Aktualizacja Analizy skutków społeczno-gospodarczych wdrożenia inteligentnego opomiarowania

Transkrypt

1 Aktualizacja Analizy skutków społeczno-gospodarczych wdrożenia inteligentnego opomiarowania Warszawa, grudzień 2014 r. 1

2 Wstęp W kwietniu 2013 r. opublikowana została Analiza skutków społecznogospodarczych wdroŝenia inteligentnego opomiarowania oraz Aneks do tej analizy zawierający wariantową analizę ekonomiczną, analizę prawną oraz analizę techniczną, zwane dalej analizami z 2013 r.. Przedstawione analizy z 2013 r. prezentowały istotne przesłanki dla wdroŝenia inteligentnego opomiarowania w Polsce. W sierpniu na potrzeby projektu ZałoŜeń projektu ustawy o zmianie ustawy - Prawo energetyczne oraz ustawy o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaŝy mocy i energii elektrycznej sporządzony został Test regulacyjny. Przedstawione w Teście regulacyjnym wartości stanowiły aktualizację analiz z 2013 r. Sposób prezentacji danych w analizach 2013 r. i w Teście regulacyjnym są nieco odmienne. Test regulacyjny obejmuje w okresie 10 letnim pośrednie i bezpośrednie koszty ponoszone przez odbiorców końcowych oraz korzyści przez nich uzyskane. W pierwszej części analizy z 2013 r., koszty i korzyści są ujmowane w odniesieniu do bezpośrednich interesariuszy. Natomiast analiza z 2013 r. w drugiej części rozdział pn. Wpływ kosztów i korzyści na obciąŝenia odbiorców końcowych obejmuje ujęcie zbieŝne z metodologią Testu regulacyjnego, gdzie odbiorcom przypisywane są zarówno bezpośrednie jak i pośrednie koszty i korzyści. Najistotniejszą przesłanką dla aktualizacji prognoz kosztów i korzyści jest zmiana cen liczników zdalnego odczytu, którą moŝna obserwować w wynikach przetargów rozstrzyganych przez operatorów systemów dystrybucyjnych (OSD) w 2014 r. Drugim istotnym czynnikiem wynikającym z upływu czasu jest potrzeba aktualizacji zakładanej ścieŝki instalacji liczników zdalnego odczytu. Z uwagi na przedłuŝające się prace nad koncepcją wdraŝania inteligentnego opomiarowania w Polsce uzasadnionym jest dokonanie aktualizacji ścieŝki instalacji liczników zdalnego odczytu i skorelowanie jej z tempem wymiany legalizacyjnej liczników. 2

3 Mając na uwadze projektowane wejście w Ŝycie instalacji liczników zdalnego odczytu od dnia 1 stycznia 2016 r., prezentacja kosztów i korzyści obejmuje lata r. czyli do osiągnięcia pełnej funkcjonalności przez te liczniki. Jak wskazuje analiza, koszty z tytułu wdroŝenia inteligentnego opomiarowania będą miały znikomy wpływ na zmiany cen na rynku energii elektrycznej. Trzeba wyraźnie podkreślić, Ŝe wpływ netto na ceny (korzyści minus koszty) jest pozytywny i moŝna ostroŝnie prognozować, Ŝe inteligentne opomiarowanie będzie czynnikiem wpływającym na spadek kosztów dla odbiorców. 3

