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

2

Obsah

1 Manaţerské 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 vyuţívání, geneze nasazení, optimalizace diagramu zatíţení .....................................................................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 Uvaţované 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 sluţby pro zákazníky ......................................................................24

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

4.2.6 Odloţené investice do distribuční soustavy, příp. přenosové soustavy a výroby 24

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

4.2.8 Spotřeba a špičkové zatíţení ..........................................................................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 sluţeb .............................26

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

3

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 zátěţe .................................................................................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 peněţních 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 poloţek ....................................................35

6.2.2 Seznam agregovaných poloţek 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

Přílohy

1. Soupis vstupů a parametrů ekonomického modelu 2. Popis souladu vstupů/parametrů Ekonomického modelu v kontextu doporučení EC z 9.

3. 2012 C (2012) 1342 3. Širší popis systému HDO

4

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 peněţní 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

PLC úzkopásmová komunikace po silovém vedení (Power Line Communication)

5

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 váţený průměr nákladů na kapitál (Weighted Average Cost of Capital)

6

1 Manažerské shrnutí

Obsahem 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 poţadavky 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 vyuţívají jiţ za současného způsobu měření spotřeby elektřiny. Cenu komodity (elektrické energie) určuje trh. Činnosti monopolního charakteru, zejména přenos, distribuce elektřiny a zajištění systémových sluţeb jsou regulovány. V ČR existuje subjekt zodpovědný za centrální správu a poskytování dat měření – operátor trhu (OTE, a.s.).

Zákazníci, kteří elektřinu vyuţívají k vytápění a akumulačnímu ohřevu vody, vyuţívají dvoutarifní systém provázaný se systémem dálkového ovládání spotřebičů pomocí hromadného dálkového ovládání (dále téţ HDO). Tento systém je pouţíván pro přímé dálkové řízení skupin spotřebičů podle nastavených časových schémat reflektujících míru zatíţení sítě. Systém současně umoţňuje předávat zákazníkům ve zjednodušené podobě tarifní signály vztahující se k ceně dodávky elektřiny (odlišení pásma vysoké a nízké ceny). Díky tomu zákazníci v ČR jiţ mnoho let vyuţívají větší části benefitů, jejichţ zpřístupnění si EU slibuje od zavedení systému inteligentního měření (dále téţ AMM). Tímto způsobem mohou zároveň distribuční společnosti ovlivňovat (optimalizovat) průběh denního diagramu zatíţení distribučních sítí v mezích stanovených tarifními schématy schválenými regulačním úřadem. Zároveň je nutno konstatovat, ţe potenciál úspor a řízení spotřeby elektřiny u zákazníků, kteří nevyuţívají 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, ţe v současné výchozí situaci ČR a při aktuálních cenách dostupné technologie by bylo zavedení inteligentního měření v ČR výrazně nevýhodné. Vzhledem k tomu, ţe většina potenciálu přínosů je dosaţena jiţ existujícím systémem, pak by dosaţení 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 vyváţily.

Mezi identifikovaná rizika patří neexistence norem a standardů, rizika rušení komunikace (elektromagnetická kompatibilita), rozvaděče nepřizpůsobené novým poţadavkům a potřeba úprav elektroinstalace v odběrných místech zákazníků, která nebyla součástí ekonomického hodnocení. Významným rizikem u nového systému zaloţenému na AMM je kybernetická bezpečnost. Zatímco stávající systém HDO je s ohledem na pouţité technologie velmi robustní a běţnými prostředky prakticky nenapadnutelný (moţnost 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 sníţení cen technologie AMM (-50 %) neposkytuje dostatečné přiblíţení se ke kladné NPV právě z důvodů nedostatečných dodatečných výnosů oproti stávajícímu systému,

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

7

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

průběţné 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, ţe zavedení inteligentního měření v ČR nelze v současné situaci doporučit. Mnohé z benefitů, které jsou EU očekávány od zavedení AMM, jiţ zákazníci v ČR vyuţívají 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, zaloţeného na dobrovolné změně časové struktury spotřeby. Tyto budou přinášet spotřebiteli dvoustavovou informaci o ceně dodávky (nízká, vysoká) a umoţní zákazníkovi reagovat změnou své spotřeby. Vyuţitím těchto nástrojů lze jiţ s pouţitím dosavadního systému HDO zajistit zvýšenou informovanost a postupnou osvětu spotřebitelů, zvýšit jejich motivaci k vyuţívání systémů AMM a vytvořit tak prostředí pro pozdější implementaci AMM tak, aby nabízená flexibilita byla zákazníkem skutečně vyuţita

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 reţim umoţňující reakci zákazníků na hladiny cen dodávky elektřiny a zvýšit vyuţívání těchto mechanismů),

dokončit pilotní projekty AMM a provést jejich vyhodnocení do konce roku 2016,

na základě vyhodnocení pilotních projektů a v návaznosti na doţívání systému HDO předloţit do roku 2018 implementační plán AMM jako součást širšího projektu implementace inteligentních sítí v ČR (v horizontu 2020 aţ 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.

8

2 Stávající situace v elektroenergetice ČR a predikce budoucího vývoje

Cílem této kapitoly je zmapovat stávající stav sektoru elektroenergetiky v České republice v souvislosti s moţným zavedením systému AMM. V kapitole je rovněţ 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 úprava

Základním 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 poţadavek 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 uloţena provozovateli přenosové soustavy a provozovatelům distribučních soustav, přičemţ bliţší 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 údrţbou 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 poţadavky na měřidla. Všechny elektroměry pořizované v souladu s touto směrnicí jsou povaţovány 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 ţivotnosti elektroměru (tj. více neţ 12 let).

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

2.1.2 Regulace

Výsledná cena dodávky elektřiny pro všechny kategorie konečných zákazníků je sloţena z pěti základních sloţek. První sloţku ceny tvoří neregulovaná cena komodity, tj. elektrické energie označované také jako silová elektřina, jejíţ cena je tvořena na trţních principech a v souladu s obchodními strategiemi jednotlivých dodavatelů elektřiny. Ostatní sloţky ceny

9

zahrnují regulované činnosti přirozeně monopolního charakteru, mezi něţ 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 sluţeb) i obchodního hlediska (především činnost operátora trhu s elektřinou v oblasti zúčtování odchylek). Dále mezi tyto sloţky 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 sloţky je pouţita metoda regulace revenue-cap s vyuţitím 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 pouţití sítě zohledňuje náklady na ztráty v přenosové soustavě a v distribučních soustavách; při jejich stanovení jsou uplatňovány normativy ztrát.

