Aktualizacja kluczowych elementów Analizy skutków społeczno-gospodarczych wdrożenia inteligentnego opomiarowania

Transkrypt

1 Aktualizacja kluczowych elementów Analizy skutków społeczno-gospodarczych wdrożenia inteligentnego opomiarowania Warszawa, październik 2014 r. 1

2 Spis treści Wstęp... 3 Spis tabel... 4 Spis wykresów... 4 Założenia... 4 Analiza wdrożenia... 8 Wpływ kosztów i korzyści na obciążenia odbiorców końcowych Skrócony opis metodologii Wyniki analiz Wpływ korzyści na ceny energii elektrycznej Wpływ salda kosztów i korzyści na ceny energii elektrycznej Materiały źródłowe

3 Wstęp W kwietniu 2013 r. opublikowana została Analiza skutków społeczno-gospodarczych wdrożenia inteligentnego opomiarowania oraz Aneks do tej analizy zawierający wariantową analizę ekonomiczną, analizę prawną oraz analizę techniczną (zwane dalej Analizy z 2013 r. ). Przedstawione analizy prezentowały istotne przesłanki dla wdrożenia inteligentnego opomiarowania w Polsce. W sierpniu na potrzeby projektu Założeń projektu ustawy o zmianie ustawy - Prawo energetyczne oraz ustawy o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaży mocy i energii elektrycznej sporządzony został Test regulacyjny. Przedstawione w Teście regulacyjnym wartości stanowiły aktualizację analiz przyjmowanych w 2013 r. Najistotniejszą przesłanką dla aktualizacji prognoz kosztów i korzyści jest zmiana cen liczników zdalnego odczytu, którą można obserwować w wynikach przetargów rozstrzyganych przez operatorów systemów dystrybucyjnych (OSD) w 2014 r. Drugim istotnym czynnikiem wynikającym z upływu czasu jest potrzeba aktualizacji zakładanej ścieżki instalacji liczników zdalnego odczytu. Z uwagi na przedłużające się prace nad koncepcją wdrażania inteligentnego opomiarowania w Polsce uzasadnionym jest dokonanie aktualizacji ścieżki instalacji liczników zdalnego odczytu i skorelowanie jej z tempem wymiany legalizacyjnej liczników. Jak pokazuje analiza, koszty z tytułu wdrożenia inteligentnego opomiarowania będą miały znikomy wpływ na zmiany cen na rynku energii elektrycznej. Trzeba wyraźnie podkreślić że wpływ netto na ceny (korzyści minus koszty) jest pozytywny i można ostrożnie prognozować, że inteligentne opomiarowanie będzie czynnikiem wpływającym na spadek kosztów dla odbiorców. 3

4 Spis tabel Tabela 1. Zakładany obowiązek instalacji liczników zdalnego odczytu na koniec roku... 5 Tabela 2. Planowana wymiana liczników w ramach legalizacji i nowych przyłączeń w OSD... 5 Tabela 3. Porównanie tempa instalacji liczników-dane OSD Tabela 4. Prognoza stóp inflacji w latach Tabela 5. Podstawowe założenia odnośnie OIP... 6 Tabela 6. Podstawowe założenia kosztowe procesu instalacji liczników zdalnego odczytu... 6 Tabela 7. Ścieżka osiągania funkcjonalności liczników-wariant bazowy Tabela 8. Podsumowanie korzyści i kosztów w latach , dane w mln zł, w cenach stałych z 2014 r Tabela 9. Wpływ kosztów wdrożenia inteligentnego opomiarowania na cenę energii elektrycznej dane w zł/mwh/rok w cenach bieżących Tabela 10. Przeniesienie kosztów OSD poprzez taryfę na odbiorców (w cenach stałych 2014 r.) Tabela 11. Przyrost kosztów i korzyści rok do roku w zł/mwh, narastająco Spis wykresów Wykres 1. Udział kosztów inwestycyjnych w danym roku w całkowitym koszcie energii elektrycznej dla odbiorców z grup C i G (w % dla każdego roku) Wykres 2. Szacowane korzyści OSD E i OSP narastająco w zł/mwh w latach Wykres 3. Szacowane korzyści sprzedawców w zł/mwh w latach Wykres 4. Korzyści odbiorcy w przeliczeniu w zł/mwh w latach Wykres 5. Szacowane korzyści i koszty narastająco w zł/mwh w latach

