OIP w strukturze GK PSE SA.



Podobne dokumenty
dr inż. Tomasz Kowalak - Departament Taryf URE Smart Grid jako nowe wyzwanie dla przedsiębiorstw energetycznych i zasad regulacji

Zadania oraz rola OIP w nowym modelu funkcjonowania elektroenergetyki dr inż. Tomasz Kowalak, Dyrektor Departamentu Taryf

Smart Metering Smart Grid Ready charakterystyka oczekiwań Regulatora w formie pakietu stanowisk

Rola Urzędu Regulacji Energetyki w nowym środowisku prawnym

dr inż. Tomasz Kowalak, Dyrektor Departamentu Taryf Baltic Smart Grid Meeting 2012, Międzyzdroje, 5 września 2012 r.

Smart community. - wykorzystanie przez gminę potencjału Smart Grids. dr inż. Tomasz Kowalak, Dyrektor Departamentu Taryf

URE na rzecz wdrożenia inteligentnych sieci. Marek Woszczyk Prezes Urzędu Regulacji Energetyki

Urząd Regulacji Energetyki

Propozycje modyfikacji Stanowiska Prezesa URE

Koncepcja wdrożenia systemu AMI w ENERGA-OPERATOR

Smart community. - wykorzystanie przez gminę potencjału Smart Grids. dr inż. Tomasz Kowalak, Dyrektor Departamentu Taryf

Urząd Regulacji Energetyki

Budowa infrastruktury inteligentnego pomiaru w PGE Dystrybucja SA

Pompy ciepła a rozwój systemów elektroenergetycznych

Zdalne odczyty urządzeń pomiarowych

Korzyści z wdrożenia sieci inteligentnej

SZANSE I ZAGROŻENIA DLA OPERATORA INFORMACJI POMIAROWYCH DOŚWIADCZENIA INNSOFT

Doświadczenia INNSOFT we wdrażaniu systemów AMI

Działania Prezesa URE dla zapewnienia bezpieczeństwa sieci energetycznych

Systemy informatyczne orężem walki sprzedawcy energii w walce o klienta. Warszawa

Mechanizmy wspierania inwestycji, rynkowe i dedykowane

Formularz zgłoszenia uwag do projektu Stanowiska Prezesa URE ws. NOP

Nowe liczniki energii w Kaliszu Nowe możliwości dla mieszkańców. Adam Olszewski

Cena za 100% akcji PLN 90 m (korekta o dług netto na dzień zamknięcia) Finansowanie: dług bankowy, środki własne Zgoda UOKiK

Źródła, gromadzenie i strukturyzacja danych pomiarowych w świetle zadań Operatora Informacji Pomiarowych

Realizacja koncepcji Smart Grid w PSE Operator S.A.

Tomasz Dąbrowski Dyrektor Departamentu Energetyki

RYNEK NEGAWATÓW. Perspektywy wdrożenia instrumentów zarządzania popytem w polskim systemie elektroenergetycznym

inteligentne w Europejskiej agendzie cyfrowej.

Wykorzystanie potencjału smart grids przez gminę inteligentne opomiarowanie

ANKIETA. Część I AKTYWNY ODBIORCA ENERGII ELEKTRYCZNEJ NA RYNKU BILANSUJACYM

Zał. do pisma KIGEiT/1471/08/2013 z dnia 30 sierpnia 2013 r.

Ministerstwo Gospodarki Departament Energetyki. Perspektywy rozwoju systemu inteligentnego opomiarowania w Polsce

Zarządzanie popytem na energię elektryczną w oparciu o innowacyjne taryfy redukcyjne

Sieć ISD wizja systemu w Polsce

RYNEK ENERGII. Jak optymalizować cenę energii elektrycznej?

Stanowisko Prezesa URE w sprawie szczegółowych reguł regulacyjnych w zakresie stymulowania i kontroli wykonania inwestycji w AMI

Systemy komputerowe wspomagania gospodarki energetycznej w gminach

Projekt Warszawa, dnia Materiał do dyskusji publicznej dokumentu:

<Insert Picture Here> I Międzynarodowe Forum Efektywności Energetycznej Smart grid i smart metering a efektywność energetyczna

Smart community. - wykorzystanie przez gminę potencjału Smart Grids

Rynek energii elektrycznej w Polsce w 2009 roku i latach następnych

Wypieranie CO 2 z obszaru energetyki WEK za pomocą technologii OZE/URE. Paweł Kucharczyk Pawel.Kucharczyk@polsl.pl. Gliwice, 28 czerwca 2011 r.