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

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

2.2 Model trhu

Podle 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 kaţdému subjektu zúčtování (subjekty zodpovědné za odchylky mezi skutečnými a sjednanými hodnotami dodávek elektřiny) za kaţdou 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 pouţita metoda stanovení odběrového diagramu pomocí typových diagramů dodávky (TDD). Kaţdému 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 vyuţívají. Počet změn dodavatele je přibliţně 6 – 7 % ročně, přičemţ 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 a předávání výsledků měření operátorovi trhu odpovídá PPS a PDS. Za správu předaných

10

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 niţšímu počtu potřebných rozhraní sniţuje riziko případného zneuţití či ztráty dat.

2.3 Elektrizační soustava a způsob provozování

2.3.1 Struktura elektrizační soustavy

Elektrizační soustava ČR1 je systematicky budována více neţ 110 let. V elektrizační soustavě ČR je jedna přenosová soustava, tři regionální distribuční soustavy (připojené k přenosové soustavě) a více neţ 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 Blíţe viz téţ Roční zpráva o provozu ES ČR 2011, Praha, ERÚ 2012

11

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

Hustě osídlené oblasti (anglicky označované „urban“, podle uvaţovaného rozlišení obce nad 5 000 obyvatel) zásobují cca 60% zákazníků, jejichţ odběrná místa jsou připojená k převáţně kabelovým sítím nn, převáţně kruhovými vedeními, případně mříţovými 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 uloţena do podzemních kabelových vedení a zkruhována. Podíl kabelových vedení klesá s rostoucím napětím. Vlivem zkruhování můţe při komunikaci mezi inteligentním měřicím zařízením a koncentrátorem docházet v kabelových sítích k přihlášení inteligentního měřicího zařízení k jinému koncentrátoru, neţ jednoznačně k tomu, který je umístěn v DTS, ze které je příslušné odběrné místo napájeno.

Kabelová vedení nebyla budována s ohledem na vyuţití 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 vyuţití některých funkcionalit AMM (zejména bilance a odhalování netechnických ztrát).

2.3.2 Ztráty technické a netechnické

Ztráty 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.

12

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

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

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

optimálnímu vyuţití sítí,

přímé regulaci spotřeby,

přímé regulaci výroby,

realizaci tarifní politiky.

Základem vyuţívání systému HDO je souhlas zákazníka s tím, ţe 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 vyuţíván ke stupňovité regulaci výkonu podle stanovených pravidel.

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

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

2.4 Bilance výroby a spotřeby

Česká elektroenergetická soustava je v současné době charakterizována přebytkovou bilancí, a to jak z objemového, tak výkonového pohledu. V roce 2011 ČR exportovala přes

13

20% své výroby. Vzhledem k očekávanému vývoji strany nabídky a mírnému růstu poptávky si česká elektroenergetická bilance do roku 2030 udrţí 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 zatíţení nevzniká potřeba významných úprav v koncepci provozu elektroenergetické soustavy. Bilanci výroby a spotřeby znázorňuje Obrázek 2.

2.4.1 Vývoj výrobního portfolia

V 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 nimţ 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 aţ tří nových bloků ve stávajících lokalitách.

Výroba elektřiny z uhelných elektráren dozná značného útlumu. Ten vyplývá ze sniţujících se objemů dostupného uhlí. Dochází k přirozenému doţívání jednotlivých uhelných lomů a situace se dále komplikuje územně-ekologickými limity těţby hnědého uhlí. Dalším omezujícím faktorem jsou poţadavky na sniţování 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 poţadavků 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, ţe tato výroba elektřiny poroste z dnešních 8 TWh/rok na 12 TWh v roce 2020, coţ 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 můţe vést k navýšení potřeby podpůrných sluţeb, 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:

14

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, coţ znamená oproti roku 2011 nárůst o přibliţně 25 %. V případě zahrnutí předpokládané spotřeby elektromobilů by se pak jednalo o hodnotu 74,1 TWh. V tomto odhadu není zahrnut dopad připravované směrnice o energetické účinnosti, která můţe předpokládaný růst výrazně ovlivnit, aţ 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 zatíţení 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 poţadavky 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.

15

Nepřímé řízení spotřeby pro sektor MOP není v rutinním provozu uvaţováno. Řízení by bylo moţné uvaţovat pro řešení krizových stavů – odloţení části spotřeby. Toto by si však vyţádalo vysoké náklady, které by dle expertních odhadů neodpovídaly výslednému efektu.

Aktuálně je převáţná část řiditelné spotřeby realizována pomocí HDO - jedná se o přibliţně 20 % spotřebované energie v sektoru MOO a přibliţně 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 zatíţení soustavy. Pokud budou zákazníci motivováni 50% sníţením ceny komodity, očekává se vyuţití na úrovni 22 % z výše uvedeného potenciálu, coţ činní na úrovni MOO pouze 1,2 % celkové denní spotřeby elektřiny ve dni vysokého zatíţení soustavy.

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

16

Řízení zatížení pomocí HDO

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

Vyuţití 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 (blíţe viz příloha č. 3). Z výše popsaného vyplývá, ţe charakter uvaţovaného nepřímého řízení nevyţaduje přímo vyuţití inteligentního měření. Je nutné zdůraznit, ţe pouhá instalace systému inteligentního měření poţadovaná směrnicí 2009/72/ES musí být doplněna adekvátním rozvojem a modernizací přenosové a distribučních soustav.

17

3 Uvažované varianty zavedení AMM v elektroenergetice ČR

Cílem kapitoly je vymezit časový harmonogram včetně všech přípravných kroků a definovat smysluplné varianty zavedení AMM.

3.1 Fáze projektu

Projekt zavedení systému inteligentního měření lze rozdělit na dvě navazující fáze:

Přípravná fáze

Realizační fáze

3.1.1 Přípravná fáze zavedení inteligentního měření

Přípravnou 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 můţe 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 můţe dojít v případě, ţe:

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.)

Montáţ 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

18

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 měření

Zavedení 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 montáţních prací) včetně moţnosti přístupu k zařízení zákazníků, k zařízení provozovatelů soustav a moţnosti odstávek.