4 Założenia Celem optymalizacji procesu instalacji liczników zdalnego odczytu uzasadnione jest rozpatrzenie wariantu instalacji tych liczników skorelowanego z procesem wymiany legalizacyjnej. Pozwala to uniknąć kosztów utraconych wynikających z wymiany legalizacyjnej w innym terminie, niŝ instalacja licznika zdalnego odczytu. Szacowany koszt wymiany legalizacyjnej to ok. 80 zł na punkt pomiarowy a więc w skali 10 lat i ponad 14 mln punktów pomiarowych uniknięte koszty to ok. 1,1 mld zł. Po zweryfikowaniu i aktualizacji danych w oparciu o największych operatorów systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych (PGE Dystrybucja, RWE Stoen Operator, ENEA Operator, ENERGA Operator, Tauron Dystrybucja) załoŝono nową ścieŝkę instalacji liczników zdalnego odczytu, co przedstawia tabela nr 1. Tabela nr 1. Zakładany obowiązek instalacji liczników zdalnego odczytu na koniec roku Tempo wprowadzania liczników zdalnego 2,50 % 7,50 % 10% 10 % 10 % 10 % 10 % 10 % 10 % odczytu w danym roku szt Tempo wprowadzania liczników zdalnego 2,50% 10 % 20 % 30 % 40 % 50 % 60 % 70 % 80 % odczytu narastająco szt Źródło: opracowanie własne Analizie poddano dane operatorów systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych o planie wymiany liczników energii elektrycznej w ramach ich legalizacji oraz planowanych nowych przyłączeniach i wymianach z powodu awarii. Uśrednione dane dla pięciu operatorów systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych przedstawiono w tabeli nr 2. 4

5 Tabela nr 2. Planowana wymiana liczników w ramach legalizacji i nowych przyłączeń przez OSD 2016 r r r r r r r r r. 14,2 % 25,9 % 36,9 % 48,4 % 61,6 % 71,3 % 80,4 % 88,1 % 97,3 % Źródło: opracowanie własne na podstawie danych OSD Obowiązek instalacji liczników zdalnego odczytu ze względów ostroŝnościowych jest dostosowany do moŝliwości operatorów systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych. Jest niŝszy od średniej dla tych operatorów, ale równieŝ nieco niŝszy od tempa wymian legalizacyjnych liczników przez operatorów, którzy planują dokonywać je w wolniejszym tempie. W tabeli nr 3 wskazane zostały te lata, w których planuje się wdroŝenie odpowiednio 20 %, 40 %, 60 % i 80 % liczników zdalnego odczytu. Jak wynika ze średniej waŝonej, ilości instalowanych liczników przez wszystkich operatorów systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych, jest to załoŝenie ostroŝnościowe. Dane dotyczące operatora, który planuje wymianę legalizacyjną w tempie najwolniejszym oraz tego, który planuje wdraŝanie liczników zdalnego odczytu w tempie najszybszym zawiera poniŝsza tabela. Tabela nr 3. Porównanie tempa instalacji liczników zdalnego odczytu ZałoŜone tempo instalacji 20% 40% 60% 80% Najwolniejsze tempo wymiany liczników Najszybsze tempo wymiany liczników 29,4% 50,4% 66,7% 83,2% 61,6% 92,0% 100,0% 100,0% Źródło: opracowanie własne na podstawie danych uzyskanych od operatorów systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych) Tabela nr 4. Prognoza stóp inflacji w latach lata stopa inflacji [%] 2,5 2,5 2,5 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,3 2,3 2,3 Źródło: Dane Ministerstwa Finansów. 5

6 Tabela nr 5. Podstawowe załoŝenia odnośnie operatora informacji pomiarowych Wyszczególnienie rozmiar rocznych danych dotyczących 1 licznika w bazie OIP koszt serwera (1 szt) koszt macierzy za 1 GB danych koszt serwera Lan (1 szt) serwerownia, opłata roczna za 1 GB danych Źródło: Dane PSE S.A. wartość 2,9 MB zł 47 zł zł 15 zł Tabela nr 6. Podstawowe załoŝenia kosztowe instalacji liczników zdalnego odczytu Wyszczególnienie wartość jednostka miary Koszt jednostkowy liczników zdalnego odczytu z instalacją (netto) 160 zł/szt. Koszt jednostkowy koncentratora(ilość liczników na koncentrator 70 szt) (netto) 1050 zł/szt. Koszt instalacji 1 licznika 80 zł Zarządzanie projektem, dostosowanie infrastruktury energetycznej i infrastruktura telekomunikacyjna, koszty oprogramowania (25 % całości kosztów - urządzenia + instalacja) 25 % Źródło: obliczenia własne na podstawie danych PSE i danych z przetargów OSD. ZałoŜenia odnośnie cen energii elektrycznej i opłat (II kw 2014) Opłata za energię elektryczną bez akcyzy dla odbiorców energii elektrycznej zaliczanych do grupy taryfowej C 292,50 zł/mwh w cenach stałych z 2014 r. na podstawie publikacji ARE Sytuacja w Elektroenergetyce za II kwartały 2014 r. Opłata za energię elektryczną bez akcyzy dla odbiorców energii elektrycznej zaliczanych do grupy taryfowej G 236,80 zł/mwh w cenach stałych z 2014 r. na podstawie publikacji ARE Sytuacja w Elektroenergetyce za II kwartały 2014 r. Opłata za energię elektryczną średniowaŝona wolumenem 253,82 zł/mwh w cenach stałych z 2014 r. na podstawie publikacji ARE Sytuacja w Elektroenergetyce za II kwartały 2014 r. Opłata dystrybucyjna dla odbiorców energii elektrycznej zaliczanych do grupy taryfowej C 259,20 zł w cenach stałych z 2014 r. na podstawie publikacji ARE Sytuacja w Elektroenergetyce za II kwartały 2014 r. 6

