CEER. Podpora energetických trhů, posilování spotřebitelů. Budoucí role provozovatelů distribučních soustav

CEER Rada evropských energetických regulátorů Podpora energetických trhů, posilování spotřebitelů

Budoucí role provozovatelů distribučních soustav Konzultační dokument Rady evropských energetických regulátorů (CEER)

Čj.: C14-PDS-09-03 16. prosince 2014

CEER, Council of European Energy Regulators asbl CEER, Rada evropských energetických regulátorů (nezisková organizace) Cours Saint-Michel 30a, Box F – 1040 Brussels, Belgium Arrondissement judiciaire de Bruxelles – RPM 0861.035.445

INFORMAČNÍ STRÁNKA Abstrakt

Role provozovatele distribuční soustavy (PDS) je tradičně dobře chápána i vymezena. Provozovatelé distribučních soustav hrají významnou roli při zajišťování správného fungování vnitřního energetického trhu EU. PDS odpovídají za bezpečný provoz soustavy a zároveň napomáhají fungování trhu. V následujících letech se pro PDS otevřou nové možnosti pro činnost ve prospěch spotřebitelů energie a vůbec ve prospěch celé energetiky. Liberalizace maloobchodu, mechanismy reakce na straně spotřeby, nové technologie a decentrální výroba elektrické energie, a stejně tak decentrální vtláčení plynu do soustavy, to vše svědčí o tom, že se role a kultura PDS za posledních deset let změnila a bude se i nadále měnit. V tomto konzultačním dokumentu CEER jde o posouzení regulačních nástrojů, které se různí podle současných rozdílů z hlediska profilů činnosti jednotlivých PDS, z hlediska jejich oddělení (unbundling) a z hlediska strukturálních a technických záležitostí – nejde tedy o prosazení jednotného regulačního řešení pro všechny PDS v Evropě. CEER vyzývá všechny zainteresované subjekty, aby se prostřednictvím k tomu určeného online nástroje zapojili do této veřejné konzultace. Své příspěvky laskavě zašlete do 27. února 2015.

Cílové subjekty Evropská komise, dodavatelé energií, obchodníci, spotřebitelé plynu/elektrické energie, plynárenství a elektroenergetika, skupiny zastupující spotřebitele, provozovatelé sítí, členské státy EU, akademická obec a další zainteresované osoby. Klíčová slova Distribuční sítě, nové činnosti pro provozovatele distribučních soustav, tarify, inteligentní sítě, správa dat, spotřebitelé energií.

S případnými dotazy k tomuto materiálu se laskavě obraťte na sekretariát CEER Tel. +32 (0)2 788 73 30 E-mail: [email protected]

Související materiály Dokumenty ACER ●

Energy Regulation: a Bridge to 2025, Conclusions Paper (Regulace v energetice: most k roku 2025, závěrečný dokument), 19. září 2014

Dokumenty CEER/ERGEG ●

CEER advice on the quality of electricity and gas distribution services (Sdělení CEER ke kvalitě služeb v oblasti distribuce elektřiny a plynu), Čj.: C14- RMF-62-04, 21. října 2014

●

Ensuring market and regulatory arrangements help deliver demand-side flexibility (Zajišťování tržních a regulačních mechanismů k dosažení flexibility na straně spotřeby), Čj.: C14-SDE-40-03, 26. června 2014

●

CEER draft advice on data management for better retail market functioning (Sdělení CEER ke správě dat pro lepší fungování maloobchodního trhu – návrh) Čj.: C13-RMF-57-04, 3. prosince 2013

●

Status Review of Regulatory Aspects of Smart Metering (Posouzení stavu regulačních aspektů inteligentního měření) Čj.: C13-RMF-54-05, 12. září 2013

●

CEER status review on the transposition of unbundling requirements for DSOs and closed distribution system operators (CEER – posouzení stavu transpozice požadavků na oddělení PDS a provozovatelů uzavřených distribučních soustav) Čj.: C12-UR-47-03, 16. dubna 2013

●

GGP on Retail Market Design, with a focus on supplier switching and billing (Pokyny pro správnou praxi při vytváření maloobchodního trhu se zaměřením na změnu dodavatele a na fakturaci) Čj.: C11-RMF-39-03, 24. ledna 2012

●

CEER advice on the take-off of a demand response electricity market with smart meters (Sdělení CEER k nastartování trhu, který bude reagovat na spotřebu elektřiny s využitím inteligentních měřičů) Čj.: C11-RMF-36-03, 1. prosince 2011

●

GGP on Regulatory Aspects of Smart Metering for Electricity and Gas (Pokyny pro správnou praxi k regulačním aspektům inteligentního měření elektřiny a plynu) Čj.: E10- RMF-29-05, 8. února 2011

●

ERGEG position paper on smart grids (Stanovisko Evropské skupiny regulátorů pro elektřinu a plyn k inteligentním sítím) Čj.: E10-EQS-38-05, 10. června 2010

Externí dokumenty ●

THINK Final Report Topic 11: Shift, Not Drift: Towards Active Demand Response and Beyond (Posun a ne odsun. K aktivnímu reagování na spotřebu – a dál), červen 2013

●

THINK Final Report Topic 12: From Distribution Networks to Smart Distribution Systems: Rethinking the Regulation of European Electricity DSOs (Od distribučních sítí k inteligentním distribučním soustavám: přehodnocení regulace evropských provozovatelů distribučních soustav elektřiny), červen 2013

Obsah ÚVOD A SHRNUTÍ

1

2

3

4

5

Situace

5

Závěry z doporučení „Bridge to 2025“ (Most k roku 2025) k problematice PDS

7

Obsah tohoto konzultačního dokumentu a další postup

8

ROLE PROVOZOVATELŮ DISTRIBUČNÍCH SOUSTAV A POTŘEBA REGULAČNÍHO DOHLEDU

9

1.1 Principy pro provozovatele distribučních soustav

9

1.2 Rámec

11

1.3 Činnosti provozovatelů distribučních soustav

12

1.4 Oddělení provozovatelů distribučních soustav

20

VZÁJEMNÝ VZTAH A ODPOVĚDNOST PROVOZOVATELŮ DISTRIBUČNÍCH SOUSTAV A PROVOZOVATELŮ PŘENOSOVÝCH/PŘEPRAVNÍCH SOUSTAV

23

2.1 Provoz přenosové/přepravní soustavy v reálném čase

23

2.2 Vyrovnávání

24

2.3 Prognózování, plánování a rozvoj sítí

25

2.4 Mimořádné stavy a obnova provozu

26

2.5 Koordinace mezi jednotlivými provozovateli distribučních soustav

26

2.6 Regulatorní změny

27

EKONOMICKÉ SIGNÁLY PRO PROVOZOVATELE DISTRIBUČNÍCH SOUSTAV A ZÁKAZNÍKY

28

3.1 Pobídky související s cenovou regulací

28

3.2 Reakce na straně spotřeby: alternativa k rozvoji sítě?

31

3.3 Struktura tarifů provozovatelů distribučních sítí (kapacita vs. spotřeba)

32

3.4 Časově rozlišení síťové tarify (prostřednictvím dodavatele)

34

3.5 Smluvní ujednání

35

DALŠÍ POSTUP

38

PŘÍLOHA 1 – CEER – Rada evropských energetických regulátorů

39

PŘÍLOHA 2 – SEZNAM ZKRATEK

40

PŘÍLOHA 4 – TABULKA POTENCIÁLNÍCH ČINNOSTÍ PROVOZOVATELŮ DISTRIBUČNÍCH SOUSTAV

43

PŘÍLOHA 5 – ILUSTRATIVNÍ PŘÍKLADY POBÍDEK PODLE VÝKONŮ

44

PŘÍLOHA 6 – ILUSTRATIVNÍ PŘÍKLADY ÚPRAV PODLE REAKCÍ NA STRANĚ SPOTŘEBY

47

ÚVOD A SHRNUTÍ Situace Trhy s elektřinou a plynem čekají v současné době náročné časy. Vnitřní energetický trh EU prochází přechodným obdobím, kdy jde o uspokojení potřeb velkých podílů nízkouhlíkové výroby energie a dále o mechanismy k zajištění a zprostředkování flexibilní reakce na momentální spotřebu. Role provozovatele distribuční soustavy (PDS) je tradičně dobře chápána i vymezena. PDS vždy měli a mají na starosti bezpečný a odolný provoz a řízení distribuční soustavy. Odpovídají také za plánování a rozvoj distribuční soustavy. K základním povinnostem PDS také patřila správa dat (ve většině členských států) souvisejících s využíváním distribuční soustavy a s řízením ztrát, které v ní vznikají. Role PDS byla proto celkem pasivní a jeho interakce se omezovaly na dodavatele coby uživatele distribuční soustavy, dále na provozovatele přenosové/přepravní soustavy z hlediska funkce rozhraní k přenosové/přepravní soustavě a v některých případech na spotřebitele v souvislosti s problematikou bezpečnosti nebo s případy přerušení dodávky energie. Provozovatelé distribuční soustavy hrají významnou roli při zajišťování správného fungování vnitřního energetického trhu EU. PDS odpovídají za bezpečný provoz soustavy a zároveň napomáhají fungování trhu. V následujících letech se pro PDS otevřou nové možnosti pro činnost ve prospěch spotřebitelů energie a vůbec ve prospěch celé energetiky. Liberalizace maloobchodního trhu, mechanismus pro reakci na straně spotřeby, nové technologie a decentrální výroba elektrické energie, a stejně tak decentrální vtláčení plynu do soustavy, to vše svědčí o tom, že se role a kultura PDS za posledních deset let změnila a bude se i nadále měnit. Základní funkční model je sice všude víceméně stejný (tj. model pasivního správce sítě), existují však značné rozdíly mezi PDS v různých státech Evropy. Zejména se může velmi lišit profil jejich činností, a to především z hlediska způsobů měření a z hlediska odpovědnosti za správu dat. Kromě rozdílných profilů činností existují dosud významné rozdíly, i pokud jde o míru oddělení PDS (unbundling) v různých zemích Evropy. Dále jsou patrné rozdíly z hlediska struktury a konkrétních měřítek. Jde například o: ● velikost (počet zákazníků); ● napěťové úrovně (u provozovatelů elektrických distribučních soustav) a tlakové úrovně (u provozovatelů plynových distribučních soustav); ● přímé nebo nepřímé připojení k přenosové/přepravní soustavě (nebo fungování mimo soustavu na malých ostrovech a ve vzdálených údolích); ● míra rozšíření obnovitelných zdrojů energie (OZE) a decentrální výroby elektrické energie. Proto – a také v důsledku uvedených rozdílů – neexistuje žádný univerzální model pro regulaci PDS. Při hodnocení činností, které by PDS mohli v budoucnu vykonávat, se proto musí brát v úvahu národní specifika jednotlivých zemí. Vytvořené regulační nástroje se tedy mohou lišit podle situace v té které zemi. Při stávajících rozdílech v profilech činností a v míře oddělení a při rozdílnosti strukturálních a technických otázek není k dispozici žádné jednotné regulační řešení, které by se dalo aplikovat na všechny jednotlivé případy v jednotlivých zemích. V tomto konzultačním dokumentu CEER jde o posouzení regulačních nástrojů, které se různí podle současných rozdílů z hlediska profilů činnosti jednotlivých PDS, z hlediska jejich oddělení (unbundling) a z hlediska strukturálních a technických otázek – nejde tedy o prosazení jednotného regulačního řešení pro všechny PDS v Evropě.

V tomto materiálu CEER se předpokládá, že všichni PDS splňují veškeré požadavky na oddělení podle směrnic 3. energetického balíčku. Vycházíme také z příslibů, které učinily regulační orgány ve vztahu k regulaci PDS v doporučení Agentury pro spolupráci energetických regulačních úřadů (ACER) č. 05/2014 – Most k roku 2025. Kromě toho vycházíme i z návrhů a informací uvedených v předešlých zprávách a doporučeních CEER/ERGEG.

Závěry z doporučení „Most k roku 2025“ o problematice PDS V září 2014 vydala agentura ACER dokument nazvaný „The Bridge to 2025“1 (Most k roku 2015), kde se popisují úvahy této agentury o rozvoji energetiky a o roli regulace v průběhu příštích deseti let. [Na vypracování tohoto dokumentu se významným způsobem podílela CEER.] „Most k roku 2025“ uvádí celou řadu zobecňujících závěrů s významem pro distribuční soustavy. Týkají se reakce a flexibility na straně spotřeby2, úlohy PDS a rozvoje konkurenceschopných maloobchodních trhů v rámci celé Evropy. Regulační orgány se zavázaly, že ve vztahu k PDS (elektrické energie a plynu) učiní následující opatření: -

-

-

vypracovat rámec pro sestavení seznamu základních činností PDS. Tento rámec usnadní rozvoj potenciálně konkurenčních služeb v oblastech úzce navazujících na jejich základní role; vypracovat flexibilní „nástrojový přístup“ k regulaci PDS, který se bude uplatňovat s přihlédnutím k podmínkám existujícím v té které zemi, včetně souboru konzistentních variantních možností pro zajištění náležité míry obchodního oddělení základních funkcí PDS od činností, které by se mohly vykonávat v potenciálně konkurenčních podmínkách; vypracovat pokyny pro správnou praxi (Guidelines of Good Practice) pro strukturu tarifů pro distribuční síť s cílem posílit efektivní rozvoj a provozování těchto sítí ku prospěchu spotřebitelů; vypracovat pokyny pro správnou praxi pro pobídkový plán (včetně výkonově zaměřených pobídek) s cílem posílit u PDS efektivní inovační aktivitu například se zaměřením na inteligentní sítě; vypracovat pokyny pro správnou praxi regulačních přístupů k pilotnímu zavádění nových technologií a nových technik a na podporu efektivního výzkumu a vývoje; vypracovat doporučení k jednoznačnému stanovení jednotlivých rolí a odpovědnosti provozovatelů přenosových/přepravních soustav a provozovatelů distribučních soustav (PDS) s cílem posílit spolupráci a výměnu technických dat mezi PDS a provozovateli přenosových/přepravních soustav, jakož i mezi jednotlivými PDS; prozkoumat možné způsoby jak zajistit náležitou ochranu drobných spotřebitelů a posílit jejich postavení a jak zabránit zavedeným účastníkům trhu (zejména provozovatelům distribučních soustav) v nežádoucím jednání, které by mohlo vést k ochromení nebo deformaci potenciálně konkurenčního trhu služeb flexibility, včetně služeb na straně spotřeby.

Energy Regulation: A Bridge to 2025 Conclusions Paper (Regulace v energetice: most k roku 2025, závěrečný dokument), 19. září 2014 2 Ensuring Market and Regulatory Arrangements help deliver demand-side flexibility C (Zajišťování tržních a regulačních mechanismů k dosažení flexibility na straně spotřeby), Čj.: C14-SDE-40-03, 26. června 2014 1

Obsah tohoto konzultačního dokumentu a další postup CEER uvítá názory a připomínky k představám prezentovaným v tomto dokumentu, a to především k těm, které se vztahují k dalšímu postupu v oblastech stanovených v konzultačních otázkách. Tento dokument se zabývá následující problematikou: V kapitole 1 se zkoumají současné a budoucí činnosti provozovatelů distribučních soustav (PDS), jejich základní role, vytváření podmínek pro nové trhy a služby a dále oblasti, kde je třeba zajistit další regulační kontrolu. V kapitole 2 se pojednává o rostoucím podílu lokální výroby a reakce na straně spotřeby v soustavách provozovaných jednotlivými PDS, což se projevuje v ovlivnění vztahů mezi provozovateli přenosových/přepravních soustav a PDS. Kapitola 3 se zaměřuje na regulační pobídky, které mají přispět k realizaci potřebných změn, a uvádí některé příklady takových pobídek, které už regulační orgány uplatňují. Všude v tomto konzultačním materiálu se předkládá řada otázek k posouzení. Pro přehlednost jsme na konec tohoto dokumentu zařadili seznam těchto otázek. Konzultační období potrvá přes osm týdnů a po jeho skončení CEER získané odpovědi pečlivě posoudí a vypracuje jejich vyhodnocení. Plánujeme také uspořádání semináře (workshopu) se zainteresovanými subjekty, kde bychom projednali hlavní otázky z každé ze tří oblastí, kterých se konzultace týká. Jsou to: činnosti PDS; vztah mezi PDS a provozovateli přenosových/přepravních soustav; a pobídky a tarify. Následně pak vydáme závěrečnou zprávu a pokročíme s činnostmi podle programu CEER na rok 2015. Půjde především o rozvrh regulačních iniciativ týkajících se PDS a souvisejících s realizací závěrů naší zprávy. Těšíme se na odpovědi od všech zainteresovaných. Laskavě použijte speciální online dotazník na webových stránkách CEER.