3.1.3 Varianty

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

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

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

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

Rozvoj stávajícího stavu je zaloţen na zachování hlavních principů organizace měření a doplnění vybranými zařízeními pro zajištění poţadovaných funkcionalit na poţadovaných 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 neslouţí pro veřejné osvětlení

19

Výběr – instalace AMM na OM na napěťové hladině nn, která jsou dvoutarifní, slouţí 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 vyuţitím 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 udrţování 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, jejichţ odběrná zařízení jsou připojena k síti nízkého napětí, zpravidla 12 kalendářních měsíců tzn., ţe odečet pro vyúčtování dodávek je prováděn jednou ročně. Zákazník je kdykoliv schopen zjistit aktuální spotřebu z údajů elektroměru. Zákazníkovi je umoţněno poskytovat samoodečet k datu změny regulovaných cen (zpravidla k 1. lednu). Určení spotřeby je také bezplatně prováděno při změně dodavatele. Zákazníkovi můţe 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 převáţně 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 jiţ řadu let plně funkční systém hromadného dálkového ovládání (HDO), který je dále rozvíjen. Jedná se o efektivní a spolehlivý nástroj na optimální vyuţití sítí, regulaci spotřeby i regulaci výroby. Přijímače HDO jsou za standardních podmínek trvale (24 hodin denně) dosaţitelné. Systém je připraven na další rozšíření, technologie umoţňuje řízení prakticky kaţdého OM. Systém HDO je převáţně provozován jako dvoutarifní. Blíţe viz kapitola 2.3.3 a příloha č. 3.

Situace v ČR je v tomto smyslu mezi evropskými zeměmi výjimečná. Je nutno konstatovat, ţe převáţná část potenciálu řízení spotřeby je jiţ tímto nástrojem realizována. Systém HDO je plně schopen operativního řízení zatíţení elektrizační soustavy.

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

20

Varianta Plošná

Ve variantě Plošná jde o instalaci inteligentních měřidel na 100 % OM (celkově se dle dnešního stavu jedná o přibliţně 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 moţné 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 moţné.

I ve variantě Plošná je potřeba uvaţovat 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 sdruţují 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, coţ je spínací prvek, kterým lze zajistit úplné odpojení odběrného místa zákazníka od napětí 230/400V.

Limitér je softwarová funkcionalita inteligentních měřicích zařízení, která slouţí 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 průběţně data z inteligentních měřicích zařízení, zaznamenává jejich časy a periodicky je předává do datové centrály. Podle typu a moţností 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 vyţádání nebo automaticky informace o stavu zpracování jednotlivých úloh a umoţní řízení úloh nadřazeným systémem. Centrálním místem systému inteligentního měření je jedna nebo více datových centrál. Datová centrála je vysokovýkonné shromaţdiště velkého objemu dat sebraných v reálném čase. Slouţí 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, udrţuje 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., ţe odečet pro vyúčtování dodávek je prováděn jednou ročně a je shodná s variantou Základní.

21

3.1.4 Harmonogram

Pro 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 AMM

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

22

4 Kvalitativní vyhodnocení zavedení AMM v elektroenergetice ČR

4.1 Základní aspekty kvalitativního a kvantitativního vyhodnocení

Koncepce 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 zátěţe 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 jiţ dnes „čerpá“ značný podíl přínosů, které jsou očekávány od zavedení AMM v oblasti optimalizace zatíţení sítí a řízení spotřeby elektřiny, jak je uvedeno v kapitole 2.4.2 a v příloze č. 3.

Indikátorem kvality sítí a jiţ pouţívaných 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 umoţňují nejen dálkový odečet spotřeby a příkonu provozovatelem sítě, ale také nabídku sledování průběhu spotřeby a zatíţení samotným odběratelem a tím jeho motivaci k úsporám a optimalizaci spotřeby a nákladů na elektřinu. Kromě toho u těchto měřicích zařízení je téměř vyloučena moţnost 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 neţ 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, přičemţ se vycházelo z dokumentů EK k zavedení AMM:

Provozování systému měření

Odečet měřicích zařízení

Vyúčtování dodávek (fakturace)

Asistenční sluţby pro zákazníky

Provozní náklady a údrţba samotné měřicí techniky

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

Technické a netechnické ztráty

Spotřeba a špičkové zatíţení

Přerušení dodávek elektřiny

CO2 a jiné znečišťující látky

Úspora instalovaného výkonu zdrojů

4.2 Kvalitativní vyhodnocení očekávaných přínosů, nákladů a rizik

Vyhodnocení je provedeno s vědomím, ţe zavedení AMM je organizačně, investičně, provozně a ekonomicky náročný projekt, jehoţ výhodnost pro celou společnost i konečného zákazníka a další účastníky trhu se potvrdí pouze v případě, ţe reálně dosaţitelné celkové přínosy převýší vynaloţené náklady.

23

4.2.1 Provozování systému měření

Provozováním 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, ţe zavedením AMM dojde ke sníţení některých nákladových poloţek provozovatele sítě, zejména nákladů na zaměstnance a nákladů na dopravu. Sníţení nákladů vyplývá z předpokladu, ţe systém AMM umoţní některé činnosti vykonat dálkově bez fyzické návštěvy OM.

Je třeba počítat s tím, ţe systém AMM je technicky sloţitější a vnáší do sítě a jejích komponent nová technická zařízení, která budou vyţadovat péči, údrţbu a řešení poruch nebo řešení vadných nebo neuskutečněných přenosů dat.

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

Riziko nedosaţení 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 můţe 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 zařízení

Očekává se, ţe zavedením AMM mohou provozovatelé sítí dosáhnout sníţení měrných nákladů na provedení jednoho odečtu, neboť systém AMM umoţní 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, ţe 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 neţ při ručním záznamu stavu číselníků do protokolu.

Na straně nákladů je třeba počítat s tím, ţe řízení a provedení dálkových odečtů prostřednictvím systému AMM vyţaduje určitý počet zaměstnanců s vyšší kvalifikací neţ je vyţadována 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 nedosaţení 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, ţe v současnosti jiţ 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.

24

4.2.4 Asistenční služby pro zákazníky

Přínosy je moţné korektně uvaţovat aţ po úplném zavedení AMM a jeho provozním osvojení. Zdrojem přínosů můţe 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, ţe odpovídající informace bude mít zákazník k dispozici přímo v místě odběru nebo zprostředkovaně přes internetové aplikace.