7 Opłata dystrybucyjna dla odbiorców energii elektrycznej zaliczanych do grupy taryfowej G 235,90 zł w cenach stałych z 2014 r. na podstawie publikacji ARE Sytuacja w Elektroenergetyce za II kwartały 2014 r. Pozostałe załoŝenia Stopa zwrotu z zaangaŝowanego kapitału 7,23 %. Stawka amortyzacji środków trwałych, zgodnie z załącznikiem nr 1 do Ustawy z dnia 15 lutego 1992 r. o podatku dochodowym od osób prawnych. 12,5 % (8 lat). Koszty związane z instalacją liczników zdalnego odczytu w latach poniesione przez operatorów systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych przeniesione zostaną, za pośrednictwem taryfy dystrybucyjnej, na odbiorców energii elektrycznej. Operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego w ramach zamawianych usług i towarów dokonuje płatności za instalacje liczników zdalnego odczytu w danym roku, a wydatek związany z tą płatnością jest ujmowany w przepływach pienięŝnych tego operatora. W koszty zalicza się stopniowo inwestycje, zgodnie ze stosowaną amortyzacją, od następnego okresu po dokonaniu inwestycji. Odbiorcy uiszczają opłaty, które równowaŝą zwrot z inwestycji rozłoŝony na 8 lat, w wysokości określonej w taryfach operatorów systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego. Taki schemat jest powtarzany w kaŝdym roku instalacji liczników zdalnego odczytu i tak: Rok instalacji Ujmowanie w kosztach (8 lat, amortyzacja) (wydatku)

8 L.p. w tys. zł suma nakłady inwestycyjne w wartościach bieŝących amortyzacja od nakładów 2016 r. amortyzacja od nakładów 2017 r. amortyzacja od nakładów 2018 r. amortyzacja od nakładów 2019 r. amortyzacja od nakładów 2020 r. amortyzacja od nakładów 2021 r. amortyzacja od nakładów 2022 r. amortyzacja od nakładów 2023 r. amortyzacja od nakładów 2024 r. amortyzacja narastająco - koszty - w wartościach 2014 r. koszty OSD operacyjne bez amortyzacji w wartościach bieżących nakłady inwestycyjne i koszty operacyjne OSD w wartościach bieżących (suma wierszy 1 i 12) nakłady inwestycyjne i koszty operacyjne OSD w wartościach 2014 r. roczna stopa dyskonta ,025 0,025 0,024 0,024 0,024 0,024 0,024 0,023 0,023 0,