1. Role PDS a potřeba regulačního dohledu Cílem této kapitoly je vysvětlit názor CEER na úlohu PDS a na činnosti, kterým se PDS mohou věnovat. Kapitola má tuto strukturu: (i) (ii) (iii)

principy, jimiž by se PDS měl řídit; rámec, který má pomoci podle těchto principů stanovit, zda PDS má či nemá provádět určité činnosti; popis hlavních činností podle tohoto rámce.

1.1 Principy pro PDS Princip 1: PDS musí podnikat tak, aby plnil přiměřená očekávání uživatelů sítě a dalších zainteresovaných subjektů Role PDS zahrnuje interakce s provozovatelem přenosové/přepravní soustavy, s dodavateli a ve stále větší míře také s připojenou decentrální výrobou energie, dále s jinými PDS, s poskytovateli energetických služeb, s dobíjecími stanicemi pro elektromobily apod. Každý z těchto subjektů je pro PDS významným zainteresovaným partnerem a PDS bude mít vůči každému z nich různou odpovědnost a různé povinnosti. PDS také musí ze své strany zajistit náležitou odezvu na potřeby nových zainteresovaných subjektů a musí se starat o odstraňování zbytečných bariér. CEER podporuje „model soustředěný na spotřebitele“3. V tomto modelu by PDS měl vždy jednat ve prospěch spotřebitele a měl by se vyvarovat všeho, co by mohlo pro spotřebitele být komplikací nebo by spotřebitele mohlo mást4. Stejné principy by měly platit i ve vztahu k dalším zainteresovaným subjektům v rámci dodavatelského řetězce. Týž model by také měl zajistit, aby PDS jednali v nejlepším zájmu spotřebitele. Princip 2: PDS musí při plnění svých základních funkcí jednat jako neutrální subjekt zajišťující fungování trhu PDS jako přirozené monopoly jsou v každém členském státě EU regulovány a monitorovány ekonomickými regulátory. Aby nedocházelo k deformacím trhu případným zneužitím monopolního postavení, musí PDS jednat jako neutrální činitelé zajišťující fungování konkurenčního trhu nebo nových komerčních činností jak regulovaných subjektů, tak subjektů v tržních podmínkách, a to především tam, kde se PDS podílí na měření a na správě dat. Je-li PDS součástí vertikálně integrované společnosti nebo (oddělené - unbundled) síťové skupiny, v nichž se provozuje neregulovaná nebo tržně orientovaná činnost, nesmí takový PDS upřednostňovat žádnou činnost dané skupiny nebo její části. Tento princip znamená, že: a. PDS musí jednat nediskriminačním způsobem; b. PDS nesmí uplatňovat křížové dotace; c. Na posílení značky zaměřená i komunikační politika PDS by měla být jednoznačně odlišná od ostatních subjektů v rámci vertikálně integrovaného podniku nebo skupiny, aby nedocházelo k matení spotřebitelů.

3 GGP on Retail Market Design, with a focus on supplier switching and billing (Pokyny pro správnou praxi při vytváření

maloobchodního trhu se zaměřením na změnu dodavatele a na fakturaci), Čj.: C11-RMF-39-03, 24. ledna 2012 4 Rada CEER se také podílela na zpracování problematiky kvality služeb, které odběratelům poskytují PDS, a v říjnu 2014

vydala materiál „CEER Advice on the Quality of Electricity and Gas Distribution Services, focusing on Connection, Disconnection and Maintenance“ (Sdělení CEER ke kvalitě služeb v oblasti distribuce elektřiny a plynu se zaměřením na připojování, odpojování a údržbu), Čj.: C14-RMF-62-04, 21. října 2014

Je důležité, aby všude, kde činnost PDS má přímý nebo nepřímý vliv na trh a na účastníky trhu, byly vytvořeny jednotné podmínky (‚rovná hrací plocha‘). Podle této zásady by PDS měli jednat i tam, kde existují faktory, které nejsou pod jejich přímou kontrolou nebo vlivem. Princip 3: PDS musí jednat ve veřejném zájmu a přihlížet k nákladům i přínosům Dodávka energie je nezbytnou službou, na které většina lidí závisí. Důležité je, aby sítě fungovaly ve veřejném zájmu. Legislativa nebo regulace může provozovatelům distribučních soustav uložit povinnost plnit úkoly, které nejsou z obchodního hlediska pouze v zájmu jich samých. V případě uložení nového úkolu v rámci povinnosti veřejné služby provozovatelům distribučních soustav je třeba, aby tento úkol byl podroben zevrubné analýze nákladů a přínosů a aby tato analýza vyústila ve zjištění, že přínosy pro spotřebitele energie převáží nad náklady. Analýzou nákladů a přínosů se obvykle zabývají legislativní orgány. Každopádně je důležité, aby PDS, je-li schopen prokázat, že efektivně splnil svoje povinnosti v rámci veřejné služby, obdržel od regulačního orgánu náležitou odměnu a aby nebyl vystaven zbytečnému riziku.

Otázky pro konzultaci: 1. Souhlasíte s těmito třemi základními principy? 2. Jaké výzvy by pro PDS a pro nynější přístupy mohly vyplynout z nových forem zainteresovaných subjektů, jako jsou například obecní nebo městské energetické projekty a poskytovatelé energetických služeb (ESCO)? Výše uvedené popisy představují základní řídicí principy, kterými by se PDS měli řídit ve svém podnikání, a to jak ve svých tradičních základních činnostech, tak ve všech případných nových rolích. CEER sice uznává, že PDS mají v různých částech Evropské unie různou strukturu, a že tudíž neexistuje žádný jednotný model PDS a dále že někteří PDS budou mít v energetice výraznější roli než jiní, přesto však platí, že by se tyto tři principy měly uplatňovat bez ohledu na přesnou „specifikaci“ každého PDS. V tomto dokumentu tyto tři principy posloužily jako základ pro vytvoření celkového rámce pro hodnocení rolí PDS a pro vypracování vhodných regulačních mechanismů.

1.2 Rámec Cílem tohoto oddílu je vytvořit koncepční nástroj, s jehož pomocí budou tvůrci koncepcí a regulátoři moci určovat, jaké úkoly mají provozovatelé distribučních soustav v budoucnosti plnit (to se týká jak elektroenergetiky, tak plynárenství). Možná bude nutné změnit nynější evropskou legislativu, národní legislativu jednotlivých členských států EU, nebo dokonce regulační pravidla. Změna by měla reagovat na vznikající nové role PDS a umožňovat rozvoj nových trhů. Kde existují potenciální předpoklady pro rozvoj hospodářské soutěže v nově vznikajících oblastech činnosti, tam by standardním postupem měl být pro PDS zákaz vykonávat takovou činnost, a jestliže PDS takovou činnost vykonává, měly by se pro její výkon stanovit podmínky. Předpokládá se totiž, že z hlediska nákladů je hospodářská soutěž nejvhodnějším prostředkem k zajištění co nejefektivnějšího plnění zákaznických požadavků. PDS by mohli mít možnost vykonávat i takové činnosti, u nichž jsou předpoklady pro rozvoj hospodářské soutěže, avšak jen za určitých podmínek nebo při uplatnění regulace, a to pouze tehdy, bude-li tato možnost jednoznačně a konkrétně zdůvodněna. Jako podmínku lze například určit mezní hodnoty pro účast PDS na dané činnosti, nebo stanovit požadavky na transparentnost postupů, případně časové omezení pro působení v dané činnosti, nebo omezení účasti PDS pouze na případy, kdy je potenciální konkurence na novém trhu relativně nerozvinutá a omezené působení PDS by mohlo pomoci nastartovat rozvoj daného trhu.

Šedé zóny

Tím se dostáváme k následující kategorizaci činností PDS: I. Základní činnosti II. Činnosti povolené za určitých podmínek (bez potenciální konkurence) III. Činnosti povolené za určitých podmínek (s potenciální konkurencí, avšak s tím, že pro účast PDS existují zvláštní důvody) IV. Nepovolené činnosti (s potenciální konkurencí a bez zvláštních důvodů pro účast PDS) V. Zakázané činnosti (činnost prováděná tam, kde existuje konkurence) Tato kategorizace umožňuje národním regulačním orgánům určit, zda se má nebo nemá ta či ona činnost povolit, a když je povolena, zda má jít o regulovanou nebo neregulovanou činnost. Kde není jasné, zda potenciální činnost PDS spadá do kategorie I. nebo V., tam náš rámec umožňuje národnímu regulačnímu orgánu zařadit takovou činnost do ‚šedých zón‘, tj. do kategorie II., III., nebo IV., a určit tak, zda daná činnost je činností PDS. Již jsme si řekli, že v současném profilu činností PDS a v jejich struktuře z hlediska oddělení (unbundling) existují v jednotlivých členských zemích EU rozdíly. Proto také uplatnění tohoto rámce na každou potenciální činnost PDS může v každém členském státě přinést jiné výsledky při uplatňování navrhovaného logického rámce.

Ne (monopol)

I Základní činnost

Činnost PDS Jde o novou činnost? Ne (existuje konkurence) Ano Existují předpoklady, že daná činnost bude otevřená pro konkurenci? Ne Ano Existují zvláštní důvody, aby PDS prováděli tuto činnost? Ano Ne II III IV V Povoleno s podmínkami Nepovoleno

Obrázek 1 – Logický rámec pro činnost PDS

Otázka pro konzultaci: 3. Souhlasíte s navrhovaným logickým rámcem? Existují další důležité otázky, které by se do tohoto rámce měly zahrnout? 1.3 Činnosti PDS V tomto oddílu CEER uvádí svoje prvotní úvahy o seznamu činností, jejichž vykonávání by se mělo nebo nemělo povolit provozovatelům distribučních soustav v budoucím kontextu jejich působení. Tento seznam činností by se měl posuzovat ve spojitosti se zásadami uvedenými v oddílu 1.1. V příloze 4 CEER uvádí tabulku možných činností PDS, ke kterým by CEER chtěla znát názory zainteresovaných subjektů. V odkazech na přílohu 4 laskavě pamatujte na kódy, které jsou přiřazeny k činnostem, o nichž se zde dále pojednává. 1.3.1 Stávající a vznikající základní činnosti Činnosti týkající se (efektivní) energetické síťové architektury (A1) – jde o „základní činnosti“ PDS v oblasti elektroenergetiky i v oblasti plynárenství. Zahrnují plánování, rozvoj, provoz a údržbu distribuční sítě včetně zajišťování dostatečné kapacity.

K základním činnostem patří také připojování uživatelů k síti (a jejich odpojování na jejich žádost nebo z bezpečnostních důvodů). V oblasti elektroenergetiky jde o připojení všech uživatelů sítě (výrobců elektřiny, „prosumerů“ (kteří jsou výrobci i spotřebiteli současně) a spotřebitelů). Naproti tomu v plynárenství je připojování zdrojů energie, tj. decentrální vtláčení plynu, mezi činnostmi PDS novinkou, protože plynovodní distribuční síť dosud standardně vedla tok plynu jen jednosměrně, shora dolů směrem ke spotřebiteli. V některých zemích se však některé tradiční základní činnosti mohou otvírat pro konkurenci5. Systémová bezpečnost (A2) – (např. „tradiční“ odlehčování sítě) je taktéž síťovou činností. Za odlehčování sítě se u PDS působících v oblasti elektroenergetiky považuje i „odlehčení od decentrální výroby“. Nutnost odlehčit síť od decentrální výroby může nastat tehdy, je-li třeba řešit extrémní situace s velmi nízkým zatížením při nadměrném výkupu elektřiny od výrobců. Tato situace může při selhání obvyklých tržních mechanismů způsobit nové technické problémy v síti (zvláště z hlediska systémů ochrany sítě). V případě PDS působících v plynárenství bude při rostoucím počtu připojovaných zdrojů vtláčeného plynu nutné v zájmu bezpečného využívání plynu zavést na vstupu kontrolu kvality plynu (A3) (podle specifikací plynárenské interoperability – vzájemné provozuschopnosti). Vývoj distribučních soustav směrem k inteligentním sítím si v porovnání s minulostí vyžádá rozsáhlejší správu technických dat (A4), včetně komunikace mezi provozovatelem přenosové/přepravní soustavy a PDS i výměnu informací mezi jednotlivými PDS navzájem (viz kapitolu 2). PDS odpovídají za správu veškerých dat souvisejících s provozem a bezpečností distribuční soustavy (s výjimkou dat z inteligentních měřičů v některých členských státech EU). Řízení ztrát v síti (A5) také patří k základním činnostem PDS, i když jednotlivé státy v současné době volí k této problematice různý přístup. K řízení ztrát patří i pobídky pro PDS ke zvyšování síťové efektivnosti prostřednictvím snižování skutečných ztrát. Může k nim patřit i každý požadavek, aby PDS nakoupil nebo prodal energii potřebnou k pokrytí síťových ztrát. Ztráty v elektrické síti lze snížit například rozšířením decentrálních energetických zdrojů. Kromě toho by PDS při širším využití inteligentních měřičů mohli pro řešení ztrát v síti získat přesnější údaje. Jde o oblast, která by si od evropských regulátorů mohla v budoucnu vyžádat větší pozornost.

5 Některé evropské země pustily konkurenci na trh zřizování přípojek ke stávající plynárenské a elektrické síti.

1.3.2 Činnosti, na kterých by se PDS neměli podílet Evropská legislativa obsahuje pravidla pro oddělení vlastnictví a činností (unbundling) PDS6. Tato pravidla mají zajistit vyloučení střetu zájmů PDS při plnění jejich funkcí a zároveň i vyloučení faktorů, které by PDS mohly motivovat, aby při výkonu své činnosti na konkurenčním energetickém trhu upřednostňovali některé subjekty před jinými. Oddělení je hlavním pilířem evropské energetické politiky s přísnými pravidly pro okruhy činností, které PDS mohou provozovat. Míra oddělení je sice v praxi v různých zemích různá (viz oddíl 1.4), avšak pravidla evropské legislativy nedovolují PDS podnikat v oblasti výroby energie (B1) a dodávek energie (B2), ani vlastnit majetkové podíly v podnicích působících v těchto oblastech. Vlastnické oddělení zajišťuje neutralitu7 PDS, která je tak zásadním rysem výkonu činností PDS. Jak se uvádí v principu 2, neutralita musí zůstat zásadním rysem PDS při plnění jejich funkcí. Platí i další pravidla, podle nichž se řídí postup v situacích, kdy nebylo provedeno majetkové oddělení a PDS je součástí vertikálně integrovaného podniku. Členské státy musí v těchto případech zajistit řádné oddělení podnikatelských aktivit těchto PDS a sledování činnosti PDS ze strany regulačních úřadů nebo jiných kompetentních orgánů, s cílem zabránit jim ve využití postavení ve vertikálně integrované struktuře k deformování hospodářské soutěže. V rámci požadavku na podnikatelské oddělení (včetně oddělení v oblasti podnikového řízení a informací) podle pravidel pro oddělení se vertikálně integrovaný PDS musí vyvarovat matení spotřebitelů používáním podobných značek [brand, logo] nebo identity, jaké používá dodavatelská větev téže společnosti (viz princip 2). PDS však také mohou být vyzváni, aby zajišťovali podmínky k působení na trhu pro subjekty podnikající v oblasti výroby energie a dodávek energie. Mohou totiž nastat výjimečné okolnosti, kdy takovou činnost mohou – alespoň přechodně – vykonávat (nebo umožňovat) i PDS, například ● v případě poruchy elektrického vedení v přenosové nebo distribuční síti se může stát, že PDS bude muset hrát aktivní roli při smluvním obstarávání přechodné lokální výroby elektřiny k zajištění plynulosti dodávek (B3) i za podmínek mimo síť; ● v případě nouzových situací v plynárenství lze dát PDS svolení k činnosti za měřičem (B4) – například ke kontrole plynových spotřebičů před opětným připojením. Tyto výjimečné případy nelze zaměňovat s jinými, svou povahou strukturálními činnostmi, které by měly být zakázány. Příkladem strukturální činnosti, která by se PDS měla zakázat, může být činnost dodavatele poslední instance (B5). Jde o dodávky pro spotřebitele, kteří nemají žádného dodavatele (například proto, že jejich dodavatel je v likvidaci), nebo kteří nejsou s to si nalézt dodavatele ochotného zajišťovat jim dodávky (například proto, že jde o spotřebitele s nízkou úvěruschopností). Jedinou výjimkou zde může být situace, kdy k plnění povinnosti veřejné služby pro zranitelné spotřebitele bude zapotřebí účast PDS na dodávání elektřiny nebo plynu – to však pouze tehdy, když požadovanou dodávku nenabídl žádný dodavatel, nebo ji u žádného dodavatele nelze zajistit.