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

Riziko nedosaţení 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 techniky

Pro účely stanovení míry dosaţitelných přínosů je důleţité uvaţovat 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 zatíţení, atd. a s moţností sdílení dat zákazníkem.

S přihlédnutím k této výchozí situaci se neočekává ţádná změna v rozsahu a nákladech na provozování měřicích zařízení, spíše existuje obava, ţe péče a udrţování inteligentních měřicích zařízení a jejich periferií (spínače, komunikační moduly, atd.) vyvolá vyšší četnost a náklady korektivních zásahů z důvodu vyšší technické sloţitosti a dosavadní malé míry osvojení technologie ve výrobě, montáţi a provozování. Toto pak je rizikem nedosaţení alespoň nákladové neutrality provozu a údrţby 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 odloţení investic do sítí zrovnoměrněním zátěţe sítí a moţností její lokální i širší optimalizace je v podmínkách ČR vyčerpáno vyuţíváním 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 ztráty

V materiálech Evropské komise se očekává, ţe sníţením spotřeby a zejména optimalizací zátěţe (vyrovnávání odběrového diagramu) v elektrizační soustavě se dosáhne sníţení technických ztrát. Potenciál tohoto očekávání je v ČR téměř vyčerpán vyuţíváním systému HDO a zavedení AMM přinese jen zanedbatelný dodatečný efekt.

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

25

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 mříţových je nutno počítat s omezením validity naměřených a zjištěných bilancí.

Naproti tomu je korektní uvaţovat, ţe zpracování a validace alarmů, zpracování a analýza bilancí vyţaduje 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 moţné očekávat mírný nárůst vlastní spotřeby na získání, přenos a zpracování dat.

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

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

4.2.8 Spotřeba a špičkové zatížení

Při posuzování zda lze zavedením AMM dosáhnout redukce absolutní spotřeby elektřiny zejména ovlivňováním chování zákazníků na základě informací ze systému AMM aţ „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 běţném provozu nepotvrdily. Zároveň byly vyuţity 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, ţe zavedení AMM umoţní optimalizaci zátěţe sítě (vyrovnávání odběrového diagramu) v elektrizační soustavě a tím se dosáhne úspor na straně výrobních kapacit pro krytí zátěţových špiček, kapacity pro podpůrné sluţby 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 vyuţíváním systému HDO, který pokrývá jiţ nyní všechny zákazníky s akumulačním ohřevem vody, elektrickým vytápěním a umoţňuje jim přístup k time-of-use tarifům (pásma nízkého a vysokého tarifu) pro celkovou spotřebu elektřiny. Dodatečný efekt zprostředkovaný systémem AMM můţe být realizován nad zbylou odloţitelnou spotřebou u konečných zákazníků, kteří dosud nevyuţívají 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 moţnosti řízení spotřeby a optimalizace zátěţe sítě, pak lze systém HDO zrušit s úsporou současných nákladů na jeho provoz, údrţbu a rozvoj. Jednorázové náklady na likvidaci systému HDO však ovlivní výsledný efekt zavedení systému AMM.

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

Předpokládá se, ţe zavedení AMM umoţní dálkové odepnutí odpovídající zátěţe sítě v případě předcházení či vzniku stavů nouze v elektrizační soustavě. Tato moţnost můţe 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 jiţ nyní umoţňuje dálkové odepnutí části nebo celé spotřeby ovládané HDO systémem přímo řízených spotřebičů.

26

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

4.2.9 Přerušení dodávek elektřiny

Pozice provozovatelů soustav v ČR v evropském kontextu je, co se týče počtu a délky trvání neplánovaných přerušení (poruch) dodávek elektřiny, dobrá. Očekávání, ţe zavedením AMM se vytvoří podmínky a fakticky dojde k významnějšímu zlepšení sledovaného parametru průměrné doby přerušení, jsou nízká. Důvodem je skutečnost, ţe 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 ţádný vliv.

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

Existuje vysoká pravděpodobnost nedosaţení jakéhokoli přínosu.

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

4.2.10 CO2 a jiné znečišťující látky

Očekávání, ţe zavedením AMM bude dosaţeno sníţení produkce CO2 a dalších látek znečišťujících ovzduší je částečně opodstatněné. Toho lze dosáhnout sníţením rozsahu dopravních výkonů za účelem odečtu a sníţením části dopravních výkonů spojených se zajištěním provozu měřicích zařízení. Na druhé straně je nutné vidět, ţe 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., takţe celkový efekt v této oblasti bude málo významný.

Vzhledem k nulovému potenciálu úspor spotřeby elektřiny a nízkému dodatečnému potenciálu přesunu zatíţení (blíţe 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 služeb

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

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

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

4.3 Investice a náklady zavedení AMM

Za 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.

27

4.3.1 Nové investice

Je třeba vzít v úvahu, ţe 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 poloţkami 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 jiţ 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 přiloţené do tras silových vedení nebo zřízené samostatně provozovatelem soustavy.

Investice do úpravy nebo úplné modernizace rozvaděčů, příp. domovních instalací u zákazníků z důvodu, ţe 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 investice

Protoţe 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 nedoţitých stávajících měřicích zařízení, která budou ze sítě v průběhu a dokončení zavedení AMM staţena.

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

4.3.3 Provozní náklady

Technologie dálkových odečtů přináší úspory na personálních nákladech spojených s odečty a obsluhou odběrných míst, zároveň vyţaduje 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 údrţbu inteligentních měřicích zařízení.

Náklady provozování a údrţby 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 údrţbu telekomunikačních systémů zřízených provozovateli soustav tj. provozování PLC a optických sítí a jejich vybavení.

28

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

Náklady provozovatelů soustav vyvolané provozováním a údrţbou 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 vyuţití nových moţností péče o hospodaření s energií.

29

5 Zkušenosti z pilotních projektů zavedení AMM v elektroenergetice ČR

Jiţ od roku 2005 realizují všichni provozovatelé regionálních distribučních soustav v ČR vlastní pilotní projekty v oblasti inteligentního měření. Nezbytnou podmínkou pro správné posouzení moţnosti 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 zařízení

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

5.1.2 Funkce pro řízení zátěže

Inteligentní měřicí zařízení v základní verzi nesplňují poţadavky na ovládání zátěţe (2 relé jako u HDO) a musely být dodavateli dodatečně upraveny. Po úpravě nabízí inteligentní měřicí zařízení přímé ovládání zátěţe částečně porovnatelné se stávající kombinací přijímač HDO + stávající elektroměr. Inteligentní měřicí zařízení je pak schopno přepínat tarify nezávisle od blokování relé. Této funkce je moţno vyuţít při nasazení obchodních nástrojů typu dvou či více tarifních produktů, nebo aţ dynamických tarifů. Spolehlivost přepínání tarifů je však výrazně limitována přenosovými schopnostmi pouţité konkrétní komunikační technologie, zejména při pouţití některých implementací PLC.