System ienergia -narzędzie wspomagające gospodarkę energetyczną przedsiębiorstw

Nowe (planowane) uwarunkowania funkcjonowania rynku energii elektrycznej w Polsce krok ku przyszłości

Energa-Operator: Praktyczne doświadczenia projektu AMI

Koncepcja Sygnity SA na Smart Metering oraz Smart Grid w Polsce jako odpowiedź na propozycje legislacyjne

Wdrażanie systemów z funkcjami SMART METERING

Redukcja zapotrzebowania mocy na polecenie OSP Mechanizmy funkcjonowania procesu DSR r.

CENY ENERGII ELEKTRYCZNEJ w II półroczu 2009 roku

Wdrożenie systemu Inteligentnego Opomiarowania (AMI) w Energa-Operator. 8 grudnia 2010

Nowe otwarcie przedsiębiorstw sektora gazownictwa warunki funkcjonowania w jednolitym wewnętrznym rynku gazu ziemnego Unii Europejskiej

LICZNIK INTELIGENTNY W PRZEBUDOWIE ENERGETYKI

RYNEK ENERGII ELEKTRYCZNEJ W POLSCE - stan na 31 marca 2012 r. Raport TOE

Formularz zgłoszenia uwag do projektu Stanowiska Prezesa URE ws. NOP

Kalibracja net meteringu w osłonach OK1 do OK4 dr inż. Robert Wójcicki

DEBATA: Klient na rynku energii forum odbiorców energii. M.Kulesa, TOE ( Warszawa,

PROJEKTY SMART GRID W POLSCE SMART METERING & ADVANCED METERING INFRASTRUCTURE

Rozwiązania IT dla sektora utilities oraz odbiorców mediów

Zaawansowane systemy pomiarowe smart metering w elektroenergetyce i gazownictwie

Przyjaciel Wrocławia. Projekt AMIplus. Wrocław ENERGATAB 2017

Innowacje w Grupie Kapitałowej ENERGA. Gdańsk

KATALOG LICZNIKÓW. Obecne uwarunkowania techniczne i prawne

Projekt Warszawa, dnia Materiał po dyskusji publicznej dokumentu:

SMART LAB laboratorium testów urządzeń i systemów z zakresu SMART GRID i SMART METERING (Środowiskowe laboratorium SM/SG propozycja projektu)

Projekt Warszawa, dnia Materiał po dyskusji publicznej dokumentu:

Realizacja Projektu AMI w PGE Dystrybucja

Energetyka rewolucja na rynku?

Monitorowanie i kontrola w stacjach SN/nn doświadczenia projektu UPGRID

TECHNOLOGIA SZEROKOPASMOWEJ KOMUNIKACJI PLC DLA SYSTEMÓW SMART GRID I SMART METERING.

Techniczne aspekty podłączenia i odczytów liczników u prosumentów. Rafał Świstak Targi Energii Jachranka, 25 września 2015 r.

PTPiREE - Konferencja Naukowo Techniczna

Realizacja idei OpenADR dwukierunkowa komunikacja dostawcy energii-odbiorcy rozwój i implementacja niezbędnej infrastruktury systemowej i programowej

Zmiana sprzedawcy. Paweł Majka. Zmiana sprzedawcy. 23 października 2007/ 1

Konwersatorium Inteligentna Energetyka

Uwarunkowania formalno prawne rynku energii elektrycznej w II połowie 2011 r. oraz latach następnych

16 listopada 2016 r. 1

Zmiany na rynku energii elektrycznej w Polsce 2013/2014

Przyjaciel Wrocławia. Infrastruktura w Projekcie AMI Smart City Wrocław

SIEĆ ELEKTROENERGETYCZNA JAKO ŚRODOWISKO RYNKOWE DZIAŁANIA PROSUMENTÓW I NIEZALEŻNYCH INWESTORÓW

Spis treści. 1. Istotne zmiany na rynku energii Ogólna teoria systemów Rozwój systemów informatycznych w elektroenergetyce...