6 Směrnice Evropského parlamentu a Rady 2009/72/ES ze dne 13. července 2009 o společných pravidlech pro vnitřní trh

s elektřinou a o zrušení směrnice 2003/54/ES, čl. 26 odst. 1; Směrnice Evropského parlamentu a Rady 2009/73/ES ze dne 13. července 2009 o společných pravidlech pro vnitřní trh se zemním plynem a o zrušení směrnice 2003/55/ES, čl. 26 odst. 1 7 Uznává se přitom, že PDS musí při své obchodní činnosti jednat v zájmu svých akcionářů/společníků

1.3.3 Činnosti, na kterých by se PDS mohli podílet za regulovaných podmínek nebo pod regulační kontrolou Následující úvahy vycházejí ze současných evropských právních norem, aktuálních zkušeností v konkrétních činnostech a z našich nejlepších současných očekávání týkajících se příštích činností. Činnosti PDS v souvislosti s liberalizací na maloobchodním trhu V mnoha zemích platí, že má-li distribuční soustava pro svého provozovatele generovat výnosy, musí mít PDS vztah k maloobchodním dodavatelům (C1). Liberalizace maloobchodního trhu znamená, že PDS by běžně neměli mít konkurenční obchodní vztah ke koncovým spotřebitelům kategorie maloodběr (domácnostem a malým a středním podnikům, MSP). Jestliže mají PDS na starosti správu naměřených dat, může se od nich žádat vykonávání určitých činností pro zajištění fungování maloobchodního trhu a hospodářské soutěže. Před tím se však regulační orgán musí ujistit, že jde o řádně odděleného PDS (jak to vyžaduje evropská legislativa), že jsou nastaveny odpovídající kontrolní a regulační mechanismy a že nedochází k deformaci trhu. Dodavatelé mohou vyžadovat, aby pro ně oddělení provozovatelé distribučních soustav zajistili ochranu výnosů, tedy tyto PDS požádat, aby za tímto účelem provedli vůči spotřebitelům určité kroky – například odpojení v případě neplacení a rychlou obnovu připojení po zaplacení. (C2) K činnostem, které mohou PDS provádět na vyžádání dodavatelů, může patřit i zajištění přechodu (switching) spotřebitele k jinému dodavateli (C3). Tato činnost souvisí se zpracováním obchodních dat. PDS musí při provádění těchto činností poskytovat relevantní data nediskriminačním způsobem všem účastníkům trhu. Musí zároveň zajistit ochranu osobních údajů podle příslušné národní legislativy. V mnoha členských státech odpovídají PDS za činnosti související se správou dat (C4). Patří sem správa dat potřebných pro fungování trhu a data se týkají nejen konečných spotřebitelů, ale také decentrální výroby a zásobníků/skladování. Správa dat musí být zajištěna tak, aby data určená účastníkům trhu byla dodávána spolehlivě a včas, aby měla standardizovaný formát a aby byla aktuální. Vzhledem k významu této problematiky a vzhledem k zásadě neutrality PDS je zde této činnosti věnován samostatný oddíl (viz oddíl 1.3.4). Činnosti PDS ve vztahu k míře rozšíření obnovitelných zdrojů a k novým potřebám flexibility K síti PDS se připojuje stále více decentrálních energetických zdrojů. I zde tedy mohou PDS hrát různé potenciální role. PDS budou odpovídat za nabízení přístupu k distribuční soustavě, což musí probíhat transparentně a nediskriminačně. PDS v elektroenergetice budou také zpravidla nadále odpovídat za fyzické připojování decentrálních energetických zdrojů k distribuční síti, i když v některých zemích se konkurenci otvírají i tyto činnosti. Kde za zřizování připojení decentrálních energetických zdrojů odpovídají PDS, tam lze vidět, jak důležitá jsou pravidla oddělení pro zamezení potenciálního střetu zájmů se subjekty působícími ve výrobě. Platí to především v případech, kdy je PDS součástí vertikálně integrované utility. PDS působící v oblasti elektroenergetiky budou muset být schopni přesně monitorovat stav sítě, aby mohli kontrolovat a nakonec řešit omezení z hlediska napětí (nebo i z tepelného hlediska, v souvislosti s proudem). PDS působící v oblasti plynárenství budou muset přesněji monitorovat kvalitu plynu.

Některé výše popsané nové služby reagující na spotřebu by mohli poskytovat tzv. agregátoři, a PDS proto v této souvislosti nesmějí brzdit rozvoj konkurenčních trhů. PDS by nicméně měli být schopni využívat služby flexibility, které jsou k dispozici díky reakci na spotřebu a díky činnosti malých výrobců energie, a s jejich pomocí by měli řešit omezení z hlediska napětí a kapacity sítě a také by měli pomoci zajistit, aby nebylo třeba posilovat síť, nebo aby se posílení sítě mohlo oddálit, je-li právě toto nejefektivnější variantou řešení. Službu flexibility je ovšem třeba volit nediskriminačním způsobem. V některých případech může být nutné vytvořit pobídky, které budou PDS stimulovat, aby si tam, kde to bude efektivní, zvolili flexibilní alternativy před posilováním sítě. V mnoha zemích se budou muset vypracovat tržní mechanismy pro nabízení služeb flexibility a pro tvorbu jejich cen. CEER na této problematice spolupracuje s ACER. „Systémové služby“ (viz kapitolu 2) patří tradičně k povinnostem provozovatele přenosové/přepravní soustavy, to se ale časem také může změnit. Může vzniknout prostor, kde se PDS mohou uplatnit v roli „místního dispečinku“ místních zdrojů (D1). To si může vyžádat účinnější spolupráci s provozovateli přenosových/přepravních soustav a ještě vyšší míru oddělení. V oblasti elektroenergetiky se skladování energie (elektřiny) v zásadě považuje za tržní činnost, a proto by se role PDS při skladování (D2) měla omezovat jen na využívání konkrétních síťově orientovaných služeb. Skladování energie však nemůže sloužit jako náhrada za plně disponibilní distribuční vedení; mohlo by se ale využít k dočasnému řešení omezení v síti. PDS mohou využívat skladovací služby za podmínky, že toto technické řešení bude zdůvodněno jako nejrentabilnější alternativa a že jeho realizace bude zajištěna nediskriminačním způsobem. Role PDS bude znovu hodnocena, až bude fungovat náležitě rozvinutý trh místních služeb vázaných na síť. V oblasti plynárenství předpokládáme jen menší dopady na funkce PDS v síťovém provozu. Navrhujeme proto, aby současná úprava zásobníků a prvotní akumulace zůstala beze změn. Činnosti PDS v zajišťování infrastruktury pro elektromobily a vozidel na plynový pohon (NGV) Pokud jde o zemní plyn, lze říci, že infrastruktura pro plnění NGV je v některých evropských zemích už běžnou záležitostí. Plnicí stanice plynu jsou ze strany PDS vnímány jako „síťoví uživatelé“ a obvykle je provozuje samostatný operátor (provozovatel stanic). Pokud jde o elektřinu, musíme počítat s množstvím různých situací, které se projeví v potenciálně větší složitosti. Elektromobily se mohou dobíjet na veřejných dobíjecích stanicích nebo častěji doma u jejich majitelů. Kromě toho existují různé způsoby dobíjení (pomalé, rychlé, velmi rychlé) – záleží na jmenovitém výkonu dobíjecí infrastruktury. Úroveň zapojení PDS do rozvoje infrastruktury pro elektromobily je zatím v různých členských státech EU různá. CEER je obeznámena s připravovanou směrnicí o zavádění infrastruktury pro alternativní paliva (směrnice AFID) a je jí známo, že tato směrnice bude po schválení v prvním čtení v Evropském parlamentu brzy přijata. Podle této nové směrnice musí PDS s každým, kdo vlastní a provozuje infrastrukturu pro dobíjení elektromobilů, jednat nediskriminujícím způsobem (E1). Směrnice AFID jednoznačně stanoví, že vlastnictví a provozování infrastruktury pro dobíjení elektromobilů (na veřejných místech) je činnost, která je otevřena konkurenci. Znamená to, že provozovatelem dobíjení elektromobilů by měla být jiná společnost než PDS. PDS však hrají významnou roli při budování dobíjecích míst pro elektromobily a při výstavbě plnicí infrastruktury pro NGV (E2). Za prvé, budování nových stanic si může vyžádat rozvoj nebo posílení sítí. A za druhé by PDS měli monitorovat využívání těchto stanic v zájmu lepšího řízení své vlastní sítě. Monitorování dobíjecích míst pro elektromobily za účelem nabízení finančních pobídek by z hlediska inteligentních sítí mohlo v budoucnu pomoci vyhladit špičky a vyhnout se omezením. To neznamená, že by PDS měli přímo provozovat dobíjecí místa – jde jen o to, že PDS a vlastníci/provozovatelé dobíjecích míst by měli rozvíjet snadnou interakci a pozornost by se měla věnovat rozmístění dobíjecích míst v rámci sítě PDS. Činnosti PDS ve vztahu k vlastnictví a řízení měřičů Činnosti jako vlastnění a řízení měřicích zařízení (F1) provádějí ve většině evropských zemí PDS.

Není to však jediný model. Alternativně je také možný tržní přístup (F2), kdy se měřením zabývají samostatní, nezávislí provozovatelé měření. Tržní procesy se různí podle vlastnictví měřiče. Činnosti PDS ve vztahu k energetické účinnosti Jak u elektřiny, tak u plynu lze napomáhat ke zvyšování energetické účinnosti ve všech článcích dodavatelského řetězce elektřiny a plynu – ve výrobě a těžbě, během transportu v přenosové/přepravní síti i v činnostech souvisejících s řízením na straně spotřeby a činnostech reagujících na spotřebu. Na činnostech souvisejících s energetickou účinností by se tedy měli podílet i PDS, ale jejich role by se měla omezovat na činnosti ke zvýšení energetické účinnosti sítě (G1). V liberalizovaném maloobchodním prostředí by PDS neměli mimo svých základních funkcí vykonávat činnosti za měřičem (G2) (například v domácnosti spotřebitelů apod.), protože zde je prostor pro hospodářskou soutěž. Jsou zde zahrnuty nabídky s přidanou hodnotou, například nabídky služeb začleněných do smluv na dodávku elektřiny/plynu. Síť ale může vytěžit hodnotu z opatření na zvýšení energetické účinnosti u spotřebitelů – díky zvýšené energetické účinnosti by mohlo být možné se vyhnout posilování sítí, za což by spotřebitelé mohli obdržet odměnu. Například v členských státech EU, kde regulační orgány pouze určují povolené výnosy a ponechávají na PDS, aby si pro uživatele své sítě sami vytvořili distribuční tarify, mohou PDS se svolením regulačního orgánu nastavit takové distribuční tarify, které budou ovlivňovat chování spotřebitelů, podporovat energetickou účinnost v domácnostech a projeví se i případným přínosem pro síť (viz kapitolu 3, oddíly 3.2 a 3.4). Poskytování moderních přístrojů a služeb s přidanou hodnotou pro dosažení vyšší energetické účinnosti (G3) včetně předváděcích akcí na zajištění informovanosti spotřebitelů by se mělo považovat především za komerční činnost, která souvisí s dodávkami, nikoli s distribucí. I když ale PDS neposkytují služby ke zvýšení energetické účinnosti, měli by být schopni přispět k vyšší informovanosti spotřebitelů a měli by umět spotřebitele zainteresovat, aby se starali o energetickou účinnost své konečné spotřeby. Podle uvedeného rámce by se zdůvodnění další účasti PDS na této činnosti mělo lišit případ od případu. Obecně však platí, že v těchto případech, má-li energetická účinnost spojitost s dodávkami, snahy PDS o zainteresování spotřebitelů by se neměly omezovat. Podmínkou ovšem je, že PDS musí jednat neutrálně a nijak neovlivňovat hospodářskou soutěž na maloobchodním trhu. Ostatní činnosti mimo dodavatelský řetězec elektřiny/plynu Na základní roli PDS navazuje celá řada činností, kterým je třeba v navrhovaném rámci věnovat pozornost. Patří k nim ● nabízení služeb telekomunikačním společnostem (H1): elektroenergetickou infrastrukturu (a v menší míře i plynárenskou infrastrukturu) lze zčásti využít i jako hostitelskou infrastrukturu pro umístění telekomunikačních sítí (zařízení i vedení, tj. kabely z optických vláken). Ve vyspělejších prostředích mohou provozovatelé sítí získat i licenci jako telekomunikační operátoři a přeprodávat služby informačních technologií; ● určité veřejné služby související s elektrickou energií (H2), například veřejné osvětlení, provoz dopravních světel apod.: v některých členských státech určité právnické osoby zajišťují nejen distribuci elektřiny, ale i některé z těchto dalších služeb. Kde je tomu tak, tam by minimálním požadavkem mělo být účetní oddělení. Totéž může platit i pro jiné služby ve spojitosti s energetikou (H3), například dálkové vytápění v případě distributorů plynu; ● sdílení měřicích infrastruktur (H4) za účelem synergií a úspor z rozsahu: to platí hlavně pro telekomunikační služby a různé infrastrukturní subjekty působící v téže geografické oblasti (tzv. „chytrá města“). Ve většině případů lze tyto „multiutilitní“ činnosti dobře regulovat odděleným účetnictvím, ale v některých případech může být zapotřebí přísnější unbundling.

Otázky pro konzultaci: 4. Souhlasíte s navrhovaným hodnocením činností a existují pro PDS další šedé zóny kromě těch, o kterých se zde pojednává? 5. Pokud jde o činnosti spadající do kategorie II a III (viz obrázek 1), za jakých regulatorních podmínek by bylo možné povolit účast PDS?

