitola 2.3.3).

V systému regulace jsou v principu přenášeny vynaložené oprávněné nezbytně nutné náklady na zákazníka. Pokud bude rozhodnuto o zavedení AMM, lze očekávat, že regulované subjekty uplatní veškeré oprávněné náklady související se zavedením a provozem AMM do regulovaných složek ceny elektřiny.

2.2 Model trhuPodle energetického zákona jsou účastníky trhu elektřinou v ČR – výrobci elektřiny, provozovatel přenosové soustavy, provozovatelé distribučních soustav, operátor trhu, obchodníci s elektřinou a zákazníci.

Pravidla pro fungování trhu s elektřinou jsou stanovena vyhláškou č. 541/2005 Sb. o Pravidlech trhu s elektřinou, zásadách tvorby cen za činnosti operátora trhu s elektřinou a provedení některých dalších ustanovení energetického zákona ve znění pozdějších úprav (dále jen Pravidla trhu s elektřinou).

Za rovnováhu v elektrizační soustavě odpovídá provozovatel přenosové soustavy, kterým je v ČR společnost ČEPS, a.s. Za dopravu elektřiny a za měření elektřiny odpovídají provozovatel přenosové a provozovatelé distribučních soustav.

Za vyhodnocování odchylek, zajišťování zúčtování a vypořádání odchylek, organizaci krátkodobého trhu s elektřinou a některé další činnosti (např. poskytování fakturačních dat oprávněným subjektům) spojené s fungováním trhu je odpovědný operátor trhu – OTE, a.s.

Odchylky mezi skutečnými a sjednanými hodnotami dodávek elektřiny jsou vyhodnocovány každému subjektu zúčtování (subjekty zodpovědné za odchylky mezi skutečnými a sjednanými hodnotami dodávek elektřiny) za každou hodinu dne. Provozovatel příslušné soustavy zasílá operátorovi trhu naměřené hodinové hodnoty. U zákazníků na napěťové hladině nn s neprůběhovým měřením je místo naměřeného hodinového profilu použita metoda stanovení odběrového diagramu pomocí typových diagramů dodávky (TDD). Každému typu zákazníků na hladině nn s neprůběhovým měřením je přiřazen odpovídající typ TDD podle charakteru jeho odběru.

Trh s elektřinou v ČR je plně liberalizován. Všichni zákazníci mají právo volby dodavatele a také své právo přiměřeně využívají. Počet změn dodavatele je přibližně 6 – 7 % ročně, přičemž většina je na hladině nn.

V ČR je uplatněn právní a vlastnický unbundling výroby, obchodu, přenosu a distribuce elektřiny ve smyslu směrnice 2009/72/ES. Za instalaci a provoz měřicích zařízení, za měření

9

a předávání výsledků měření operátorovi trhu odpovídá PPS a PDS. Za správu předaných dat odpovídá operátor trhu. Toto uspořádání garantuje dlouhodobou stabilitu řešení při přípravě, zavádění a provozování AMM v rámci celého měřicího řetězce a poskytuje nediskriminační přístup všem stávajícím i novým subjektům. Správa celého měřicího a komunikačního řetězce jedním subjektem (PDS) zajišťuje vysokou úroveň zabezpečení dat a díky nižšímu počtu potřebných rozhraní snižuje riziko případného zneužití či ztráty dat.

2.3 Elektrizační soustava a způsob provozování

2.3.1 Struktura elektrizační soustavyElektrizační soustava ČR1 je systematicky budována více než 110 let. V elektrizační soustavě ČR je jedna přenosová soustava, tři regionální distribuční soustavy (připojené k přenosové soustavě) a více než 300 lokálních distribučních soustav připojených k regionálním distribučním soustavám. K elektrizační soustavě ČR je připojeno na všech napěťových úrovních cca 5,8 milionů zákazníků. Schéma přenosové soustavy je znázorněno na Obrázku 1.

Obrázek 1 Schéma přenosové soustavy

Instalovaný výkon výroben v ČR činí 20 250 MW. Většina velkých výroben je připojena do přenosové soustavy a distribučních soustav na napětí 110 kV. Cca 2 000 MW instalovaného výkonu ve zhruba 12 tis. malých výrobnách je připojeno na úrovni vysokého a nízkého napětí do distribučních soustav.

Koncepce sítí nízkého napětí v ČR je závislá na hustotě osídlení, a to následovně:

1 Blíže viz též Roční zpráva o provozu ES ČR 2011, Praha, ERÚ 2012

10

Řídce osídlené oblasti (anglicky označované „rural“, podle uvažovaného rozlišení obce do 5 000 obyvatel) zásobují cca 40% zákazníků, jejichž odběrná místa jsou připojená k venkovním sítím nn, převážně paprskovými sítěmi.

Hustě osídlené oblasti (anglicky označované „urban“, podle uvažovaného rozlišení obce nad 5 000 obyvatel) zásobují cca 60% zákazníků, jejichž odběrná místa jsou připojená k převážně kabelovým sítím nn, převážně kruhovými vedeními, případně mřížovými soustavami.

Původně byla všechna vedení budovaná ve venkovním provedení. Z toho vyplývala i koncepce spočívající v paprskovém uspořádání. Za posledních 50 let byla velká část vn a nn uložena do podzemních kabelových vedení a zkruhována. Podíl kabelových vedení klesá s rostoucím napětím. Vlivem zkruhování může při komunikaci mezi inteligentním měřicím zařízením a koncentrátorem docházet v kabelových sítích k přihlášení inteligentního měřicího zařízení k jinému koncentrátoru, než jednoznačně k tomu, který je umístěn v DTS, ze které je příslušné odběrné místo napájeno.

Kabelová vedení nebyla budována s ohledem na využití silových vedení pro přenos dat (PLC technologie) ani s ohledem na elektromagnetickou kompatibilitu. V této oblasti dosud neexistují mezinárodní ani evropské standardy.

Z výše uvedených důvodu je omezeno využití některých funkcionalit AMM (zejména bilance a odhalování netechnických ztrát).

2.3.2 Ztráty technické a netechnickéZtráty v ES ČR se pohybují na úrovni cca 5,5 % dopravované elektřiny. Lze je v zásadě rozdělit na technické a netechnické.

Technické ztráty jsou ztráty fyzikální a část vlastní spotřeby měřicích zařízení. Patří sem i vlastní spotřeba elektroměrů.

Netechnické ztráty zahrnují spotřebu, která nebyla změřena (neoprávněné odběry, vadné měřicí přístroje – elektroměry a měřicí transformátory, chyba zapojení), a spotřebu řádně změřenou, ale nevyúčtovanou (chybné vyúčtování, nesprávný násobitel u nepřímého měření, apod.).

Vývoj a podíl ztrát v ES ČR v celkové bilanci elektřiny uvádí následující obrázek.

Obrázek 2 – Vývoj bilance elektřiny (Zdroj: ERÚ - Roční zpráva o provozu ES ČR za rok 2011)

11

2.3.3 Systém HDO, technologický princip fungování, způsob jeho využívání, geneze nasazení, optimalizace diagramu zatížení

V ČR existuje více než 50 let propracovaný systém řízení spotřeby tzv. hromadné dálkové ovládání. HDO je soubor technických prostředků (jako např. vysílače, přijímače, centrální automatiky, přenosové cesty apod.) umožňujících vysílat povely nebo signály za účelem zapínání nebo vypínání spotřebičů, přepínání tarifů. HDO používá pro přenos silová vedení. Zavádění HDO se datuje od 50. let minulého století, kdy začalo nahrazovat spínací hodiny. Svým rozsahem a využitím je HDO v Evropě unikátní. Jedná se o spolehlivý (spolehlivost vyšší než 99 %) a silný nástroj využívaný k:

optimálnímu využití sítí,

přímé regulaci spotřeby,

přímé regulaci výroby,

realizaci tarifní politiky.

Základem využívání systému HDO je souhlas zákazníka s tím, že jeho topné spotřebiče budou PDS dálkově odblokovány v předem definovaném časovém pásmu, a za to mu je v tomto časovém pásmu počítána spotřeba podle nízkého tarifu, který je cenově výhodnější. U výroben je systém HDO využíván ke stupňovité regulaci výkonu podle stanovených pravidel.

Zákazník s PDS uzavírá dohodu, ve které souhlasí s tím, že v době vysokého zatížení sítě (vysoký tarif), případně krizového stavu, je odběr jeho topných spotřebičů blokován. Přínosem pro zákazníka je nižší cena v ostatní denní dobu (nízký tarif).

Prostřednictvím systému HDO již dnes PDS řídí spotřebu, omezuje špičky diagramu zatížení soustavy, snižuje ztráty a navíc řídí výrobu v malých decentrálních zdrojích, což výrazně přispívá k optimalizaci provozu distribučních sítí. Díky HDO je distribuční soustava budována optimalizovaným způsobem za minimálních investičních nákladů. Blíže viz příloha č. 3.

2.4 Bilance výroby a spotřebyČeská elektroenergetická soustava je v současné době charakterizována přebytkovou bilancí, a to jak z objemového, tak výkonového pohledu. V roce 2011 ČR exportovala přes 20% své výroby. Vzhledem k očekávanému vývoji strany nabídky a mírnému růstu poptávky si česká elektroenergetická bilance do roku 2030 udrží svůj mírně přebytkový charakter. I přes postupný rozvoj výroby z obnovitelných zdrojů bude zachována provozní rovnováha, stabilita a spolehlivost díky dostatečné kapacitě konvenčních zdrojů. Vzhledem k očekávanému mírnému růstu celkové spotřeby elektřiny a k předpokládaným minimálním změnám průběhu zatížení nevzniká potřeba významných úprav v koncepci provozu elektroenergetické soustavy. Bilanci výroby a spotřeby znázorňuje Obrázek 2.

2.4.1 Vývoj výrobního portfoliaV současnosti je v ČR elektřina vyráběna zejména v jaderných a hnědouhelných elektrárnách (dohromady přes 80% z 81 TWh vyrobené elektřiny). Zbytek pokrývají černouhelné, plynové, vodní a další obnovitelné zdroje. Vývoj nabídkové strany (strany výroby) bude ovlivňován řadou faktorů, k nimž patří zejména na jedné straně výstavba nových jaderných zdrojů, uplatnění velkých paroplynových elektráren, na druhé straně útlum systémových elektráren na hnědé uhlí a jejich částečná obnova. Dalším významným faktorem bude postupný nárůst instalovaného výkonu a výroby z obnovitelných zdrojů.

Jaderné elektrárny budou mít i nadále postavení zdrojů základního výkonu. Stávající jaderné zdroje zůstanou v provozu (cca 4 000 MW) z hlediska skladby bloků beze změny a vedle toho se počítá s uvedením do provozu celkem dvou až tří nových bloků ve stávajících lokalitách.

12

Výroba elektřiny z uhelných elektráren dozná značného útlumu. Ten vyplývá ze snižujících se objemů dostupného uhlí. Dochází k přirozenému dožívání jednotlivých uhelných lomů a situace se dále komplikuje územně-ekologickými limity těžby hnědého uhlí. Dalším omezujícím faktorem jsou požadavky na snižování emisí, vyplývající z legislativy EU, zejména Směrnice 2010/75/EU o průmyslových emisích (integrované prevenci a  omezování znečištěni). Uhelné zdroje budou stavěny jen jako náhrada stávajících zdrojů nebo jako jejich retrofit v lokalitách disponujících zásobami hnědého uhlí.

Ve sledovaném období dojde zřejmě k výraznějšímu uplatnění zemního plynu při výrobě elektřiny a centralizovaného tepla. To je dáno výstavbou velkých paroplynových zdrojů a vynucenou záměnou paliva u teplárenských zdrojů, které budou muset v důsledku omezených dodávek uhlí i uplatněním požadavků směrnice 2010/75/EU řešit svou provozní situaci, aby mohla být i nadále zajištěna dodávka tepla.

Postupně se bude zvyšovat podíl výroby elektřiny z OZE tak, že tato výroba elektřiny poroste z dnešních 8 TWh/rok na 12 TWh v roce 2020, což představuje naplnění cíle Evropské unie v roce 2020 pro ČR (podíl 13 % energie z OZE na hrubé konečné spotřebě energie v ČR). Po roce 2020 a dále se počítá s rozvojem OZE a to zhruba 3% tempem ročně. Nárůst instalovaného výkonu OZE může vést k navýšení potřeby podpůrných služeb, ale nepředpokládá se narušení rovnováhy elektrizační soustavy ČR.

2.4.2 Očekávaný vývoj spotřeby a zhodnocení potenciálu pro řízení spotřeby V roce 2011 bylo v ČR spotřebováno 58,6 TWh elektrické energie. Na spotřebě elektřiny se kromě samotného sektoru elektroenergetiky podílejí v ČR tyto sektory:

VO - sektor odběru typu velkoodběratelé,

MO - sektor odběru typu maloodběratelé, který se dále dělí na:

o MOO - sektor odběru typu maloodběratelé – domácnosti,

o MOP - sektor odběru typu maloodběratelé – podnikatelé.

Podíl jednotlivých sektorů na spotřebě elektřiny uvádí následující graf:

Obrázek 3 Spotřeba elektřiny ČR v roce 2011 v jednotlivých sektorech

Ve zvoleném predikčním horizontu - do roku 2030 - je předpokládán nárůst tuzemské netto spotřeby na hodnotu 73,1 TWh, což znamená oproti roku 2011 nárůst o přibližně 25 %. V případě zahrnutí předpokládané spotřeby elektromobilů by se pak jednalo o hodnotu

13

74,1 TWh. V tomto odhadu není zahrnut dopad připravované směrnice o energetické účinnosti, která může předpokládaný růst výrazně ovlivnit, až směr trendu otočit.

Očekávaný vývoj spotřeby elektřiny ČR do roku 2030 včetně rozdělení na jednotlivé sektory trhu uvádí následující tabulka.

Očekávaný vývoj spotřeby elektřiny ČR [GWh]

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030

Tuzemská netto spotřeba (TNS) 6 2314 63 348 64 395 65 425 66 397 67 286 70 746 73 140

VO 38 551 39 280 40 018 40 740 41 418 42 028 44 298 45 740

MO 23 763 24 068 24 377 24 685 24 979 25 258 26 448 27 400

- MOP 8 720 8 880 9 044 9 206 9 362 9 506 10 101 10 551

- MOO 15 043 15 188 15 333 15 479 15 617 15 752 16 347 16 849

Zdroj: Předcházející studie

Spotřeba v sektoru elektromobilů nebude mít na tvar diagramu zatížení na úrovni tuzemské netto spotřeby (TNS) významný dopad.

Očekávaný vývoj spotřeby elektřiny na úrovni maloodběrů (MO) a potenciál řízení jejich spotřeby

Spotřeba elektřiny v sektoru MO poroste pouze mírně - nebude tím podstatně zvětšován potenciál jejího řízení a nebudou výrazně navyšovány požadavky na posilování distribučních sítí. Potenciál pro přímé řízení spotřeby elektřiny (prostřednictvím technických pokynů PDS) v sektoru MOO poklesne vlivem zateplování, v sektoru MOP je očekáváno mírné navyšování v horizontu roku 2030.

Nepřímé řízení spotřeby pro sektor MOP není v rutinním provozu uvažováno. Řízení by bylo možné uvažovat pro řešení krizových stavů – odložení části spotřeby. Toto by si však vyžádalo vysoké náklady, které by dle expertních odhadů neodpovídaly výslednému efektu.

Aktuálně je převážná část řiditelné spotřeby realizována pomocí HDO - jedná se o přibližně 20 % spotřebované energie v sektoru MOO a přibližně 11 % spotřebované energie v sektoru MOP.