9 Analiza wdroŝenia W związku z upływem czasu załoŝono, na potrzeby analizy, rozpoczęcie instalacji liczników zdalnego odczytu na znaczącą skalę od 2016 r. Harmonogram instalacji liczników zdalnego odczytu zamieszczono w tabeli nr 1. Z uwagi na fakt, Ŝe liczniki zdalnego odczytu są instalowane w ciągu roku od dnia 1 stycznia do dnia 31 grudnia, przyjmuje się do kalkulacji, Ŝe tylko połowa liczników w danym roku osiągnie pełną funkcjonalność, a zatem tylko połowa liczników zainstalowanych w danym roku przyniesie oczekiwane korzyści lub średnio korzyści te będą moŝliwe do osiągnięcia przez połowę okresu (załoŝenie konserwatywne, ostroŝnościowe). W następnym roku zakłada się, Ŝe wszystkie liczniki zdalnego odczytu zainstalowane w roku poprzednim osiągną pełną funkcjonalność, co oznacza, Ŝe do kalkulacji przyjęto ilość liczników zdalnego odczytu z poprzedniego roku oraz połowę z roku bieŝącego. Stąd wynika efekt w postaci częściowego, w stosunku do ścieŝki ich instalacji, przyrostu funkcjonalności i oczekiwanych korzyści. Opóźnienie funkcjonalności liczników zdalnego odczytu bezpośrednio po ich instalacji wynika takŝe z powodu konieczności wykonania testów systemów. Przyjęto w wariancie bazowym konserwatywną ścieŝkę osiągania ich funkcjonalności, co implikuje fakt, iŝ pełna funkcjonalność liczników zdalnego odczytu zostanie osiągnięta po 2024 r. Tabela nr 7. ŚcieŜka osiągania funkcjonalności przez liczniki zdalnego odczytu (wariant bazowy) lata skumulowana liczba liczników zdalnego odczytu [ %] Źródło: Obliczenia własne 1,25 6,25 15,0 25,0 35,0 45,0 55,0 65,0 75,0 80,0 W wariancie bazowym załoŝono, Ŝe w 2024 r. osiągnięta zostanie pełna funkcjonalność 75 % liczników zdalnego odczytu. Po 2024 r. osiągnięta zostanie pełna funkcjonalność 80 % liczników zdalnego odczytu to jest wszystkich zainstalowanych liczników. Ponadto dokonano ponownego przeliczenia kosztów instalacji liczników zdalnego odczytu wraz z potrzebną infrastrukturą w ramach przeglądu załoŝeń, na podstawie dostępnych wyników przetargów na liczniki zdalnego odczytu. 9

10 Tabela nr 8. Podsumowanie korzyści i kosztów w latach , (dane w mln zł, w cenach stałych z 2014 r.) KORZYŚCI Odbiorca Świadome zuŝycie energii Odbiorca MoŜliwość zmiany sprzedawcy 223 Odbiorca razem sprzedawca Skrócenie czasu do wystawienia faktury 43 Dopasowanie portfela zakupów (ograniczenie sprzedawca niezbilansowania) 247 sprzedawca Zarządzanie popytem 198 sprzedawca razem 488 operator systemu dystrybucyjnego elektroenerg. (OSD) Ograniczenie przychodów (redukcja strat handlowych i technicznych) OSD Oszczędności na odczytach OSD razem Ograniczenie szczytowego zapotrzebowania na OSP moc OSP razem RAZEM KORZYŚCI KOSZTY OSD Nakłady inwestycyjne OSD Koszty operacyjne bez amortyzacji 336 OSD RAZEM KOSZTY OSD OIP Nakłady inwestycyjne 99 OIP Koszty operacyjne bez amortyzacji 72 OIP RAZEM KOSZTY OIP 171 RAZEM KOSZTY SALDO (KORZYŚCI KOSZTY) Źródło: Obliczenia własne Główne załoŝenia przyjęte do wyliczenia zaktualizowanych korzyści zostały zachowane z analizy z 2013 r. i opisane w dokumencie Analiza skutków społeczno-gospodarczych wdroŝenia inteligentnego opomiarowania. Wybrane załoŝenia szczegółowe uŝyte w kalkulacji korzyści: 1) świadome zuŝycie energii: przyjęto współczynnik świadomego ograniczenia zuŝycia 2,5 %; 2) moŝliwość zmiany sprzedawcy: przyjęto oszczędność (mniejszy koszt energii oferowany przez nowego sprzedawcę) o 5%, załoŝono, Ŝe rocznie 5 % odbiorców skorzysta z moŝliwości zmiany sprzedawcy; 10