1.3.5 Přístup k datům a správa dat Role PDS ve správě technických dat (A4) o distribuční soustavě se popisuje jako základní činnost. V některých členských státech EU ale mají PDS přístup i k jiným než technickým datům, která jsou nutná k bezpečnému a spolehlivému provozování distribuční soustavy. Kromě správy technických dat o distribuční soustavě mohou PDS v mnoha zemích hrát důležitou roli také ve správě obchodních dat (I1), kde jde o koordinaci potřeb různých účastníků trhu na měnícím se budoucím energetickém trhu8. Během druhého čtvrtletí 2014 pořádala CEER veřejnou konzultaci na téma „Sdělení ke správě dat pro lepší fungování maloobchodního trhu – návrh“9. CEER v tomto navrhovaném sdělení uznává, že se mechanismy správy dat mohou v jednotlivých členských státech EU značně lišit. Nalezla však řadu opakujících se zásad, které jsou důležité pro maximalizaci příležitostí plynoucích z dostupnosti dat získaných měřením u zákazníků a zároveň pro minimalizaci souvisejících rizik (Utajení a bezpečnost, Transparentnost, Přesnost, Dostupnost, Nediskriminace). V rámci veřejné konzultace zorganizovala CEER dne 22. září 2014 veřejné projednávání těchto otázek. Předpokládá se, že připravované sdělení bude v konečné podobě vydáno počátkem roku 2015. Mechanismy správy obchodních dat se skutečně mohou v jednotlivých členských státech EU lišit. V některých státech mohou mít PDS přístup k významným typům a objemům obchodních dat, přičemž některá z těchto dat mohou být pro PDS důležitá k realizaci jejich činností (buď základních, nebo těch, které řadíme do šedých zón), zatímco jiná mohou být důležitá hlavně pro dodavatelské společnosti nebo jiné subjekty působící v těch částech energetického trhu, kde panuje konkurence. To se týká nejen komunikace mezi PDS a uživateli sítě, ale také výměny dat v rámci všech fází energetického hodnotového řetězce. Změny charakteru výroby a spotřeby a větší potřeba flexibility může vyžadovat větší koordinaci informací k posílení bezpečnosti dodávek. Přístup k datům Je důležité rozlišovat mezi technickými daty a obchodními daty. Technická data, například agregovaná spotřeba a profily výkupu/vtláčení, toky energie v síti a profily napětí a údaje o výpadcích, se budou nadále považovat za informace, které provozovatelé soustav nezbytně potřebují k řízení sítě. Obchodní data, například jednotlivé odběrové diagramy, se musí zpracovávat odděleně od technických dat. Zvlášť je třeba dbát o zájmy spotřebitelů, kteří musí mít volnost k rozhodování, zda budou či nebudou souhlasit se způsobem využití jejich osobních údajů.10 Pro ochranu spotřebitelů musí být přijata odpovídající opatření na ochranu a utajení údajů.11 Shromažďování dat k zajištění bezpečnosti soustavy a potenciálně také pro plánování, provoz a údržbu sítě bude anonymizováno v zájmu plnění požadavku na ochranu soukromí (A2). Různé subjekty budou potřebovat data obojího typu k různým účelům, a proto musí tato data být ve společném formátu. Mohou nastat případy, kdy PDS mohou přístup k datům poskytnout důvěryhodným subjektům, jimž zákazník dal svolení k přímému shromažďování dat. To je však možné jen při uplatnění přísné kontroly.

8 Pro účely tohoto dokumentu zde používáme termín „správa obchodních dat“, který umožňuje rozšířit definici termínu

„správa zákaznických dat“ nejen o konečné spotřebitele, ale také o decentrální výrobce a skladovací zařízení a zásobníky. 9 CEER draft advice on data management for better retail market functioning (Sdělení CEER ke správě dat pro lepší

fungování maloobchodního trhu – návrh) Čj.: C13-RMF-57-04

Pokud jde o odpovědnost za správu obchodních dat, existují tři modely správy dat, které v roce 2013 vypracovala expertní skupina 3 Evropské komise (Smart Grid Task Force)12. Jsou to: ● PDS jako subjekt (tzv. facilitátor) zajišťující fungování trhu: v případě, kdy je facilitátorem PDS, se uplatní především model s datovým uzlovým bodem; datový uzel je standardizovaný centralizovaný nebo decentralizovaný bod, kde účastníci trhu shromažďují veškerá provozní data i všechna data potřebná pro fungování trhu (data o zákaznících, jejich technických možnostech a jejich spotřebě či výrobě). PDS poskytuje tato data trhu prostřednictvím datových uzlů a jedná přitom nediskriminačním způsobem jako regulovaný neutrální facilitátor trhu. ● Třetí osoba jako facilitátor trhu – nezávislý centrální datový uzel: v tomto případě jde o nezávislou centrální komunikační platformu založenou na využití jednoho nebo více datových uzlů, které budou ve styku s různými subjekty zapojenými do inteligentní sítě a zabývajícími se (potenciálně) archivací a zpracováním dat. To umožní rovnoprávný přístup všem účastníkům trhu k obchodním datům. Fungování trhu bude tedy zajištěno neutrálním způsobem, protože třetí osoba je už z definice nezávislou osobou. ● Správce přístupového bodu k datům: v tomto případě se počítá s vytvořením obchodní funkce, kterou budou plnit pověřené společnosti – ty budou fungovat jako „vrátný“ u brány k datům a budou povolovat přístup k datům všem oprávněným účastníkům trhu nebo spotřebitelům/prosumerům. Správce přístupového bodu k datům by měl za úkol posílit (ne však nutně změnit) existující tržní struktury, role a odpovědnosti. Ať si členské státy zvolí ke správě dat kterýkoli model nebo variantu modelu, nejdůležitější podle CEER bude zásada, že PDS nesmí provádět žádnou činnost, které by měla negativní dopad na trh, kde panuje hospodářská soutěž. Každý model má své vlastní přidružené přínosy a náklady. Bez ohledu na zvolený přístup ke shromažďování dat platí, že o přísun dat se musí starat neutrální subjekt, který zabezpečí hospodářskou soutěž tím, že spotřebitelům zajistí snadnou změnu dodavatele a že poskytovatelům energetických služeb a dodavatelům zajistí přístup k datům bez překážek. Jestliže PDS slouží jako datový uzel, musí být nezávislý na zájmech vlastního vertikálně integrovaného podniku. Toho lze nejlépe dosáhnout úplným vlastnickým oddělením daného PDS. U jiných modelů oddělení lze dostatečnou nezávislost a důvěru trhu zajistit také přísným dohledem nad činností PDS. Musí platit jasná pravidla, která přesně určí odpovědnost za správu dat (I1) – za jejich shromažďování, zpracování, uložení a odesílání. Je nezbytné, aby byla přijata náležitá opatření pro utajení dat a pro jejich bezpečnost a ochranu. V konzultačním dokumentu CEER z března 2014 se podrobně pojednává o správě dat13 a jejich významu pro lepší fungování trhu.

Otázka pro konzultaci: 6. Souhlasíte s hodnocením přístupu PDS k datům a k jejich správě?

10 GGP on Regulatory Aspects of Smart Metering for Electricity and Gas (Pokyny pro správnou praxi k regulačním aspektům

inteligentního měření odběru elektřiny a plynu), Čj.: E10-RMF-29-05 11 Viz Doporučení Evropské komise ze dne 10. října 2014 o šabloně pro posouzení dopadů inteligentních sítí a inteligentních

měřicích systémů na ochranu údajů (Úřední věstník Evropské unie, 18. října 2014) 12 http://ec.europa.eu/energy/gas_electricity/smartgrids/doc/xpert_group3_first_year_report.pdf

1.4 Oddělení provozovatelů distribučních soustav Změny v energetice a rozvoj nových trhů a služeb naznačují, že k dosavadním pravidlům pro oddělení bude pravděpodobně zapotřebí zajistit pro PDS náležitou regulaci stanovením dalších regulačních nebo právních norem. Mezi jednotlivými PDS lze sledovat rozdíly v úrovni oddělení. Obecně lze unbundling shrnout do těchto hlavních typů: účetní, funkční, právní a vlastnické14. ● Úplné vlastnické oddělení – tam, kde PDS je samostatná společnost bez vlastnických vazeb na výrobu nebo dodávky energií; ● Právní oddělení – tam, kde PDS je právně samostatný subjekt, který má vlastní nezávisle rozhodující statutární orgán, přičemž ale patří do struktury vertikálně integrovaného podniku; ● Oddělení funkční nebo z hlediska řízení – tam, kde provozní, řídicí a účetní činnosti PDS jsou odděleny od ostatních činností vertikálně integrovaného podniku; ● Účetní oddělení – tam, kde podnikatelská jednotka PDS musí v zájmu prevence křížového subvencování vést ke svým činnostem samostatné účetnictví odděleně od ostatních částí vertikálně integrovaného podniku. Za nejdokonalejší model zajištění nezávislosti PDS se sice považuje úplné vlastnické oddělení, avšak i ostatní modely mohou pro PDS zajistit transparentní a nezávislé rozhodování a rovný přístup ke všem zainteresovaným subjektům PDS, jsou-li v platnosti dostatečná vymezovací a monitorovací opatření a regulační dohled. Stupeň oddělení (nejefektivnějším stupněm oddělení je vlastnické oddělení) od vertikálně integrovaného podniku má vliv na rozhodování, zda se danému PDS má za určitých podmínek podle výše uvedeného rámce povolit vykonávání činností zařazených v onom rámci do tzv. šedých zón. Čím víc se PDS angažují v zajišťování flexibility a reakce na straně spotřeby, tím přísnější musí být oddělení, což platí zvláště tam, kde se PDS podílí i na správě dat. Další oddělení od ostatních účastníků trhu Může se stát, že PDS budou muset hrát výraznější roli v provozování soustavy. O této problematice se pojednává v následující kapitole. Čím větší má PDS odpovědnost, tím větší je potenciální nutnost dalšího oddělení jeho činností spojených s provozováním soustavy od ostatních činností prováděných v konkurenčním prostředí jinými společnostmi ve stejném vertikálně integrovaném podniku (například dodávky a výroba). Obecněji řečeno, jestliže PDS převezme nové role, je třeba přijmout dostatečná regulační opatření s cílem zabránit PDS v případném využití přístupu k datům pro získání komerční výhody nebo pro deformování trhu.

13 Data management for Better Retail Market Functioning (Správa dat pro lepší fungování maloobchodního trhu), Čj.: C13-

RMF-57-04 [Poznámka pod čarou č. 14 chybí]

Prahová hodnota de minimis Pro PDS při uplatňování současných pravidel pro oddělení platí prahová hodnota de minimis 100 000 připojených spotřebitelů15. Počet PDS, kteří mají méně než 100 000 připojených spotřebitelů, je v různých částech Evropy různý. V roce 2013 vydala CEER počáteční přehled o stavu reálného plnění požadavků na oddělení, které byly pro PDS vytyčeny podle 3. energetického balíčku16. V této souvislosti se lze domnívat, že by se mělo navázat na výsledky tohoto přehledu a zjistit, kolik konečných spotřebitelů je připojeno k těmto sítím. Z výhod daných 3. balíčkem by měli bez diskriminace mít prospěch všichni spotřebitelé v Evropě bez ohledu na to, zda jsou připojeni k odděleným nebo neodděleným PDS. Jestliže PDS vykonává činnosti zařazené v našem kategorizačním rámci do „šedých zón“, měl by splňovat přísné požadavky na oddělení, ať spadá či nespadá pod pravidlo de minimis. Navíc se role některých PDS vyvíjejí tak, že se tito PDS stávají aktivními správci sítě, takže by případně stálo za to přehodnotit uplatňování (nynějšího) pravidla de minimis a zvážit, zda je stále vhodné. Výsledkem takového přehodnocení by bylo buď upravení, nebo snížení této prahové hodnoty. PDS se v jednotlivých členských státech EU různí co do struktury, velikosti a prováděných činností, a proto by se mohlo uvažovat o flexibilnějším přístupu k uplatňování pravidla de minimis. Možná už nevystačíme jen s jednou prahovou hodnotou (100 000) pro všechny členské státy EU. V přehledu CEER o stavu oddělení se totiž uvádí, že v mnoha zemích je podíl PDS obsluhujících víc než 100 000 připojených zákazníků malý, takže se požadavek na oddělení vztahuje jen na nemnohé tamní PDS. Pro uplatnění pravidla de minimis je důležitější vypracovat novou, pružnější koncepci, založenou na tom, kolik zákazníků je v té které zemi připojeno k PDS, na něhož se vztahuje pravidlo de minimis. V některých zemích může například být mnoho menších PDS s méně než 100 000 zákazníky, avšak kvůli počtu takových PDS bude velký procentuální podíl jimi obsluhovaných zákazníků. Naopak v jiných členských státech EU může být podíl zákazníků obsluhovaných PDS pod prahovou hodnotou pravidla de minimis nulový nebo velmi malý. Úprava pravidla de minimis podle konkrétních strukturálních podmínek v jednotlivých členských státech EU by mohla pomoci zajistit, aby se pravidlo de minimis používalo jen ve skutečně marginálních situacích.

Otázky pro konzultaci: 7. Souhlasíte s názorem, že rizika spojená s účastí PDS v některých „šedých zónách“ (především v zajišťování flexibility a reakce na straně spotřeby) jsou tím menší, čím víc jsou provozní činnosti PDS odděleny od ostatních činností prováděných v konkurenčním prostředí jinými společnostmi ve stejné vertikálně integrované skupině? 8. Souhlasíte s prvotními úvahami o prahové hodnotě de minimis?

15 „Členské státy se mohou rozhodnout neuplatňovat odstavce 1, 2 a 3 [článku 26] na integrované elektroenergetické podniky

sloužící méně než 100 000 připojeným zákazníkům nebo obsluhující malé izolované soustavy“. Směrnice Evropského parlamentu a Rady 2009/72/ES ze dne 13. července 2009 o společných pravidlech pro vnitřní trh selektřinou a o zrušení směrnice 2003/54/ES, čl. 26 odst. 5; podobná ustanovení týkající se plynárenských PDS v plynárenské směrnici. 16 Přehled vycházel z interního dotazníkového šetření. Dotazník vyplnilo 24 z 31 národních regulačních orgánů (které jsou členy nebo pozorovateli CEER) a byl založen na informacích z léta 2012. Další informace lze nalézt v dokumentu: CEER, Status Review on the Transposition of Unbundling Requirements for DSOs and Closed Distribution System Operators (CEER – Přehled stavu transpozice požadavků na oddělení PDS a provozovatelů uzavřených distribučních soustav, C12UR-47-03 duben 2013)

2. Vzájemný vztah a odpovědnost provozovatelů distribučních soustav a provozovatelů přenosových/přepravních soustav Jak bylo řečeno v úvodu, tradiční role provozovatelů distribučních soustav (PDS) se vyvíjí. Z některých PDS se stávají aktivní správci sítí – do značné míry takoví, jakými dnes jsou provozovatelé přenosových/přepravních soustav – a nejsou už jen pasivními příjemci, kteří přebírají energii z přenosové/přepravní soustavy. Aby mohli svoje distribuční sítě aktivně spravovat, budou potřebovat systémové služby a odpovídající flexibilitu, která jim umožní udržet vysokou úroveň bezpečnosti a kvality poskytovaných služeb. Znamená to, že PDS, zvláště větší, přímo napojení na přenosovou/přepravní soustavu, budou častěji potřebovat koordinaci s tímto provozovatelem přenosové/přepravní soustavy. K zajištění potřebné systematické výměny informací může být zapotřebí zajistit koordinované rozhraní mezi PDS a provozovatelem přenosové/přepravní soustavy. V kodexech sítí pro vyrovnávání plynárenských i elektroenergetických soustav se už doporučuje širší spolupráce mezi PDS a provozovateli přenosových/přepravních soustav. V této kapitole se hovoří o dalších oblastech, kde bude pro PDS nebo provozovatele přenosové/přepravní soustavy stále důležitější, aby měli přístup k informacím, které v současné době nemají k dispozici (nebo je nedostávají včas), a aby se zlepšila koordinace k usnadnění systematičtější výměny informací. V této kapitole se také zkoumají oblasti, kde by pro PDS mohlo být efektivnější, kdyby převzali odpovědnost za některé činnosti, které dnes provádějí pouze provozovatelé přenosových/přepravních soustav. Pozornost věnujeme koordinaci mezi provozovatelem přenosové/přepravní soustavy a PDS a zvlášť se přitom zaměříme na větší PDS s přímým napojením na přenosovou/přepravní soustavu. Zlepšená koordinace by se měla projevit především ve větší vstřícnosti vůči všem uživatelům sítí, tj. domácnostem, uživatelům z obchodní a průmyslové sféry, výrobcům i prosumerům (tj. těm, kdo jsou současně spotřebiteli i výrobci) a také budoucím provozovatelům zařízení na skladování energie. Tento vývoj je v současné době výraznější v případě elektroenergetiky. Proto se v této kapitole zaměříme především právě na tuto oblast. Co platí pro elektřinu, se ale relativně brzy bude týkat i plynárenství, kde rostou objemy plynu (např. biometanu), který je decentrálně vtlačován do soustavy. Interakce mezi oblastmi plynárenství a elektroenergetiky si také mohou vyžádat těsnější spolupráci mezi provozovateli přenosových/přepravních soustav a PDS působícími v plynárenství a v elektroenergetice, například při řešení rostoucí míry rozšíření fotovoltaiky a s ní spojenými prudkými změnami výkonu. 2.1 Provoz sítě v reálném čase Služby Při rostoucím podílu lokální výroby elektrické energie (především nesynchronizovaných zdrojů, což se týká hlavně větrných elektráren a fotovoltaiky) tradiční způsoby řízení napětí, jak je dosud prováděli PDS a provozovatelé přenosové soustavy, už nemusí stačit anebo si může vyžádat doplnění o další řídicí prvky a opatření. Pro distribuční sítě mohou nabýt na významu i další otázky, například řízení přetížení (změnou nasazování výroben dodávaného výkonu [redispatching] v případě síťově propojených [meshed] sítí VVN, nebo omezením fyzického přenosu v případě radiálních obvodů VN/NN). V současné době PDS za normálních okolností decentrální výrobce elektrické energie za účelem zmírnění přetížení sítě neomezují, nepožádá-li je o to provozovatel přenosové soustavy z důvodu zajištění bezpečnosti soustavy. Decentrální výroba elektrické energie se ale zvyšuje a tím se zvyšuje i přetížení sítě, což může mít za následek aktivnější účast PDS při řešení dočasného přetížení v rámci distribuční sítě, a to hlavně na úrovni VN a NN. Navíc budou PDS muset zajistit řízení toku elektrické energie, které bude dynamičtější, tj. charakterizované tokem elektřiny do i z distribuční sítě.