Při uvaţování omezené přenosové rychlosti pouţitého komunikačního řetězce je třeba zahrnout i návazné systémy:

Standardizované rozhraní, které umoţní do systému distributora zasílat poţadavky jednotlivých obchodníků na spínání tarifů. Toto rozhraní by bylo vyţadováno i v případě pouţití statických tarifů definovaných pomocí time-of-use.

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

Lze také uvaţovat o moţnosti tarify vyhodnocovat z odečteného profilu ex-post, coţ výrazně sniţuje nároky na komunikační kanály. Zároveň se však stejně výrazně sniţuje informovanost zákazníka o aktuálním tarifu, tedy se sniţuje jeho schopnost na změny tarifu reagovat změnou své spotřeby. V tomto případě lze uvaţovat 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 technologie

Během pilotních projektů na jednotlivých technologiích jsou testovány především hromadně vyuţívané 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.

30

Teoretická udávaná přenosová rychlost je cca 10 kbps, prakticky je však dosahováno cca 2 - 4 kbps. V praxi se ukazuje, ţe 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 pouţití kabelů bez stínění, coţ vede k vzájemnému rušení jednotlivých domén), blíţe 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 vyuţitelné ve velkém měřítku. Kapacita telekomunikačních operátorů není na takovou zátěţ připravena a parametry sluţby navíc nejsou garantovány.

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

Ţádná z pouţitých komunikačních technologií zatím neumoţnila nasadit systém AMM s takovými parametry, aby bylo moţné uvaţovat o náhradě HDO.

5.1.4 Zkušenosti z instalace technologie

Pro úspěšné a efektivní nasazení systému inteligentního měření na OM představují rizika zejména:

nepřipravenost elektroměrových rozvaděčů pro novou technologii (malý montáţní 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 montáţ technologie PLC,

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

5.2 Potenciál přínosu pro obchodníky a zákazníky

Pro obchodníka je zásadním přínosem technologie AMM moţnost získání dat o spotřebě elektřiny za jednotlivé hodiny a tedy teoreticky moţnost účtovat pro kaţdou hodinu jinou cenu. Tímto se obchodník dostává k potenciálu vyuţití nových tarifů a zlepšení predikce chování zákazníka. Zároveň ale velké mnoţství zpracovávaných dat bude vyţadovat významné změny v podpůrných ICT systémech a nástrojích na analýzy, predikce apod.

5.2.1 Výsledky z měření u zákazníků

V 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 vyuţití potenciálu úspor v nákladech na spotřebovanou elektrickou energii.

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

31

VT a NT, resp. poměr ceny VT/NT cca 4/1 pro silovou elektřinu, resp. 7/4 pro celkový náklad na elektřinu vztaţený na spotřebované kWh). Z průběţných výsledků se dále ukazuje, ţe 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 příleţitostí, 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 moţnosti sníţení platby.

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

Na základě porovnání výsledků zákaznických průzkumů a analýz reálných dat lze také konstatovat, ţe zákazníci deklarují nadsazená očekávání v oblasti moţných 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 uţivatelů jednotarifu odpovídá stávajícímu modelu chování uţivatelů dvoutarifu - uţivatelé jednotarifu jsou nejčastěji ochotni přesunout část spotřeby elektřiny (mytí nádobí v myčce, praní a ţehlení) na dobu, kdy je elektřina levnější.

5.2.2 Identifikované problémy

Pilotní projekty jiţ 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 mnoţství 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 sniţuje vyuţitelnost odečtu 15 minutových profilů, které AMM umoţňuje).

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

5.3 Zkušenosti se stávající legislativou

V 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 předběţných výsledků pilotních projektů zavedení AMM bylo zjištěno, ţe je potřeba se blíţe zaměřit na problematické otázky v oblasti jiţ 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 moţné instalovat měřidla

32

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)

33

6 Ekonomické vyhodnocení zavedení AMM v elektroenergetice ČR

6.1 Metodika modelu

Cílem ekonomické analýzy je odpovědět na otázku, zda má zavedení technologie AMM pozitivní efekt pro společnost. Pro dosaţení 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 poloţky zavedení v časovém rozlišení a umoţňuje změnou parametrů určit citlivost výsledků na tyto parametry.

6.1.1 Metodika diskontovaných peněžních toků (DCF)

Model je zaloţen na metodice diskontovaných peněţních toků – DCF (Discounted Cash Flow), která spočívá v ocenění projektu pomocí časové hodnoty peněz. Jedná se o výnosovou metodu, při které jsou budoucí peněţní toky (odchozí a příchozí) diskontovány tak, aby byla stanovena čistá současná hodnota – NPV (Net Present Value). Metoda DCF je široce vyuţívána 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 Plošnou

Pro 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 období

Pro 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 sniţují 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 sloţeno 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, aţ 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, neţ dojde k její výměně. Tato fáze obsahuje doběh, tj. období, ve kterém je v modelu uvaţováno postupné vyřazování inteligentních měřidel bez náhrady a zároveň dochází k dočerpání z nich plynoucích benefitů. Jedná se o teoretický předpoklad, který umoţní provést kalkulaci na časově uzavřeném období.

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

Přípravná fáze Realizační fáze Provozní fáze/z toho plný provoz

Celkem

7 7 12 / 5 26

34

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

6.1.4 Zastoupení účastníků na trhu s elektrickou energií

Při sestavení modelu byly uvaţovány výdaje a dopady na všechny relevantní účastníky trhu, od výroby, přes distribuci a obchod aţ 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, sníţení netechnických ztrát a úspory plynoucí z HDO).