11 3) skrócenie czasu do wystawienia faktury: załoŝono, Ŝe czas od odczytu do wystawienia faktury zostanie skrócony o 7 dni; 4) zarządzanie popytem wolumen liczników SM reagujących na impuls cenowy sprzedawcy wyniesie 2,5 %; 5) dopasowanie portfela zakupów (ograniczenie niezbilansowania): poprawa prognozowania o 30 %; 6) załoŝono zmniejszenie rocznego dopuszczalnego czasu przerwy w dostawie energii elektrycznej do 120 minut, przy zakładanym wskaźniku SAIDI na poziomie 386 minut; 7) koszt odczytu licznika (planowane) średni, jednostkowy 3,75 zł. Zmiany wartości korzyści na lata w stosunku do opracowań z 2013 r. szacujących korzyści na lata wynikają z aktualizacji i są efektem następujących czynników: 1) zmiana ścieŝki instalacji liczników, co spowodowało ponowne przeliczenie korzyści i kosztów w poszczególnych kategoriach odbiorców; 2) wartości korzyści i kosztów zostały zdyskontowane na rok 2014, we wcześniejszych opracowaniach zdyskontowane były do roku 2013; 3) korzyści operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego będą uzaleŝnione od daty rozpoczęcia masowej instalacji liczników zdalnego odczytu i dynamiki tej instalacji; 4) zmiany parametrów kosztowych, polegające na redukcji kosztów jednostkowych liczników zdalnego odczytu oraz koncentratorów, a takŝe zmniejszenie oczekiwanych kosztów instalacji. Korzyści dla odbiorców energii elektrycznej W zakresie korzyści, jakie mogą osiągnąć odbiorcy energii elektrycznej z wdroŝenia inteligentnego opomiarowania, wskazać przede wszystkim naleŝy: 1. BieŜący dostęp do danych o zuŝyciu energii elektrycznej, który umoŝliwi: 1) likwidację rozliczeń w oparciu o prognozy zuŝycia energii elektrycznej, rozliczanie wszystkich odbiorców wg rzeczywistego jej zuŝycia na podstawie danych z układów pomiarowo rozliczeniowych, a ponadto bardziej efektywne wykorzystanie energii - faktury wystawiane w okresach krótszych i zgodne z faktycznym zuŝyciem zwiększą motywację do jej oszczędzania, informacje o profilu zuŝycia energii elektrycznej skłonią znaczącą część odbiorców energii elektrycznej do bardziej racjonalnego korzystania z 11

12 tej energii, co przełoŝy się na obniŝenie kwot naleŝności za korzystanie z energii elektrycznej; 2) bardziej optymalne zarządzanie zuŝyciem energii elektrycznej, co przy zmodyfikowanych taryfach równieŝ spowoduje obniŝenie kwot naleŝności za energię elektryczną; 3) moŝliwość analizy danych o zuŝyciu energii elektrycznej przez odbiorcę tej energii powodujących bardziej świadome korzystanie z tej energii. 2. MoŜliwość zarządzania poborem energii elektrycznej poprzez sterowanie instalacją - załączanie i wyłączanie urządzeń w zaleŝności od pory doby i roku oraz ceny energii, dzięki czemu moŝliwa będzie redukcja kosztów zakupu energii i usługi dystrybucyjnej. 3. Dostosowanie taryf do indywidualnych potrzeb odbiorcy energii elektrycznej poprzez: 1) wykorzystywanie systemów rejestracji danych godzinowych, dzięki którym moŝna budować taryfy zróŝnicowane dla kaŝdej godziny na podstawie kosztów ponoszonych przez prowadzących system elektroenergetyczny; 2) umoŝliwienie odbiorcy energii elektrycznej wyboru taryfy najbardziej odpowiadającej jego potrzebom i charakterystyce poboru energii elektrycznej; 3) w rezultacie - redukcji kosztów zakupu energii i usługi dystrybucyjnej u klientów. 4. Poprawę parametrów jakościowych dostarczanej energii elektrycznej przez dostawcę z korzyścią dla odbiorcy energii elektrycznej: 1) skrócenie przerw w dostawie energii elektrycznej w wyniku szybszego uzyskiwania przez operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego informacji o wystąpieniu awarii; 2) zmniejszenie łącznego czasu przerw w dostawach energii elektrycznej, jako rezultat redukcji liczby awarii; 3) poprawę stabilności parametrów energii elektrycznej, jako rezultat działania operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego wynikający z uzyskiwania informacji o parametrach energii na bieŝąco"; 4) zmniejszenie kosztów usuwania awarii, stanowiących u operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego czynnik kosztotwórczy przy określaniu stawek opłat dystrybucyjnych, a tym samym obniŝenie tych stawek. 5. Ułatwienie procedury zmiany sprzedawcy: 1) zmiana sprzedawcy wiąŝe się z koniecznością dokonania odczytu wskazań układu pomiarowo rozliczeniowego w celu rozliczenia dotychczasowego sprzedawcy i określenia stanu początkowego dla nowego sprzedawcy odczyt taki w systemach AMI umoŝliwia zmianę sprzedawcy z dnia na dzień; 12