5 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 niż 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 OSD (PGE Dystrybucja, RWE Stoen Operator, ENEA Operator, ENERGA Operator, Tauron Dystrybucja) założono nową ścieżkę instalacji liczników zdalnego odczytu, co przedstawia tabela 1. Tabela 1. Zakładany obowiązek instalacji liczników zdalnego odczytu na koniec roku Tempo wprowadzania liczników zdalnego odczytu w danym roku 2,50% 7,50% 10,00% 10,00% 10,00% 10,00% 10,00% 10,00% 10,00% szt Tempo wprowadzania liczników zdalnego odczytu narastająco 2,50% 10,00% 20,00% 30,00% 40,00% 50,00% 60,00% 70,00% 80,00% szt Źródło: opracowanie własne Analizie poddano dane OSD o planie wymiany liczników energii elektrycznej w ramach ich legalizacji oraz planowanych nowych przyłączeniach i wymianach z powodu awarii. Uśrednione dane dla pięciu OSD przedstawiono w tabeli poniżej. Tabela 2. Planowana wymiana liczników w ramach legalizacji i nowych przyłączeń w OSD ,2% 25,9% 36,9% 48,4% 61,6% 71,3% 80,4% 88,1% 97,3% Źródło: opracowanie własne na podstawie danych OSD Założony obowiązek instalacji liczników jest ze względów ostrożnościowych jest dostosowany do możliwości OSD. Jest niższy od średniej dla wszystkich OSD, ale również nieco niższy od tempa wymian legalizacyjnych tego OSD, który planuje ją w najniższym tempie. W tabeli zaznaczone zostały te lata, w których zakłada się wdrożenie odpowiednio 20%, 40%, 60% i 80% liczników zdalnego odczytu. Jak wynika ze średniej ważonej ilością instalowanych liczników dla wszystkich OSD, jest to założenie ostrożnościowe. Dane OSD, który planuje wymianę legalizacyjną w tempie najniższym oraz tego, który planuje wdrażanie w najwyższym tempie znajdują się w tabeli. 5

6 Tabela 3. Porównanie tempa instalacji liczników-dane OSD Założone tempo instalacji 20% 40% 60% 80% Najniższe tempo wymiany liczników 29,4% 50,4% 66,7% 83,2% Najwyższe tempo wymiany liczników 61,6% 92,0% 100,0% 100,0% Źródło: opracowanie własne na podstawie danych OSD Tabela 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 MF. Tabela 5. Podstawowe założenia odnośnie OIP 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 wartość 2,9 MB zł 47 zł zł 15 zł Tabela 6. Podstawowe założenia kosztowe procesu 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 na 1 licznik 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. Założenia co do cen energii elektrycznej i opłat (II kw 2014) Opłata za energię elektryczną bez akcyzy dla odbiorców z grupy 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 z grupy G 236,80 zł/mwh w cenach stałych z 2014 r. na podstawie publikacji ARE Sytuacja w Elektroenergetyce za II kwartały 2014 r. 6

7 Opłata za energię elektryczną średnioważona 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 z grupy C 259,20 zł w cenach stałych z 2014 r. na podstawie publikacji ARE Sytuacja w Elektroenergetyce za II kwartały 2014 r. Opłata dystrybucyjna dla odbiorców z grupy G 235,90 zł w cenach stałych z 2014 r. na podstawie publikacji ARE Sytuacja w Elektroenergetyce za II kwartały 2014 r. Pozostałe założenia Stopa zwrotu z zaangażowanego 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% 7

8 Analiza wdrożenia W związku z upływem czasu założono na potrzeby analizy rozpoczęcie instalacji liczników zdalnego odczytu na znaczącą skalę od 2016 r., przyjęty harmonogram instalacji uwidoczniono w tabeli 1. Z uwagi na to, że liczniki są instalowane w ciągu roku od 1 stycznia do 31 grudnia przyjmuje się do kalkulacji, że 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 możliwe do osiągnięcia przez połowę okresu (założenie konserwatywne, ostrożnościowe). W następnym roku zakłada się, że wszystkie liczniki zainstalowane w roku poprzednim osiągną pełną funkcjonalność, co oznacza, że do kalkulacji uwzględnia się ilość liczników z poprzedniego roku oraz połowa z roku bieżącego. Stąd wynika efekt w postaci częściowego, w stosunku do ścieżki instalacji, przyrostu funkcjonalności i oczekiwanych korzyści. Opóźnienie funkcjonalności bezpośrednio po instalacji wynika także z powodu konieczności wykonania testów systemów. Przyjęto w wariancie bazowym konserwatywną ścieżkę osiągania funkcjonalności, co implikuje fakt, iż pełna funkcjonalność zostanie osiągnięta po 2024 r. Tabela 7. Ścieżka osiągania funkcjonalności liczników-wariant bazowy. lata skumulowana liczba liczników [ %] 1,25 6,25 15,0 25,0 35,0 45,0 55,0 65,0 75,0 80,0 W wariancie bazowym założono, że w roku 2024 osiągnięta jest pełna funkcjonalność 75 % liczników. Po roku 2024 osiągnięta zostanie pełna funkcjonalność 80% liczników, tj. wszystkich zainstalowanych liczników. Ponadto dokonano ponownego przeliczenia kosztów instalacji liczników wraz z całą potrzebną infrastrukturą w ramach przeglądu założeń, na podstawie dostępnych wyników przetargów na liczniki zdalnego odczytu. 8