Obchod – údaje o datech měření umoţní obchodníkům nový rozměr segmentace zákazníků a nabídku nových tarifů. Typickým přínosem je benefit z nových tarifů a vyuţití „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 sníţení. Dosaţení těchto benefitů však nebylo potvrzeno zahraničními zkušenostmi ani pilotními projekty v ČR. Je sporné, zda je vůbec k dosaţení těchto benefitů potřebná technologie AMM. Náklady spojené se

Čas

Přípravná fáze Realizační fáze Fáze provozu

Přípravná fáze Realizační fáze Fáze provozu

Čas

In

sta

lace

AM

MB

en

efi

tyN

ák

lad

y

Plný provoz Doběh

Plný provozPlný provoz Doběh

35

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

Ostatní – mezi ostatní patří stát ČR jako takový, Operátor trhu, jehoţ 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 poloţky 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“ poloţky 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 Montáţ nových standardních MZ

CAPEX Montáţ nových AMM MZ

OPEX Montáţ a demontáţ stávajících MZ (operativa, demontáţ 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)

36

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 – Distribuce CAPEX Datová centrála a komunikace

OPEX Datová centrála

Výdaje IT – operátor trhu CAPEX Výdaje na IS

OPEX Výdaje na IS

Výdaje IT – Prodej CAPEX 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 energie OPEX Úspora na sníţení spotřeby

OPEX Výdaje na vlastní spotřebu MZ

Úspora na systému HDO

CAPEX Úspora na měřicím zařízení HDO a řídicí automatice

OPEX Výdaje na montáţ a demontáţ 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 OPEX Úspora na výdajích za elektřinu při vyuţití nových tarifů (přesun spotřeby) pro odběratele a prodej

Netechnické ztráty OPEX Úspora na sníţení netechnických ztrát

37

Přínosy Vstupy zahrnuté do příjmů

Celkové úspory na sběru a zpracování dat

OPEX Úspora na sníţení 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, ţe zavádění AMM v elektroenergetice ČR má za stávající situace negativní dopad na společnost, respektive na zákazníka. Zavedení AMM by vedlo k nárůstu regulované sloţky 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 sníţení ceny technologií, a to jak koncových zařízení, tak návazné infrastruktury.

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

38

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

Obrázek 8 Celkové NPV

39

Obrázek 9 NPV jednotlivých skupin dotčených subjektů

6.3.2 Analýza citlivosti na skupině nejvýznamnějších parametrů

Pro 5 nejvýznamnějších parametrů a agregovaných poloţek 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 níţe 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 sníţení resp. zvýšení hodnoty WACC o jeden procentní bod způsobí zvýšení NPV ve výši 2,28 mld. Kč resp. sníţení 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.

40

Obrázek 10 Citlivost NPV na hodnotách hlavních vstupů

Z citlivostní analýzy vyplývá, ţe 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 NPV

S ohledem na fakt, ţe předpokladem zavedení AMM je ekonomická efektivnost, tzn. nezáporné NPV, je vhodné nalézt prahové hodnoty jednotlivých vstupních parametrů, kterými je tento poţadavek splněn.

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

Pozitivní NPV je teoreticky moţné 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 dosaţení NPV=0. Ty jsou zaloţené na hypotetickém sníţení nákupních cen všech výše uvedených prvků technologie AMM a současné absolutní úspoře elektrické energie všemi zákazníky MO, která ovšem není v podmínkách ČR dosaţitelná (blíţe viz kapitola 4.2.8).

Jak je patrné z výše uvedené tabulky, ani výrazná změna nákupních cen technologie AMM neposkytuje dostatečné přiblíţení 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 EU

Evropská 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

Příklad teoretické kombinace klíčových parametrů nutná k dosažení NPV = 0

Změna investičních výdajů PDS na zavedení AMM (%)

Úspora spotřeby elektřiny MO v %

-30 % 9,4

-40 % 8,36

-50 % 7,32

41

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 obsaţená ve výše uvedeném dokumentu. Konkrétně se jedná o následující vstupy a principy:

Výčet výdajových poloţek

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, pouţité metodologii, vstupních datech a předpokladech reflektuje vydaná doporučení Evropské komise. V případě, ţe některé doporučení nebylo pro konkrétní situaci relevantní, je toto popsáno v příloze č. 2, a to včetně komentáře se zdůvodněním.

42

7 Doporučení pro zavedení inteligentního měření v elektroenergetice ČR

7.1 Závěrečné doporučení

Na 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 moţnosti vyuţití současného systému HDO doplněním o tarify bez přímého řízení spotřebičů, zaloţené pouze na předávání ekonomických signálů zákazníkům. Současně stimulovat další zákazníky k zapojení do systému HDO a vyuţití rozšířené nabídky tarifů.

Průběţně sledovat další technologický vývoj v oblasti inteligentních sítí a inteligentního měření zejména z hlediska vývoje parametrů a cen klíčových komponent, důleţitých 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 vyuţívání systému HDO plán implementace inteligentního měření jako součást projektu inteligentních sítí v ČR.

7.2 Odůvodnění doporučení

V ČR jsou oproti ostatním zemím, které zvaţují zavádění AMM, jiné výchozí podmínky. Je vyuţíván 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, ţe významnou část přínosů, které vedou jiné státy k zavedení AMM, jiţ jsou v ČR k dispozici a účastníci trhu je aktivně vyuţívají. 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 dosaţení očekávaných přínosů. Systém HDO plní většinu funkcionalit očekávaných v jiných zemích EU aţ 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 vyuţívajících cenové a tarifní signály v rámci prosté obměny měřidel a s vyuţitím existujícího systému řízení, tedy bez nároků na dodatečné investice. To vše za důsledného plnění podmínek nediskriminačního přístupu k sítím.

43

Oblast sluţeb poskytovaných zákazníkům a přizpůsobování jejich skutečným potřebám a poţadavkům a vyvinutí motivačních nástrojů pro široké uplatnění moţností AMM si vyţádá mnoho času v období projektové a marketingové přípravy.

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 jiţ realizována existujícím systémem HDO pro řízení spotřeby, zátěţe a tarifů s tím, ţe 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 AMM

Z ekonomického hodnocení vyplývá, ţe pro technicky, technologicky a ekonomicky úspěšné zavedení AMM v ČR je nevyhnutelné, aby bylo dosaţeno změny více parametrů a podmínek oproti stavu, který je znám v čase zpracování tohoto ekonomického posouzení.