13 2) łatwość i krótki czas trwania procedury zmiany sprzedawcy zainteresuje konsumentów energii rynkiem energii elektrycznej, a tym samym przedkładanymi im ofertami, co zwiększy konkurencję na rynku przyczyniając się do korzystniejszego dla konsumentów kształtowania cen. 6. Osiągnięcie przychodów z udziału w programach zarządzania popytem poprzez system AMI moŝe być realizowana odpłatna usługa świadczona przez odbiorców końcowych na rzecz operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego lub operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego, w oparciu o umowę, redukowania mocy pobieranej z sieci elektroenergetycznej. 7. Stworzenie potencjału do rozwoju mikro generacji oraz podłączania do sieci dodatkowych urządzeń poprzez: 1) moŝliwość automatycznego przełączania źródła zasilania (sieć - własna mikrogeneracja) w zaleŝności od aktualnej ceny energii elektrycznej; 2) moŝliwość sprzedaŝy energii elektrycznej do sieci"; 3) zmianę zachowań odbiorców energii elektrycznej. Wpływ kosztów i korzyści na obciąŝenia odbiorców końcowych. Do analizy przyrostu cen została przyjęta cena energii elektrycznej dla odbiorców energii elektrycznej zaliczanych do grup taryfowych C i G na poziomie 253,82 zł/mwh. Jest to średnia cena energii elektrycznej w przedsiębiorstwach energetycznych wykonujących działalność gospodarczą w zakresie obrotu energią elektryczną dla odbiorców elektrycznej zaliczanych do grup taryfowych C i G posiadających zawarte umowy kompleksowe, waŝona wolumenem zuŝycia energii elektrycznej w poszczególnych grupach w 2013 r. 1) Obowiązek instalacji liczników zdalnego odczytu obejmować ma odbiorców energii elektrycznej na niskim napięciu. Do kalkulacji przyjęto rozłoŝenie kosztów i korzyści na odbiorców elektrycznej zaliczanych do grup taryfowych C i G. Odbiorcy ci w 2012 r. zuŝyli łącznie ok 44,6 TWh. Skrócony opis metodologii. W kalkulacji załoŝony został ośmioletni okres amortyzacji inwestycji oraz 7,23 % stopa zwrotu z zaangaŝowanego kapitału. Metodologia obliczania amortyzacji jest zgodna z art. 16a 16m ustawy z dnia 15 lutego 1992 r. o podatku dochodowym od osób prawnych (Dz. U. z 2014 r. poz. 851, z późn. zm.). Jest ona naliczana od wartości początkowej danego 1 Sytuacja w Elektroenergetyce, Wydawnictwo ARE za IV kwartały 2013 r. 13