GOSPODARKA ENERGETYCZNA. Efektywność zaczyna się od 100% informacji!

Skrócenie SAIDI i SAIFI i Samoczynna Reaktywacja Sieci

Współpraca energetyki konwencjonalnej z energetyką obywatelską. Perspektywa Operatora Systemu Dystrybucyjnego

Korzyści z wdrożenia AMI na bazie wniosków z Etapu I

Praktyczne kroki do zmiany sprzedawcy. Przewodnik TPA Andrzej Wołosz PKP Energetyka spółka z o.o.

PTPiREE - Konferencja Naukowo Techniczna

Informatyczne wspomaganie uczestników rynku energii elektrycznej

Obszarowe bilansowanie energii z dużym nasyceniem OZE

INTELIGENTNE OPOMIAROWANIE W GAZOWNICTWIE KORZYŚCI I UWARUNKOWANIA

System inteligentnego opomiarowania sieci energetycznych koszty, korzyści, wyzwania dr inż. Tomasz Kowalak, Dyrektor Departamentu Taryf

INFORMATYCZNE WSPARCIE ZARZĄDZANIA GOSPODARKĄ ENERGETYCZNĄ W

Liberalizacja rynku gazu w Polsce

Marek Kulesa dyrektor biura TOE

Gmina niezależna energetycznie Józef Gawron - Przewodniczący Rady Nadzorczej KCSP SA

Wdrażanie Kodeksu Sieci dotyczącego wymogów w zakresie przyłączania jednostek wytwórczych do sieci (RfG) - Rozporządzenie Komisji (UE) 2016/631

Komunikacja PLC vs. kompatybilność elektromagnetyczna zaburzenia elektromagnetyczne w sieci OSD

AUMS Billing Basic. aums.asseco.com

AMI w obecnej praktyce operatora OSD i w perspektywach rozwojowych na rynku energii elektrycznej

Transkrypt:

OIP w strukturze GK PSE SA. Echa dyskusji publicznej nad Stanowiskiem Prezesa URE ws. modelu rynku opomiarowania w Polsce, ze szczególnym uwzględnieniem wymagań wobec OIP. dr inż. Tomasz Kowalak, Dyrektor Departamentu Taryf Konstancin, 29 lutego 2012 r. 2

Agenda : 1. Ogólna charakterystyka pozycji stron wyłonionych w wyniku dyskusji 2. Brak analizy CBA dźwignid wignią do podważenia celowości ci wdrożenia Smart Grid 3. Niezależny OIP centralny, czy rozproszone Aplikacje Centralne AMI OSD jako rozwiązanie zanie wystarczające ce do zrealizowania funkcji celu? 4. ICT Service Provider jako niezależna na trzecia strona, odpowiedzialna za proces pobierania / transmisji i zarządzanie danymi pomiarowymi 5. Arbitraż: : nakłady ady inwestycyjne vs koszty operacyjne (np.. usługi ugi obce) jako determinanta strategii OSD 3

Smart Grid? Na co komu na pustyni łódź? 4

Smart Grid? Historia lubi się powtarzać, więc jednak 5 może lepiej ją mieć niż nie!

OSD E, Sektor ICT, Sektor gazowy 1. Ogólna charakterystyka pozycji stron wyłonionych w wyniku dyskusji Opór r przed zmianą,, poszukiwanie obiektywnych pretekstów w do odsunięcia decyzji (brak analizy CBA, brak zachęt inwestycyjnych, ryzyko wypierania niezbędnych inwestycji w sieć i przyłą łączenia) Oczekiwanie na wymuszenie zewnętrzne trzne które jednocześnie nie określi szczegółowo warunki i zakres zmiany, de facto zdejmując c odpowiedzialność za jej przeprowadzenie i skutki Oburzenie na zarzut braku obiektywizmu OSD Wątpliwość odnośnie nie zasadności powołania centralnego OIP, założone one funkcje celu mogą być zrealizowane przez rozproszone Aplikacje Centralne OSD zachowanie monopolu OSD E w całym zakresie rynku danych pomiarowych Addytywne myślenie o kosztach od poniesienia przez odbiorców (cokolwiek się zrobi będzie drożej dla odbiorców) 6