9 Tabela 8. Podsumowanie korzyści i kosztów w latach , dane w mln zł, w cenach stałych z 2014 r. KORZYŚCI Odbiorca Świadome zużycie energii Odbiorca Możliwość 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 Ograniczenie przychodów (redukcja strat handlowych OSD E i technicznych) OSD E Oszczędności na odczytach OSD E razem OSP Ograniczenie szczytowego zapotrzebowania na moc OSP razem RAZEM KORZYŚCI KOSZTY OSD E Nakłady inwestycyjne OSD E Koszty operacyjne bez amortyzacji 336 OSD E RAZEM KOSZTY OSD E OIP Nakłady inwestycyjne 99 OIP Koszty operacyjne bez amortyzacji 72 OIP RAZEM KOSZTY OIP 171 RAZEM KOSZTY SALDO (KORZYŚCI KOSZTY) Główne założenia do wyliczenia zaktualizowanych korzyści zostały zachowane z analizy dokonanej w 2013 r. i opisane w dokumencie Analiza skutków społeczno-gospodarczych wdrożenia inteligentnego opomiarowania. Wybrane założenia szczegółowe użyte w kalkulacji korzyści: Świadome zużycie energii: przyjęto współczynnik świadomego ograniczenia zużycia 2,5%. Możliwość zmiany sprzedawcy: przyjęto oszczędność (mniejszy koszt energii oferowany przez nowego sprzedawcę) o 5%, założono, że rocznie 5% odbiorców skorzysta z możliwości zmiany sprzedawcy. Skrócenie czasu do wystawienia faktury: założono, że czas od odczytu do wystawienia faktury zostanie skrócony o 7 dni. Zarządzanie popytem-wolumen liczników SM reagujących na impuls cenowy sprzedawcy wyniesie 2,5%. Dopasowanie portfela zakupów (ograniczenie niezbilansowania): poprawa prognozowania o 30%. Założono zmniejszenie rocznego dopuszczalnego czasu przerwy w dostawie energii do 120 minut, przy zakładanym wskaźniku SAIDI na poziomie 386 minut. Koszt odczytu licznika (planowane) średni, jednostkowy 3,75 zł. 9