Koordinace PDS mohou častěji potřebovat nákup systémových služeb (tj. aktivní modulace výkonu [active power modulation], kompenzace jalového výkonu [reactive power compensation], aktivní regulace napětí, řízení přetížení). Proto musí existovat provozní rámec dohodnutý mezi provozovatelem přenosové soustavy a PDS, podle něhož tyto činnosti bude provádět PDS, a musí být zajištěna koordinace v bodě rozhraní. Zlepšená komunikace a výměna dat by umožnila provozovatelům přenosových soustav i PDS pracovat v reálném čase a vytvořila by příznivější podmínky, aby se do vyrovnávání soustavy více zapojily decentrální energetické zdroje včetně skladování energie a včetně reakcí na straně spotřeby, získaných od spotřebitelů nebo dobíjecích stanic pro elektromobily. V mnoha evropských zemích ale v současné době neexistuje mezi PDS a provozovateli přenosových soustav důsledná nebo systematická výměna informací o decentrální výrobě elektrické energie a o jiných decentrálních energetických zdrojích. Koordinace je důležitá i proto, že pomáhá provozovateli přenosové soustavy i PDS k udržení provozní bezpečnosti. Jestliže například na vyrovnávacím trhu dojde k aktivaci výroby nebo spotřeby připojené k distribuční síti, PDS by o tom měl být uvědomen, protože tato situace může znamenat omezení pro distribuční síť. A na druhé straně jestliže v síti PDS dojde k aktivaci místních podpůrných služeb, měl by PDS o tom uvědomit provozovatele přenosové soustavy, protože tato situace může ovlivnit jeho činnost. Optimalizace Decentrální energetické zdroje v současné době nejsou vždy schopny poskytovat služby tehdy, když je jich zapotřebí. V extrémních případech, je-li provozovatel sítě nucen decentrální zdroj omezit, přijde produkce (obnovitelné) energie nazmar. V budoucnosti může dojít k tomu, že nedostatečná koordinace decentrálních energetických zdrojů bude negativně ovlivňovat efektivnost zajišťování vyrovnávacích zdrojů. Provozovatelé přenosových soustav a PDS budou možná potřebovat stejnou službu decentrálních energetických zdrojů, přičemž by mohlo být výhodnější, když některý operátor dostane přednost před ostatními. K dokonalejší koordinaci a lepšímu poskytování informací bude třeba mít zavedený rámec, který stanoví, zda a kdy by bylo vhodné, aby v zájmu efektivního uspokojování celkových systémových potřeb byla na PDS převedena určitá role, kterou PDS bude plnit pod dohledem provozovatele přenosové soustavy. Pro zmíněný rámec by mohlo platit pravidlo, že daný zdroj by měl přednostně využívat ten, kdo z jeho užití získá největší hodnotu. Některé síťové služby jsou ze své podstaty lokální (například řízení napěťových omezení pomocí jalového výkonu), kdežto jiné jsou k dispozici pro celý systém (například frekvenční odezva pomocí aktivní modulace výkonu). A protože povaha síťových služeb je různá, předpokládá se, že role PDS a rámec pro určování přednosti ve využívání zdrojů budou také různé. Kde budou fungovat trhy služeb převážně místní povahy, tam by mohl mít větší možnosti k získání dominantní pozice jediný účastník trhu. Řešením pro řízení některých typů těchto místních služeb by mohlo být zavedení minimálních technických požadavků a povinností pro připojení decentrálních energetických zdrojů. 2.2 Vyrovnávání Roste potřeba aktivního řízení sítí, které by mělo obsáhnout velkou část decentrálních zdrojů. To bude mít vliv na vyrovnávání soustavy. Jestliže spotřebitelé a drobní výrobci budou vyzýváni k reakci v reálném čase nebo v téměř reálném čase, bude schopnost provozovatele přenosové soustavy vyrovnávat tuto soustavu ovlivněna objemem akcí realizovaných v síti PDS.

Za této situace by mohlo dojít k převedení určité role na PDS (ten by ji vykonával pod dohledem provozovatele přenosové soustavy) a k uplatnění koordinace, jak se o tom pojednává výše. Zde si můžeme klást otázky týkající se uplatnění této převedené role PDS při vyrovnávání soustavy (například: větší PDS by si do jisté míry měli sami zajistit vyrovnávání svých soustav); účast PDS na vyrovnávání soustavy by v porovnání s centralizovaným vyrovnáváním ušetřila náklady. Zjistilo se, že výměna informací mezi provozovateli sítí, pokud jde o plánování výroby a nasazování výrobních zdrojů, je ve většině soustav celkově nedostatečná. U přenosové soustavy její provozovatel ve většině případů zajistí, aby časové uspořádání trhu (market schedule) nebylo v rozporu s provozem sítě. V budoucnu se může požadovat rozsáhlejší výměna informací umožňující zajistit, aby provoz distribuční sítě nebyl v rozporu s provozem přenosové sítě17. 2.3 Prognózování, plánování a rozvoj sítí Prognózování Provozovatelé přenosových soustav při plánování výroby a nasazování výrobních zdrojů tradičně uplatňují prognózování. V minulosti bylo decentrálních energetických zdrojů poskrovnu, a provozovatelé přenosových soustav je proto v prognózách nijak podrobně nesledovali. Protože se však decentrální výroba elektřiny i aktivní spotřeba zvyšují, může provozovatel přenosové soustavy do své prognózy začlenit PDS s informacemi o prognóze a plánu výroby a nasazení decentrálních zdrojů s přihlédnutím k omezením v distribuční síti. I když celkově platí, že za rozhodování nadále odpovídá provozovatel přenosové soustavy, v některých zemích (zvláště s větší mírou využívání obnovitelných zdrojů (OZE)) se prognostickými činnostmi stále více zabývají i PDS. Přesné předpovědi na místní úrovni mohou provozovatelům distribučních soustav pomoci řešit přetížení i omezení z hlediska napětí. V budoucnu by pro PDS mohlo být výhodnější plnit prognostickou roli převzatou od provozovatele přenosové soustavy. K tomu bude třeba zajistit systematický tok dat, protože pro provozovatele přenosových soustav je nezbytné získávat potřebné údaje v reálném čase. Plánování a rozvoj sítí PDS také budou muset postupovat transparentně a nediskriminačně v jednání se zákazníky při nabízení podmínek připojení. Typickou vlastností decentrální výroby elektrické energie z obnovitelných zdrojů je nepravidelnost, či nestabilita. Není-li správně vyřešena, může ohrozit stabilitu sítě. To si od provozovatelů soustav může vyžádat koordinovaný přístup k plánování a rozvoji sítí. K plánování rozvoje a posílení infrastruktury je nutná větší koordinovanost a výměna dat mezi PDS a provozovatelem přenosové soustavy. Pro konečné spotřebitele by to mohlo znamenat vyšší efektivnost a úsporu nákladů. V některých případech může plánované posílení přenosové soustavy vést k menší potřebě posilovat distribuční soustavy. Provozovatelé sítí budou ve větší míře využívat telekomunikační služby, což si vyžádá větší koordinaci, nebo i regulaci, která by ku prospěchu soustavy měla přinést snížení nákladů a garantovat náležité rozčlenění nákladů (provozních i investičních) v rámci vertikálně integrovaných struktur. Pro sdílení telekomunikačních infrastruktur mezi provozovatelem přenosové soustavy a PDS je třeba mít konkrétní kritéria interoperability.

17

V kodexu Network Code on Electricity Balancing (Kodex pro udržování výkonové rovnováhy elektrizačních soustav) se role PDS potvrzuje v článku 26 odst. 1: „každý provozovatel přenosové soustavy koordinuje svou činnost s ostatními zainteresovanými provozovateli přenosových soustav a se zainteresovanými PDS.“

Koordinované plánování soustav by mohlo vést k investování do ‚chytřejších‘ infrastruktur a vyžádalo by si větší koordinaci mezi provozovatelem přenosové soustavy a PDS. Je důležité, aby se ve všech sítích, které provozují PDS i provozovatelé přenosových soustav, jednotně uplatňovaly a prosazovaly stejné plánovací normy. Standardizované požadavky na plánování zajistí efektivnější provoz sítě a snad i zmírní některé technické problémy. 2.4 Mimořádné stavy a obnova provozu Připravovaný evropský kodex sítí Network Code on Emergency and Restoration [Kodex pro mimořádné stavy a obnovu soustavy] (NC ER) stanoví postupy a nápravná opatření v situacích mimořádných stavů, masivního výpadku a obnovy provozu. Tento kodex sítí se má zabývat výměnou informací a postupy mezi hlavními účastníky uvedených situací. Za činnost v mimořádných stavech sice primárně odpovídá provozovatel přenosové soustavy, ale kodex sítí vysvětlí, zda by v tomto ohledu mohli nebo měli hrát aktivnější roli také PDS – může jít o poskytování informací provozovateli přenosové soustavy nebo realizaci opatření bez pokynů od provozovatele přenosové soustavy. K zajištění bezpečnosti soustavy může také být potřeba tradiční protokoly o odlehčení sítě doplnit novými protokoly o omezení vnořené výroby při řešení situací v době s nízkým odběrem (např. ve slunných dnech nebo větrných nocích). V některých zemích s rozsáhlejším uplatněním OZE už byly tyto protokoly za účasti regulačního orgánu definovány. 2.5 Koordinace mezi jednotlivými provozovateli distribučních soustav Hranice mezi přenosem a distribucí z hlediska napěťových úrovní je v elektrických sítích velmi široká: maximální napěťové úrovně, s nimiž pracují PDS, se pohybují od 20 kV do 200 kV a v některých výjimečných případech i výše18. V zemích s velkým počtem PDS někteří velcí PDS působící ve velkém regionu provozují síť s různými napěťovými úrovněmi. Menší PDS většinou provozují místní sítě na nižší napěťové úrovni do 20 kV. Distribuční sítě větších PDS jsou obvykle napojeny přímo na přenosovou soustavu, zatímco mnozí malí PDS jsou na přenosovou soustavu napojeni nepřímo přes distribuční sítě jiných, větších PDS. Mnohé členské státy EU mají velký počet PDS, což znamená velký význam rozhraní mezi jednotlivými PDS. V těchto případech může širší a intenzívnější spolupráce mezi PDS vést k efektivnějšímu rozvoji sítí a k plnému využití decentrálních energetických zdrojů. Zvýšení počtu decentrálních energetických zdrojů připojených do NN sítí vlastně může v budoucnu mít dopad i na malé PDS. Mělo by se také zvážit možné zavedení povinnosti PDS spolupracovat se sousedními PDS. Stanovení standardizovaných požadavků a postupů plánování pro všechny malé PDS bez přímého napojení na přenosovou soustavu a pro sousední větší PDS přímo napojené na přenosovou soustavu by mohlo pomoci vyhnout se zakonzervování malých lokálních řešení. V případě menších PDS je ale třeba být opatrný, protože někteří z nich nemusí být zcela oddělení (unbundled). V takových případech by regulační orgány měly vyhodnotit, zda a do jaké míry bude vhodné posazovat koordinaci na úrovni PDS-PDS.

18

THINK Final Report Topic 12 – From Distribution Networks to Smart Distribution Systems: Rethinking the Regulation of European Electricity DSOs (THINK, závěrečná zpráva k tématu 12 – Od distribučních sítí k inteligentním distribučním soustavám: Přehodnocení regulace evropských provozovatelů elektrických distribučních sítí), strana 10

2.6 Regulatorní změny Aby provozovatelé přenosových soustav i PDS mohli zajistit a udržet stabilitu sítě, měli by mít k dispozici veškeré relevantní informace a měli by je dostávat ve lhůtách co nejbližších reálnému času. K tomu má sloužit dobře strukturovaná systematická výměna informací. Pro realizaci takové výměny informací by si provozovatelé přenosových soustav a PDS měli vypracovat jasné definice hierarchických postupů a plánů pro řízení sítí, a to ve vztahu vůči sobě navzájem i vůči trhu. Možná bude nutné definovat nové vzájemné povinnosti PDS a provozovatelů přenosových soustav a nová uspořádání jejich správy, protože rozhodnutí provozovatele přenosové soustavy a PDS o řízení sítí se ovlivňují navzájem a ovlivňují také účastníky trhu. Požadovaná role PDS může být rozdílná v závislosti na míře rozšíření decentrální výroby elektrické energie a na rozsahu integrace OZE do elektrizační soustavy v každém členském státě a také na velikosti PDS přímo napojených na přenosovou soustavu. Znamená to, že také interakce s provozovatelem přenosové soustavy mohou být rozdílné. Stabilitu evropské sítě však mohou narušit velké objemy decentrální výroby elektrické energie. K řešení tohoto problému je třeba mít obecně platné principy na evropské úrovni. Každé opatření přijaté na evropské nebo národní úrovni bude muset řešit silnější interakci mezi provozovanými soustavami mezi PDS a provozovateli přenosových soustav z hlediska příslušných povinností a koordinačních požadavků. Mělo by se uvažovat o uzavření smluvních ujednání nebo stanovení regulačních rámců podle typů interakcí. Kolem stanovení rolí, odpovědnosti a interakce mezi PDS a provozovatelem přenosové soustavy bylo vykonáno mnoho dobré práce při zpracování stávajících kodexů sítí19, ale rostoucí objemy nestabilní decentrální výroby elektrické energie si mohou vyžádat vypracování dalších regulačních pokynů.

Otázky pro konzultaci: 9. Domníváte se, že všechny činnosti a všechna témata, o kterých se pojednává v této kapitole, mají význam pro další definování regulačního rámce vzájemných vztahů a odpovědnosti provozovatelů distribučních soustav a provozovatelů přenosových soustav? Máte za to, že v diskusi o těchto vztazích některé činnosti nebo témata chybějí? 10. Souhlasíte s popisem činností a témat v této kapitole? Ne-li, jaký máte názor na svou konkrétní činnost nebo konkrétní téma s významem pro vztah provozovatelů distribučních soustav a provozovatelů přenosových soustav? 11. Souhlasíte s konstatováním, že bude možná zapotřebí dalších regulačních pokynů (kromě stávajících kodexů sítí)? Jestliže ano, které regulační pokyny pokládáte za nutné?