1. Ogólna charakterystyka pozycji stron wyłonionych w wyniku dyskusji OSD E, Sektor ICT,, Sektor gazowy Wizja ICT Service Providera jako niezależnej nej strony trzeciej (de facto hegemona) na rynku danychy pomiarowych, z opcją pozostawienia liczników w w OSD E Wizja oparcia całej komunikacji na dostępie do internetu szerokopasmowego odcięcie cie OSD E od bezpośredniego dostępu do danych Wniosek 1: Pozostawienie inicjatywy w rękach r OSD nie pozwoli na faktyczny rozwój j Smart Grid Wniosek 2: inwestowanie w PLC jest błęb łędem strategicznym (stranded investmnent) 7

OSD E, Sektor ICT, Sektor gazowy 1. Ogólna charakterystyka pozycji stron wyłonionych w wyniku dyskusji Zdalny odczyt i zarządzanie zaworem przy gazomierzu jest opcją atrakcyjną biznesowo, ale bezwzględnie wymaga przeprowadzenia analizy CBA Nie ma presji czasowej na wdrożenie Smart Grid, właściwej w dla sektora elektroenergetycznego Ewentualne wykorzystanie infrastruktury komunikacyjnej budowanej przez OSD E jest zbyt ryzykowne ze względu na strategię biznesową sektora gazowniczego Wniosek: perspektywa budowy niezależnego nego systemu lub presja na wdrożenie w elektroenergetyce modelu z bramą domową poza licznikiem 8

1. Ogólna charakterystyka pozycji stron wyłonionych w wyniku dyskusji Mniej więcej tak wygląda droga do Smart Grid oczami OSD E 9

1. Ogólna charakterystyka pozycji stron wyłonionych w wyniku dyskusji 10 Tak drogę do Smart Grid widzi sektor ICT

1. Ogólna charakterystyka pozycji stron wyłonionych w wyniku dyskusji 11 Integracja sektorów w zakresie Smart Grid oczami gazowników

2. Brak analizy CBA dźwignid wignią do podważenia celowości ci wdrożenia Smart Grid np.: stanowisko E&Y: Uważamy, że przed wdrażaniem tak istotnych zmian rynkowych taka analiza powinna zostać przeprowadzona. Tak duże i istotne zmiany w organizacji rynku energii nie powinny być wdrażane "na czuja", tylko po przeprowadzeniu analizy ilościowej, pozwalającej ocenić/skwantyfikować oczekiwane korzyści. "Waga uwarunkowań krajowych" tj. przeciwdziałania blackoutom, rozwój generacji rozproszonej, powinna być wzięta pod uwagę w tej analizie - zarówno po stronie kosztów (urządzenia muszą mieć odpowiednie funkcjonalności) jak i korzyści. Planowane korzyści powinny zostać skwantyfikowane i zderzone z kosztami wdrożenia systemu. W kosztach powinno wziąć się pod uwagę nie tylko koszt wdrożenia systemów AMI przez OSD, ale również koszty wdrożenia NOP, dostosowania się sprzedawców i uczestników rynku do nowych systemów i regulacji. odpowiedź: 1. Nie ma zwartej analizy w postulowanym zakresie - fakt 2. Analiza postulowanych wielkości, jakkolwiek rozproszona pomiędzy różnymi dokumentami, została przeprowadzona, także z uwzględnieniem kosztów organizacji OIP oraz inwestycji niezbędnych poza systemami AMI, także w formule rozproszonych inwestycji prosumenckich. 3. Jest całkowicie uzasadniona potrzebna dalszych prac doszczegółowiających, jednakże 4. Odkładanie decyzji byłoby w obliczu presji czasu niewybaczalnym kunktatorstwem 12