10 Zmiany wartości korzyści na lata w stosunku do opracowań z roku 2013 szacujących korzyści na lata , wynikają z aktualizacji i są efektem następujących czynników: 1. Zmiana ścieżki 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 Korzyści OSP będą uzależnione od daty rozpoczęcia masowej instalacji liczników zdalnego odczytu i dynamiki tej instalacji. 4. Zmiany parametrów kosztowych, polegające na redukcji kosztów jednostkowych liczników oraz koncentratorów, a także zmniejszenie oczekiwanych kosztów instalacji. Korzyści dla odbiorców energii elektrycznej W zakresie korzyści, jakie mogą osiągnąć odbiorcy energii elektrycznej z wdrożenia inteligentnego opomiarowania, wskazać przede wszystkim należy: a. Bieżący dostęp do danych o zużyciu energii elektrycznej, który z kolei umożliwi: likwidację rozliczeń w oparciu o prognozy zużycia, rozliczanie wszystkich odbiorców wg rzeczywistego zużycia opartego o dane z układów pomiarowo-rozliczeniowych, a ponadto bardziej efektywne wykorzystanie energii - faktury wystawiane w okresach krótszych i zgodne z faktycznym zużyciem zwiększą motywację do jej oszczędzania, informacje o profilu zużycia energii elektrycznej skłonią znaczącą część klientów do bardziej racjonalnego korzystania z energii elektrycznej, co przekłada się na obniżenie kwot należności za korzystanie z energii elektrycznej, bardziej optymalne zarządzanie zużyciem energii elektrycznej, co przy zmodyfikowanych taryfach również spowoduje obniżenie kwot należności za korzystanie z energii elektrycznej, możliwość analizy danych o zużyciu energii przez klienta powodujących bardziej świadome korzystanie z energii. b. Możliwość zarządzania poborem energii poprzez sterowanie instalacją - załączanie i wyłączanie urządzeń w zależności od pory doby i roku oraz ceny energii, dzięki czemu możliwa będzie redukcja kosztów zakupu energii i usługi dystrybucyjnej, c. Dostosowanie taryf do indywidualnych potrzeb klienta poprzez: wykorzystywanie systemów rejestracji danych godzinowych, dzięki którym można budować taryfy zróżnicowane dla każdej godziny na podstawie kosztów ponoszonych przez prowadzących system elektroenergetyczny, umożliwienie odbiorcy wyboru taryfy najbardziej odpowiadającej jego potrzebom i charakterystyce poboru, w rezultacie - redukcji kosztów zakupu energii i usługi dystrybucyjnej u klientów. d. Poprawę parametrów jakościowych dostarczanej energii elektrycznej przez dostawcę z korzyścią dla konsumenta: skrócenie przerw w dostawie energii w wyniku szybszego uzyskiwania przez OSD informacji o wystąpieniu awarii, zmniejszenie łącznego czasu przerw w dostawach energii elektrycznej, jako rezultat redukcji liczby awarii, poprawę stabilności parametrów energii elektrycznej, jako rezultat działania OSD, wynikający z uzyskiwania informacji o parametrach energii na bieżąco", zmniejszenie kosztów usuwania awarii, stanowiących w OSD czynnik kosztotwórczy przy określaniu stawek opłat dystrybucyjnych, a tym samym obniżenie tych stawek. e. Ułatwienie procedury zmiany sprzedawcy: zmiana sprzedawcy wiąże się z koniecznością dokonania odczytu wskazań układu pomiarowego-rozliczeniowego w celu rozliczenia dotychczasowego sprzedawcy i określenia stanu początkowego dla nowego sprzedawcy - odczyt taki w systemach AMI umożliwia 10

11 zmianę sprzedawcy z dnia na dzień, 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. f. Osiągnięcie przychodów z udziału w programach zarządzania popytem: poprzez system AMI może być realizowana odpłatna usługa świadczona przez odbiorców końcowych na rzecz OSD lub OSP, w oparciu o umowę, redukowania mocy pobieranej z sieci elektroenergetycznej. g. Stworzenie potencjału do rozwoju mikro-generacji oraz podłączania do sieci dodatkowych urządzeń poprzez: możliwość automatycznego przełączania źródła zasilania (sieć - własna mikro-generacja) w zależności od aktualnej ceny energii elektrycznej, możliwość sprzedaży energii do sieci", zmianę zachowań konsumenckich odbiorców energii. 11

12 Wpływ kosztów i korzyści na obciążenia odbiorców końcowych. Do analizy przyrostu cen została założona cena energii elektrycznej dla odbiorców z grup C i G na poziomie 253,82 zł/mwh. Jest to średnia cen energii elektrycznej w przedsiębiorstwach obrotu dla odbiorców z grup C i G posiadających umowy kompleksowe, ważona wolumenem zużycia energii elektrycznej w poszczególnych grupach w 2013 r. 1 Obowiązek instalacji liczników zdalnego odczytu obejmować ma odbiorców na niskim napięciu. Do kalkulacji przyjęto rozłożenie kosztów i korzyści na odbiorców z grupy C i G. Odbiorcy ci w 2012 r. zużyli łącznie ok 44,6 TWh. Skrócony opis metodologii. W kalkulacji założony został ośmioletni okres amortyzacji inwestycji oraz 7,23% stopa zwrotu z zaangażowanego 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 nr 21 poz. 86 z późn. zm.). Jest ona naliczana od wartości początkowej danego 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 każdym roku. Zgodnie z metodologią naliczania amortyzacji od miesiąca następującego po oddaniu środka trwałego do użytkowania założono, że w pierwszym roku koszty amortyzacji nie występują. Kwota amortyzacji będzie się zwiększała w każdym roku proporcjonalnie do wysokości ponoszonych w kolejnych latach nakładów. Wyniki analiz W poszczególnych latach analizowanego okresu inwestycje związane z wdrożeniem inteligentnego opomiarowania rok do roku stanowią dodatkowo od 0,12% do 1,03% stawki dystrybucyjnej dla grupy 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 grupy G (gospodarstwa domowe) w poszczególnych latach analizowanego okresu inwestycje związane z wdrożeniem 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 bieżących około 15 zł w przeliczeniu na 1 MWh zużytej przez odbiorców z grup C i G energii elektrycznej. Wysokość stawki dystrybucyjnej i całkowitej ceny energii elektrycznej, do której odnoszą się powyższe proporcje, jest daną za II kwartał 2014 r. i nie uwzględnia wzrostu inflacyjnego. Wpływ na ceny energii elektrycznej i opłaty za przesył i dystrybucję może być jeszcze niższy. Z przeprowadzonej analizy wynika więc, że wpływ na całkowitą cenę energii elektrycznej będzie wobec tego znikomy, wynoszący około 3% dla całego okresu wdrażania. Z uwagi na fakt, że w każdym roku instalowana będzie różna ilość liczników zdalnego odczytu, przyrosty do 2024 r. nie wykazują tendencji liniowego wzrostu cen. Szczegółowe dane dotyczące przyrostów przedstawiają: tabela 9 i wykres 1. 1 Sytuacja w Elektroenergetyce, Wydawnictwo ARE za IV kwartały 2013 r. 12