19

Například Demand Connection Code [Kodex pro připojení odběrů k síti], Load Frequency Control and Reserves [Kodex pro frekvenční řízení odběrů a rezervy], Electricity Balancing [Kodex pro udržování výkonové rovnováhy elektrizačních soustav], Requirements for Generators [Kodex s požadavky pro připojení výrobců] a Operational Security [Kodex provozní bezpečnosti]. Podobná ustanoví lze nalézt v Network Code on Gas Balancing of Transmission Networks [Kodex pro vyrovnávání přepravní sítě] (hlavně v článku 39 „Informační závazky provozovatelů distribuční soustavy a stran provádějících předpověď vůči provozovateli přepravní soustavy“).

3. Ekonomické signály pro PDS a zákazníky Společnosti, které vlastní anebo provozují plynárenské a elektrické sítě, jsou přirozené monopoly a národní regulační orgány je regulují, aby ochránily zájmy spotřebitelů. Konkrétně to znamená, že národní regulační orgány schvalují nebo stanovují celkové výnosy, které PDS mohou utržit od koncových uživatelů sítí na pokrytí nákladů na rozvoj, provoz a údržbu sítí a na úhradu vnitřních provozních nákladů PDS. Národní regulační orgány také schvalují struktury síťových tarifů a v některých členských státech schvalují i výši síťových tarifů potřebnou k dosažení povolených výnosů. V této kapitole se pojednává o možnostech dalšího vývoje regulace směrem k vyšší zainteresovanosti a motivaci PDS pro dokonalejší plnění jejich vznikající role neutrálních facilitátorů tržních procesů a zároveň i k vyšší zainteresovanosti a motivaci spotřebitelů ke změně chování podle ekonomických signálů vyzývajících k uplatnění energeticky účinnějších modelů spotřeby. Kapitola vychází ze zprávy ACER „Most k roku 2025“, z principů uvedených v kapitole 1 a z prací, které už v této oblasti byly v CEER realizovány, včetně nedávného přehledu o stavu regulačních přístupů, kde se hodnotí, jak jednotlivé členské státy EU podporují inovativní řešení v elektrických sítích20. V této kapitole se analyzují pobídky motivující PDS k dosahování efektivních výsledků, včetně reakce na straně spotřeby. 3.1 Pobídky související s cenovou regulací V rámci stanovování cen nebo výše povolených výnosů si národní regulační orgány vypracovaly celou řadu pobídkových mechanismů. Ty se většinou zaměřují na snižování nákladů PDS, na podporu efektivnosti nebo na realizaci klíčových cílů (například zlepšení výkonnosti z hlediska měření kvality dodávek a prosazování inovativnější kultury v PDS).21 V kontextu měnících se technologií a proměnlivých požadavků trhu je důležité, aby se PDS v okruhu své působnosti plně zapojili do vytváření příznivých podmínek pro realizaci potřebných změn. Během nedávné konzultace ke zprávě „Most k roku 2025“22 některé zainteresované subjekty vyjádřily názor, že tradiční regulační rámec nedostatečně řeší problematiku investic do výzkumu a vývoje a do inovačních pokusů. Profil takových nových typů investic je podle těchto názorů rizikovější než v případě běžných investic do sítí, a to i tehdy, když je chrání regulační rámec. Těmto inovačním investicím se často říká investice do inteligentních sítí. Do jaké míry ponesou riziko PDS anebo koncoví spotřebitelé, to bude záležet na konkrétních regulačních rozhodnutích, která budou přijata v té které zemi.

20 CEER Status Review of regulatory approaches to smart grids (CEER, přehled stavu regulačních přístupů k inteligentním

sítím), Čj.: C13-EQS-57-04 21 CEER 5th Benchmarking Report on Quality of Electricity Supply (Pátá srovnávací zpráva CEER o kvalitě dodávek

elektřiny), Čj.: C11-EQS-47-03 22 Public Consultation on European Energy Regulation: A Bridge to 2025 (Veřejná konzultace o regulaci v evropské energetice: most k roku 2025), Čj.: PC_2014_O_01

V návaznosti na typologii investičních rizik23 zmiňovanou v Doporučení ACER č. 03/2014 k pobídkám pro realizaci projektů ve společném zájmu je důležitá snaha zjišťovat, jaká jednotlivá nebo kumulovaná rizika jsou charakteristická pro inovativní investice v porovnání s běžnými investicemi do distribuce.

Otázka pro konzultaci: 12. Jaká případná jednotlivá nebo kumulovaná rizika jsou spojena s inovativními a nekonvenčními investicemi? Stojí za to, aby se jimi národní regulační orgány samostatně zabývaly? V jakém rozsahu takové případné kumulované riziko nesou PDS? Od investic do rozvoje inteligentních sítí může PDS odrazovat i další okolnost. Jelikož inteligentní sítě jsou vesměs investičně méně náročné než konvenční sítě, mohou PDS přednostně investovat do majetku, který se započítává do jejich regulační báze aktiv (RAB). Tato preference může zesílit v regulačních přístupech, při nichž je většina investičních nákladů započítána, zatímco z provozních nákladů projdou jen nemnohé. Navíc toto upřednostňování při financování může zesílit i pod vlivem podnikové kultury jednotlivých PDS, která se může projevit tíhnutím k tradičnějším investicím. Když například národní regulační orgány zjistily, že investice do inteligentních sítí mohou zvýšit váhu provozních nákladů v rámci celkových nákladů (investičních + provozních), zatímco váha investičních nákladů může poklesnout, uchýlily se některé z nich k přístupům vycházejícím z celkových nákladů, takže s oběma kategoriemi nákladů (investičními a provozními) zacházejí stejně. Tento postup je výhodný v tom, že PDS jsou ke snižování celkových nákladů motivováni tak, jak je to pro ně nejefektivnější, místo aby se silněji zaměřili na jednu z obou kategorií z hlediska regulace národním regulačním orgánem. Podle tradičního pojetí založeného na rozdílu mezi investičními náklady a provozními náklady definuje regulační orgán investiční náklady na základě účetních postupů nebo s uplatněním konkrétního regulačního přístupu. Společnosti si mohou každý náklad v rámci těchto položek zaúčtovat do své regulační báze aktiv. Míra návratnosti takto vynaložených prostředků, kde se odrážejí náklady na úvěr, poplyne společnostem po dlouhou dobu (například 20 let). Všechny náklady, na které se nevztahuje definice investičních nákladů, se účtují jako provozní náklady, ze kterých se nevyplácí žádná návratnost24. Společnost smí provozní náklady od zákazníků vybírat po kratší dobu. Existuje celá řada způsobů, jak národní regulační orgány mohou uplatnit přístup založený na celkových nákladech. Například: ●

Některé národní regulační orgány definují přístup založený na celkových nákladech jednoduše jako systém, který s nákladovými kategoriemi (provozními náklady a investičními náklady) nezachází rozdílně. Systém obvykle zohledňuje odpovídající míru návratnosti z regulační báze aktiv a dále odpisy (součet účtování o investičních nákladech a provozních nákladech). Regulační vzorec se pak aplikuje na celkovou sumu složek (a ne pouze na jednu z dílčích položek). Systém se vyhýbá nákladům, které lze přesouvat mezi bloky investičních nákladů a provozních nákladů.

23 Překročení nákladů, nedodržení lhůt, nevyužitý (uvízlý) majetek, zjišťování efektivně vynaložených nákladů, likvidita 24 Ve většině zemí se režim efektivnosti aplikuje na provozní náklady prostřednictvím cílů v oblasti produktivity (faktor X ve

vzorci pro stanovení cenového stropu)

●

Jiné národní regulační orgány definují rozdělení celkových nákladů na provozní náklady a investiční náklady. Všechny náklady dohromady pak tvoří celkové náklady. K regulační bázi aktiv se připočte napevno stanovené procento pro tvorbu návratnosti a další pevně stanovené procento představuje provozní náklady. Tím se odstraní všechno, co by společnosti mohlo motivovat k preferování investičních nákladů, protože je jim zaručena návratnost stanovená jako podíl z celkových nákladů. Lze uvažovat i o jiných přístupech k zajištění výslovné podpory inteligentních sítí, například: i) prodloužení regulačního období mezi jednotlivými přehodnoceními cen, ii) připočtením přirážky ke stanovené míře návratnosti, jde-li o investici do inteligentních sítí, iii) přechod na výkonově zaměřenou regulaci, iv) kombinace těchto regulačních přístupů při dlouhodobé angažovanosti regulátora na podporu investic do inteligentních sítí.

Otázka pro konzultaci: 13. Jestliže se regulace běžně zaměřuje na regulaci míry výnosnosti z vynaložených investičních nákladů a jestliže z provozních nákladů bývají v rámci regulace povoleny jen některé, neodrazuje tato situace společnosti od investování do inteligentních sítí? Jaké alternativní přístupy fungují jako pobídka pro PDS k realizaci inteligentních sítí? Je třeba si důkladně promyslet, jaký celkový dopad lze předpokládat, budou-li PDS investovat do inovačních činností. Jde o inovace, které budou potenciálně mít dopad na celý hodnotový řetězec v oblasti elektroenergetiky a povedou k vytvoření nových činností a nových vztahů mezi zainteresovanými subjekty. Mohlo by to znamenat, že se jednotlivé PDS nebudou podílet na technických a provozních inovacích, které budou vyvíjet jiné subjekty v jiných oblastech trhu – nebo o nich možná nebudou ani vědět. To by mohlo vést k duplicitám nebo ke zbytečnému investování. PDS by měli být motivováni k partnerské spolupráci s ostatními na rozvíjení inovačních myšlenek, které přispějí ke zdokonalení sítě a případně pomohou zajistit fungování trhu. Jsme si také vědomi, že k povaze inovací patří, že některé inovace mohou selhat, a proto je důležité dělit se o získané poznatky ku prospěchu budoucích iniciativ. Celkový dopad každé podpory pro investice, které jsou jednoznačně záležitostí PDS, musí být dobře vybalancovaný, aby nevedl k deformaci nebo k vytěsnění konkurenčních činností, které sice závisejí na sítích, ale jsou mimo sféru působnosti provozovatelů těchto sítí. Mělo by se například vyhodnocovat, zda je nadále třeba uplatňovat pobídky pro investice, když lze potřebu investic do inovativních řešení zdůvodnit samotnou poptávkou. Pobídky mohou být zaměřeny na vstupy nebo na výstupy. Při zaměření na vstupy si národní regulační orgán vyžádá předložení navrhovaných projektů a z nich pomocí analýzy nákladů a přínosů vybere ty nejlepší. Příslušnému PDS pak za vybraný projekt povolí odměnu ve formě poveleného výnosu nebo tarifů. Při zaměření na výstupy národní regulační orgán předem stanoví cíle, které mají PDS plnit (např. z hlediska kvality služeb nebo z hlediska plnění určitých minimálních technických požadavků). PDS pak mohou získat finanční odměnu při překročení těchto cílů, nebo budou naopak penalizováni za jejich nesplnění. Jedním z doporučení obsažených v dokumentu CEER/ERGEG se závěry o inteligentních sítích25 a v závěrech materiálu „Most k roku 2025“ je doporučení vypracovat pokyny pro správnou praxi v oblasti pobídkových programů (zejména těch, které jsou zaměřeny na výstupy). PDS by tak měli možnost posuzovat váhu rizik a přínosů nových investic. Mohli by se například rozhodnout, zda chtějí více investovat do výzkumu a vývoje a s využitím nabytých znalostí v budoucnu překonat dosavadní výkony, a získat tak finanční prospěch.

25 ERGEG, Stanovisko k inteligentním sítím, E10-EQS-38-05

Regulace zaměřená na výstupy má tyto aspekty: ● ● ●

● ● ●

Významnost: výstupy by měly významnou měrou přispět k plnění cílů udržitelné regulace sítí; zavádí se hodnocení výstupů, které by mohlo vyjadřovat hodnotu pro zákazníka nebo pro všechny občany (pozitivní externality); Řiditelnost: síťová společnost by měla mít určitou míru kontroly nad výkonností ve srovnání s výstupy, přičemž by míra působení (síla) každé pobídky měla být nastavena s přihlédnutím k míře takové řiditelnosti; Měřitelnost: výstupy by měly být účelně měřitelné s použitím kvantitativních nebo kvalitativních metod. Regulátor určí klíčové ukazatele výstupů (ve způsobech měření by se asi mělo přihlížet i k důsledkům činností, nad nimiž PDS nemá kontrolu) a vydá autoritativní a vynutitelné pokyny pro evidenci a ověřování dat; Porovnatelnost: výstupy by měly být účelně měřitelné jednak v čase a jednak mezi síťovými společnostmi v rámci odvětví, a to na základě normovaných výkonnostních úrovní, k jejichž dosahování jsou tyto společnosti motivovány pobídkami; Využitelnost: mělo by být možné využít výstupy k určování sankcí a odměn v rámci procesu stanovení úprav povolených výnosů; Vynutitelnost: výstupy by měly být vynutitelné a za neplnění by měly být stanoveny finanční sankce. V příloze 5 k tomuto konzultačnímu materiálu se uvádějí některé příklady výstupů založených na pobídkových režimech, které uplatňují nebo připravují národní regulační orgány.

Otázka pro konzultaci: 14. CEER by uvítala od zainteresovaných subjektů názory na všechna pro i proti pobídkám založeným na výstupu. Laskavě také uveďte, u kterých regulačních pobídek by se mohly uplatnit.

3.2 Reakce na straně spotřeby: alternativa k rozvoji sítě? Jedním z nástrojů, které mohou provozovatelům distribučních soustav (PDS) pomoci efektivněji plnit ukazatele cenové regulace, je DSR, reakce na straně spotřeby26. Je důležité zajistit, aby žádná z rolí PDS nevedla k uzavření trhu vůči DSR. Jak se uvádí v kapitole 1, má-li se provozovatelům distribučních soustav dovolit, aby v tomto ohledu hráli aktivní roli, musí pro to existovat zvláštní zdůvodnění.

26 Reakce na straně spotřeby (DSR) znamená změnu ve struktuře spotřeby nebo výroby v reakci na určitý podnět, například

v podobě tarifu; může také jít o součást automatizované zpětné vazby, kterou se zákazník zavázal poskytnout. DSR může mít mnoho forem, z nichž některé uvádíme jako ilustrativní příklady v příloze 6.