Jedná se zejména o:

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

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

výrazné zvýšení bezpečnosti a spolehlivosti, přenosové rychlosti a kapacity komunikačních sluţeb poskytovaných telekomunikačními operátory při souběţném sníţení cen pro poskytování datových sluţeb,

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

dosaţení konvergence a integrity záměrů rozvoje systémů SmartGrid a AMM při vynaloţení minima technických a finančních prostředků,

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

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

44

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 %

Sníţení 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

Montáţ 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

45

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

elektroměr jednofázový 0 4 592 mil. Kč

elektroměr třífázový 0 11 967 mil. Kč

Montáţ 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

Montáţ MZ 5 968 4 930 mil. Kč

Demontáţ MZ 2 587 2 310 mil. Kč

Montáţ a demontáţ 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

Demontáţ 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

46

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

47

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 (poţadavek +dotaz), penetrace AMM 1-99% 0,073 FTE/1000 poţadavků

Znovupřipojení (poţadavek + dotaz), penetrace AMM 100% 0,052 FTE/1000 poţadavků

Počet poţadavků o znovupřipojení 60 000 ks/rok

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

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

Počet dotazů 200 FTE/poţadavek

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

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

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 poloţkou 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 poloţkou, 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 poloţkou, 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

48

Standardní 3f 1 173 Kč/ks

AMM 1f 2 230 Kč/ks

AMM 3f 2 891 Kč/ks

Součtový elektroměr 9 079 Kč/ks

Montáţ 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

Montáţ 1f MZ 891 Kč/ks

Podřazená demontáţ 1f MZ 108 Kč/ks

Demontáţ 1f MZ 862 Kč/ks

Montáţ 3f MZ 975 Kč/ks

Podřazená demontáţ 3f MZ 151 Kč/ks

Demontáţ 3f MZ 887 Kč/ks

Montáţ 1f MZ AMM 989 Kč/ks

Montáţ 3f MZ AMM 1 073 Kč/ks

Montáţ HDO 668 Kč/ks

Demontáţ 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

49

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 sluţeb - 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

50

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

Počet opravitelných HDO 21 430 ks/rok

Procento opravitelných MZ z demontáţe 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 %

51

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

52

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 zatíţení ve špičkách % NE Model tento parametr nezahrnuje, neboť významná část transferu jiţ 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 jiţ 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 zatíţení; 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 ţivotnost 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 poţadavek, bez jehoţ splnění nelze AMM zavést. Model počítá s

tím, ţe telekomunikační úspěšnost je splněna na úrovni vyšší neţ 99,5%.

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

V15Sníţení 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 sníţení emisí €/t NE Model neobsahuje tento parametr jako samostatný údaj, neboť cena povolenek je zohledněna ceně elektřiny.

č. KategorieDruh nákladů, které mají být sledovány pro zavedení a

odhadnuty pro referenční úroveňANO/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 ţádné hodnocené alternativě zavedení AMM uvaţováno.

CAP5Výroba NE Investice do výrobních zařízení nejsou, jako důsledek zavedení AMM, uvaţovány, 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, uvaţovány, 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 údrţbu IT ANO Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1

OPE2Náklady na správu sítě a počáteční náklady ANO Ano model obsahuje - tato poloţka je zahrnuta v nákladové poloţce 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

OPE6Sníţení příjmu (např. v důsledku účinnější spotřeby) ANO Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1

OPE7

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

nepředpokládá.

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

OPE9

Přenos (resp. přeprava v plynárenství) NE Změna nákladů na provoz přenosové sítě není, jako důsledek zavedení AMM, uvaţována, 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 sluţby/péče o zákazníka ANO Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1

OPE12

Náklady na odbornou přípravu (např. zaměstnanců oddělení

péče o zákazníka a pracovníků provádějících instalaci

zařízení)

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

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

ENV1 Ţivotní prostředíNáklady na emise (zařízení na kontrolu CO2, provoz a

emisní povolenky)

NE Náklady na emisní povolenky jsou obsaţeny 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, uvaţována.

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 Neuvaţují se dodatečné náklady na marketingovou podporu zavedení.

OTR2Neefektivně vynaloţené náklady na dříve instalované

(tradiční) měřicí přístroje

NE Sunk costs nejsou peněţním tokem, proto nejsou v model zaloţeném na metodě DCF zahrnuté.

Komentářč. kategorieEkonomický

model zahrnuje

CAPEX

OPEX

Energetická

bezpečnost

Ostatní

Proměnné veličiny/údaje které mají být

stanoveny/shromažďovány

53

č. Přínos Dílčí přínos ANO/NE

BEN1Sníţení nákladů na provoz měřidel ANO Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1

BEN2Sníţení nákladů na odečty ANO Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1

BEN3Sníţení nákladů na vyúčtování ANO Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1

BEN4Sníţení nákladů na telefonní asistenční sluţby/péči o

zákazníka

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

BEN5Sníţení nákladů na údrţbu aktiv NE Vliv tohoto benefitu není v souvislosti s zavedením AMM v ČR indikován.

BEN6Sníţení nákladů na poruchy zařízení NE Vliv tohoto benefitu není v souvislosti s zavedením AMM v ČR indikován.

BEN7Odloţené investice do distribuční kapacity vzhledem

k návratnosti aktiv

NE S ohledem na přínosy poskytnuté jiţ v této oblasti technologií HDO, není vliv tohoto benefitu v návaznosti na zavedení AMM v

ČR uvaţován.

BEN8Odloţené investice do distribuční kapacity vzhledem

k odpisům aktiv

NE S ohledem na přínosy poskytnuté jiţ v této oblasti technologií HDO, není vliv tohoto benefitu v návaznosti na zavedení AMM v

ČR uvaţován.

BEN9Odloţené investice do přenosové kapacity vzhledem

k návratnosti aktiv

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

BEN10Odloţené investice do přenosové kapacity vzhledem

k odpisům aktiv

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

BEN11Odloţené investice do výroby – vyrovnávací elektrárny NE V důsledku minimálních dopadů zavedení AMM na průběh odběrového diagramu, se uplatnění tohoto benefitu nepředpokládá.

BEN12Odloţené investice do výroby – točivé rezervy NE V důsledku minimálních dopadů zavedení AMM na průběh odběrového diagramu, se uplatnění tohoto benefitu nepředpokládá.

BEN13Sníţení technických ztrát

elektřiny

Sníţení 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 uvaţován.

Tuto skutečnost potvzují výsledky pilotních projektů a zkušenosti provozovatelů distribučních soustav.

BEN14Sníţení spotřeby NE Tento benefit model neuvaţuje, neboť výsledky pilotních projektů zavedení AMM neukázaly jakékoliv změny v objemu

spotřeby.