Nad rámec přímo řiditelné spotřeby existuje potenciál nepřímého řízení spotřeby elektřiny v sektoru MOO, který činní 5,4 % z celkové spotřeby elektřiny ve dni vysokého zatížení soustavy. Pokud budou zákazníci motivováni 50% snížením ceny komodity, očekává se využití na úrovni 22 % z výše uvedeného potenciálu, což činní na úrovni MOO pouze 1,2 % celkové denní spotřeby elektřiny ve dni vysokého zatížení soustavy.

Pro řešení havarijních stavů v ES ČR je možno v sektoru MO počítat dále s relativně nevýrazným řiditelným výkonem přibližně 30 MW na úrovni MOO a přibližně 15 MW na úrovni MOP. Tyto výkony odpovídají soudobému instalovanému výkonu dočasně odstavitelného chlazení. Nutno upozornit, že organizace odlehčení tímto způsobem předpokládá náklady, které nejsou adekvátní očekávaným přínosům.

14

Řízení zatížení pomocí HDOPro řízení spotřeby se v ČR v současné době uplatňuje systém HDO, který umožňuje řízení výkonu na úrovni 400 - 700 MW (zhruba 6 - 9 % zatížení). V oblasti roční energie toto řízení může představovat 4 - 7 TWh. Další možnosti řízení spotřeby, nad rámec dnešního stavu, na úrovni maloodběru budou jen omezené. I pro případ plného využití celého potenciálu přímého a nepřímého řízení se bude jednat jen o minimální navýšení dnešního stavu řízení spotřeby v ČR pomocí systému HDO. Reálné využití nepřímého řízení spotřeby (tj. dobrovolná reakce zákazníka na nové cenové signály) na úrovni maloodběru bude malé a bude determinováno možnostmi cenové motivace zákazníků.

Využití inteligentních systémů a prvků pro podporu řízení bilanční rovnováhy ES ČR je omezené, více perspektivní se ukazuje tzv. přímé řízení spotřeby prováděné v současné době pomocí HDO (blíže viz příloha č. 3). Z výše popsaného vyplývá, že charakter uvažovaného nepřímého řízení nevyžaduje přímo využití inteligentního měření. Je nutné zdůraznit, že pouhá instalace systému inteligentního měření požadovaná směrnicí 2009/72/ES musí být doplněna adekvátním rozvojem a modernizací přenosové a distribučních soustav.

15

3 Uvažované varianty zavedení AMM v elektroenergetice ČRCílem kapitoly je vymezit časový harmonogram včetně všech přípravných kroků a definovat smysluplné varianty zavedení AMM.

3.1 Fáze projektuProjekt zavedení systému inteligentního měření lze rozdělit na dvě navazující fáze:

Přípravná fáze

Realizační fáze

3.1.1 Přípravná fáze zavedení inteligentního měřeníPřípravnou fázi zavedení inteligentního měření lze definovat jako časové období, které zahrnuje jak činnosti administrativní povahy, projektového řízení, plánování a volby strategických rozhodnutí způsobu zavedení, testování v laboratorních podmínkách, tak samotný výkon servisních a kontrolních činností včetně realizace nutných technických úprav distribuční soustavy a odběrných míst před realizací zavedení nových technologií měření.

Podle časového harmonogramu (viz kapitola 3.1.4) bude celková doba přípravné fáze zavedení inteligentního měření v podmínkách ČR trvat nejméně 7 let.

Přípravná fáze zavádění AMM může být zahájena po:

vyhodnocení pilotních projektů,

rozhodnutí (na celostátní úrovni) o způsobu financování přípravy, zavedení a provozování AMM,

rozhodnutí (na celostátní úrovni) o zahájení přípravné fáze zavádění AMM.

K zahájení přípravné fáze zavádění systému inteligentního měření může dojít v případě, že:

bude zcela vyzkoušena a ověřena technologie pro podmínky ČR,

budou zvoleny národní komunikační standardy, standardy měřicích zařízení a hlavních prvků systému,

budou ošetřeny nebo vymezeny podmínky na eliminaci definovaných rizik.

Přípravnou fázi zavedení inteligentního měření lze rozdělit do jednotlivých kroků (etap):

Úprava legislativy

Zpracování studií proveditelnosti u jednotlivých subjektů dotčených zavedením AMM

Realizace výběrových řízení formou veřejných zakázek

Uzavření smluv s dodavateli

Příprava a ověření testovacího provozu

Příprava produkčního prostředí pro zavedení AMM včetně plánu kontrol a zkoušek v místech zavedení AMM (OM, DTS aj.)

Montáž ověřovací série

Vyhodnocení ICT a měřicí technologie, komunikace mezi jednotlivými prvky systému

Rozhodnutí o zahájení realizační fáze

Činnosti, které musí být provedeny koordinovaně na celostátní úrovni

Veškeré výše uvedené činnosti předcházející zahájení přípravné fáze

Rozhodnutí o zahájení přípravné fáze

16

Úprava legislativy

Rozhodnutí o zahájení realizační fáze

Za ostatní činnosti v přípravné fázi budou zodpovědné jednotlivé dotčené subjekty.

3.1.2 Realizační fáze zavedení inteligentního měřeníZavedení systému AMM zahrnuje výměnu měřicích přístrojů včetně příslušenství a implementaci IT systémů, které tvoří infrastrukturu systému AMM. V některých případech budou zřejmě nutné určité stavební úpravy, z důvodu výměny příslušného zařízení.

Jednotlivé fáze realizace zavedení AMM budou pravděpodobně probíhat v následujících krocích:

Zpracování projektové dokumentace

Zpracování testovací dokumentace

Návrh infrastruktury systému AMM a její zavedení

Zavedení systému inteligentního měření

Komerční provoz

Samotná doba zavedení inteligentního měření bude závislá  na zajištění vlastní a dodavatelské kapacity (dodávka hardware, software, projektů a montážních prací) včetně možnosti přístupu k zařízení zákazníků, k zařízení provozovatelů soustav a možnosti odstávek.

3.1.3 VariantyPodle doporučení Evropské Komise ze dne 9. března 2012 o přípravách na zavedení inteligentních měřicích systémů by měly být pro ekonomické posouzení zváženy nejméně dva prognostické scénáře (dále jen varianty).

První varianta počítá se zachováním současného stavu. Druhá varianta respektuje požadavek stanovený ve směrnici 2009/72/ES na zavedení AMM.

Při vymezování variant zavedení AMM byly kombinovány způsoby využití technologie AMM v oblasti měření a sběru dat, přičemž platí:

Zavedením AMM se míní instalace nové technologie založené na zcela jiných principech než je ta stávající, tj. spočívající na vybudování komunikačních cest a obousměrné komunikaci, napojení na datovou centrálu, rozšířeném zpracování a využití dat.

Rozvoj stávajícího stavu je založen na zachování hlavních principů organizace měření a doplnění vybranými zařízeními pro zajištění požadovaných funkcionalit na požadovaných místech.

Před zpracováním tohoto ekonomického posouzení byly v letech 2009 – 2012 podrobně analyzovány následující varianty technického řešení zavedení a pokrytí odběrných míst technologií AMM:

Základní – počítá se zachováním současného stavu

Plošná – plošné zavedení AMM, tedy osazení všech OM na napěťové hladině nn technologií AMM

Redukovaná – instalace AMM na všechna OM na napěťové hladině nn, vyjma odběrných míst s roční spotřebou do 100 kWh, se jmenovitou proudovou hodnotou hlavního jističe před elektroměrem do 25 A, která nejsou dvoutarifní a neslouží pro veřejné osvětlení

17

Výběr – instalace AMM na OM na napěťové hladině nn, která jsou dvoutarifní, slouží k napájení veřejného osvětlení, nebo jednotarifní s hlavním jističem před elektroměrem se jmenovitou proudovou hodnotou 25 A a vyšší nebo jednotarifní s roční spotřebou nad 5 MWh

Upgrade – předpokládá rozvoj současného stavu či jeho doplnění s co největším využitím stávajících technologií (zejména HDO), s instalací inteligentních měřicích přístrojů s alespoň jednostrannou komunikací z měřidla do koncentrátoru a dále do datové centrály

Výše uvedené varianty byly dále analyzovány také v provedení:

modulární - inteligentních měřicí přístroje mají odnímatelnou komunikační jednotku,

outsourcing komunikace - celý komunikační řetězec je zajišťován prostřednictvím sítě telekomunikačního operátora.

Po prověření výše uvedených variant byly jako nejvhodnější pro zpracování tohoto ekonomického posouzení vybrány následující dvě varianty:

Základní

Plošná (v provedení nemodulární, bez outsourcingu komunikace)

Varianta Základní

Základní varianta spočívá v zachování a udržování stávajícího stavu tj. HDO pro řízení spotřeby a výroby a stávajícího systému v oblasti měření, zpracování dat a fakturace.

Délka zúčtovacího období činí pro zákazníky, jejichž odběrná zařízení jsou připojena k síti nízkého napětí, zpravidla 12 kalendářních měsíců tzn., že odečet pro vyúčtování dodávek je prováděn jednou ročně. Zákazník je kdykoliv schopen zjistit aktuální spotřebu z údajů elektroměru. Zákazníkovi je umožněno poskytovat samoodečet k datu změny regulovaných cen (zpravidla k 1. lednu). Určení spotřeby je také bezplatně prováděno při změně dodavatele. Zákazníkovi může být měsíčně účtována záloha v rozsahu spotřeby za předchozí srovnatelné zúčtovací období, nejvýše však v rozsahu důvodně předpokládané spotřeby elektřiny na následující zúčtovací období.

V současné době jsou neprůběhovým měřením vybavena odběrná místa zákazníků na napěťové hladině nízkého napětí s hlavním jističem před elektroměrem se jmenovitou proudovou hodnotou do 200 A nebo s rezervovaným příkonem do 100 kW. Odběrná a předávací místa výrobců a zákazníků s vlastní výrobnou elektřiny v odběrném místě na hladině nízkého napětí (týká se zejména fotovoltaických elektráren) jsou převážně vybavena průběhovým měřením. Odběrná místa s hlavním jističem před elektroměrem se jmenovitou proudovou hodnotou 200 A a více, s rezervovaným příkonem 100 kW a více a všechna odběrná místa na vyšších napěťových hladinách jsou vybavena průběhovým měřením s dálkovým odečtem.

Na území ČR je vybudovaný a již řadu let plně funkční systém hromadného dálkového ovládání (HDO), který je dále rozvíjen. Jedná se o efektivní a spolehlivý nástroj na optimální využití sítí, regulaci spotřeby i regulaci výroby. Přijímače HDO jsou za standardních podmínek trvale (24 hodin denně) dosažitelné. Systém je připraven na další rozšíření, technologie umožňuje řízení prakticky každého OM. Systém HDO je převážně provozován jako dvoutarifní. Blíže viz kapitola 2.3.3 a příloha č. 3.

Situace v ČR je v tomto smyslu mezi evropskými zeměmi výjimečná. Je nutno konstatovat, že převážná část potenciálu řízení spotřeby je již tímto nástrojem realizována. Systém HDO je plně schopen operativního řízení zatížení elektrizační soustavy.

Při posuzování této varianty nebyl uvažován technický rozvoj, který přinese i pro tuto variantu část benefitů, které jsou uvažovány v rámci zavedení systému AMM (viz kap. 4.2.5).

18

Varianta Plošná

Ve variantě Plošná jde o instalaci inteligentních měřidel na 100 % OM (celkově se dle dnešního stavu jedná o přibližně 5,8 mil. OM). Jedná se o variantu s cílem 100% pokrytí OM (zahrnuje i OM připojená k lokálním distribučním soustavám), s výjimkou míst, kde z technických důvodů nebude možné zajistit dálkovou komunikaci a řešení bude muset být provedeno náhradním způsobem. Charakteristikou této varianty je osazování všech OM bez rozdílu v povaze a velikosti odběru, tj. inteligentní měřidla se osazují na všechna OM, kde je to technicky možné.

I ve variantě Plošná je potřeba uvažovat systém HDO, který představuje v současné době nezbytný nástroj pro PDS z hlediska řízení strany spotřeby a jeho stávající funkcionality je třeba zachovat. Dokud systém inteligentního měření nebude schopen plně nahradit stávající funkcionality HDO, bude muset být systém HDO provozován společně se systémem inteligentního měření.

Základním stavebním prvkem varianty Plošná jsou inteligentní měřicí zařízení, která v sobě sdružují mimo měření i funkce regulační a funkcionality systému pro přenos dat. Popis nejvýznamnějších prvků systému integrovaných v elektroměru je uveden v následujících bodech:

Přenos dat z inteligentních měřicích zařízení je předpokládán prostřednictvím technologie PLC, GPRS, případně jiné technologie.

Inteligentní měřicí zařízení bude vybaveno odpojovačem, což je spínací prvek, kterým lze zajistit úplné odpojení odběrného místa zákazníka od napětí 230/400V.

Limitér je softwarová funkcionalita inteligentních měřicích zařízení, která slouží k monitoringu úrovně vybraných veličin, např. napětí, proudu, odebrané energie, účiníku apod.

Dalším prvkem, který je zpravidla umístěn v distribuční transformační stanici, je koncentrátor. Koncentrátor sbírá průběžně data z inteligentních měřicích zařízení, zaznamenává jejich časy a periodicky je předává do datové centrály. Podle typu a možností koncového prvku je koncentrátor schopen předávat příkazy k vypnutí, zobrazení zprávy na displeji a k zapnutí silových obvodů v OM. Koncentrátor je schopen poskytovat na vyžádání nebo automaticky informace o stavu zpracování jednotlivých úloh a umožní řízení úloh nadřazeným systémem. Centrálním místem systému inteligentního měření je jedna nebo více datových centrál. Datová centrála je vysokovýkonné shromaždiště velkého objemu dat sebraných v reálném čase. Slouží pro ukládání naměřených hodnot a jako datový zdroj pro ostatní připojené moduly. Uchovává kompletní historické záznamy měření obsluhované sítě. Prostřednictvím datové centrály se řídí a zpracovávají odečty OM a provádí se validace a agregace dat. Centrála dále monitoruje, udržuje a řídí síť inteligentních měřicích zařízení a koncentrátorů a předává data dalším IT systémům dotčených subjektů.

Délka zúčtovacího období činní pro zákazníky zpravidla 12 kalendářních měsíců tzn., že odečet pro vyúčtování dodávek je prováděn jednou ročně a je shodná s variantou Základní.

19

3.1.4 HarmonogramPro variantu Plošná byla s respektováním specifik ČR (zejména legislativa), predikována délka přípravné fáze zavedení AMM 7 let a délka realizační fáze 7 let. Harmonogram přípravy a zavedení systému AMM je uveden na následujícím obrázku.

Obrázek 4 Časový harmonogram přípravy a zavedení systému AMMID Task Nam e

1 Přípravná fáze2 Rozhodnutí o zahájení přípravné fáze zavedení AMM

3 Úprava legislativy4 Příprava a úprava legis lativy

5 Technická standardizace

6 Zracování Studií proveditelnosti dotčených subjektů7 Výběr zpracovatele SP

8 Vypracování Studií proveditelnosti

9 Vyhodnocení Studií proveditelnos ti

10 Dodavatel technologie11 Zpracování poptávkové dokum entace12 Vypracování nabídek

13 Vyhodnocení nabídek

14 Smlouvy s dodavateli

15 Uzavření smlouv s dodavateli

16 Příprava a ověřování testovacího provozu systému17 Příprava produkčního pros tředí pro zavedení AMM18 Imlementace ICT a DC pro tes tování

19 Montáž ověřovací série

20 Vyhodnocení tes tování ICT a m ěřící technologie

21 Rozhodnutí o zahájení realizační fáze zavedení systému AMM22 Realizační fáze23 Zpracování projektové dokumentace

24 Zpracování tes tovací dokum entace

25 Vytvoření infrastruktury pro sys tém AMM

26 Zavedení systému AMM35 Provoz kompletního systému AMM

1.1.