13 Tabela 9. Wpływ kosztów wdrożenia inteligentnego opomiarowania na cenę energii elektrycznej dane w zł/mwh/rok w cenach bieżących koszty inwestycyjne w przeliczeniu na zużycie energii elektrycznej w grupie C i G (narastająco) przyrost kosztów w danym roku dla odbiorców z grup C i G ,71 2,04 4,54 7,21 9,80 12,28 14,67 14,99 0,71 1,33 2,50 2,67 2,58 2,49 2,39 0,31 Wykres 1. Udział kosztów inwestycyjnych w danym roku w całkowitym koszcie energii elektrycznej dla odbiorców z grup C i G (w % dla każdego roku) 3,50% 3,00% 2,50% 2,00% 1,50% 1,00% 0,50% 0,00% odbiorcy posiadający umowy kompleksowe nn grupa C odbiorcy posiadający umowy kompleksowe nn grupa G Wzrost udziału kosztów wynika ze sposobu przenoszenia kosztów inwestycji na odbiorców końcowych poprzez system taryf. Do kosztów uwzględnianych w taryfach zalicza się amortyzacje w danym roku. Dla celów analizy założono 8 letni okres amortyzacji, stąd inwestycje dokonane od 2016 r. przenoszone są w taryfach w pełnej wysokości od 2024 r. Kalkulując w ujęciu pieniężnym koszty przenoszone na odbiorców poprzez uwzględnienie ich w taryfie należy być świadomym ich przesunięcia w czasie w stosunku do kosztów ponoszonych przez samych OSD. Stąd oszacowane koszty wdrożenia systemu pomiarowego dla OSD do 2025 r. na ok 4,5 mld zł inwestycji i dla OIP 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 10. Przeniesienie kosztów OSD poprzez taryfę na odbiorców (w cenach stałych 2014 r.) Dane w mln zł Razem przedsiębiorstwa 11,7 24,7 46,3 67,4 87,5 107,0 125,5 123,1 116,0 709,1 gospodarstwa 26,6 56,0 105,2 153,1 198,9 243,0 285,2 279,7 263, ,3 domowe 13

14 Wpływ korzyści na ceny energii elektrycznej Według obecnych danych korzyści dla wszystkich uczestników rynku dla okresu szacuje się na kwotę około 8,9 mld zł 2. Bezpośredniego przełożenia na rachunki odbiorców końcowych można oczekiwać w zakresie korzyści przenoszonych poprzez stawki opłat dystrybucyjnych i przesyłowych, Prezes URE w procesie zatwierdzania i kontrolowania taryf może zabiegać o uwzględnianie w proponowanych stawkach dla odbiorców odnoszonych oszczędności przez OSD E i OSP. Wpływ na cenę energii elektrycznej w cenach bieżących w zł na MWh przedstawia wykres 2. Wykres 2. Szacowane korzyści OSD E i OSP narastająco w zł/mwh w latach korzyści OSP korzyści OSD Oczekiwane korzyści sprzedawców energii elektrycznej mogą zostać przeniesione na odbiorców końcowych poprzez ceny energii elektrycznej a konkurencja rynkowa powinna wymusić taki proces. Szacuje się je w cenach stałych z 2014 r. na ok. 488,0 mln zł dla okresu i Na wykresie 3 przedstawiono szacowany poziom korzyści w zł/mwh w cenach bieżących w poszczególnych latach, o którą to kwotę sprzedawcy mogą potencjalnie średnio obniżyć 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 sprzedawcy i tym samym ułatwić przenoszenie korzyści na odbiorców końcowych jest wprowadzenie OIP. 2 Ceny stałe 2014 r. 14