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

BEN16Sníţení krádeţí elektřiny ANO Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny ve zprávě

BEN17Zpět získané příjmy v souvislosti se „smluvními“ podvody ANO Ano model obsahuje - tato poloţka 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 uvaţován.

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

BEN20Sníţení nákladů na odškodnění zákazníka NE S ohledem na velmi dobrý stav přenosové a distribuční sítě v ČR není vliv tohoto benefitu uvaţován.

BEN21Sníţení emisí CO2 Sníţení emisí CO2 NE Model tento benefit nezahrnuje. Veškeré náklady a benefity spojené s emisemi jsou v modelu obsaţeny v ceně silové

elektřiny.

BEN22

Sníţení znečišťování

ovzduší (částic, NOx,

SO2)

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

elektřiny.

Sníţení nákladů na odečty

a provozních nákladů

Sníţení obchodních ztrát

Sníţení provozních

nákladů a nákladů na

údrţbu

Omezení výpadků (díky

novým metodám sledování

a informacím o síti

v reálném čase)

Odloţené/neuskutečněné

investice do distribuční

kapacity

Odloţené/neuskutečněné

investice do přenosové

kapacity

Odloţené/neuskutečněné

investice do výrobní

kapacity

Úspory nákladů na

elektrickou energii

54

Příloha č. 3 Popis systému HDO v České republice

1. Popis systému HDO

V ČR je jiţ dlouhou dobu vyuţívána moţnost přímého řízení spotřeby pomocí technologie HDO (hromadné dálkové ovládání).

Systém HDO je jednosměrným skupinovým sdělovacím systémem, vyuţívajícím 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 vyuţívána i pro přenos různých signálů HDO vyšších frekvencí. Z tohoto pohledu lze HDO řadit mezi úzkomásmové PLC technologie.

Aktuálně je převáţná část řiditelné spotřeby realizována pomocí HDO - jedná se o přibliţně 20 % spotřebované energie v sektoru MOO a přibliţně 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 moţnosti odloţené 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 sníţení investic do DS díky optimalizaci zatíţení soustavy. Pomocí HDO byly energeticky náročné odběry domácností rozloţeny v průběhu dne.

Dále PDS vyuţívají HDO k následujícím účelům:

Optimalizace zatíţení soustavy

o Sníţení ztrát v DS

o Zvýšení propustnosti DS

Řešení mimořádných stavů v ES ČR

o Předcházení stavu nouze

55

o Stav nouze

o Odstranění následků stavu nouze

Řízení výroby elektřiny v rozptýlených zdrojích

Zajišťování systémových a podpůrných sluţeb 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 uţitých 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 můţe být nepříznivě ovlivňován například generátory velkých výkonů, které pracují ve vzdálených místech distribučních soustav nebo takovým zapojením distribučních soustav, ţe vysílače HDO jsou k této oblasti připojeny mimo její napájecí bod apod. V případě nepříznivého šíření HDO v soustavě je moţné vyuţít technických opatření, jako jsou:

vykrývací vysílače,

hradící členy,

podpůrné impedance apod.

Mimo technická opatření je dále moţno vyuţít 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.

Vysílače

Vysílače 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 cesty

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

56

vysílačů HDO, kontrolu jejich připravenosti k vysílání a kontrolu přenosových cest, kdyţ 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 vyuţití systému HDO zejména z hlediska poţadavků 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, okamţik jejich vyslání je určen především:

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

změnou zatíţení DS přesahující nastavenou mez, případně příslušným signálem z TD PDS o dosaţení 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.

Přijímače

Přijímače jsou umístěny v rozváděči zákazníka, přijímají signál HDO, přepínají jednotlivé tarifní sazby a spínají, případně blokují příslušné obvody napájející spotřebiče. V přijímači HDO je uloţen 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, ţe by telegram neobsahoval některou z předvoleb, přijímač dále na impulsy telegramu nereaguje, přestoţe 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, ţe je určen i pro jiné skupiny přijímačů, jedná se o sloučení více telegramů do telegramu jednoho k dosaţení zkrácení vysílací doby vysílače, dále se vyuţívají i zkrácené povely.

V posledních přibliţně 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 impedance

Signál hromadného dálkového ovládání má poţadovanou úroveň prakticky pouze v místě, kde je umístěn vysílač HDO. Je-li impedance v daném bodě sítě vyšší neţ impedance zatěţovací (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 slouţí v energetických sítích podpůrné impedance a hradící členy.

57

3. Popis obchodního řešení

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

PDS vyuţívá HDO:

při normálním provozu

o k rozloţení řiditelné spotřeby tak, aby zajistil uspokojení co největšího počtu zákazníků, optimální vyuţití 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 sluţeb 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 odloţenou spotřebu kompenzován, a to ve formě niţší sazby za distribuci elektřiny. Souhlas zákazníka s řízením specifikovaných spotřebičů ze strany PDS je součástí smlouvy o připojení.

Obchodníci tohoto systému vyuţívají a nabízejí zákazníkům s HDO obchodní dvoutarify. Doby platnosti obchodních tarifů jsou totoţné 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 nn

Názvosloví se můţe mírně lišit u jednotlivých obchodníků vlivem jejich obchodní politiky.

Distribuční tarify jsou definovány ERU, včetně stanovení cen.

Jednotarif

Jednotarif je určený pro všechny zákazníky, kteří pouţívají elektřinu k běţnému provozu domu, domácností nebo pro malé podnikatele, kteří nepouţívají elektřinu k akumulačnímu ohřevu vody ani vytápění.

Akumulace 8 hodin

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

Reţimy:

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

58

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

Akumulace 16 hodin

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

Reţimy:

NT v trvání minimálně 16 hodin denně

VT v trvání maximálně 8 hodin denně

Přímotopné vytápění

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

Reţimy:

NT v trvání minimálně 20 hodin denně

VT v trvání maximálně 4 hodiny denně

Tepelná čerpadla

Dvoutarif je určen pro vytápění tepelným čerpadlem

Reţimy:

NT v trvání minimálně 22 hodin denně

VT v trvání maximálně 2 hodiny denně

Víkend

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

Veřejné osvětlení

Jednotarif, určený pro osvětlení veřejných prostranství.

Z uvedeného přehledu vyplývá velká variabilita moţností, ze kterých si zákazník při dodrţení stanovených podmínek můţe vybrat.