26.4.

13.9.

21.9.

p2 p1 p2 p1 p2 p1 p2 p1 p2 p1 p2 p1 p2 p1 p2 p1 p2 p1 p2 p1 p2 p1 p2 p1 p2 p1 p2 p1 p2 p1 p2 p12012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Činnosti zvýrazněné v harmonogramu červenou barvou musí být koordinovány a provedeny na celostátní úrovni.

20

4 Kvalitativní vyhodnocení zavedení AMM v elektroenergetice ČR

4.1 Základní aspekty kvalitativního a kvantitativního vyhodnoceníKoncepce a technický stav sítí i způsob jejich provozování je v ČR na vysoké úrovni. Provozovatelé sítí mají k dispozici i významný nástroj pro řízení a optimalizaci zátěže sítí, řízení výroby malých zdrojů elektřiny, spotřeby konečných zákazníků včetně poskytování řady variantních tarifů. Tímto nástrojem je systém hromadného dálkového ovládání. Provozovaný systém HDO proto již dnes „čerpá“ značný podíl přínosů, které jsou očekávány od zavedení AMM v oblasti optimalizace zatížení sítí a řízení spotřeby elektřiny, jak je uvedeno v kapitole 2.4.2 a v příloze č. 3.

Indikátorem kvality sítí a již používaných nástrojů jejich řízení jsou i příznivé hodnoty technických ztrát jak v absolutních hodnotách, tak ve srovnání s jinými zeměmi EU, resp. provozovateli sítí v těchto zemích.

Stávající typy měřicích zařízení u velkých odběratelů elektřiny umožňují nejen dálkový odečet spotřeby a příkonu provozovatelem sítě, ale také nabídku sledování průběhu spotřeby a zatížení samotným odběratelem a tím jeho motivaci k úsporám a optimalizaci spotřeby a nákladů na elektřinu. Kromě toho u těchto měřicích zařízení je téměř vyloučena možnost nelegálního odběru a tedy vzniku netechnických ztrát.

Stávající měření spotřeby elektřiny u maloodběratelů je ve značném rozsahu realizováno pomocí digitálních měřidel s vyšší přesností a citlivostí než klasická Ferrarisova měřidla a jejich vybavení vnitřními registry dovoluje při návštěvě OM zjistit případné zásahy nebo ovlivnění naměřených hodnot nepovolanou osobou. To má příznivý vliv na omezení rizika vzniku neoprávněných odběrů elektřiny (netechnických ztrát).

V následujícím textu jsou popsány benefity související se zavedením AMM, které jsou relevantní pro ČR, přičemž se vycházelo z dokumentů EK k zavedení AMM:

Provozování systému měření

Odečet měřicích zařízení

Vyúčtování dodávek (fakturace)

Asistenční služby pro zákazníky

Provozní náklady a údržba samotné měřicí techniky

Odložené investice do distribuční soustavy, příp. přenosové soustavy a výroby

Technické a netechnické ztráty

Spotřeba a špičkové zatížení

Přerušení dodávek elektřiny

CO2 a jiné znečišťující látky

Úspora instalovaného výkonu zdrojů

4.2 Kvalitativní vyhodnocení očekávaných přínosů, nákladů a rizikVyhodnocení je provedeno s vědomím, že zavedení AMM je organizačně, investičně, provozně a ekonomicky náročný projekt, jehož výhodnost pro celou společnost i konečného zákazníka a další účastníky trhu se potvrdí pouze v případě, že reálně dosažitelné celkové přínosy převýší vynaložené náklady.

21

4.2.1 Provozování systému měřeníProvozováním systému měření se rozumí činnosti spojené s instalací měřicích zařízení, výměnou pro metrologické ověření nebo pro poruchu, výměnou při změně tarifu, ukončení a obnovení dodávky, apod.

Očekává se, že zavedením AMM dojde ke snížení některých nákladových položek provozovatele sítě, zejména nákladů na zaměstnance a nákladů na dopravu. Snížení nákladů vyplývá z předpokladu, že systém AMM umožní některé činnosti vykonat dálkově bez fyzické návštěvy OM.

Je třeba počítat s tím, že systém AMM je technicky složitější a vnáší do sítě a jejích komponent nová technická zařízení, která budou vyžadovat péči, údržbu a řešení poruch nebo řešení vadných nebo neuskutečněných přenosů dat.

I samotné dálkové provedení provozních operací vyžaduje kvalifikovanou obsluhu ICT aplikací v centru řízení AMM a její náklady musí být brány v úvahu.

Riziko nedosažení očekávaného, resp. maximálního přínosu v této oblasti je dáno dosud málo vyspělou a v provozních podmínkách neověřenou technologií (měřidla, komunikační moduly, prvky PLC, koncentrátory, komunikační cesty, atd.), která může generovat vyšší objemy poruch. Likvidace těchto poruchových stavů vyvolá dodatečné náklady na kvalifikovanější personál a samozřejmě náklady dopravní. Riziko je dále dáno neexistencí jednotných standardů pro oblast inteligentního měření v elektroenergetice. Tento benefit je zahrnut v porovnání nákladů (OPEX i CAPEX) variant Základní a Plošná.

4.2.2 Odečet měřicích zařízeníOčekává se, že zavedením AMM mohou provozovatelé sítí dosáhnout snížení měrných nákladů na provedení jednoho odečtu, neboť systém AMM umožní dálkový odečet měřicích zařízení. Za předpokladu bezchybného a kvalitního přenosu dat do odečtové centrály mohou být uspořeny náklady na zaměstnance a dopravní náklady. Další úspory mohou vzniknout při nepravidelných odečtech z důvodu změny dodavatele nebo odběratele v OM, ukončení odběru, resp. při jeho obnovení. Celková míra úspor je pak dána především četností pravidelného odečtu. V ČR je četnost stanovena legislativou na jeden rok a zdá se, že je dobrým kompromisem jak z hlediska provozovatele sítě, tak z hlediska zákazníka.

Míra úspor závisí na technologické úrovni měřicích zařízení a z ní vyplývající produktivity práce při odečtu. V případě digitálních měřicích zařízení s odečtem do mobilních terminálů je produktivita práce a kontrola kvality práce odečítače výrazně vyšší než při ručním záznamu stavu číselníků do protokolu.

Na straně nákladů je třeba počítat s tím, že řízení a provedení dálkových odečtů prostřednictvím systému AMM vyžaduje určitý počet zaměstnanců s vyšší kvalifikací než je vyžadována u profese odečítač, dále s náklady na provoz IT aplikací, zejména odečtové centrály a náklady na komunikaci mezi OM a centrálou řízení AMM. Dále bude nutné počítat s náklady na provádění pravidelných kontrol v OM.

Riziko nedosažení přínosů je obdobné jako v kapitole 4.2.1. Tento benefit je zahrnut v porovnání nákladů (OPEX i CAPEX) variant Základní a Plošná.

4.2.3 Vyúčtování dodávek (fakturace)Zavedením AMM se nezmění procesy, činnosti a náklady spojené s vyúčtováním dodávek., při nezměněné frekvenci fakturace. Po dokončení zavedení a úplného osvojení celého systému AMM lze očekávat redukci chybných faktur a jejich oprav na základě reklamací zákazníků. Vzhledem k tomu, že v současnosti již opravy faktur na základě reklamací zákazníků dosahují velmi nízkých hodnot, očekáváné přínosy se jeví jako zcela zanedbatelné.

Tento benefit není zahrnut v porovnání nákladů (OPEX i CAPEX) Základní a Plošné varianty.

22

4.2.4 Asistenční služby pro zákazníkyPřínosy je možné korektně uvažovat až po úplném zavedení AMM a jeho provozním osvojení. Zdrojem přínosů může být omezení kontaktů zákazníků za účelem dotazů na informace o OM, za účelem reklamací a nejasností ve vyúčtování dodávek a dalších kontaktů, které mohou být eliminovány tím, že odpovídající informace bude mít zákazník k dispozici přímo v místě odběru nebo zprostředkovaně přes internetové aplikace.

V průběhu zavedení AMM lze oprávněně předpokládat, že četnost a rozsah kontaktů zákazníků se zákaznickými centry provozovatelů sítí nebo obchodníků výrazně vzroste, což vyvolá dodatečné náklady na zaměstnance a technické vybavení. Po plném zavedení a adaptaci zákazníků na nový systém lze očekávat nepatrné snížení počtu požadavků souvisejících s obsluhou zákazníků.

Riziko nedosažení tohoto očekávání spočívá v samotném chování a mentalitě zákazníků, zejména domácností. Dle provedených průzkumů je zájem o pokrokové komunikační cesty s dodavateli energií nízký a další směr vývoje není dobře predikovatelný.

V celém hodnoceném období se předpokládá nulová změna těchto nákladů a tento benefit proto není zahrnut v porovnání nákladů (OPEX i CAPEX) variant Základní a Plošná.

4.2.5 Provozní náklady a údržba měřicí technikyPro účely stanovení míry dosažitelných přínosů je důležité uvažovat výchozí stav technické úrovně nyní instalovaných měřicích zařízení. U provozovatelů soustav v ČR probíhá cca 10 let modernizace měřicích zařízení v OM maloodběratelů cestou likvidace klasických měřidel a instalace měřidel elektronických (digitálních) s odečtem do přenosných terminálů, vybavených vnitřními registry pro archivaci dat a v některých případech i přijímači povelů HDO. U velkých a středních odběratelů jsou beze zbytku instalována měřicí zařízení elektronická s vybavením pro měření spotřeby, průběhu spotřeby, maxima zatížení, atd. a s možností sdílení dat zákazníkem.

S přihlédnutím k této výchozí situaci se neočekává žádná změna v rozsahu a nákladech na provozování měřicích zařízení, spíše existuje obava, že péče a udržování inteligentních měřicích zařízení a jejich periferií (spínače, komunikační moduly, atd.) vyvolá vyšší četnost a náklady korektivních zásahů z důvodu vyšší technické složitosti a dosavadní malé míry osvojení technologie ve výrobě, montáži a provozování. Toto pak je rizikem nedosažení alespoň nákladové neutrality provozu a údržby měřicích zařízení ve vztahu k současnému stavu.

Tento benefit je zahrnut v porovnání nákladů (OPEX i CAPEX) variant Základní a Plošná.

4.2.6 Odložené investice do distribuční soustavy, příp. přenosové soustavy a výroby

Očekávání redukce či odložení investic do sítí zrovnoměrněním zátěže sítí a možností její lokální i širší optimalizace je v podmínkách ČR vyčerpáno využíváním systému HDO a dodatečný efekt ze zavedení AMM není očekáván.

Tento benefit tedy není zahrnut v porovnání nákladů (OPEX i CAPEX) variant Základní a Plošná.

4.2.7 Technické a netechnické ztrátyV materiálech Evropské komise se očekává, že snížením spotřeby a zejména optimalizací zátěže (vyrovnávání odběrového diagramu) v elektrizační soustavě se dosáhne snížení technických ztrát. Potenciál tohoto očekávání je v ČR téměř vyčerpán využíváním systému HDO a zavedení AMM přinese jen zanedbatelný dodatečný efekt.

Očekávání přínosů ve snížení netechnických ztrát je zcela opodstatněné, avšak jen v části neoprávněných odběrů způsobených zásahy do měřicích zařízení a nikoli neoprávněnými

23

odběry uskutečněnými přímo v síti nebo v neměřených částech domovních rozvodů. I v této oblasti poskytuje zavedení AMM pomocné nástroje pro lokalizaci významnějších neoprávněných odběrů, a to kontrolou bilance napájecích uzlů sítě, resp. distribučních trafostanic v paprskové síti. U sítí zokruhovaných nebo mřížových je nutno počítat s omezením validity naměřených a zjištěných bilancí.

Naproti tomu je korektní uvažovat, že zpracování a validace alarmů, zpracování a analýza bilancí vyžaduje určité náklady na provoz a obsluhu IT aplikací (provozní, případně investiční náklady, personál).

Při plošném zavedení inteligentního měření nebudou ovlivněny ztráty ve vedení a transformaci, vlivem osazení dalších prvků zajišťujících komunikaci je možné očekávat mírný nárůst vlastní spotřeby na získání, přenos a zpracování dat.

Celkový efekt technických ztrát je nulový, v případě netechnických ztrát pouze minimální.

Benefit snížení netechnických ztrát je zahrnut v porovnání nákladů (OPEX i CAPEX) Základní a Plošné varianty.

4.2.8 Spotřeba a špičkové zatíženíPři posuzování zda lze zavedením AMM dosáhnout redukce absolutní spotřeby elektřiny zejména ovlivňováním chování zákazníků na základě informací ze systému AMM až „do domu“, např. prostřednictvím Home Display, byly vzaty v úvahu relevantní zkušenosti ze dvou největších evropských instalací, konkrétně z Itálie (plošné nasazení, 33 mil. elektroměrů) a Francie (250 tis. elektroměrů), které reálný potenciál úspor v běžném provozu nepotvrdily. Zároveň byly využity výsledky pilotních projektů PDS v ČR (40 tis. elektroměrů), které potenciál úspor absolutní spotřeby nepotvrdily a indikují jednoznačnou neochotu zákazníků slevit ze spotřebitelského komfortu. Při stanovení míry očekávání takového přínosu v podmínkách ČR se počítá tedy s  nulovým přínosem. Nadále by mělo probíhat ověřování tohoto parametru v pilotních projektech na území ČR. Při ekonomickém hodnocení byla zpracována citlivostní analýza tohoto parametru.

Jedním z očekávání EK je, že zavedení AMM umožní optimalizaci zátěže sítě (vyrovnávání odběrového diagramu) v elektrizační soustavě a tím se dosáhne úspor na straně výrobních kapacit pro krytí zátěžových špiček, kapacity pro podpůrné služby provozovatele přenosové soustavy, úspor v dimenzování kapacit sítí a v neposlední řadě i úspor na technických ztrátách (viz předchozí hodnocení). Potenciál tohoto očekávání je v ČR téměř vyčerpán využíváním systému HDO, který pokrývá již nyní všechny zákazníky s akumulačním ohřevem vody, elektrickým vytápěním a umožňuje jim přístup k time-of-use tarifům (pásma nízkého a vysokého tarifu) pro celkovou spotřebu elektřiny. Dodatečný efekt zprostředkovaný systémem AMM může být realizován nad zbylou odložitelnou spotřebou u konečných zákazníků, kteří dosud nevyužívají systém HDO, tj. např. praní, sušení a mytí nádobí. Výsledný efekt v podmínkách ČR je tedy malý. Pokud systém AMM bude způsobilý plně převzít stávající možnosti řízení spotřeby a optimalizace zátěže sítě, pak lze systém HDO zrušit s úsporou současných nákladů na jeho provoz, údržbu a rozvoj. Jednorázové náklady na likvidaci systému HDO však ovlivní výsledný efekt zavedení systému AMM.

Rizikem nedosažení očekávaných přínosů je zájem a vůle konečných zákazníků se věnovat řízení své spotřeby a jejího časového přesunu. Redukce rizika si vyžádá nemalé marketingové úsilí a náklady, vč. cenové motivace.