14 środka trwałego od następnego roku po wydatkowaniu. Do analizy przyjęto średnią długość okresu umorzenia środków trwałych na poziomie ośmiu lat, czyli 12,5 % od wartości początkowej w kaŝdym roku. Zgodnie z metodologią naliczania amortyzacji od miesiąca następującego po oddaniu środka trwałego do uŝytkowania załoŝono, Ŝe w pierwszym roku koszty amortyzacji nie występują. Kwota amortyzacji będzie się zwiększała w kaŝdym roku proporcjonalnie do wysokości ponoszonych w kolejnych latach nakładów. Wyniki analiz W poszczególnych latach analizowanego okresu inwestycje związane z wdroŝeniem inteligentnego opomiarowania rok do roku stanowią dodatkowo od 0,12 % do 1,03 % stawki dystrybucyjnej dla odbiorców elektrycznej zaliczanych do grupy taryfowej C, co oznacza udział tych kosztów dodatkowo w całościowym koszcie energii elektrycznej dla odbiorcy końcowego rok do roku na poziomie 0,06 % do 0,52 %. W przypadku odbiorców energii elektrycznej zaliczanych do grupy taryfowej G (gospodarstwa domowe) w poszczególnych latach analizowanego okresu inwestycje związane z wdroŝeniem inteligentnego opomiarowania stanowią od 0,13 % do 1,13 % stawki dystrybucyjnej dla tej grupy, co oznacza udział tych kosztów w całościowym koszcie energii elektrycznej dla odbiorcy końcowego na poziomie 0,06 % do 0,55 %. Globalnie w skali badanego okresu sumaryczny przyrost osiągnięty w ciągu 8 lat (na koniec ostatniego 8. roku) wyniesie nominalnie w wartościach bieŝących około 15 zł w przeliczeniu na 1 MWh zuŝytej przez odbiorców energii elektrycznej zaliczanych do grup taryfowych C i G. Wysokość stawki dystrybucyjnej i całkowitej ceny energii elektrycznej, do której odnoszą się powyŝsze proporcje, jest daną za II kwartał 2014 r. i nie uwzględnia wzrostu inflacyjnego. Wpływ na ceny energii elektrycznej i opłaty za przesyłanie i dystrybucję energii elektrycznej moŝe być jeszcze niŝszy. Z przeprowadzonej analizy wynika, Ŝe wpływ na całkowitą cenę energii elektrycznej będzie wobec tego znikomy, wynoszący około 3 % dla całego okresu wdraŝania. Z uwagi na fakt, Ŝe w kaŝdym roku instalowana liczników zdalnego odczytu będzie róŝna ich ilość, przyrosty do 2024 r. nie wykazują tendencji liniowego wzrostu cen. Szczegółowe dane dotyczące przyrostów przedstawiają: tabela nr 9 i wykres nr 1. Tabela nr 9. Wpływ kosztów wdroŝenia inteligentnego opomiarowania na cenę energii elektrycznej(dane w zł/mwh/rok, w cenach bieŝących) lata koszty inwestycyjne w przeliczeniu na zuŝycie energii elektrycznej przez 0,71 2,04 4,54 7,21 9,80 12,28 14,67 14,99 17,01 odbiorców zaliczanych do grup 14

15 taryfowych C i G (narastająco) przyrost kosztów w danym roku dla odbiorców zaliczanych do grup taryfowych C i G Źródło: Obliczenia własne 0,71 1,33 2,50 2,67 2,58 2,49 2,39 0,31 2,02 Wykres nr 1. Udział kosztów inwestycyjnych w danym roku w całkowitym koszcie energii elektrycznej dla odbiorców zaliczanych do grup taryfowych C i G (w % dla kaŝdego roku) Źródło: Obliczenia własne 15 Wzrost udziału kosztów wynika ze sposobu przenoszenia kosztów inwestycji na odbiorców energii elektrycznej poprzez taryfy. Do kosztów uwzględnianych w taryfach zalicza się amortyzacje w danym roku. Kalkulując w ujęciu pienięŝnym koszty przenoszone na odbiorców energii elektrycznej poprzez uwzględnienie ich w taryfie naleŝy być świadomym ich przesunięcia w czasie w stosunku do kosztów ponoszonych przez samych operatorów systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych. Stąd oszacowane koszty wdroŝenia systemu pomiarowego dla tych operatorów do 2025 r. planuje się na ok 4,5 mld zł inwestycji i dla OIP na ok. 100 mln zł inwestycji. Natomiast w perspektywie do 2025 r. na odbiorców końcowych przeniesiony zostanie koszt ok 2,3 mld zł w cenach stałych 2014 r. Tabela nr 10. Przeniesienie kosztów operatorów systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych poprzez taryfę na odbiorców (w cenach stałych 2014 r.) Dane w mln zł Razem Przedsiębiorstwa i jednostki sektora finansów publicznych 11,7 24,7 46,3 67,4 87,5 107, 0 125, 5 123, 1 116, 0 709,1 gospodarstwa domowe 26,6 56,0 105, 2 Źródło: Obliczenia własne 153, 1 198, 9 243, 0 285, 2 279, 7 263, , 3