3. Niezależny OIP centralny, czy rozproszone Aplikacje Centralne AMI OSD jako rozwiązanie zanie wystarczające ce do zrealizowania funkcji celu? Postulat niezależno ności OSD od władz w korporacyjnych w kształtowaniu towaniu strategii jako główny g argument przeciwko tworzeniu Niezależnego OIP E&Y: Uważamy, że dobrym jest, że URE pisze o problemach, które są obecne na rynku energii i dotyczą utrudnień w dostępie do danych dla sprzedawców, czy faworyzowaniu własnego obrotu przez grupy zintegrowane pionowo. Ryzyko dubla inwestycyjnego w infrastrukturę bazodanową na poziomie OIP wobec zbudowanych już Aplikacji Centralnych AMI OSD Podstawą tej tezy jest oczekiwanie, że Aplikacje Centralne AMI docelowo realizować będą wszystkie obowiązki związane z obróbką, udostępnianiem i archiwizowaniem informacji pomiarowej, a Repozytorium Centralne OIP będzie nakładką na istniejącą infrastrukturę 13

Ryzyko powielenia inwestycji na poziomie OSD i OIP Dynamika narastania wymaganej pojemności repozytoriów: AMI OSD oraz RC OIP 600 500 400 Kondycjoner energii poziom rolloutu obłożenie repozytorium OIP obłożenie Aplik Centr AMI dynamika rolloutu dane roczne w AMI 300 200 100 0 2012 13 14 15 16 17 18 19 20 21 14

Konsekwencje inwestycyjne obowiązku archiwizowania informacji Dynamika narastania wymaganej pojemności Repozytorium Centralnego OIP 900 800 700 600 Kondycjoner energii Obłożenie OIP 500 400 300 200 100 0 2012 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 15

Ryzyko kontraktowe: 4. ICT Service Provider jako niezależna na trzecia strona, odpowiedzialna za proces pobierania / transmisji i zarządzanie danymi pomiarowymi Odpowiedzialność stron musi mieć oparcie w umowie Ryzyko konieczności ci zmiany stron kontraktu z 16 mln odbiorców w w warunkach realizowania umowy ciągłej bez możliwo liwości przerwania jej świadczenia Konieczność kontraktowego zawarowania prawa odbiorcy do dysponowania jego danymi 1. Kwestią kluczową jest rozwiązanie zanie ww kwestii w stanie przejściowym, rozciągni gniętym na wiele lat, w którym funkcjonować będzie musiał model mieszany, wg reguł dotychczasowych i nowych 2. Swoboda zawierania umów w na rynku telekomunikacyjnym nie jest odpowiednim wzorcem ze względu na brak przymusu dysponowania usług ugą telekomunikacyjną 3. Jak na rynku konkurencyjnym zmusić odbiorcę do zawarcia umowy na korzystanie z usługi ugi ICT SP i jak mu wytłumaczy umaczyć, że e umowa z telekomem jest niezbędnym warunkiem realizacji usługi ugi zaopatrzenia w energię elektryczną? 16

4. ICT Service Provider jako niezależna na trzecia strona, odpowiedzialna za proces pobierania / transmisji i zarządzanie danymi pomiarowymi Internet szerokopasmowy jako docelowo wyłą łączne medium komunikacyjne jaki sens ma budowa infrastruktury dla PLC? 1. Jak na rynku konkurencyjnym zmusić odbiorcę do zawarcia umowy na korzystanie z internetu lub GPRS i jak mu wytłumaczy umaczyć, że e umowa z telekomem jest niezbędnym warunkiem realizacji usługi ugi zaopatrzenia w energię elektryczną? 2. Jak zapewnić pewność funkcjonowania systemu opartego wyłą łącznie na internecie: dodatkowe wymagania funkcjonalne, których koszt może e konkurować z kosztem redundantnego kanału łączno cznościci 17

Nastawa strażnika mocy licznik PLC lub CDMA MtH internet HtM HAN Commander Router HtP PtH Sterowana wtyczka / gniazdo / odbiornik Układ komplementarny (PLC + Internet) Stan pracy normalny - odbiorca

internet Nastawa strażnika mocy licznik MtR HtR RtM RtH Router HtP HAN Commander Sterowane gniazdo PtH Komunikacja bezpośrednia do licznika wyłącznie przez Internet Utrata zasilania bez podtrzymania pracy routera powoduje niemożność podniesienia się systemu