Předpokládá se, že zavedení AMM umožní dálkové odepnutí odpovídající zátěže sítě v případě předcházení či vzniku stavů nouze v elektrizační soustavě. Tato možnost může účinně zabránit lokálním i rozsáhlejším přerušením dodávky elektřiny (blackout) a její význam je velmi pozitivní. V podmínkách ČR je potenciál tohoto očekávání částečně vyčerpán, neboť systém HDO již nyní umožňuje dálkové odepnutí části nebo celé spotřeby ovládané HDO systémem přímo řízených spotřebičů.

24

Tento benefit je vyčíslen a zahrnut do porovnání variant Základní a Plošná.

4.2.9 Přerušení dodávek elektřinyPozice provozovatelů soustav v ČR v evropském kontextu je, co se týče počtu a délky trvání neplánovaných přerušení (poruch) dodávek elektřiny, dobrá. Očekávání, že zavedením AMM se vytvoří podmínky a fakticky dojde k významnějšímu zlepšení sledovaného parametru průměrné doby přerušení, jsou nízká. Důvodem je skutečnost, že informace o problému v OM probíhá v krátkém čase buď cestou call centra provozovatele soustavy nebo cestou provozních systémů řízení poruch anebo na úrovni vysokého a velmi vysokého napětí cestou dispečerských systémů SCADA. O plánovaných přerušeních dodávky elektřiny jsou podle právního předpisu zákazníci předem informováni; informace lze navíc získat na zákaznickém portálu. Největší podíl na době trvání přerušení dodávek elektřiny připadá na dopravu a práci poruchových čet. Na tento podíl nemá AMM žádný vliv.

Významnější ekonomicky zajímavé přínosy v kvalitě dodávek lze s jistým optimismem očekávat až v období rozvinutí a zavedení vyšších systémů Smart Grid.

Existuje vysoká pravděpodobnost nedosažení jakéhokoli přínosu.

Tento benefit tedy není vyčíslen a není zahrnut do porovnání variant Základní a Plošná.

4.2.10 CO2 a jiné znečišťující látkyOčekávání, že zavedením AMM bude dosaženo snížení produkce CO2 a dalších látek znečišťujících ovzduší je částečně opodstatněné. Toho lze dosáhnout snížením rozsahu dopravních výkonů za účelem odečtu a snížením části dopravních výkonů spojených se zajištěním provozu měřicích zařízení. Na druhé straně je nutné vidět, že po dobu zavádění AMM dojde k výraznému nárůstu dopravních výkonů v souvislosti s pasportizací dotčených komponent sítě, jejich úpravami, instalací měřicích zařízení, testováním systému, atd., takže celkový efekt v této oblasti bude málo významný.

Vzhledem k nulovému potenciálu úspor spotřeby elektřiny a nízkému dodatečnému potenciálu přesunu zatížení (blíže viz kapitola 4.2.8) bude efekt úspory CO2 minimální.

Tento benefit tedy není vyčíslen a není zahrnut do porovnání variant Základní a Plošná.

4.2.11 Úspora instalovaného výkonu zdroje a podpůrných služebRozložením části spotřeby elektřiny ve špičce rovnoměrně do celého dne (blíže viz kapitola 4.2.8), dojde i k nižší potřebě maximálního instalovaného výkonu. Tímto dojde k optimalizaci využití zdrojů na straně výroby, což se projeví nižší cenou silové elektřiny pro zákazníka. Zahrnutí benefitu v podobě ušetřených nákladů na výstavbu zdroje by představovalo zahrnutí tohoto benefitu dvakrát (v nižší ceně za elektřinu pro zákazníka a v ušetřených nákladech na výstavbu zdroje).

HDO i AMM lze využít pro řízení rovnováhy elektrizační soustavy, tj. k úspoře objemu nakupovaných podpůrných služeb. Potenciál tohoto benefitu nad rámec varianty Základní je 1-2 MW.

Benefit úspory podpůrných služeb je zahrnut do porovnání variant Základní a Plošná.

4.3 Investice a náklady zavedení AMMZa účelem zřízení systému AMM a získání očekávaných přínosů musí provozovatelé soustav a další účastníci trhu s elektřinou, např. obchodníci, operátor trhu, realizovat dále specifikované investice a v průběhu provozování nést odpovídající provozní náklady. Kromě toho musí být vzaty v úvahu zmařené investice a náklady na likvidaci stávajícího zařízení.

25

4.3.1 Nové investiceJe třeba vzít v úvahu, že ačkoli vlastní měřicí zařízení tvoří významnou část investičních výdajů systému AMM, většina výdajů směřuje do podpůrné infrastruktury v oblasti ICT, úprav distribuční sítě za odběrnými místy a modernizace odběrných míst pro instalaci inteligentních měřičů. Hlavními položkami investic jsou:

Příprava a zavedení AMM (investičního charakteru).

Pořízení a instalace inteligentních měřicích zařízení a jejich periferií (samostatných modulů). Ocenění těchto investic bude redukováno o neuskutečněné investice do klasických měřicích zařízení, která již nebudou v průběhu a dokončení zavedení AMM pořizována.

Pořízení nových aplikací a systémů ICT podpory pro AMM (odečtové centrály, zpracování dat, archivace dat, interface na fakturační systémy a systémy provozovatelů soustav, obchodníků a operátora trhu).

Pořízení komunikačních systémů pro přenos dat a povelů, pokud budou součástí sítě, např. vybavení sítí technickými prvky pro PLC (vazební členy, řídicí jednotky v uzlech, atd.), optické kabely přiložené do tras silových vedení nebo zřízené samostatně provozovatelem soustavy.

Investice do úpravy nebo úplné modernizace rozvaděčů, příp. domovních instalací u zákazníků z důvodu, že technicky nevyhovují potřebám instalace měřicích zařízení a dalších komponent pro zavedení AMM.

Investice do úprav DTS pro potřeby instalace měřicích zařízení, prvků PLC, koncentrátorů či dálkově ovládaných spínacích prvků.

4.3.2 Zmařené investiceProtože zmařené investice nejsou hotovostním výdajem, nejsou zahrnuty do ekonomického hodnocení. Do ekonomického hodnocení jsou zahrnuty pouze výdaje na jejich likvidaci. Jedná se tyto skupiny investic:

Vyřazení a likvidace nedožitých stávajících měřicích zařízení, která budou ze sítě v průběhu a dokončení zavedení AMM stažena.

V případě ukončení provozu systému HDO pak ukončení provozu a likvidace do tohoto systému.

4.3.3 Provozní nákladyTechnologie dálkových odečtů přináší úspory na personálních nákladech spojených s odečty a obsluhou odběrných míst, zároveň vyžaduje navýšení počtu vysoce kvalifikovaného personálu pro obsluhu moderních technologií a při návazném zpracování dat. Hlavní hodnocené skupiny provozních nákladů jsou:

Náklady přípravy a zavedení AMM provozního charakteru, zejména pasportizace a získání dalších podkladů pro zpracování projektové dokumentace nasazení AMM.

Náklady na provoz a údržbu inteligentních měřicích zařízení.

Náklady provozování a údržby odpovídajících systémů a aplikací IT podpory AMM u dotčených účastníků trhu s elektřinou (provozovatelů soustav, obchodníků s elektřinou a operátora trhu).

Náklady na provozování a údržbu telekomunikačních systémů zřízených provozovateli soustav tj. provozování PLC a optických sítí a jejich vybavení.

Náklady na telekomunikační služby nakupované na telekomunikačním trhu od třetích stran.

26

Náklady provozovatelů soustav vyvolané provozováním a údržbou síťových komponent, které jsou instalovány pro účely AMM.

Náklady na školení a rekvalifikaci personálu účastníků trhu s elektřinou.

Marketingové náklady na edukaci zákazníků a jejich motivaci k přijetí nové technologie a využití nových možností péče o hospodaření s energií.

27

5 Zkušenosti z pilotních projektů zavedení AMM v elektroenergetice ČR Již od roku 2005 realizují všichni provozovatelé regionálních distribučních soustav v ČR vlastní pilotní projekty v oblasti inteligentního měření. Nezbytnou podmínkou pro správné posouzení možnosti zavedení inteligentního měření v ČR je i analýza výstupů či dílčích závěrů plynoucích z těchto pilotních projektů. Pro účely tohoto ekonomického posouzení poskytly informace příslušné distribuční společnosti skupin ČEZ, E.ON a PRE, a to na základě svých pilotních projektů, v rámci kterých bylo měřením AMM osazeno cca 40 tisíc odběrných míst zákazníků.

5.1 Technologické zkušenosti

5.1.1 Metrologické funkce inteligentních měřicích zařízeníMetrologické funkce, požadované pro stávající rozsah měřených veličin a frekvenci jejich snímání, jsou dostačující. Dodavatelé inteligentních měřicích přístrojů v pilotních projektech AMM definované požadavky většinou plní.

5.1.2 Funkce pro řízení zátěžeInteligentní měřicí zařízení v základní verzi nesplňují požadavky na ovládání zátěže (2 relé jako u HDO) a musely být dodavateli dodatečně upraveny. Po úpravě nabízí inteligentní měřicí zařízení přímé ovládání zátěže částečně porovnatelné se stávající kombinací přijímač HDO + stávající elektroměr. Inteligentní měřicí zařízení je pak schopno přepínat tarify nezávisle od blokování relé. Této funkce je možno využít při nasazení obchodních nástrojů typu dvou či více tarifních produktů, nebo až dynamických tarifů. Spolehlivost přepínání tarifů je však výrazně limitována přenosovými schopnostmi použité konkrétní komunikační technologie, zejména při použití některých implementací PLC.

Při uvažování omezené přenosové rychlosti použitého komunikačního řetězce je třeba zahrnout i návazné systémy:

Standardizované rozhraní, které umožní do systému distributora zasílat požadavky jednotlivých obchodníků na spínání tarifů. Toto rozhraní by bylo vyžadováno i v případě použití statických tarifů definovaných pomocí time-of-use.

Obchodní/obchodně-dispečerský systém obchodníka, který podle nastavených algoritmů v závislosti na aktuálních tržních podmínkách bude aktivovat rozdílné tarify, resp. zasílat do systému distributora pokyny k aktivaci tarifů.

Lze také uvažovat o možnosti tarify vyhodnocovat z odečteného profilu ex-post, což výrazně snižuje nároky na komunikační kanály. Zároveň se však stejně výrazně snižuje informovanost zákazníka o aktuálním tarifu, tedy se snižuje jeho schopnost na změny tarifu reagovat změnou své spotřeby. V tomto případě lze uvažovat o nahrazení přenosu informací mezi datovou centrálou AMM a inteligentním měřicím zařízením přenosem informace přímo od systému obchodníka k řídicímu systému chytré domácnosti zákazníka.

Dynamické tarify bez dostatečné podpory zákazníkova komfortu, např. automatickým řízením spotřebičů podle nastavených algoritmů řídicího systému chytré domácnosti, mohou výrazně omezit potenciální okruh zájemců o dynamické tarify.

5.1.3 Komunikační technologieBěhem pilotních projektů na jednotlivých technologiích jsou testovány především hromadně využívané přenosy pomocí technologie PLC. Přenosy PLC jsou provozovány na zařízení ve vlastnictví provozovatele soustavy (inteligentní měřicí zařízení s modemem PLC, distribuční soustava jako přenosová trasa, vazební člen a PLC modem v koncentrátoru/routeru na DTS) a částečně i elektroinstalaci odběrného místa.

28

Teoretická udávaná přenosová rychlost je cca 10 kbps, prakticky je však dosahováno cca 2 - 4 kbps. V praxi se ukazuje, že PLC technologie je velmi citlivá na rušení, a to jak externími zdroji rušení, tak i rušení vlastní technologií PLC – zejména v hustých aglomeracích (důvodem je zejména použití kabelů bez stínění, což vede k vzájemnému rušení jednotlivých domén), blíže viz kapitola 2.

Spolehlivost PLC sítě je také ovlivněna stavem elektroinstalace a chováním zákazníků. Starší řady jističů způsobují útlum signálu a zvyklost zákazníků vypínat při delší nepřítomnosti napájení domu/bytu hlavním jističem před elektroměrem má pak v mnohých případech za následek nedostupnost inteligentního měřicího zařízení pro odečty, povelování, a zejména jako opakovače signálu v síti.

Další testovanou technologií přenosů dat je GPRS. Přenosy GPRS v ČR nejsou aktuálně využitelné ve velkém měřítku. Kapacita telekomunikačních operátorů není na takovou zátěž připravena a parametry služby navíc nejsou garantovány.

Jako slibná se ukazuje technologie BPL (širokopásmové PLC), která je však pro systém AMM na počátku svého využití. Přenosové rychlosti jsou výrazně vyšší, provoz a správa se blíží způsobu provozování IP sítí. BPL je však výrazně náchylnější na rušení, výrazně kratší dosah pak tuto technologii předurčuje k využití spíše v hustší zástavbě.

Žádná z použitých komunikačních technologií zatím neumožnila nasadit systém AMM s takovými parametry, aby bylo možné uvažovat o náhradě HDO.

5.1.4 Zkušenosti z instalace technologiePro úspěšné a efektivní nasazení systému inteligentního měření na OM představují rizika zejména:

nepřipravenost elektroměrových rozvaděčů pro novou technologii (malý montážní prostor, stav domovní elektroinstalace),

existence skupinových HDO (jeden přijímač HDO ovládá více domácností),

nevyhovující hlavní jistič před elektroměrem (degradace přenosu signálu pomocí PLC technologie),

nutnost instalace opakovačů pro zajištění spolehlivosti přenosu informací,

úpravy/příprava DTS pro montáž technologie PLC,

hlavní jistič před elektroměrem, který může u jednosazbových elektroměrů přerušit komunikační cestu pomocí technologie PLC.

5.2 Potenciál přínosu pro obchodníky a zákazníkyPro obchodníka je zásadním přínosem technologie AMM možnost získání dat o spotřebě elektřiny za jednotlivé hodiny a tedy teoreticky možnost účtovat pro každou hodinu jinou cenu. Tímto se obchodník dostává k potenciálu využití nových tarifů a zlepšení predikce chování zákazníka. Zároveň ale velké množství zpracovávaných dat bude vyžadovat významné změny v podpůrných ICT systémech a nástrojích na analýzy, predikce apod.

5.2.1 Výsledky z měření u zákazníkůV rámci jednoho z pilotních projektů AMM byl vybraným jednotarifním zákazníkům nabídnut testovací dvoutarif, v rámci kterého byly zákazníkovi účtovány rozdílné ceny za tzv. vysoký a nízký tarif. Rozdíl mezi cenou elektřiny v období vysokého a nízkého tarifu byl záměrně zvýrazněn s cílem motivovat zákazníky ke změně chování a tedy využití potenciálu úspor v nákladech na spotřebovanou elektrickou energii.

Z vyhodnocení zkušební nabídky dvoutarifu plyne, že zvolená výše finanční stimulace nabízeného dvoutarifu není pro změnu chování zákazníků dostatečná (rozdíl 3 Kč/kWh mezi

29

VT a NT, resp. poměr ceny VT/NT cca 4/1 pro silovou elektřinu, resp. 7/4 pro celkový náklad na elektřinu vztažený na spotřebované kWh). Z průběžných výsledků se dále ukazuje, že zákazníci, kteří přijali testovací AMM dvoutarif, byli ochotni přesunout v průměru 1,4 % spotřeby z doby platnosti VT do doby platnosti NT.

Součástí komplexního přístupu k analýze obchodních příležitostí, které by mohlo přinést plošné zavedení AMM v segmentu maloobchodu (MOO a MOP), byly průzkumy zaměřeny na zjištění zájmu zákazníků o nové tarify, jejich preference, ochotu změnit chování (přesouvat spotřebu) v návaznosti na cenové motivace, očekávané přínosy apod.