16 Wpływ korzyści na ceny energii elektrycznej Na podstawie obecnych danych korzyści dla wszystkich uczestników rynku w latach szacuje się na kwotę około 8,9 mld zł 2. Bezpośredniego przełoŝenia na rachunki odbiorców energii elektrycznej moŝna oczekiwać w zakresie korzyści przenoszonych poprzez stawki opłat dystrybucyjnych i przesyłowych. Wpływ na cenę energii elektrycznej, w cenach bieŝących w zł na MWh przedstawia wykres nr 2. Wykres nr 2. Szacowane korzyści operatorów systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych oraz operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego, narastająco w zł/mwh w latach Źródło: Obliczenia własne Oczekiwane korzyści sprzedawców energii elektrycznej mogą zostać przeniesione na odbiorców energii elektrycznej poprzez ceny tej energii, a konkurencja rynkowa powinna wymusić taki proces. Szacuje się je w cenach stałych z 2014 r. na ok. 488,0 mln zł dla okresu Na wykresie nr 3 przedstawiono szacowany poziom korzyści w zł/mwh w cenach bieŝących w poszczególnych latach, o którą to kwotę sprzedawcy mogą potencjalnie średnio obniŝyć cenę energii elektrycznej. Oscylują one od około 0,11 zł w pierwszym roku do nawet ponad 2,0 zł po 2020 r. Istotnym czynnikiem mającym stymulować proces zmiany 2 Ceny stałe 2014 r. 16

17 sprzedawcy i tym samym ułatwić przenoszenie korzyści na odbiorców energii elektrycznej będzie utworzenie OIP. Wykres nr 3. Szacowane korzyści sprzedawców w zł/mwh w latach Źródło: Obliczenia własne Bezpośrednie korzyści dla odbiorców energii elektrycznej szacuje się na ok mln zł w cenach stałych 2014 r. w okresie do 2025 r. Będą się one uwidaczniać się poprzez uniknięte wydatki. Takie kwoty nie zostaną przeznaczone przez odbiorców energii elektrycznej na jej zakup i usługi sieciowe. Nie będą mieć jednak bezpośredniego przełoŝenia na samą cenę energii elektrycznej czy stawki usług sieciowych. 17

18 Wykres nr 4. Korzyści odbiorcy energii elektrycznej w przeliczeniu w zł/mwh w latach Wpływ salda kosztów i korzyści na ceny energii elektrycznej Z analizy wynika, Ŝe, koszty z tytułu wdroŝenia systemu inteligentnego opomiarowania będą miały znikomy wpływ na zmiany cen na rynku energii elektrycznej. Wpływ netto na ceny (korzyści minus koszty) jest pozytywny i moŝna ostroŝnie prognozować, Ŝe system inteligentnego opomiarowania będzie czynnikiem wpływającym na spadek kosztów dla odbiorców energii elektrycznej. Tabela nr 11. Przyrost kosztów i korzyści rok do roku (w zł/mwh, narastająco) koszty OSD - 0,71 2,04 4,54 7,21 9,80 12,8 14,7 14,9 17,1 korzyści OSD i OSP 1,13 3,12 6,68 11,8 15,7 19,1 23,0 26,7 28,2 29,2 Źródło: Obliczenia własne 18

19 Wykres nr 5. Szacowane korzyści i koszty narastająco (w zł/mwh w latach ) Źródło: Obliczenia własne 19

20 20

21 21