4. ICT Service Provider jako niezależna na trzecia strona, odpowiedzialna za proces pobierania / transmisji i zarządzanie danymi pomiarowymi Ryzyko dubla inwestycyjnego w infrastrukturę komunikacyjną Dualny charakter informacji transmitowanych: - informacje obligatoryjne, krytyczne dla funkcjonowania KSE, o relatywnie niskim, przewidywalnym wolumenie - informacje fakultatywne, zwiększaj kszające komfort odbiorcy i poszerzające paletę funkcjonalności ci użytecznych, u o praktycznie nieograniczonym wolumenie Koszt podziału ww strumieni informacji pomiędzy dwa kanały komunikacji nie musi stanowić zbędnego dubla,, może e jedynie odpowiadać obiektywnemu zróżnicowaniu potrzeb 20

Katalog informacji transmitowanych Dane pomiarowe Obligatoryjne Fakultaty wne Częstotliwość transmisji 1 do rozliczeń cyklicznie OIP 2 do bieżącego reagowania w HAN semi online HAN 3 Informacje dodatkowe istotne do rozliczenia incydentalnie HAN nadawca/odbiorca sygnału Komendy sterujące 4 prepaid incydentalnie OIP 5 DSR operatorski incydentalnie OSD 6 DSR Sprzedawcy incydentalnie Sprzedawca 7 DSR ESCO incydentalnie ESCO 8 sygnał emergency incydentalnie OSD Informacje rynkowe: 9 informacja o zmianie ceny bieżącej cyklicznie Sprzedawca 10 nowa oferta sprzedawcy incydentalnie Sprzedawca 11 oferta nowego sprzedawcy incydentalnie Sprzedawca 12 dane historyczne incydentalnie OIP Komendy sterujące do urządzeń domowych i raporty zwrotne 13 z poziomu lokalnego semi online HAN 14 z poziomu OSD/ESCO semi online OSD/ESCO Dane identyfikacyjne 15 miejsce poboru, licznik, status prosumenta cyklicznie OIP 16 dane osobowe do umów, informacje do logowania na portalach, incydentalnie OIP/Sprzedawca/ESCO 21

np. PLC lub CDMA Profil 15 minutowy (lub godzinowy) EE, transferowany w paczkach raz na dobę Komendy sterujące do strażnika mocy: prepaid, DSR, Emergency Informacja o bieżącej zmianie ceny Dane identyfikacyjne Odbiorcy (miejsca poboru, licznika, statusu prosumenta) Konfiguracja przepływu informacji internet Komendy sterujące i raporty zwrotne do/z urządzeń domowych z poziomu OSD/ESCO Licznik EE MtH Dane pomiarowe innego medium Bieżący stan liczydeł lub Dane historyczne odbiorcy (z portalu OIP) Oferty Sprzedawcy (z portalu Sprzedawcy) Oferty innych przeds. obrotu Licznik na źródle prosum. np. PLC lokalny? StH Bieżący stan liczydeł HtS HtP HtM HAN Commander Router Dane identyfikacyjne Odbiorcy (do logowania na portalach, do umów sprzedaży) 22 ~ Licznik innego medium

Profil 15 minutowy (lub godzinowy), transferowany w paczkach raz na dobę oraz Informacje dodatkowe istotne do rozliczenia, transmitowane incydentalnie Komendy sterujące do strażnika mocy: prepaid, DSR, Emergency Informacja o bieżącej zmianie ceny Dane identyfikacyjne Odbiorcy (miejsca poboru, licznika, statusu prosumenta) licznik ~ MtR Licznik StR na źródle StH Bieżący stan liczydeł HtS HtP HtR RtM RtS RtH HAN Commander Informacje o nastawie strażnika mocy Komendy sterujące i raporty zwrotne do/z urządzeń domowych Konfiguracja przepływu informacji Router internet Komendy sterujące i raporty zwrotne do/z urządzeń domowych z poziomu OSD/ESCO Dane historyczne odbiorcy (z portalu OIP), Oferty Sprzedawcy (z portalu Sprzedawcy), Oferty innych przeds. obrotu Dane identyfikacyjne Odbiorcy (do logowania na portalach, do umów sprzedaży) Komunikacja wyłącznie przez Internet (router poza HAN Comm.)