DSR může v rámci celého systému (díky snížení nákladů na dekarbonizaci) významnou měrou přispět k realizaci přínosů pro velkoobchodní trhy, pro sítě a nakonec i pro spotřebitele. Náklady PDS sice nyní představují méně než 30 % částky vyúčtování spotřebitelům, ale tento podíl se může zvýšit, až se od PDS bude vyžadovat připojení většího objemu výroby z obnovitelných zdrojů nebo vytvoření podmínek pro větší rozvoj výroby z obnovitelných zdrojů, budování dobíjecích stanic pro elektromobily nebo instalaci tepelných čerpadel, což si může vyžádat posílení sítí27. DSR dává předpoklady ke snížení těchto nákladů a ke zkrácení doby potřebné k připojení těchto technologií, a tím i doby přerušení dodávek. Tarify PDS ani komerční ujednání o zajištění reakce na straně spotřeby však nesmí vést ke zbytečnému komplikování maloobchodního trhu. Dodavatelé asi budou muset vyvinout složitější fakturační systémy ke zpracování distribučních tarifů a bude také třeba zajistit, aby spotřebitelé chápali složitější možnosti volby jak z hlediska fakturace, tak z hlediska spotřebitelské volby. Existuje také potenciální riziko, že PDS trh zajišťování reakce na straně spotřeby v bodě připojení ovládnou a ostatním zájemcům odepřou nebo znemožní vstup na tento trh. K vyloučení takových problémů budou národní regulační orgány asi muset stanovit hranice pro působení PDS v zajišťování reakce na straně spotřeby a zavést účinné kontrolní mechanismy anebo požadavky na transparentnost příslušných ujednání. Úspěšnost DSR při snižování nákladů na energie a na sítě bude záviset na tom, do jaké míry budou spotřebitelé ochotni za finanční platbu změnit svůj navyklý model spotřeby nebo výroby. V této finanční platbě by se měly promítnout i širší systémové přínosy, které z DSR vyplynou a které by se měly náležitým způsobem přerozdělit mezi všechny zúčastněné subjekty. Pro úspěšnost DSR bude také zásadní, aby spotřebitelům byl předložen návrh, který pro ně bude jednoznačně srozumitelný a půjde v něm o to, jak využívají energii. Automatizace zařízení a vybavení u spotřebitelů jim může napomoci k poskytování reakce na straně spotřeby (a ke snížení jejich účtů za energie), aniž by spotřebitelé museli cokoli měnit na svém obvyklém způsobu života. Tato automatizace si může vyžádat instalaci některých zařízení v prostorách spotřebitelů. Podle CEER půjde především o smluvní záležitosti mezi spotřebiteli a poskytovatelem energetických služeb (tj. dodavatelem, poskytovatelem energetických služeb, nebo agregátorem). 3.3 Struktura tarifů PDS (kapacita vs. spotřeba) Spotřeba elektřiny u některých zákazníků klesá. Tento pokles má řadu různých příčin: například vyšší energetickou účinnost, vyšší spotřebu z vlastních zdrojů, dopad hospodářské krize a další. Kde PDS čerpají svoje tarify především prostřednictvím platby za spotřebu (€ za kWh), tam se tito PDS obávají, že to, co utrží, nebude stačit na dosažení výnosu povoleného regulačními orgány. Obávají se také, že platba za spotřebu může být neúměrně vysoká (v porovnání s kapacitní složkou). U nákladů na síť jde především o kapacitu. Většina členských států EU využívá tarifů založených na spotřebě (objemu), aby PDS touto formou získali nejméně 50 % povolených výnosů28. Budoucí tarify PDS mohou být strukturovány tak, aby spotřebitele motivovaly ke snížení spotřeby ve špičkách (včetně využití své vlastní výroby).

27 Například ve Velké Británii byla provedena studie, která dokládá, že řešení založená naDSR a inteligentních sítích mohou

snížit náklady na plnění cílů stanovených britskou vládou pro redukci emisí uhlíku do roku 2050, a to z 24 miliard liber na úroveň blížící se 13 miliardám. Celou zprávu lze nalézt na adrese https://www.ofgem.gov.uk/ofgem-publications/56824/ws3ph2-report.pdf 28 Network tariff structure for a smart energy system (Struktura síťových tarifů pro inteligentní energetickou soustavu), EURELECTRIC, květen 2013

Tabulka 1 uvádí některé ilustrativní příklady tarifů PDS za elektřinu, kterých by se mohlo využít k ovlivnění vzorců spotřeby. Hodnotí se zde, jak silný je ekonomický signál, který má spotřebitele motivovat k řízení spotřeby, a také jak velkou jistotu tarif dává PDS, že dosáhnou povolených výnosů. Z tabulky vyplývá, že některé tarifové struktury jsou výhodnější v tom, že k zákazníkům vysílají silnější ekonomický signál. Na druhé straně pro PDS mohou tyto tarifové struktury znamenat větší riziko, že se jim nepodaří získat zpět všechny vynaložené náklady. CEER bude muset nadále věnovat pozornost hledání vhodných řešení regulace těchto tarifů.29 Popis

Síla ekonomického signálu pro spotřebitele

Jistota návratnosti pro PDS

Paušální platba za kapacitu

Pevně stanovený poplatek (€ za kVA nebo kW) podle kapacity využívané zákazníkem

Střední

Vysoká

Paušální platba za spotřebu

Pevně stanovený paušální poplatek (€ za kWh)

Střední

Vysoká

Tarif na základě spotřeby – časově rozlišený

Variabilní poplatek (€ za kWh), který by mohl zahrnovat vyšší cenu v době síťové špičky

Vysoká

Střední

Tarif na základě kapacity – časově rozlišený

Variabilní poplatek (€ za kVA nebo kW), který by zahrnoval vyšší cenu v době síťové špičky

Vysoká

Střední

Ilustrativní příklad – tarif

Tabulka 1 – Příklady struktury tarifů Tabulka 1 dokládá, že tarify založené na kapacitě i tarify založené na spotřebě mohou být strukturovány tak, aby motivovaly zákazníky k řízení spotřeby v době špičky. Časově rozlišený tarif založený buď na kapacitě, nebo na spotřebě může k zákazníkům vyslat ekonomický signál, aby se snažili řídit svoji průběžnou spotřebu. Tabulka také zdůrazňuje, že jsou-li tarify PDS stanoveny na základě předpokládaného chování spotřebitelů (pokud jde o spotřebu nebo využitou kapacitu), nelze vyloučit riziko, že dosažené výnosy PDS budou buď nedostatečné, nebo nadměrné. PDS by neměli být plně vystaveni tomuto riziku, ale měli by být motivováni k náležitému řízení tohoto rizika. Vzorce spotřebního chování zákazníků se mění, a proto by měla existovat možnost pravidelně aktualizovat základ pro stanovení tarifů PDS, nebo zajistit, aby tarify samotné měly dostatečně flexibilní strukturu, která by tyto změny dokázala zohlednit.

Otázka pro konzultaci: 15. Souhlasíte s tvrzením, že mají-li PDS řádně a včas dosahovat výnosů, mohly by se předpoklady vzorců spotřeby pro modelování struktury tarifů aktualizovat během regulačního období?

29 Stále více národních regulačních orgánů dává přednost alternativnímu přístupu s uplatněním mechanismu následného

sesouhlasení (zvaného též „regulační účetnictví“), který zajistí neutralitu PDS ve vztahu kpředpokladům o budoucím vývoji spotřeby. V tomto „regulačním účetnictví“ se o rozdílech mezi vypočtenými a skutečně dosaženými výnosy uvažuje jako o rozdílech, které budou snižovat nebo zvyšovat náklady v budoucím období, pro něž se stanovují náklady (často po zpoždění t-2). Tento přístup se uplatňuje u kladných i záporných zůstatků.

3.4 Časově rozlišené distribuční síťové tarify (prostřednictvím dodavatele) Distribuční tarify jsou pokusem o nastavení jemné rovnováhy mezi vícerými faktory, např. mezi tím, do jaké míry se v tarifech promítají náklady na jedné straně, a snahou o jednoduchost a předvídatelnost na druhé straně. Cílem je podpořit konkurenci v maloobchodní oblasti30. Některé z těchto principů jsou uvedeny ve směrnici o elektřině (Směrnice č. 2009/72/ES). Ve směrnici o energetické účinnosti (Směrnice č. 2012/27/ES) se specifikují některá další kritéria pro regulaci energetických sítí a pro síťové tarify. Uvádí se v ní, že národní regulační orgány by měly být schopny zajistit, aby sazby a regulační opatření týkající se sítí obsahovaly pobídky ke zvýšení energetické účinnosti a mohly podporovat dynamickou tvorbu cen v rámci opatření reagujících na spotřebu u konečných zákazníků. Regulátoři budou muset zvážit, zda zavést časově rozlišené síťové tarify, a jestliže ano, jak to provést jednoduše a účinně. Koordinování těchto síťových tarifů s hodinovými cenami na úrovni systému, jak se uplatňují na energetickém trhu, může být velmi obtížné: může sice mezi nimi být určitá shoda, jinak ale platí, že v časově rozlišených síťových tarifech se budou promítat místní podmínky, zatímco časově rozlišené ceny za energii budou stanoveny na systémové úrovni. V některých členských státech EU regulátor stanoví pouze povolené výnosy, ale distribuční tarify pro uživatele sítí jednotlivých PDS si každý PDS může nastavit sám: v těchto členských státech by PDS nebo regulátor mohl rozhodnout, že se zavede nový časově rozlišený distribuční tarif, a v tomto tarifu by se mohly promítnout časové úseky, kdy použití sítě PDS je nákladnější. V každém případě by se tento tarif účtoval dodavateli, který by se pak musel rozhodnout, jak to všechno promítnout do konečného vyúčtování pro spotřebitele. V příloze 6 se uvádí popis statických a dynamických časově rozlišených tarifů. Časově rozlišené tarify se osvědčily jako účinný prostředek ke snížení spotřeby ve špičce. Výraznějšího snížení špičkové spotřeby lze docílit pomocí dynamických tarifů, například stanovením cen pro kritické špičky, stanovením rabatu pro kritické špičky [s odměnou za snížení spotřeby v kritickém časovém rozmezí] nebo tvorbou cen v reálném čase. Na konkurenčním maloobchodním trhu bychom čekali, že dodavatel promítne distribuční tarif – ať statický, nebo dynamický – do ceny pro koncového spotřebitele. Národní regulační orgány však mohou zdůvodnit explicitní požadavek, aby distribuční tarif obsahoval cenový signál pro koncového spotřebitele, tím, že tarif má zajistit nebo podpořit změnu spotřebitelského chování. Kde tomu tak je, tam může záležet na národním regulačním orgánu, aby rozhodl, zda se má dodavateli zakázat (zcela nebo zčásti) nabízení tarifů, které zcela nebo zčásti neobsahují dynamický distribuční tarif, případně zda má dodavatel koncovému uživateli nabízet pouze tarify, do nichž se dynamický distribuční tarif promítá. Jestliže národní regulační orgán učiní takové rozhodnutí, musí svůj přístup zdůvodnit a musí přihlédnout ke všem potenciálním dopadům na hospodářskou soutěž mezi dodavateli.

Otázky pro konzultaci: 16. Jak lze časově rozlišené síťové tarify koordinovat se systémovými cenami energie? 17. Existují okolnosti, za kterých by se mělo požadovat, aby dodavatelé vysílali signál o distribučních tarifech k zákazníkům? Jestliže ano, měla by k zajištění takového postupu být v platnosti regulace?

30 Ostatní faktory: jistota výnosu pro PDS, zohlednění nákladů s cílem podpořit uživatele v efektivním využívání sítě;

nediskriminace a přispění k podpoře hospodářské soutěže v oblasti dodávek a výroby

3.5 Smluvní ujednání V závěrech pokynů CEER „Advice on Ensuring Market and Regulatory Arrangements help deliver Demand-Side Flexibility“ (Zajištění tržních a regulačních opatření pomáhá dosáhnout flexibility na straně spotřeby)31 CEER uznává, že by se role a odpovědnost všech zúčastněných hráčů (účastníků trhu, PDS, provozovatelů přenosových/přepravních soustav a dalších) měly zpřesnit tak, aby odpovídaly zásadám ‚rovné hrací plochy‘. CEER zároveň oznámila, že se touto problematikou bude zabývat chystaný konzultační materiál o roli PDS (tj. tento materiál). V tomto oddílu aplikujeme principy a rámec z kapitoly 1 na smlouvy o reakci na straně spotřeby („smlouvy DSR“), jejichž účastníky jsou PDS. Uvítáme názory zainteresovaných subjektů na toto poměrně otevřené a průkopnické téma. Smluvní vztahy PDS v oblasti DSR Z pohledu PDS rozeznáváme čtyři typy smluvních vztahů souvisejících s reakcí na straně spotřeby: 1. PDS už nyní mohou mít přímý vztah se zákazníky při zajišťování připojovacích prací. Právním základem je zde obvykle smlouva o připojení mezi PDS a zákazníkem. Může jít o tradiční smlouvu, resp. smlouvu, která už je nějakou dobu v platnosti, ale také o novou smlouvu nebo úpravu stávající smlouvy (například když zákazník potřebuje vyšší jmenovitý příkon k dobíjení elektromobilů). Zdá se účelné, aby PDS měli mít možnost zajistit si od těchto zákazníků reakci na straně spotřeby prostřednictvím smlouvy o připojení – zvláště tehdy, když díky této smlouvě lze u zákazníka dosáhnout úspor nákladů i času na připojení32. Stejné zdůvodnění může platit v případě domácností, jde-li o připojení nových nízkouhlíkových a flexibilních spotřebičů či zařízení (například elektromobilů). Podle prognóz půjde u PDS o klíčovou složku nákladů, a tyto náklady by mohlo snížit právě smluvní ujednání s PDS o reakci na straně spotřeby uzavřené při připojování – bez tohoto ujednání by připojení mohlo být méně spolehlivé. Využití smluv o připojení k navázání smluvního vztahu o reakci na straně spotřeby přímo se zákazníky musí být vyváženo přístupem soustředěným na zákazníka, což platí hlavně v případě menších spotřebitelů.

31 Čj. C14-SDE-40-03, 26. června 2014 32 Tyto platby se budou různit podle druhu připojovacího rozhraní v jednotlivých členských státech EU. V některých

členských státech se používá ‚super mělké‘ připojení, kdy připojovaný zákazník přispívá jen velmi malým (nebo žádným) dílem k nákladům na posílení sítě. V jiných členských státech platí ‚poměrně mělký‘ přístup, kdy určitý podíl platí připojovaný zákazník a určitý podíl platí širší klientela. V dalších členských státech se uplatňuje ‚hluboký‘ připojovací režim, kdy všechny náklady na posílení sítě přebírá připojovaný zákazník, kterému jde o splnění jeho kapacitních požadavků.

2. V úvahách o možném vývoji tarifů PDS směrem k vytváření podmínek pro reakci na straně spotřeby musíme také věnovat pozornost obchodním ujednáním. Zajišťování reakce na straně spotřeby může být motivováno snahou o řešení celé řady otázek (například systémových). PDS by proto měli být schopni na tyto systémové otázky reagovat adekvátními iniciativami k zajištění reakce na straně spotřeby v tržních podmínkách. Rozlišujeme mezi stávajícími zákazníky v kategorii domácnosti (kteří nejspíš ani neznají svého PDS) a většími zákazníky v kategorii obchodu a služeb a v kategorii výroby, kteří už s PDS mohou mít technickou smlouvu. Pro ně by bylo vhodnější mít s PDS dodatečné obchodní smlouvy (pod podmínkou, že bude zajištěn řádný regulatorní dohled a náležité oddělení činností – tak je tomu například u PDS, kteří neprovádějí činnosti v oblasti správy dat). Je třeba dbát, aby pro domácnosti nebyly takové nabídky matoucí, protože by tím mohla být ovlivněna jejich angažovanost na maloobchodním trhu. Uvedeným způsobem by se mohl zajistit soulad s modelem soustředěným na zákazníka. Podle principu 133 se uzavírá smlouva mezi konečným zákazníkem a dodavatelem/agregátorem, který funguje jako hlavní kontaktní bod. Dále podle principu 2 všechna smluvní ujednání, která jsou odlišná od této standardní smlouvy, musí podléhat regulaci z hlediska technických podmínek i z hlediska cen nabízených spotřebitelům. Budou-li tedy nová smluvní ujednání zavedena, měli by všichni zákazníci mít možnost volby ze stejného menu možných alternativ bez nepřiměřené diskriminace a bez svévolného jednání PDS. 3. PDS by měl mít volnost k uzavírání smluv s agregátorem o zajištění reakce na straně spotřeby od stávajících zákazníků. 4. PDS by měl mít volnost k uzavírání smluv s dodavatelem o zajištění reakce na straně spotřeby od stávajících zákazníků. Typy smluv DSR Přehled potenciálních smluv DSR lze nalézt ve zprávě THINK34 , kde se popisují tyto typy smluv DSR (viz též přílohu 6): a. Smlouvy na statické bázi („Statické časové rozlišení“), které mají předem stanovené pevné tarify pro předem stanovené časové intervaly. Smlouvy jsou snadno pochopitelné a zákazníci mohou dosáhnout určitých úspor tím, že v dražších časových intervalech budou mít menší spotřebu. b. Smlouvy na bázi dynamické cenotvorby („Dynamická tvorba cen“), kde se tarify pro určité časové úseky stanoví v krátkých lhůtách. Smlouvy jsou složitější a finanční rizika i přínosy mohou být větší (velké), což bude záviset na schopnosti zákazníků reagovat na krátkodobé cenové výkyvy.