Z pilotních projektů také vyplývají některé reakce zákazníků na nabídku nových tarifů:

Zákazníci nemají zájem o tarify, kde se cena elektřiny odvíjí od ceny elektřiny na burze. Svůj nezájem odůvodňují neochotou akceptovat riziko nestálé ceny.

Zákazníci jsou ochotni akceptovat dvoutarifní ceny v případě možnosti snížení platby.

Zákazníci příliš neprojevují zájem o komplikovanější produkty, např. třítarif.

Na základě porovnání výsledků zákaznických průzkumů a analýz reálných dat lze také konstatovat, že zákazníci deklarují nadsazená očekávání v oblasti možných úspor či změny chování. Zákazníci by byli ochotni měnit své chování, jejich očekávání finanční kompenzace za takovou změnu je však nadstandardní, zároveň nejsou ochotni nijak ustoupit ze svého komfortu a zvyklostí.

Ochota změnit své chování u uživatelů jednotarifu odpovídá stávajícímu modelu chování uživatelů dvoutarifu - uživatelé jednotarifu jsou nejčastěji ochotni přesunout část spotřeby elektřiny (mytí nádobí v myčce, praní a žehlení) na dobu, kdy je elektřina levnější.

5.2.2 Identifikované problémyPilotní projekty již v současnosti odhalily řadu kritických míst případného plošného zavedení systému inteligentního měření v ČR. Kritickými místy jsou především:

technické problémy při instalaci technologie AMM,

technické problémy s komunikačními technologiemi,

nadhodnocení odhadů množství potenciální úspory energie, resp. přenesení spotřeby energie,

časové hledisko plošné instalace,

ochota zákazníků spolupracovat,

oslovení zákazníci preferují měsíční či kvartální hodnoty spotřeby a (tím se snižuje využitelnost odečtu 15 minutových profilů, které AMM umožňuje).

Tyto informace je nutné vzít v úvahu při technicko-ekonomickém hodnocení těchto pilotních projektů.

5.3 Zkušenosti se stávající legislativouV současnosti probíhající pilotní projekty poukazují na určitá úskalí, která by mohla případné zavedení AMM provázet a která bude nutné před počátkem zavádění legislativně dořešit.

Z předběžných výsledků pilotních projektů zavedení AMM bylo zjištěno, že je potřeba se blíže zaměřit na problematické otázky v oblasti již existující české legislativy a její úpravy před zavedením AMM. Jedná se zejména o tyto problematické oblasti:

Ochota zákazníků a majitelů objektů strpět instalaci inteligentních měřidel

Technická úprava odběrných zařízení zákazníků a majitelů objektů tak, aby bylo možné instalovat měřidla

30

Předávání dat (v jakém rozsahu, času a komu)

Ochrana dat, ochrana osobních údajů

Volnost tarifů obchodních i distribučních

Profinancování AMM (u všech dotčených subjektů)

Legislativní zakotvení obchodního modelu

Flexibilita zálohování a fakturace (např. dnes je výše zálohy limitována skutečnou předcházející spotřebou)

31

6 Ekonomické vyhodnocení zavedení AMM v elektroenergetice ČR

6.1 Metodika modeluCílem ekonomické analýzy je odpovědět na otázku, zda má zavedení technologie AMM pozitivní efekt pro společnost. Pro dosažení tohoto cíle byl vytvořen ekonomický model zavedení AMM v ČR, který na základě zjištění předcházejících prací porovnává vybranou variantu Plošná s variantou Základní. Model zohledňuje relevantní výdajové a příjmové položky zavedení v časovém rozlišení a umožňuje změnou parametrů určit citlivost výsledků na tyto parametry.

6.1.1 Metodika diskontovaných peněžních toků (DCF)Model je založen na metodice diskontovaných peněžních toků – DCF (Discounted Cash Flow), která spočívá v ocenění projektu pomocí časové hodnoty peněz. Jedná se o výnosovou metodu, při které jsou budoucí peněžní toky (odchozí a příchozí) diskontovány tak, aby byla stanovena čistá současná hodnota – NPV (Net Present Value). Metoda DCF je široce využívána při investičním rozhodování.

Výstupem modelu je čistá současná hodnota rozdílových výdajů mezi variantou Základní a Plošná a příjmů z benefitů spojených se zavedením a provozem technologie AMM.

6.1.2 Princip stanovení rozdílu mezi variantou Základní a variantou PlošnouPro varianty Základní a Plošná jsou porovnávány výdaje v jednotlivých letech (investiční a provozní), dále jsou spočítány příjmy z benefitů. Výsledná hodnota NPV je součet diskontovaných benefitů a rozdílu výdajů za hodnocené období.

6.1.3 Hodnocené obdobíPro potřebu porovnávání a hodnocení variant zavedení AMM jsou v modelu započteny výdaje a příjmy plynoucí z první vlny instalace AMM. Ve chvíli nahrazení prvních systémů AMM (po uplynutí platnosti jejich úředního ověření, která je stanovena legislativou na 12 let) novými přístroji se úměrně rychlosti náhrady snižují i započtené výdaje a příjmy a do kalkulace výdajů a příjmů je reflektován pouze poměr dle podílu systémů AMM z první vlny instalací.

Celé období, za které se počítá ekonomický model, je složeno z částí:

Přípravná fáze (7 let) – období před zahájením samotné instalace měřicích zařízení, ve kterém probíhá příprava příslušné legislativy, příprava detailního plánu zavedení, výběrová řízení na dodavatele technologie, nákup technologie, školení personálu apod.

Realizační fáze (7 let) – doba, po kterou dochází k osazování odběrných míst novou technologií, až po dobu, kdy budou všechna odběrná místa v ČR osazena.

Provozní fáze (12 let dle platnosti úředního ověření měřicího zařízení) – doba, po kterou je technologie provozována, než dojde k její výměně. Tato fáze obsahuje doběh, tj. období, ve kterém je v modelu uvažováno postupné vyřazování inteligentních měřidel bez náhrady a zároveň dochází k dočerpání z nich plynoucích benefitů. Jedná se o teoretický předpoklad, který umožní provést kalkulaci na časově uzavřeném období.

Přípravná fáze Realizační fáze Provozní fáze/z toho plný provoz

Celkem

7 7 12 / 5 26

Období (počet let), za které se počítá ekonomický model, je:

32

Obrázek 5 Znázornění průběhu přípravy a zavedení AMM a příslušný průběh nákladů a benefitů

Čas

Přípravná fáze Realizační fáze Fáze provozu

Přípravná fáze Realizační fáze Fáze provozu

Čas

Inst

alac

e AM

MBe

nefit

yNá

klad

y

Plný provoz Doběh

Plný provozPlný provoz Doběh

6.1.4 Zastoupení účastníků na trhu s elektrickou energiíPři sestavení modelu byly uvažovány výdaje a dopady na všechny relevantní účastníky trhu, od výroby, přes distribuci a obchod až k samotnému zákazníkovi včetně dopadů na trh samotný prostřednictvím operátora trhu. Byly identifikovány čtyři hlavní skupiny („nositelé“) výdajů a příjmů.

Distribuce – provozovatel distribuční soustavy je nositelem valné většiny nákladů zavedení AMM (zejména pořízení, instalace a provoz elektroměrů, komunikace, sběr a zpracování dat, IT systémy). Provozovatel distribuční soustavy je také hlavním příjemcem benefitů, které plynou ze  zavedení AMM (zejména úspory z provozu staré generace elektroměrů, odečtů, snížení netechnických ztrát a úspory plynoucí z HDO).

Obchod – údaje o datech měření umožní obchodníkům nový rozměr segmentace zákazníků a nabídku nových tarifů. Typickým přínosem je benefit z nových tarifů a využití „demand side management“ s cenovým stimulem a na druhé straně jsou náklady na IT podporu pro nové obchodní modely a produkty aj.

Zákazník – Hlavním potenciálním benefitem pro zákazníka je úspora na nákladech za elektřinu plynoucí z přesunu spotřeby, popř. jejím snížení. Dosažení těchto benefitů však nebylo potvrzeno zahraničními zkušenostmi ani pilotními projekty v ČR. Je sporné, zda je vůbec k dosažení těchto benefitů potřebná technologie AMM. Náklady spojené se

33

zavedením AMM se v konečném důsledku promítnou v regulovaných cenách distribuce u zákazníka, nicméně v modelu jsou uvažovány jako náklady distribuce.

Ostatní – mezi ostatní patří stát ČR jako takový, Operátor trhu, jehož IT systémy musejí být připraveny na provoz AMM, resp. jeho role je klíčová pro správné fungování trhu v ČR a provozovatel přenosové soustavy.

V hodnotovém řetězci od výroby elektřiny po její spotřebu je nutné zohlednit také výrobu a přenos, nicméně přímé náklady a benefity u výroby elektřiny a přenosu elektřiny nebyly identifikovány. Nepřímé benefity jsou promítnuty prostřednictvím ceny silové elektřiny u zákazníka.

6.2 Vstupní parametry modelu Model je definován parametry a jejich vazbami. Vstupem modelu jsou všechny položky příjmů a výdajů související s přípravou, zaváděním a provozem technologie AMM v ČR a parametry kvantifikující prvky, činnosti, subjekty nebo popisující okrajové podmínky činnosti modelu.

Pro účely analýzy variant a jejich přehledného hodnocení jsou výstupní hodnoty z modelu sloučeny do skupin podle oblastí (účelu) nebo subjektů (distribuce, obchod aj.). Tyto „agregované“ položky jsou pak spolu porovnávány.

6.2.1 Seznam agregovaných výdajových položek

Popis výdajové položky Vstupy tvořící položku

AMM zařízení DTS - výdaje na instalaci

CAPEX Instalace infrastruktury na DTS

OPEX Kontrola DTS před a po zavedení AMM

AMM zařízení DTS - výdaje na pořízení

CAPEX Měřicí zařízení na DTS - AMM (součtové elektroměry)

CAPEX Infrastruktura AMM DTS

CAPEX Opakovač signálu

MZ - výdaje na instalaci

CAPEX Montáž nových standardních MZ

CAPEX Montáž nových AMM MZ

OPEXMontáž a demontáž stávajících MZ (operativa, demontáž z důvodu instalace AMM)

OPEX Likvidace MZ

OPEX Úprava OM

OPEX Opakované návštěvy vlivem zavedení

MZ - výdaje na pořízení

CAPEX Pořízení standartních MZ

CAPEX Pořízení průběhových MZ a komunikačních jednotek

CAPEX Pořízení AMM MZ

OPEX Opravy a ověření MZ

Výdaje na sběr a zpracování dat z MZ OPEX Sběr a zpracování dat z MZ AMM (bez DC

a komunikací)

34

Popis výdajové položky Vstupy tvořící položku

Výdaje na komunikaci

OPEX Komunikace standardních průběhových měřidel

OPEX Komunikace GPRS pro AMM na DTS a OM

OPEX Bezpečnost

Výdaje IT – DistribuceCAPEX Datová centrála a komunikace

OPEX Datová centrála

Výdaje IT – operátor trhuCAPEX Výdaje na IS

OPEX Výdaje na IS

Výdaje IT – ProdejCAPEX Výdaje na IS

OPEX Výdaje na IS

Ostatní výdaje OPEX Výdaje na novou smlouvu v souvislosti se zavedením AMM

OPEX Zvýšení výdajů na instalovaný elektroměr v souvislosti se zavedením AMM

CAPEX Výdaje přípravné fáze

OPEX Úspora na provozních výdajích spojených s HDO vysílači po zavedení AMM

OPEX Ostatní provozní výdaje prodeje

6.2.2 Seznam agregovaných položek příjmů

Přínosy Vstupy zahrnuté do příjmů

Absolutní úspora elektrické energieOPEX Úspora na snížení spotřeby

OPEX Výdaje na vlastní spotřebu MZ

Úspora na systému HDOCAPEX Úspora na měřicím zařízení HDO a řídicí

automatice

OPEX Výdaje na montáž a demontáž HDO

Provoz MZ + zařízení DTS

OPEX Úspora na odpojení a obnově dodávky elektřiny

OPEX Úspora výdajů při změně dodavatele elektřiny

OPEX Výdaje na servis DTS

OPEX Výdaje na periodickou kontrolu odběrných míst

Dopady nových tarifů OPEXÚspora na výdajích za elektřinu při využití nových tarifů (přesun spotřeby) pro odběratele a prodej

Netechnické ztráty OPEX Úspora na snížení netechnických ztrát

35

Přínosy Vstupy zahrnuté do příjmů

Celkové úspory na sběru a zpracování dat OPEX Úspora na snížení výdajů manuálních odečtů

Konkrétní hodnoty vstupů a parametrů ekonomického modelu jsou uvedeny v příloze č. 1.

6.3 Srovnání variant Základní a Plošná

6.3.1 Hodnoty NPV Ze srovnání variant Základní a Plošná vyplývá, že zavádění AMM v elektroenergetice ČR má za stávající situace negativní dopad na společnost, respektive na zákazníka. Zavedení AMM by vedlo k nárůstu regulované složky ceny elektrické energie, který by nebyl kompenzován dostatečnými přínosy v jiných oblastech.

V uvažovaném časovém horizontu existuje riziko nepředvídatelného zvýšení reálné ceny peněz (nad uvažovanou hodnotu). Ze srovnání variant Základní a Plošná byla vypočtena záporná čistá současná hodnota ve výši - 23,63 mld. Kč (NPV diskontováno k 1. 1. 2013).

V současné době a za současných podmínek není zavedení AMM v ČR ekonomicky efektivní. Hlavním předpokladem pro ekonomickou efektivnost je výrazné snížení ceny technologií, a to jak koncových zařízení, tak návazné infrastruktury.

Obrázek 6 Vývoj celkových investičních výdajů, porovnání varianty Základní a Plošná

36

Obrázek 7 Vývoj celkových provozních výdajů, porovnání varianty Základní a Plošná

Obrázek 8 Celkové NPV

37

Obrázek 9 NPV jednotlivých skupin dotčených subjektů

6.3.2 Analýza citlivosti na skupině nejvýznamnějších parametrůPro 5 nejvýznamnějších parametrů a agregovaných položek byla provedena citlivostní analýza. Cílem bylo určit citlivost výsledku (NPV) na jednotlivé vstupní parametry. Analýza ukázala, které parametry je potřeba sledovat s maximální pozorností.

Na níže uvedeném grafu je znázorněn vliv hlavních vstupů/parametrů na hodnotu NPV:

Investiční výdaje na měřidla a jejich instalaci, kde změna investičních výdajů o 20 % způsobí změnu NPV ve výši 2,72 mld. Kč.

WACC, kde snížení resp. zvýšení hodnoty WACC o jeden procentní bod způsobí zvýšení NPV ve výši 2,28 mld. Kč resp. snížení ve výši 2,06 mld. Kč.

Úspora spotřeba elektřiny MO, kde změna o 1 procentní bod způsobí změnu NPV ve výši 1,89 mld. Kč.

Investiční výdaje na ICT infrastrukturu (včetně vybavení DTS) kde změna investičních výdajů o 20 % způsobí změnu NPV ve výši 0,71 mld. Kč.

Investiční výdaje na datové centrály PDS, kde změna investičních výdajů o 20 % způsobí změnu NPV ve výši 0,5 mld. Kč.

38

Obrázek 10 Citlivost NPV na hodnotách hlavních vstupů

Z citlivostní analýzy vyplývá, že nejvýznamnější vliv na výši NPV mají investiční výdaje na inteligentní měřicí zařízení včetně jejich instalace, diskontní faktor (WACC) a úspora spotřeby elektřiny.