Profil 15 minutowy (lub godzinowy), transferowany w paczkach raz na dobę oraz Informacje dodatkowe istotne do rozliczenia, transmitowane incydentalnie Komendy sterujące do strażnika mocy: prepaid, DSR, Emergency Informacja o bieżącej zmianie ceny Dane identyfikacyjne Odbiorcy (miejsca poboru, licznika, statusu prosumenta) licznik MtR MtH RtM RtS RtH Konfiguracja przepływu informacji Router internet Komendy sterujące i raporty zwrotne do/z urządzeń domowych z poziomu OSD/ESCO Dane historyczne odbiorcy (z portalu OIP) Oferty Sprzedawcy (z portalu Sprzedawcy) Oferty innych przeds. obrotu Licznik StR na źródle StH ~ Bieżący stan liczydeł HtS HtP HtM Informacje o nastawie strażnika mocy HAN Commander Router Komendy sterujące i raporty zwrotne do/z urządzeń domowych Dane identyfikacyjne Odbiorcy (do logowania na portalach, do umów sprzedaży) Komunikacja wyłącznie przez Internet (dwa routery niezależne)

MtH licznik Bieżący stan liczydeł Licznik na źródle ~ Profil 15 minutowy (lub godzinowy), transferowany w paczkach raz na dobę oraz Informacje dodatkowe istotne do rozliczenia, transmitowane incydentalnie Komendy sterujące do strażnika mocy: prepaid, DSR, Emergency Informacja o bieżącej zmianie ceny Dane identyfikacyjne Odbiorcy (miejsca poboru, licznika, statusu prosumenta) StH HtM HtS HAN Commander HtP Router Komendy sterujące i raporty zwrotne do/z urządzeń domowych z poziomu lokalnego oraz OSD/ESCO Konfiguracja przepływu informacji internet Komendy sterujące i raporty zwrotne do/z urządzeń domowych z poziomu OSD/ESCO Dane historyczne odbiorcy (z portalu OIP) Oferty Sprzedawcy (z portalu Sprzedawcy) Oferty innych przeds. obrotu Dane identyfikacyjne Odbiorcy (do logowania na portalach, do umów sprzedaży) Komunikacja wyłącznie przez Internet (router w HAN Comm.)

5. Arbitraż: : nakłady ady inwestycyjne vs koszty operacyjne (np( np.. usługi ugi obce) jako determinanta strategii OSD Gwarantowana stopa zwrotu od majątku sieciowego skutkuje preferencją dla forsowania inwestycji własnych w Koszty operacyjne Majątek sieciowy: amortyzacja zzk 26 Działalno alność z wykorzystaniem zasobów w własnych w Działalno alność (bardziej efektywna) z wykorzystaniem usług ug obcych

5. Arbitraż: : nakłady ady inwestycyjne vs koszty operacyjne (np( np.. usługi ugi obce) jako determinanta strategii OSD Jakość energii i obsługi, a nie wysokość nakład adów w (wartość majątku sieciowego), miernikiem efektywności inwestycji i podstawą wynagrodzenia OSD Koszty operacyjne i zrównane z nimi Majątek ściśle sieciowy zzk gwarantowany 27 Działalno alność z wykorzystaniem zasobów w własnych w QoS bonus/ /malus Majątek ściśle sieciowy nie podlega outsourcingowi Działalno alność z wykorzystaniem usług ug obcych

5. Arbitraż: : nakłady ady inwestycyjne vs koszty operacyjne (np( np.. usługi ugi obce) jako determinanta strategii OSD Potrzeba zmiany modelu regulacji w zakresie parametrów kluczowych dla wyceny przychodu regulowanego vs aksjomat stabilności reguł regulacyjnych w optyce inwestorskiej dyskusja przygotowanie wdrożenia uruchomienie i wykorzystanie koncepcja Aktualny okres regulacji Kolejny okres regulacji 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 28

29 proste?

dziękuję za uwagę tomasz.kowalak@ure.gov.pl tel: +48 (22) 661 62 10 fax: +48 (22) 661 62 19 Ilustracje zaczerpnięto z portalu demotywatory.pl