15 Wykres 3. Szacowane korzyści sprzedawców w zł/mwh w latach ,5 2 1,5 1 0, korzyść sprzedawcy Jeśli chodzi o bezpośrednie korzyści dla odbiorców końcowych, szacowane na ok mln zł w cenach stałych 2014 r. w okresie do 2025 r. Będą się one uwidaczniać poprzez uniknięte wydatki. A więc takie kwoty nie zostaną przeznaczone przez odbiorców końcowych na zakup energii elektrycznej i usług sieciowych. Nie będą mieć jednak bezpośredniego przełożenia na samą cenę energii elektrycznej czy stawki usług sieciowych. Wykres 4. Korzyści odbiorcy w przeliczeniu w zł/mwh w latach Korzyści odbiorców 15

16 Wpływ salda kosztów i korzyści na ceny energii elektrycznej Jak pokazuje analiza, koszty z tytułu wdrożenia inteligentnego opomiarowania będą miały znikomy wpływ na zmiany cen na rynku energii elektrycznej. Trzeba wyraźnie napisać że wpływ netto na ceny (korzyści minus koszty) jest pozytywny i można ostrożnie prognozować, że inteligentne opomiarowanie będzie czynnikiem wpływającym na spadek kosztów dla odbiorców. Tabela 11. Przyrost kosztów i korzyści rok do roku w zł/mwh, narastająco koszty OSD E - 0,71 2,04 4,54 7,21 9,80 12,28 14,67 14,99 korzyści OSD E i OSP 1,13 3,12 6,68 11,18 15,67 19,11 23,80 26,17 28,62 Wykres 5. Szacowane korzyści i koszty narastająco w zł/mwh w latach ,00 25,00 20,00 15,00 10,00 5,00 0, koszty OSD E korzyści OSD E i OSP 16

17 Materiały źródłowe 1. Smart Grid projecst in Europe: lessons learned and current developments, JRC European Commision, 2011 r. 2. CEER Benchmarking Report on Meter Data Management Case Studies, Rada Europejskich Regulatorów Energii (CEER) listopad 2012 r Report on Progress in Creating the Internal Gas and Electricity Market, Technical Annex, Komisja Europejska, czerwiec Regulatory Recommendations for Privacy, Data Protection and Security in the Smart Grid Environment, Valerie Lorge, Directorate General for Energy Komisja Europejska, Międzynarodowa Konferencja Operator Informacji Pomiarowych, Warszawa 26 marca 2013 r. 5. Stanowisko Prezesa URE w sprawie niezbędnych wymagań wobec wdrażanych przez OSD E inteligentnych systemów pomiarowo-rozliczeniowych z uwzględnieniem funkcji celu oraz proponowanych mechanizmów wsparcia przy postulowanym modelu rynku, URE 6. Koncepcja dotyczącej modelu rynku opomiarowania w Polsce, ze szczególnym uwzględnieniem wymagań wobec Operatora Informacji Pomiarowej, URE 7. Opinia 12/2011 na temat inteligentnego pomiaru zużycia (smart metering), przyjęta w dniu 04 kwietnia 2011 r., Grupa robocza ds. ochrony danych osobowych (ustanowiona na mocy art. 29 dyrektywy 95/46/WE) 8. Analiza w zakresie ekonomicznej oceny zasadności wprowadzenia inteligentnych form pomiaru zużycia energii elektrycznej w Polsce, PTPIREE, Poznań, 20 sierpnia 2012 r. 9. Analiza HP dla PSE S.A. Zbudowanie i uzgodnienie modelu rynku opomiarowania i stosowania mechanizmów zarządzania popytem wraz z opracowaniem modeli biznesowych 10. Kwartalnik ARE Statystyka w Elektroenergetyce, IV kwartały 2013 r. 11. Analiza skutków społeczno gospodarczych wdrożenia inteligentnego opomiarowania, kwiecień 2013 r. 12. ANEKS do Analizy skutków społeczno gospodarczych wdrożenia inteligentnego opomiarowania, kwiecień 2013 r.1 17