6.3.3 Specifikace podmínek pro pozitivní NPVS ohledem na fakt, že předpokladem zavedení AMM je ekonomická efektivnost, tzn. nezáporné NPV, je vhodné nalézt prahové hodnoty jednotlivých vstupních parametrů, kterými je tento požadavek splněn.

Na základě citlivostní analýzy bylo zjištěno, že pouze jediný parametr může samostatně posunout hodnotu NPV do kladných čísel. Tímto parametrem je absolutní úspora spotřeby elektřiny, která není v podmínkách ČR dosažitelná (blíže viz kapitola 4.2.8).

Pozitivní NPV je teoreticky možné dosáhnout také současnou změnou více parametrů. Pro příklad jsou dále uvedeny změny parametrů investičních výdajů PDS na zavedení systému AMM (investiční výdaje na měřidla a jejich instalaci, investiční výdaje na ICT infrastrukturu včetně vybavení DTS a investiční výdaje datové centrály PDS) a úspory spotřeby elektřiny MO potřebné k dosažení NPV=0. Ty jsou založené na hypotetickém snížení nákupních cen všech výše uvedených prvků technologie AMM a současné absolutní úspoře elektrické energie všemi zákazníky MO, která ovšem není v podmínkách ČR dosažitelná (blíže viz kapitola 4.2.8).

Příklad teoretické kombinace klíčových parametrů nutná k dosažení NPV = 0Změna investičních výdajů PDS na

zavedení AMM (%) Úspora spotřeby elektřiny MO v %

-30 % 9,4 -40 % 8,36 -50 % 7,32

Jak je patrné z výše uvedené tabulky, ani výrazná změna nákupních cen technologie AMM neposkytuje dostatečné přiblížení k NPV=0, k tomu je potřeba ještě na straně benefitů nastavit nerealisticky vysoké přínosy z absolutní úspory elektrické energie MO.

6.4 Vyhodnocení souladu s doporučením EUEvropská komise vydala dne 9. 3. 2012 doporučení pro oblast smart meteringu s názvem „Commission recommendation of 9. 3. 2012 on preparation for the roll-out of smart metering

39

systems“. Tento materiál se, ve své příloze, detailněji zabývá problematikou ekonomického vyhodnocení dlouhodobých nákladů a přínosů zavedení smart meteringu.

Annex: „Guidelines on the methodology for the economic assessment of the long-term costs and benefits of the roll-out of smart metering in accordance with Annex I of the Directives 2009/72/EC and 2009/73/EC“

Při vypracování ekonomického modelu a celkového ekonomického vyhodnocení přípravy a zavedení AMM v ČR byla respektována doporučení Evropské komise obsažená ve výše uvedeném dokumentu. Konkrétně se jedná o následující vstupy a principy:

Výčet výdajových položek

Výčet benefitů

Metodika provedení ekonomického posouzení

Při vypracování ekonomického posouzení byla zohledněna lokální specifika České republiky. Detailní porovnání provedeného ekonomického vyhodnocení přípravy a zavedení AMM v ČR s doporučeními Evropské komise je provedeno v příloze č. 2 tohoto ekonomického posouzení.

Provedené ekonomické posouzení přípravy a zavedení AMM v ČR ve svých základních rysech, použité metodologii, vstupních datech a předpokladech reflektuje vydaná doporučení Evropské komise. V případě, že některé doporučení nebylo pro konkrétní situaci relevantní, je toto popsáno v příloze č. 2, a to včetně komentáře se zdůvodněním.

40

7 Doporučení pro zavedení inteligentního měření v elektroenergetice ČR

7.1 Závěrečné doporučeníNa základě tímto ekonomickým posouzením provedeného kvalitativního a ekonomického vyhodnocení záměru zavedení inteligentního měření v ČR a s přihlédnutím k dosavadním výsledkům a zkušenostem z probíhajících pilotních projektů v ČR i instalací v některých zemích EU se v ČR doporučuje následující:

Nezahajovat plošné zavedení AMM do roku 2018 a pokračovat v provozování a technologickém vývoji cestou pilotních projektů.

Rozšířit možnosti využití současného systému HDO doplněním o tarify bez přímého řízení spotřebičů, založené pouze na předávání ekonomických signálů zákazníkům. Současně stimulovat další zákazníky k zapojení do systému HDO a využití rozšířené nabídky tarifů.

Průběžně sledovat další technologický vývoj v oblasti inteligentních sítí a inteligentního měření zejména z hlediska vývoje parametrů a cen klíčových komponent, důležitých pro rozhodování o zahájení přípravy a zavedení AMM.

Do r. 2017 stanovit národní komunikační standardy, standardy měřicích zařízení a hlavních prvků systému AMM a nastavit technické a legislativní podmínky pro zajištění kybernetické bezpečnosti systému AMM.

Vyhodnotit vhodnost a zejména efektivitu zavedení inteligentního měření nejpozději do roku 2017.

Do roku 2018 zpracovat na základě vyhodnocení pilotních projektů a vyhodnocení dopadu rozšíření využívání systému HDO plán implementace inteligentního měření jako součást projektu inteligentních sítí v ČR.

7.2 Odůvodnění doporučení V ČR jsou oproti ostatním zemím, které zvažují zavádění AMM, jiné výchozí podmínky.

Je využíván dvoutarifní produkt pro vytápění elektřinou a akumulační ohřev vody, v praxi funguje účinné a spolehlivé řízení spotřeby (vyhlazení špiček) pomocí HDO. Díky fungujícímu systému zálohových plateb se nevyskytuje zásadní problém s řízením s neplatiči, netechnické ztráty jsou na nízké úrovni. Je plně funkční systém operátora trhu. Lze tedy konstatovat, že významnou část přínosů, které vedou jiné státy k zavedení AMM, již jsou v ČR k dispozici a účastníci trhu je aktivně využívají. Systém je díky své robustnosti vysoce odolný proti kybernetickým útokům a vyznačuje se vysokou spolehlivostí.

Technologie výroby a aplikační vybavenosti komponent pro zavedení AMM (měřidla a jejich periferie, telekomunikace) nejsou dosud na úrovni, která dává záruku efektivního, spolehlivého a cenově přijatelného nasazení a poté provozování s vyšší pravděpodobností dosažení očekávaných přínosů. Systém HDO plní většinu funkcionalit očekávaných v jiných zemích EU až po zavedení AMM.

Podmínky pro konkurenci na trhu s elektřinou a současný stav s HDO dovoluje tvorbu a nabídku řady tarifů a cenových variant pro konečné zákazníky a tím i značné rozšíření počtu zákazníků využívajících cenové a tarifní signály v rámci prosté obměny měřidel a s využitím existujícího systému řízení, tedy bez nároků na dodatečné investice. To vše za důsledného plnění podmínek nediskriminačního přístupu k sítím.

Oblast služeb poskytovaných zákazníkům a přizpůsobování jejich skutečným potřebám a požadavkům a vyvinutí motivačních nástrojů pro široké uplatnění možností AMM si vyžádá mnoho času v období projektové a marketingové přípravy.

41

Případné zavedení AMM v podmínkách ČR v současné době není ekonomicky efektivní, s nepříznivým dopadem jednak do hospodaření provozovatelů soustav a zejména do regulovaných cen pro konečné zákazníky. Většina přínosů očekávaných směrnicí a doporučeními EK je již realizována existujícím systémem HDO pro řízení spotřeby, zátěže a tarifů s tím, že dalším rozšířením počtu řízených odběrních míst lze snadno a rychle dosáhnout dodatečných efektů s minimálními nároky na investice.

Národní legislativní podmínky a technické normy je třeba pečlivě připravit pro zavedení AMM tak, aby v průběhu přípravy a zavádění nemohlo docházet k nejasnostem nebo nedorozuměním a aby byla zajištěna bezpečnost a ochrana dat.

7.3 Podmínky pro zajištění ekonomické výhodnosti zavedení AMMZ ekonomického hodnocení vyplývá, že pro technicky, technologicky a ekonomicky úspěšné zavedení AMM v ČR je nevyhnutelné, aby bylo dosaženo změny více parametrů a podmínek oproti stavu, který je znám v čase zpracování tohoto ekonomického posouzení.

Jedná se zejména o:

podstatné snížení cenové úrovně technických komponent systému AMM, včetně ICT infrastruktury systému AMM, na základě dalšího technologického vývoje při souběžném zvýšení provozní spolehlivosti a snížení požadavků (nákladů) na běžnou údržbu a vlastní spotřebu elektřiny. Prioritně jde o samotná měřicí zařízení a jejich periferie, resp. moduly pro všechny předpokládané funkcionality,

snížení prostorové náročnosti (miniaturizace) komponent systému AMM, které musí být instalovány do rozvaděčů a transformačních stanic. Touto cestou lze snížit investiční výdaje na úpravy, a výměny zařízení vyvolané zaváděním AMM,

výrazné zvýšení bezpečnosti a spolehlivosti, přenosové rychlosti a kapacity komunikačních služeb poskytovaných telekomunikačními operátory při souběžném snížení cen pro poskytování datových služeb,

vyřešení schopnosti inteligentních měřicích zařízení a jejich periferií plnohodnotně převzít funkcionality současného HDO a tím vyloučení souběžného užívání obou systémů,

dosažení konvergence a integrity záměrů rozvoje systémů SmartGrid a AMM při vynaložení minima technických a finančních prostředků,

přezkoumání optima četnosti pravidelných odečtů měřicích zařízení z hlediska všech účastníků trhu s elektřinou jak z hlediska fungování tržních mechanizmů, tak z hlediska jejich nákladů,

vyřešení odolnosti komunikačního systému AMM proti kybernetickým útokům a rozsáhlým poruchám.

42

Příloha 1 Soupis vstupů a parametrů ekonomického modelu

VSTUPY - Parametry ekonomického modelu

Parametr Hodnota Jednotka

Společné parametry (základní nastavení)

Diskontní sazba 6,1 %

Inflační koeficient 2 %

Průměrný roční růst spotřeby elektřiny 1,5 %

Průměrný roční růst ceny elektřiny 2 %

Počet fakturací / rok 1

Nominální růst mezd 2,0 %

Korporátní daň 19,0 %

Výpočet NPV je proveden k 1. 1. 2013

Průměrný růst počtu OM / rok 0,5 %

Absolutní úspora elektřiny 0 %

Průměrná cena elektřiny – base load (v roce 2013, v dalších letech roste o inflaci) 1178,0 Kč/MWh

Segment distribuce

Současné NTZ 1,5 %

Snížení NTZ při 100% pokrytí 0,15 %

Cena energie na krytí ztrát 1 500 Kč/MWh

Podíl zákazníka na přínosu dynamického tarifu 50 %

Predikce roční spotřeby MO pro rok 2012 22 978 GWh

Předpokládaný roční nárůst spotřeby MO 2 %

VSTUPY – Distribuční výdaje (Nominální hodnota za celé hodnotící období)

Parametr Základní Plošná

CAPEX celkem 31 086 49 826 mil. Kč

Investice do standartních měřicích systémů 31 086 10 964 mil. Kč

Měřicí zařízení na OM - standardní MZ 13 205 4 549 mil. Kč

elektroměr jednofázový (1f) 2 130 714 mil. Kč

elektroměr třífázový (3f) 11 175 3 835 mil. Kč

Montáž standardních MZ - nové 12 771 4 266 mil. Kč

Měřicí zařízení na OM - průběhové MZ standardní 1 040 325 mil. Kč

Měřicí zařízení - HDO 2 513 663 mil. Kč

Řídicí automatiky a stávající vysílače - HDO 1 557 1 162 mil. Kč

Investice do inteligentních měřicích systémů 0 26 546 mil. Kč

43

Měřicí zařízení na OM - AMM 0 16 560 mil. Kč

elektroměr jednofázový 0 4 592 mil. Kč

elektroměr třífázový 0 11 967 mil. Kč

Montáž AMM MZ - nové 0 8 924 mil. Kč

Měřicí zařízení na OM - průběhové AMM 0 341 mil. Kč

Měřicí zařízení v DTS - AMM (součtové elektroměry) 0 721 mil. Kč

Investice do komunikací 0 11 323 mil. Kč

Infrastruktura AMM mimo DTS (opakovač signálu) 0 131 mil. Kč

infrastruktura v DTS (koncentrátor) 0 6 770 mil. Kč

Datová centrála 0 4 421 mil. Kč

Ostatní 0 993 mil. Kč

Příprava projektu 0 360 mil. Kč

Marketing 0 0 mil. Kč

Bezpečnost 0 633 mil. Kč

OPEX celkem 37 369 54 088 mil. Kč

Výdaje na provoz měřicích přístrojů 25 149 31 993 mil. Kč

Odpojení pro neplacení, následná obnova dodávky 4 560 1 879 mil. Kč

Návštěva OM spojená se změnou na OM 1 067 440 mil. Kč

Změna dodavatele 3 526 2 478 mil. Kč

Opravy a ověření měřicích zařízení (včetně HDO) 2 139 1 073 mil. Kč

Montáž MZ 5 968 4 930 mil. Kč

Demontáž MZ 2 587 2 310 mil. Kč

Montáž a demontáž HDO 712 697 mil. Kč

Likvidace MZ a HDO 589 668 mil. Kč

HDO vysílače, OPEX 898 663 mil. Kč

Vlastní spotřeba MZ 3 102 3 513 mil. Kč

Demontáž vysílačů HDO 0 136 mil. Kč

Úprava OM s HDO pro AMM 0 2 692 mil. Kč

Úpravy OM pro AMM MZ 0 1 013 mil. Kč

Úprava OM - samostatné napájení 0 5 189 mil. Kč

Servis v DTS 0 174 mil. Kč

Kontrola DTS před a po zavedení 0 432 mil. Kč

Periodická kontrola OM 0 3 272 mil. Kč

Opakované návštěvy vlivem implementace 0 434 mil. Kč

Výdaje na odečet naměřených hodnot 8 090 9 919 mil. Kč

44

Sběr a zpracování dat z MZ std. 8 090 3 250 mil. Kč

Sběr a zpracování dat z MZ AMM (bez DC a komunikací) 0 6 669 mil. Kč

Komunikace 0 7 210 mil. Kč

Datová centrála 0 5 307 mil. Kč

Komunikace standardních průběhových měřidel 0 596 mil. Kč

Komunikace GPRS pro AMM na DTS a OM 0 1 307 mil. Kč

Ostatní 4 130 4 967 mil. Kč

Bezpečnost 0 837 mil. Kč

Marketing 0 0 mil. Kč

Výdaje na vyúčtování 4 130 4 130 mil. Kč

VSTUPY - Výdaje obchodníků (Nominální hodnota za celé hodnotící období)

Parametr Základní Plošná

CAPEX celkem 0 3 030 mil. Kč

Výdaje na IT v souvislosti se zavedením AMM 0 1 978 mil. Kč

Ostatní 0 1 052 mil. Kč

OPEX celkem 0 4 023 mil. Kč

Výdaje na IT v souvislosti se zavedením AMM 0 4 023 mil. Kč

VSTUPY - Výdaje Operátora trhu (Nominální hodnota za celé hodnotící období)

Parametr Základní Plošná

CAPEX celkem 0 619 mil. Kč

Výdaje na IT v souvislosti se zavedením AMM 0 619 mil. Kč

OPEX celkem 0 1 017 mil. Kč

Výdaje na IT v souvislosti se zavedením AMM 0 1 017 mil. Kč

45

VSTUPY - Celospolečenské výdaje - stát (Nominální hodnota za celé hodnotící období)

Parametr Základní Plošná

CAPEX celkem 0 45 mil. Kč

Legislativní a jiná příprava zavedení 0 45 mil. Kč

PARAMETRY – Níže popsané parametry byly použity při stanovení vstupů

Zákaznické služby Hodnota Jednotka

Zvýšení výdajů na 1 instalovaný AMM elektroměr (u FTE jde o průměrný počet nových pracovníků v souvislosti s danou položkou)

