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

Transkript

1 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 Stávající situace v elektroenergetice ČR a predikce budoucího vývoje Regulatorní a právní rámec Právní úprava Regulace Model trhu Elektrizační soustava a způsob provozování Struktura elektrizační soustavy Ztráty technické a netechnické Systém HDO, technologický princip fungování, způsob jeho vyuţívání, geneze nasazení, optimalizace diagramu zatíţení Bilance výroby a spotřeby Vývoj výrobního portfolia Očekávaný vývoj spotřeby a zhodnocení potenciálu pro řízení spotřeby Uvaţované varianty zavedení AMM v elektroenergetice ČR Fáze projektu Přípravná fáze zavedení inteligentního měření Realizační fáze zavedení inteligentního měření Varianty Harmonogram Kvalitativní vyhodnocení zavedení AMM v elektroenergetice ČR Základní aspekty kvalitativního a kvantitativního vyhodnocení Kvalitativní vyhodnocení očekávaných přínosů, nákladů a rizik Provozování systému měření Odečet měřicích zařízení Vyúčtování dodávek (fakturace) Asistenční sluţby pro zákazníky Provozní náklady a údrţba měřicí techniky Odloţené investice do distribuční soustavy, příp. přenosové soustavy a výroby Technické a netechnické ztráty Spotřeba a špičkové zatíţení Přerušení dodávek elektřiny CO 2 a jiné znečišťující látky Úspora instalovaného výkonu zdroje a podpůrných sluţeb Investice a náklady zavedení AMM

3 4.3.1 Nové investice Zmařené investice Provozní náklady Zkušenosti z pilotních projektů zavedení AMM v elektroenergetice ČR Technologické zkušenosti Metrologické funkce inteligentních měřicích zařízení Funkce pro řízení zátěţe Komunikační technologie Zkušenosti z instalace technologie Potenciál přínosu pro obchodníky a zákazníky Výsledky z měření u zákazníků Identifikované problémy Zkušenosti se stávající legislativou Ekonomické vyhodnocení zavedení AMM v elektroenergetice ČR Metodika modelu Metodika diskontovaných peněţních toků (DCF) Princip stanovení rozdílu mezi variantou Základní a variantou Plošnou Hodnocené období Zastoupení účastníků na trhu s elektrickou energií Vstupní parametry modelu Seznam agregovaných výdajových poloţek Seznam agregovaných poloţek příjmů Srovnání variant Základní a Plošná Hodnoty NPV Analýza citlivosti na skupině nejvýznamnějších parametrů Specifikace podmínek pro pozitivní NPV Vyhodnocení souladu s doporučením EU Doporučení pro zavedení inteligentního měření v elektroenergetice ČR Závěrečné doporučení Odůvodnění doporučení 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 C (2012) Širší popis systému HDO 3

4 Seznam zkratek 1F 3F jednofázový třífázový AMM pokročilý (inteligentní) systém měření (Advanced Metering Management) BPL CAPEX ČR DC DCF DS DTS EK ERÚ ES EU GPRS HDO ICT IS IT MO MOO MOP MPO MZ nn NPV NT NTZ OM OPEX OTE OZE PDS širokopásmová komunikace po silovém vedení (Broadband Power Line Communication) investiční výdaje (Capital Expenditure) Česká republika datová centrála diskontované peněţní toky (Discounted Cash Flow) distribuční soustava distribuční trafostanice Evropská komise Energetický regulační úřad elektrizační soustava Evropská unie paketový přenos dat (General Packet Radio Service) hromadné dálkové ovládání infomační a komunikační technologie informační systémy Informační technologie sektor odběru - maloodběratelé sektor odběru typu maloodběratelé - domácnosti sektor odběru typu maloodběratelé podnikatelé Ministerstvo průmyslu a obchodu měřicí zařízení nízké napětí čistá současná hodnota investice (Net Present Value) nízký tarif netechnické ztráty odběrné místo provozní výdaje (Operational Expenditure) operátor trhu obnovitelné zdroje energie provozovatel distribuční soustavy PLC úzkopásmová komunikace po silovém vedení (Power Line Communication) 4

5 PPS TD TDD TNS VO VT WACC provozovatel přenosové soustavy technický dispečink typový denní diagram dodávky tuzemská netto spotřeba sektor odběru typu velkoodběratelé vysoký tarif váţený průměr nákladů na kapitál (Weighted Average Cost of Capital) 5

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 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, 6

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 stanovit národní komunikační standardy, standardy měřicích zařízení a hlavních prvků systému AMM a nastavit technické a legislativní podmínky pro zajištění kybernetické bezpečnosti systému AMM. 7

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 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 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) 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 8

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 9

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 Struktura elektrizační soustavy Elektrizační soustava ČR 1 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 MW. Většina velkých výroben je připojena do přenosové soustavy a distribučních soustav na napětí 110 kv. Cca 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

11 Řídce osídlené oblasti (anglicky označované rural, podle uvaţovaného rozlišení obce do 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 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) 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. 11

12 Obrázek 2 Vývoj bilance elektřiny (Zdroj: ERÚ - Roční zpráva o provozu ES ČR za rok 2011) 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 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 12

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 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 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 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 o MOO - sektor odběru typu maloodběratelé domácnosti, MOP - sektor odběru typu maloodběratelé podnikatelé. Podíl jednotlivých sektorů na spotřebě elektřiny uvádí následující graf: 13

14 Obrázek 3 Spotřeba elektřiny ČR v roce 2011 v jednotlivých sektorech Ve zvoleném predikčním horizontu - do roku 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] Tuzemská netto spotřeba (TNS) VO MO MOP MOO 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

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. 15

16 Řízení zatížení pomocí HDO Pro řízení spotřeby se v ČR v současné době uplatňuje systém HDO, který umoţňuje řízení výkonu na úrovni 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. 16

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 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 17

18 Úprava legislativy Rozhodnutí o zahájení realizační fáze Za ostatní činnosti v přípravné fázi budou zodpovědné jednotlivé dotčené subjekty 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 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 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 18

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 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 ). 19

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. 20