Znovupřipojení (požadavek +dotaz), penetrace AMM 1-99% 0,073 FTE/1000 požadavků

Znovupřipojení (požadavek + dotaz), penetrace AMM 100% 0,052 FTE/1000 požadavků

Počet požadavků o znovupřipojení 60 000 ks/rok

Dotaz na odečet ve VOK + dotaz na fakturu, penetrace AMM 1-99% 0,1 FTE/1000 požadavků

Dotaz na odečet ve VOK + dotaz na fakturu, penetrace AMM 100% 0,08 FTE/1000 požadavků

Počet dotazů 200 FTE/požadavek

Ukončení smlouvy, penetrace AMM 1-99% 0,031 FTE/1000 požadavků

Ukončení smlouvy, penetrace AMM 100% 0,026 FTE/1000 požadavků

Počet operací ukončení smlouvy 60 000 ks/rok

Výdaje na 1 MZ instalovaný v daném roce 46 Kč/AMM

Průměrný počet nových pracovníků v souvislosti s předchozí položkou 0,063 FTE/1000 AMM

Výdaje na novou smlouvu AMM (změna staré smlouvy na potenciální novou AMM), penetrace AMM 1-99% 40 Kč/smlouva

Průměrný počet nových pracovníků v souvislosti s předchozí položkou, penetrace AMM 1-99% 0,054 FTE/1000 smluv

Výdaje na novou smlouvu AMM (změna staré smlouvy na potenciální novou AMM), penetrace AMM 100% 46 Kč/smlouva

Průměrný počet nových pracovníků v souvislosti s předchozí položkou, penetrace AMM 100% 0,0083 FTE/1000 smluv

Výdaje na FTE (v roce 2011) 740 000 Kč/FTE

Výdaje na fakturaci, jednotková cena na fakturu 25 Kč/faktura

Podíl uzavíraných smluv ze všech nových AMM 18 %

Podíl distribuce na výdajích 58 %

Položky a ceny Hodnota Jednotka

CAPEX

Standardní 1f 605 Kč/ks

46

Standardní 3f 1 173 Kč/ks

AMM 1f 2 230 Kč/ks

AMM 3f 2 891 Kč/ks

Součtový elektroměr 9 079 Kč/ks

Montáž součtového elektroměru 2 920 Kč/ks

Infrastruktura na DTS 90 000 Kč/DTS

HDO 1 414 Kč/ks

Komunikační jednotky 6 501 Kč/ks

MZ na OM - průběhové elektroměry standardní 10 987 Kč/ks

MZ na OM - průběhové elektroměry AMM 5 243 Kč/ks

Opakovač + infrastruktura 12 000 Kč/ks

Řídicí automatiky a stávající vysílače - HDO 54 246 tis. Kč/rok

OPEX

Montáž 1f MZ 891 Kč/ks

Podřazená demontáž 1f MZ 108 Kč/ks

Demontáž 1f MZ 862 Kč/ks

Montáž 3f MZ 975 Kč/ks

Podřazená demontáž 3f MZ 151 Kč/ks

Demontáž 3f MZ 887 Kč/ks

Montáž 1f MZ AMM 989 Kč/ks

Montáž 3f MZ AMM 1 073 Kč/ks

Montáž HDO 668 Kč/ks

Demontáž HDO 136 Kč/ks

Odpojení pro neplacení 913 Kč/ks

Obnovení dodávky po neplacení 913 Kč/ks

Výnosy DSO za odpojení a připojení po odpojení pro neplacení -1 500 Kč/ks

Návštěva OM spojená se změnou OM 857 Kč/ks

Návštěva OM spojená se změnou dodavatele - celkem 404 Kč/ks

Návštěva OM spojená se změnou dodavatele - odečet 204 Kč/ks

Opravy a ověření měřicích zařízení 512 Kč/ks

Ověření jakosti 50 Kč/ks

Ověření jalové elektřiny 28 Kč/ks

Výměna (MZ + HDO) z důvodu prošlého cejchu 990 Kč/ks

Sběr a zpracování dat z MZ std. 47 Kč/ks

Sběr a zpracování dat z MZ AMM (bez DC a komunikací) 63 Kč/ks/rok

47

Clean up na 1 OM 583 Kč/ks

Likvidace MZ a HDO 50 Kč/ks

Servis na DTS 2 920 Kč/ks

Periodická kontrola OM 455 Kč/ks

Komunikace průběhových MZ std. 972 Kč/ks/rok

GPRS komunikace pro MZ na OM AMM 605 Kč/ks/rok

GPRS komunikace pro DTS AMM 1 571 Kč/ks/rok

Cena EE 1 500 Kč/MWh

Cena 1 faktury 25 Kč/ks

Indexy

Index růstu osobních nákladů 4 %

Index růstu cen výrobků - měřicích a komunikačních zařízení 2 %

Index růstu cen služeb - provoz a instalace 2 %

Ostatní parametry Hodnota Jednotka

Počty prvků (předpokládané hodnoty k 1. 1. 2013)

Elektroměry typu C a S Celkem 5 712 550 ks

1f 2 116 848 ks

3f 3 595 702 ks

Poměr 1f 37 %

HDO 1 566 117 ks

Počet DTS 64 018 ks

3f nepřímý na OM (typ B na nn) 42 905 ks

Počet opakovačů 8 320 ks

Návštěvy OM: vývoj po implementaci AMM MZ

Odpojení pro neplacení 5 %

Obnovení dodávky po neplacení 5 %

Návštěva OM spojená se změnou na OM 30 %

Návštěva OM spojená se změnou dodavatele 5 %

Odpojení pro neplacení 99 001 ks/rok

Obnovení dodávky po neplacení 66 927 ks/rok

Návštěva OM spojená se změnou na OM 59 055 ks/rok

Návštěva OM spojená se změnou dodavatele 289 772 ks/rok

Odečty MZ standardní 5 731 205 ks/rok

Opravy (předpokládané hodnoty k 1. 1. 2013)

Počet opravitelných MZ 1f přímé na OM 60 758 ks/rok

48

Počet opravitelných MZ 3f přímé na OM 72 744 ks/rok

Počet opravitelných HDO 21 430 ks/rok

Procento opravitelných MZ z demontáže cejchu 50 %

Použitelná MZ z operativy

1f přímá standardní MZ 46 %

3f přímá standardní MZ 49 %

1f přímá AMM MZ 61 %

3f přímá AMM MZ 61 %

3f nepřímá MZ na OM standardní 52 %

3f nepřímá MZ na OM AMM 61 %

Přijímače HDO 28 %

Použitelná demontovaná zařízení vlivem implementace

1f a 3f přímá standardní MZ 32 %

3f nepřímá MZ na OM standardní 30 %

Přijímače HDO 14 %

Ověření jakosti 10 %

Ověření jalové elektřiny 100 %

Cejch (předpokládané hodnoty k 1. 1. 2013)

1f přímé 232 405 ks

3f přímé 372 364 ks

3f nepřímé 1 099 ks

SIEM 0 ks

Operativa

Poměr operativa vs. Počet provozovaných SIEM na DTS 1 %

Poměr operativa HDO vs. Počet provozovaných 5 %

49

Poměr operativa AMM MZ vs. operativa standardních MZ

1f přímé 39 %

3f přímé 39 %

3f nepřímé 39 %

Operativa montáž v ks

HDO 70 890 ks/rok

1f přímé 67 708 ks/rok

3f přímé 124 015 ks/rok

3f nepřímé 2 106 ks/rok

SIEM 0 ks/rok

Operativa demontáž v ks

HDO 46 406 ks/rok

1f přímé 76 988 ks/rok

3f přímé 90 726 ks/rok

Ostatní parametry

Počet OM na 1 opakovač signálů 700 ks

Poruchovost SIEM na DTS v % ročně 5 %

Clean up - % z instalovaných 10 %

Poměr GPRS vs. počet instalovaných 100 %

Vlastní spotřeba

Vlastní spotřeba AMM elektroměru 1f PLC 12,35 kWh/rok

Vlastní spotřeba AMM elektroměru 3f PLC 16,12 kWh/rok

Vlastní spotřeba AMM elektroměru 1f GPRS 10,25 kWh/rok

Vlastní spotřeba AMM elektroměru 3f GPRS 37,14 kWh/rok

Vlastní spotřeba klasického elektroměru 1f 6,39 kWh/rok

Vlastní spotřeba klasického elektroměru 3f 9,72 kWh/rok

Vlastní spotřeba 3f B nn elektroměru 18,13 kWh/rok

Vlastní spotřeba technologie na DTS 37,84 kWh/rok

Vlastní spotřeba HDO přijímače 12,09 kWh/rok

Příprava

Počet FTE pro přípravnou fázi projektu (předpokládané hodnoty k 1. 1. 2013) 85 FTE/rok

50

Příloha č. 2 Detailní porovnání provedeného ekonomického vyhodnocení přípravy a zavedení AMM v ČR s doporučeními Evropské komise z 9. 3. 2012 C (2012) 1342

V1Předpokládané změny spotřeby energie % ANO Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1

V2Předpokládané změny cen energie % ANO Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1

V3

Posun zatížení ve špičkách % NE Model tento parametr nezahrnuje, neboť významná část transferu již je realizována s pomocí funkcionality HDO. Model zohledňuje benefit z přesunu spotřeby z VT do NT jako reakci na motivaci cenovými tarify. Objem přesunuté spotřeby a ocenění benefitu pro zákazníka i obchodníka je počítáno separátně a do modelu vstupuje jako finanční vyjádření přínosů AMM nad rámec benefitů již realizovaných HDO.

V4Ztráty elektřiny při přenosu a distribuci % ANO Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1

V5Odhadované nedodané minuty % NE Tento parametr model neobsahuje, neboť není očekáván rozdíl oproti současnému stavu.

V6Hodnota ztrát zatížení; hodnota dodávek €/kWh NE Tento parametr model neobsahuje, neboť není očekáván rozdíl oproti současnému stavu.

V7Diskontní sazba % ANO Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1

V8Technické náklady (např. na inteligentní měřicí přístroje, GPRS/PLC modemy atd.) €

ANO Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1

V9Počet inteligentních měřicích systémů, které mají být instalovány

ANO Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1

V10Náklady na instalaci inteligentního měřicího systému € ANO Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1

V11Očekávaná životnost inteligentního měřicího systému ANO Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1

V12Náklady na odečet €/rok ANO Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1

V13Telekomunikační úspěšnost % NE Tento parametr model neobsahuje. Jedná se mandatorní požadavek, bez jehož splnění nelze AMM zavést. Model počítá s

tím, že telekomunikační úspěšnost je splněna na úrovni vyšší než 99,5%.

V14Míra inflace % ANO Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1

V15Snížení nákladů spojených s vyspělostí technologie % ANO Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1

V16Harmonogram provádění (počet SM/rok) ANO Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny ve zprávě

V17Procentní podíl měřicích přístrojů umístěných ve venkovských a městských oblastech %

ANO Ano, model obsahuje jako parametr průměrnou hodnotu dle poměrného zastoupení počtu instalací ve městech a mimo města.

V18Náklady na snížení emisí €/t NE Model neobsahuje tento parametr jako samostatný údaj, neboť cena povolenek je zohledněna ceně elektřiny.

č. Kategorie Druh nákladů, které mají být sledovány pro zavedení a odhadnuty pro referenční úroveň ANO/NE

CAP1Investice do inteligentních měřicích systémů ANO Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1

CAP2Investice do IT ANO Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1

CAP3Investice do komunikací ANO Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1

CAP4Investice do zobrazovacích jednotek v domácnostech (připadají-li v úvahu)

NE Not applicable. Vybavení domácností in-home displayi není v žádné hodnocené alternativě zavedení AMM uvažováno.

CAP5Výroba NE Investice do výrobních zařízení nejsou, jako důsledek zavedení AMM, uvažovány, neboť vypočtený přesun spotřeby je velmi

malý a absolutní úspora není předpokládána.

CAP6Přenos (resp. přeprava v plynárenství) NE Investice do přenosové sítě nejsou, jako důsledek zavedení AMM, uvažovány, neboť vypočtený přesun spotřeby je velmi malý

jeho vliv na průběh odběrového diagramu je zanedbatelný.

CAP7Distribuce ANO Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1

CAP8Neuskutečněné investice do konvenčních měřicích přístrojů (negativní náklady které se zařadí na seznam přínosů)

ANO Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny ve zprávě

OPE1Náklady na údržbu IT ANO Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1

OPE2Náklady na správu sítě a počáteční náklady ANO Ano model obsahuje - tato položka je zahrnuta v nákladové položce správa IT

OPE3Náklady na komunikace/přenos dat (např. GPRS, radiokomunikace atd.)

ANO Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1

OPE4Náklady na vedení scénáře ANO Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1

OPE5Výměna/porucha inteligentních měřicích systémů (postupná)

ANO Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1

OPE6Snížení příjmu (např. v důsledku účinnější spotřeby) ANO Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1

OPE7Výroba NE Změna provozních nákladů výrobních zařízení není, jako důsledek zavedení AMM, uvažována, neboť absolutní úspora se

nepředpokládá.

OPE8Distribuce ANO Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1

OPE9Přenos (resp. přeprava v plynárenství) NE Změna nákladů na provoz přenosové sítě není, jako důsledek zavedení AMM, uvažována, neboť přesun spotřeby je velmi

malý a jeho vliv na průběh odběrového diagramu je zanedbatelný.

OPE10Odečet naměřených hodnot ANO Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1

OPE11Telefonní asistenční služby/péče o zákazníka ANO Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1

OPE12Náklady na odbornou přípravu (např. zaměstnanců oddělení péče o zákazníka a pracovníků provádějících instalaci zařízení)

ANO Ano model obsahuje, položka je zahrnuta v nákladech přípravné fáze

REL1 SpolehlivostNáklady na obnovu NE Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1

ENV1 Životní prostředíNáklady na emise (zařízení na kontrolu CO2, provoz a emisní povolenky)

NE Náklady na emisní povolenky jsou obsaženy nepřímo. Tyto náklady jsou promítnuty do ceny silové elektřiny.

ENS1Náklady na fosilní paliva spotřebovaná při výrobě energie NE Změna nákladů na výrobu elektřiny není, s ohledem na předpokládané nulové úspory ve spotřebě a velmi malý objem přesunu

spotřeby z peak do off peak, uvažována.

ENS2Náklady na fosilní paliva v dopravě a provozu ANO Ano tyto náklady model obsahuje. Jsou zahrnuty v nákladech na měření (odečty), servis, instalaci, výměnu a další operace

s elektroměry a dalšími částmi technologie AMM.

OTR1Náklady na programy pro zapojení spotřebitelů NE Neuvažují se dodatečné náklady na marketingovou podporu zavedení.

OTR2Neefektivně vynaložené náklady na dříve instalované (tradiční) měřicí přístroje

NE Sunk costs nejsou peněžním tokem, proto nejsou v model založeném na metodě DCF zahrnuté.

Komentářč. kategorie Ekonomický model zahrnuje

CAPEX

OPEX

Energetická bezpečnost

Ostatní

Proměnné veličiny/údaje které mají být stanoveny/shromažďovány

51

č. Přínos Dílčí přínos ANO/NE

BEN1Snížení nákladů na provoz měřidel ANO Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1

BEN2Snížení nákladů na odečty ANO Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1

BEN3Snížení nákladů na vyúčtování ANO Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1

BEN4Snížení nákladů na telefonní asistenční služby/péči o zákazníka

ANO Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1

BEN5Snížení nákladů na údržbu aktiv NE Vliv tohoto benefitu není v souvislosti s zavedením AMM v ČR indikován.

BEN6Snížení nákladů na poruchy zařízení NE Vliv tohoto benefitu není v souvislosti s zavedením AMM v ČR indikován.

BEN7Odložené investice do distribuční kapacity vzhledem k návratnosti aktiv

NE S ohledem na přínosy poskytnuté již v této oblasti technologií HDO, není vliv tohoto benefitu v návaznosti na zavedení AMM v ČR uvažován.

BEN8Odložené investice do distribuční kapacity vzhledem k odpisům aktiv

NE S ohledem na přínosy poskytnuté již v této oblasti technologií HDO, není vliv tohoto benefitu v návaznosti na zavedení AMM v ČR uvažován.

BEN9Odložené investice do přenosové kapacity vzhledem k návratnosti aktiv

NE S ohledem na stav přenosové sítě v ČR není vliv tohoto benefitu uvažován.

BEN10Odložené investice do přenosové kapacity vzhledem k odpisům aktiv

NE S ohledem na stav přenosové sítě v ČR není vliv tohoto benefitu uvažován.

BEN11Odložené investice do výroby – vyrovnávací elektrárny NE V důsledku minimálních dopadů zavedení AMM na průběh odběrového diagramu, se uplatnění tohoto benefitu nepředpokládá.

BEN12Odložené investice do výroby – točivé rezervy NE V důsledku minimálních dopadů zavedení AMM na průběh odběrového diagramu, se uplatnění tohoto benefitu nepředpokládá.

BEN13Snížení technických ztrát elektřiny

Snížení technických ztrát elektřiny (resp. plynu) NE S ohledem na stav přenosové a distribuční sítě v ČR a aktuální hodnoty technických ztrát, není vliv tohoto benefitu uvažován. Tuto skutečnost potvzují výsledky pilotních projektů a zkušenosti provozovatelů distribučních soustav.

BEN14Snížení spotřeby NE Tento benefit model neuvažuje, neboť výsledky pilotních projektů zavedení AMM neukázaly jakékoliv změny v objemu

spotřeby.

BEN15Přesun zatížení ve špičce ANO Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny ve zprávě

BEN16Snížení krádeží elektřiny ANO Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny ve zprávě

BEN17Zpět získané příjmy v souvislosti se „smluvními“ podvody ANO Ano model obsahuje - tato položka je součástí benefitu z netechnických ztrát.

BEN18Zpět získané příjmy v souvislosti se zvýšením smluvně zajištěných dodávek

NE S ohledem na specifika v ČR ("commercial losses" < 1% objemu elektřiny dodávané segmentu MO, subjekty provádějící nelegální odběry) není tento benefit uvažován.

BEN19Hodnota služby NE S ohledem na velmi dobrý stav přenosové a distribuční sítě v ČR není vliv tohoto benefitu uvažován.

BEN20Snížení nákladů na odškodnění zákazníka NE S ohledem na velmi dobrý stav přenosové a distribuční sítě v ČR není vliv tohoto benefitu uvažován.

BEN21Snížení emisí CO2 Snížení emisí CO2 NE Model tento benefit nezahrnuje. Veškeré náklady a benefity spojené s emisemi jsou v modelu obsaženy v ceně silové

elektřiny.

BEN22

Snížení znečišťování ovzduší (částic, NOx, SO2)

Snížení znečišťování ovzduší (částic, NOx, SO2) NE Model tento benefit nezahrnuje. Veškeré náklady a benefity spojené s emisemi jsou v modelu obsaženy v ceně silové elektřiny.

Snížení nákladů na odečty a provozních nákladů

Snížení obchodních ztrát

Snížení provozních nákladů a nákladů na údržbu

Omezení výpadků (díky novým metodám sledování a informacím o síti v reálném čase)

Odložené/neuskutečněné investice do distribuční kapacity

Odložené/neuskutečněné investice do přenosové kapacity

Odložené/neuskutečněné investice do výrobní kapacity

Úspory nákladů na elektrickou energii

52

Příloha č. 3 Popis systému HDO v České republice

1. Popis systému HDO

V ČR je již dlouhou dobu využívána možnost přímého řízení spotřeby pomocí technologie HDO (hromadné dálkové ovládání).

Systém HDO je jednosměrným skupinovým sdělovacím systémem, využívajícím rozvodné elektrické sítě jako společného přenosového kanálu, který je sdílen mnoha přijímacími koncovými stanicemi. Rozvodná síť projektovaná pro přenos elektřiny s frekvencí 50 Hz je využívána i pro přenos různých signálů HDO vyšších frekvencí. Z tohoto pohledu lze HDO řadit mezi úzkomásmové PLC technologie.

Aktuálně je převážná část řiditelné spotřeby realizována pomocí HDO - jedná se o přibližně 20 % spotřebované energie v sektoru MOO a přibližně 11 % spotřebované energie v sektoru MOP. Přijímači HDO je řízen chod systémů pro vytápění elektřinou a elektrický akumulační ohřev vody domácností nebo malých podniků. Hromadné dálkové ovládání plní v tomto smyslu funkci možnosti odložené spotřeby. V souvislosti s rozvojem OZE je systém HDO nasazen také na operativní řízení výroby z OZE.

Primárním účelem nasazení HDO v 60. letech 20. století bylo snížení investic do DS díky optimalizaci zatížení soustavy. Pomocí HDO byly energeticky náročné odběry domácností rozloženy v průběhu dne.

Dále PDS využívají HDO k následujícím účelům:

Optimalizace zatížení soustavy

o Snížení ztrát v DS

o Zvýšení propustnosti DS

Řešení mimořádných stavů v ES ČR

o Předcházení stavu nouze

53

o Stav nouze

o Odstranění následků stavu nouze

Řízení výroby elektřiny v rozptýlených zdrojích

Zajišťování systémových a podpůrných služeb v DS

2. Technický popis

Celý systém HDO je standardizován technickými normami. Základním standardem popisujícím HDO jeho automatiky, vysílače a přijímače je PNE 38 2530. Další technické normy se týkají elektromagnetické kompatibility, parametrů kvality elektrické energie, matriálů užitých při výrobě zařízení a upravují oblast bezpečnosti elektrických předmětů a ochrany před úrazem elektrickým proudem. Následně pak samotné technické normy upravují jednotlivé komponenty systému HDO.

Systém HDO sestává z:

automatik,

přenosových cest,

vysílačů,

přijímačů.

Jak bylo uvedeno v předešlém textu, signál HDO se šíří prostřednictvím DS, a proto může být nepříznivě ovlivňován například generátory velkých výkonů, které pracují ve vzdálených místech distribučních soustav nebo takovým zapojením distribučních soustav, že vysílače HDO jsou k této oblasti připojeny mimo její napájecí bod apod. V případě nepříznivého šíření HDO v soustavě je možné využít technických opatření, jako jsou:

vykrývací vysílače,

hradící členy,

podpůrné impedance apod.

Mimo technická opatření je dále možno využít organizační opatření:

řízení provozu DS tak, aby úroveň signálu HDO nedosahovala nepřípustně nízkých úrovní,

řízení provozu DS tak, aby se případně dosáhlo vhodného časového omezení nepříznivých provozních stavů.

VysílačeVysílače mohou pracovat do úrovně vvn, vn a nn. Vývod pro připojení vysílače musí být chráněn proti zkratu (např. nadproudovou ochranou nebo výkonovými pojistkami apod.). Vysílač sestává z:

řídicí automatiky HDO,

statického měniče kmitočtu,

napájecí části,

vazebních členů.

Automatiky a přenosové cestyŘídicí automatiky HDO plní v systému dvě základní funkce. První kontrolní funkcí je řízení a kontrola vysílačů HDO. Tato funkce zabezpečuje automatickou přípravu potřebné skupiny

54

vysílačů HDO, kontrolu jejich připravenosti k vysílání a kontrolu přenosových cest, když jsou vysílače ovládané dálkově.

Druhou, a to hlavní funkcí, je řízení systému HDO ve formě ovládáním jednotlivých skupin přijímačů tohoto systému. Tato funkce je podřízena strategii využití systému HDO zejména z hlediska požadavků řízení spotřeby elektrické energie.

Automatiky se podle hierarchie svého nasazení člení na automatiky ústřední a automatiky místní. Automatiky ústřední se zpravidla instalují v dispečerském centru PDS. Ústřední automatika a automatiky místní mohou například tvořit řídicí systém, nebo mohou mít místní automatiky pouze funkci zálohy.

Automatiky tedy vysílají telegramy, okamžik jejich vyslání je určen především:

časovým programem automatiky, který sestává z jednotlivých povelů, jimž jsou přiřazeny časy vysílání,

změnou zatížení DS přesahující nastavenou mez, případně příslušným signálem z TD PDS o dosažení této meze,

signálem od čidel při řízení veřejného osvětlení,

přímo zadaným povelem.

Způsob přenosu, šířka pásma přenosových cest a rychlosti přenosových kanálů jsou dány systémem HDO konkrétního výrobce.

PřijímačePřijímače jsou umístěny v rozváděči zákazníka, přijímají signál HDO, přepínají jednotlivé tarifní sazby a spínají, případně blokují příslušné obvody napájející spotřebiče. V přijímači HDO je uložen časový rastr telegramu a provedeno nastavení, na které povely má přijímač reagovat. Přijímač je trvale pod napětím a je ve stavu pohotovosti a čeká na příjem telegramu.

Pokud telegram obsahuje správné impulsy, pak přijímač přepne výstupní relé do určené polohy, pokud bylo před vysíláním v poloze opačné. Mělo-li relé polohu shodnou s vysílaným povelem, jedná se o opakované vysílání, které polohu relé potvrzuje. V případě, že by telegram neobsahoval některou z předvoleb, přijímač dále na impulsy telegramu nereaguje, přestože v telegramu jsou výkonné impulsy shodné s nastavením přijímače. Pokud telegram obsahuje všechny impulsy pro přijímač a mimo to ještě impulsy další na kterémkoliv místě rastru, přijímač vykoná určené povely. Takový telegram znamená, že je určen i pro jiné skupiny přijímačů, jedná se o sloučení více telegramů do telegramu jednoho k dosažení zkrácení vysílací doby vysílače, dále se využívají i zkrácené povely.

V posledních přibližně 20 letech se mikropočítačová technika uplatnila i v konstrukci přijímačů HDO. To se projevilo jednak ve zmenšení rozměrů přijímačů, jednak ve schopnosti vykonávání řady dalších činností kromě přepínání relé po příjmu telegramu z vysílače, hovoříme o přijímačích programovatelných. Program se do přijímačů vkládá pomocí adaptéru nebo ho u speciálních přijímačů lze vkládat dálkově zvláštním telegramem z vysílače.

Hradící členy a podpůrné impedanceSignál hromadného dálkového ovládání má požadovanou úroveň prakticky pouze v místě, kde je umístěn vysílač HDO. Je-li impedance v daném bodě sítě vyšší než impedance zatěžovací (např. vlivem rezonancí v určitých místech sítě blízkých danému kmitočtu HDO), je v tomto bodě také vyšší úroveň signálu. Zmíněný jev působí však i opačně. Tento fakt vyvolává potřebu úpravy impedančních poměrů v síti. K tomuto účelu slouží v energetických sítích podpůrné impedance a hradící členy.

55

3. Popis obchodního řešení

HDO je řízeno, provozováno a financováno ze strany PDS. Hlavním cílem využívání HDO je zrovnoměrnění spotřeby, tedy optimalizace provozu distribuční soustavy. HDO je také využíváno při řešení mimořádných situací v elektrizační soustavě.

PDS využívá HDO:

při normálním provozu

o k rozložení řiditelné spotřeby tak, aby zajistil uspokojení co největšího počtu zákazníků, optimální využití sítí, zvýšení propustnosti a nízké ztráty v sítích,

o k případnému spínání v sítích pro provozní účely,

o k optimalizaci nákupu elektřiny pro krytí ztrát,

při stavech nouze a jiných mimořádných stavech

o pro předcházení těmto stavům,

o pro jejich likvidaci,

o pro odstraňování jejich následků,

při řízení výroby elektřiny v rozptýlených zdrojích,

při zajišťování systémových a podpůrných služeb v DS, potřebných pro řádný provoz DS a ES jako celku.

Zákazník elektřiny, který dává k dispozici část své spotřeby prostřednictvím ovládaných spotřebičů, je za odloženou spotřebu kompenzován, a to ve formě nižší sazby za distribuci elektřiny. Souhlas zákazníka s řízením specifikovaných spotřebičů ze strany PDS je součástí smlouvy o připojení.

Obchodníci tohoto systému využívají a nabízejí zákazníkům s HDO obchodní dvoutarify. Doby platnosti obchodních tarifů jsou totožné s dobami platnosti distribučních tarifů. Rozdíl v cenách NT/VT obchodního tarifu však není tak výrazný jako u distribučního, zejména díky situaci na trhu s EE.

Stávající filozofie tarifů v ČR na hladině nnNázvosloví se může mírně lišit u jednotlivých obchodníků vlivem jejich obchodní politiky.

Distribuční tarify jsou definovány ERU, včetně stanovení cen.

JednotarifJednotarif je určený pro všechny zákazníky, kteří používají elektřinu k běžnému provozu domu, domácností nebo pro malé podnikatele, kteří nepoužívají elektřinu k akumulačnímu ohřevu vody ani vytápění.

Akumulace 8 hodinDvoutarif je určen pro odběrná místa vybavená akumulačním elektrickým spotřebičem (např. bojler) sloužícím pro ohřev vody nebo pro vytápění objektu. U této sazby musí mít instalované elektrické zařízení a jeho zátěž hodnotu odpovídající nejméně 55 % hodnoty hlavního jističe před elektroměrem.

Režimy:

NT v trvání minimálně 8 hodin denně

VT v trvání maximálně 16 hodin denně

Tyto spotřebiče ohřívají vodu v době levného tarifu. Nízký tarif řízen v průběhu dne na základě vývoje spotřeby elektřiny v ČR. Dobu spínání NT stanovuje distributor, součet těchto

56

časů musí vždy dosáhnout garantovaných 8 hodin, přitom minimální časový interval nízkého tarifu je 1,5 hodiny.

Akumulace 16 hodinDvoutarif je určen pro OM vybavená akumulačními elektrickými spotřebiči sloužícími pro ohřev vody a vytápění. Součet příkonu všech zařízení musí odpovídat nejméně 50 % hodnoty hlavního jističe před elektroměrem.

Režimy:

NT v trvání minimálně 16 hodin denně

VT v trvání maximálně 8 hodin denně

Přímotopné vytápěníDvoutarif je určen pro domy a domácnosti vybavené elektrickými přímotopnými spotřebiči sloužícími k vytápění (přímotopné panely nebo elektrokotel). Součet spotřeby všech zařízení musí odpovídat nejméně 40 % hodnoty hlavního jističe před elektroměrem.

Režimy:

NT v trvání minimálně 20 hodin denně

VT v trvání maximálně 4 hodiny denně

Tepelná čerpadlaDvoutarif je určen pro vytápění tepelným čerpadlem

Režimy:

NT v trvání minimálně 22 hodin denně

VT v trvání maximálně 2 hodiny denně

VíkendDvoutarif je určen pro chaty a objekty určené k víkendovým pobytům, kdy režim levné elektřiny NT (nízký tarif) je celoročně stanoven od pátku 12 hodin do neděle 22 hodin.

Veřejné osvětleníJednotarif, určený pro osvětlení veřejných prostranství.

Z uvedeného přehledu vyplývá velká variabilita možností, ze kterých si zákazník při dodržení stanovených podmínek může vybrat.

57