33 Viz kapitolu 1, odstavec 1.1 tohoto dokumentu 34 THINK, Shift, Not Drift: Towards Active Demand Response and Beyond (Posun a ne odsun. K aktivnímu reagování na

spotřebu – a dál), Téma 11, Závěrečná zpráva, červen 2013 (ISBN 978-92-9084-141-8)

c. Smlouvy na statické objemové bázi („Pevný limit odběru“) s předem určenými tarify a časovými úseky a s nastaveným horním nebo dolním limitem objemu. Obtíž tohoto typu smluv tkví v tom, že zákazník nemůže překročit stanovené maximum, což například znamená, že musí přijmout omezení odběru. d. Smlouvy na dynamické objemové bázi („Dynamický limit odběru“), které obvykle mají pevně stanovené horní limity a ceny oznamované v krátkých lhůtách. Jde o složité smlouvy, protože limity odběru se často mění. e. Smlouvy s přímou regulací odběru („Přímá regulace odběru“), kde část spotřeby elektřiny u zákazníka reguluje třetí strana. Uplatňují se dohodnuté automatické a dálkové posuny nebo omezení u zákazníkových konkrétních spotřebičů (nebo u celé přípojky), kde si zákazník může nastavit určité parametry. Smlouvy PDS o reakci na straně spotřeby z pohledu regulace CEER si je vědoma, že existuje celá řada typů smluv DSR, a stejně tak si je vědoma množství různých přínosů, rizik, cílů, situaci a hráčů, které mohou ovlivnit řešení v oblasti reakce na straně spotřeby. A protože různých forem smluv DSR a situací kolem reakce na straně spotřeby je tak velké množství, je nemožné zde do detailu popsat regulační podrobnosti každé smlouvy nebo každé situace. CEER je však přesvědčena, že základ regulačního rámce pro smlouvy PDS o reakci na straně spotřeby je tvořen rámcem a principy popsanými v kapitole 1. V tabulce 2 uvádíme předběžné názory z hlediska regulace (podle tří kategorií povolených činností PDS) na smluvní vztahy u každého výše uvedeného typu smlouvy DSR a zároveň z hlediska příslušných konkrétních zákaznických kategorií (domácnosti, zákazníci v kategorii obchodu a služeb/průmyslu, decentrální výrobci). 1. Smlouva o připojení: PDS-zákazník

2. Dodatečná a obchodní smlouva o reakci na straně 3. Dodatečná a obchodní 4. Dodatečná a obchodní smlouva se smlouva se spotřeby: PDS-zákazník zákazníkem o reakci zákazníkem o reakci na straně spotřeby na straně spotřeby prostřednictvím prostřednictvím agregátora dodavatele Domácnosti Obchodní a Decentrální průmylové výrobci subjekty

Domácnosti

Obchodní a průmyslové subjekty

Decentrální výrobci

I

I nebo II

I

III* nebo IV

III

III

III

III

III

I nebo II

III

III* nebo IV

III

III

III

III

c. Pevný limit odběru

III nebo IV

I nebo II

III

III* nebo IV

III

III

III

d. Dynamický limit odběru

III nebo IV

I nebo II

III

III* nebo IV

III* nebo IV

III

III

III

e. Přímá regulace odběru

III nebo IV

I nebo II

III

III* nebo IV

III

III

III

Typ smlouvy

a. Statické časové rozlišení

b. Dynamická tvorba cen

III* nebo IV

III* nebo IV

* Pouze v členských zemích EU, kde PDS neprovádějí činnosti v oblasti správy dat

Tabulka 2 Názory na možná smluvní ujednání podle kategorií činnosti z kapitoly 1 z hlediska regulace

Bez ohledu na vše, co zde bylo řečeno, je třeba připomenout, že zatím nevíme, jak se trhy budou dále vyvíjet, a že ke zpřístupnění hodnoty, která tkví v reakci na straně spotřeby, potřebujeme regulační rámec, který bude dostatečně pružný, aby umožnil adaptaci v podmínkách nově se vyvíjejícího trhu. Jak se uvádí v tomto konzultačním dokumentu, neexistuje žádné jednotné řešení, které by vyhovovalo všem. Tabulka 2 je tak složitá především proto, že úloha PDS v zajištění potřebné flexibility se musí naplánovat ve shodě s mnoha dalšími faktory.

Otázky pro konzultaci: 18. Souhlasíte s výše uvedeným hodnocením (tabulka 2) různých případů, kdy by PDS nebo jiné subjekty měli mít uzavřené smlouvy či dohody se spotřebiteli a decentrálními výrobci? 19. Jaký typ regulačních prvků by národní regulační orgány měly zavést vůči PDS v případě smluvních ujednání spadajících do kategorie II a III?

4. Další postup CEER vyzývá všechny zainteresované subjekty k odpovědi na tuto veřejnou konzultaci s použitím k tomu určeného online nástroje. Nejzazší termín pro zaslání odpovědí je 27. února 2015. Po uplynutí konzultační lhůty v délce přes osm týdnů CEER pečlivě posoudí došlé odpovědi a vypracuje jejich hodnocení. Plánujeme také, že se zainteresovanými subjekty uspořádáme seminář (workshop), kde prodiskutujeme klíčová témata ze všech tří oblastí, na které je konzultace zaměřena, tj. činnosti PDS; vztahy mezi PDS a provozovateli přenosové/přepravní soustavy; a pobídky a platby. Následně vydáme závěrečnou zprávu a přijmeme další kroky v rámci pracovního programu CEER na rok 2015. K těmto činnostem patří také rozvrh regulačních iniciativ ve vztahu k PDS s cílem realizovat závěry z naší zprávy.

Příloha 1 – CEER Rada evropských energetických regulátorů (CEER) zastupuje evropské národní regulační orgány v oblasti plynárenství a elektroenergetiky na úrovni EU a na mezinárodní úrovni. Prostřednictvím CEER, která je neziskovou organizací, národní regulátoři spolupracují a vyměňují si informace o postupech nejlepší praxe v rámci Evropy i mimo ni. CEER sdružuje národní regulační orgány z 33 zemí (28 členských států EU, Island, Norsko, Švýcarsko, Bývalá jugoslávská republika Makedonie a Černá Hora). Jedním z hlavních cílů CEER je napomáhat vytváření jednotného, konkurenčního, efektivního a udržitelného vnitřního energetického trhu EU, který funguje ve veřejném zájmu. Konkrétněji řečeno, CEER považuje za svoje poslání zajistit, aby se zájem spotřebitelů stal ústředním tématem energetické politiky EU. CEER je přesvědčena, že bezpečný jednotný energetický trh EU, kde panuje hospodářská soutěž, není sám o sobě cílem, ale měl by být zdrojem přínosů pro spotřebitele energií. CEER úzce spolupracuje s Agenturou pro spolupráci energetických regulačních úřadů (ACER) a poskytuje jí podporu. ACER se sídlem v Lublani je agenturou EU s vlastním personálem a s vlastními zdroji. CEER se sídlem v Bruselu se zabývá řadou témat, která se doplňují (ale nepřekrývají) s činností ACER. Jde především o problematiku mezinárodní, inteligentních sítí a trvalé udržitelnosti a o spotřebitelské otázky. Evropští energetičtí regulátoři uplatňují komplementární přístup k regulaci energetiky v Evropě. Agentura ACER se zaměřuje hlavně na své úkoly vyplývající z právních předpisů a související s rozvojem přeshraničního trhu a dohledu v EU, zatímco CEER se zabývá širší problematikou včetně mezinárodní a včetně spotřebitelské politiky. Struktura činnosti CEER zahrnuje řadu pracovních a účelových skupin složených z pracovníků národních regulačních orgánů a fungujících s podporou sekretariátu CEER. Tuto zprávu vypracovala pracovní skupina CEER pro provozovatele distribučních soustav. CEER vyjadřuje svoje poděkování především předsedům pracovní skupiny CEER pro PDS Valerii Terminiové (z italského AEEGSI) and Garrettu Blaneyovi (z irského CER), a dalším expertům na regulaci, kteří se podíleli na přípravě této zprávy. Jsou to: Daniel Bongart (BNetzA [Německo]), Denis Cagney, Paul Brandon a Deirdre Bell (CER [Irsko]), Luca Lo Schiavo (AEEGSI [Itálie]), Luuk Spee a Edwin Edelembos (ACM [Nizozemsko]), Keavy Larkin, Mark Askew a Andy Burgess (Ofgem [Velká Británie]), Paulo Oliveira a Vitor Marques (ERSE [Portugalsko]), Veli-Pekka.Saajo (Energiavirasto [Finsko]), Caroline Törnqvist (EI [Švédsko]); následujícím expertům náleží dík za jejich připomínky: Gunilla Åbrandt (EI [Švédsko]), Werner Friedl (E-Control [Rakousko]), Samuele Larzeni a Anna Maggioni (AEEGSI [Itálie]), Patricia de Suzzoni a Jarry Gregory (CRE [Francie]), Geert Van Hauwermeiren (CREG [Belgie]), Pavel Cirek (ERÚ [ČR]).

Příloha 2 – Seznam zkratek Zkratka

Plné znění

ACER

Agency for Cooperation of Energy Regulators

Agentura pro spolupráci energetických regulačních úřadů

AFID

Alternative Fuels Infrastructure Directive

Směrnice o zavádění infrastruktury pro alternativní paliva

CEER

Council of European Energy Regulators

Rada evropských energetických regulátorů

MSP

(česká zkratka)

Malý a střední podnik

NGV

Natural Gas Vehicle

Vozidlo na zemní plyn

NN

(česká zkratka)

Nízké napětí

OZE

(česká zkratka)

Obnovitelný zdroj energie

PDS

(česká zkratka)

Provozovatel distribuční soustavy

RIIO

Revenue = Incentives + Innovation + Outputs

Výnosy = pobídky + inovace + výstupy

VN

(česká zkratka)

Vysoké napětí

VVN

(česká zkratka)

Velmi vysoké napětí

Příloha 3 – Seznam otázek pro konzultaci Kapitola 1 1. Souhlasíte s těmito třemi základními principy? 2. Jaké výzvy by pro PDS a pro nynější přístupy mohly vyplynout z nových forem zainteresovaných subjektů, jako jsou například obecní nebo městské energetické projekty a poskytovatelé energetických služeb (ESCO)? 3. Souhlasíte s navrhovaným logickým rámcem? Existují další důležité otázky, které by se do tohoto rámce měly zahrnout? 4. Souhlasíte s navrhovaným hodnocením činností a existují pro PDS další šedé zóny kromě těch, o kterých se zde pojednává? 5. Pokud jde o činnosti spadající do kategorie II a III (viz obrázek 1), za jakých regulatorních podmínek by bylo možné povolit účast PDS? 6. Souhlasíte s hodnocením přístupu PDS k datům a k jejich správě? 7. Souhlasíte s názorem, že rizika spojená s účastí PDS v některých „šedých zónách“ (především v zajišťování flexibility a reakce na straně spotřeby) jsou tím menší, čím víc jsou provozní činnosti PDS odděleny od ostatních činností prováděných v konkurenčním prostředí jinými společnostmi ve stejné vertikálně integrované skupině? 8. Souhlasíte s prvními úvahami o prahové hodnotě de minimis?

Kapitola 2 9. Domníváte se, že všechny činnosti a všechna témata, o kterých se pojednává v této kapitole, mají význam pro další definování regulačního rámce vzájemných vztahů a odpovědnosti provozovatelů distribučních soustav a provozovatelů přenosových soustav? Máte za to, že v diskusi o těchto vztazích některé činnosti nebo témata chybějí? 10. Souhlasíte s popisem činností a témat v této kapitole? Ne-li, jaký máte názor na svou konkrétní činnost nebo konkrétní téma s významem pro vztah provozovatelů distribučních soustav a provozovatelů přenosových soustav? 11. Souhlasíte s konstatováním, že bude možná zapotřebí dalších regulačních pokynů (kromě stávajících kodexů sítí)? Jestliže ano, které regulační pokyny pokládáte za nutné?

Kapitola 3 12. Jaká případná jednotlivá nebo kumulovaná rizika jsou spojena s inovativními a nekonvenčními investicemi? Stojí za to, aby se jimi národní regulační orgány samostatně zabývaly? V jakém rozsahu takové případné kumulované riziko nesou PDS? 13. Jestliže se regulace běžně zaměřuje na regulaci míry výnosnosti z vynaložených investičních nákladů a jestliže z provozních nákladů bývají v rámci regulace povoleny jen některé, neodrazuje tato situace společnosti od investování do inteligentních sítí? Jaké alternativní přístupy fungují jako pobídka pro PDS k realizaci inteligentních sítí? 14. CEER by uvítala od zainteresovaných subjektů názory na všechna pro i proti pobídkám založeným na výstupu. Laskavě také uveďte, u kterých regulačních pobídek by se mohly uplatnit. 15. Souhlasíte s tvrzením, že mají-li PDS řádně a včas dosahovat výnosů, mohly by se předpoklady vzorců spotřeby pro modelování struktury tarifů aktualizovat během regulačního období? 16. Jak lze časově rozlišené síťové tarify koordinovat se systémovými cenami energie? 17. Existují okolnosti, za kterých by se mělo požadovat, aby dodavatelé vysílali signál o distribučních tarifech k zákazníkům? Jestliže ano, měla by k zajištění takového postupu být v platnosti regulace? 18. Souhlasíte s výše uvedeným hodnocením (tabulka 2) různých případů, kdy by PDS nebo jiné subjekty měly mít uzavřené smlouvy či dohody se spotřebiteli a decentrálními výrobci? 19. Jaký typ regulačních prvků by národní regulační orgány měly zavést vůči PDS v případě smluvních ujednání spadajících do kategorie II a III?

Příloha 4 – Tabulka potenciálních činností provozovatelů distribučních soustav

Činnost #

Popis činnosti

A

Stávající a nově vznikající základní činnosti

A1

Činnosti spojené s (efektivně fungující) energetickou síťovou infrastrukturou Zabezpečení soustavy Kontrola kvality plynu Správa technických dat Řešení ztrát v síti

A2 A3 A4 A5 B B1 B2 B3 B4 B5 C C1 C2 C3 C4 D D1 D2 E E1 E2 F F1 F2 G G1 G2 G3 H H1 H2 H3 H4 I I1 I2

Budoucí kategorie*

I

Činnosti, na kterých by se PDS neměli podílet Výroba energie Dodávky energie Výjimka umožňující místní dočasnou smluvní výrobu energie k zajištění kontinuity dodávek Výjimka pro zásahy za měřičem k zajištění bezpečnosti odběru plynu Výjimka umožňující dodávat energii jako dodavatel poslední instance Činnosti spojené s liberalizací maloobchodu Vztahy s maloobchodními dodavateli Činnosti ve vztahu ke konečným zákazníkům zaměřené na ochranu výnosů Činnosti, které PDS provádějí na žádost dodavatelů včetně přechodu (switching) spotřebitele kjinému dodavateli Činnosti spojené se zpracováním obchodních dat Činnosti ve vztahu k míře rozšíření obnovitelných zdrojů a k novým potřebám flexibility „Místní dispečink“ místních zdrojů Skladování energie Činnosti spojené se zajišťováním infrastruktury pro elektromobily a vozidla na zemní plyn (NGV) Nediskriminující jednání s každým, kdo vlastní a provozuje infrastrukturu pro dobíjení elektromobilů Budování dobíjecích míst pro elektromobily a výstavba plnicí infrastruktury pro NGV Vlastnictví a správa měřičů Vlastnění a správa měřicích zařízení Tržní přístup, kdy se měřením zabývají samostatní, nezávislí provozovatelé měření Činnosti kolem energetické účinnosti Zvyšování energetické účinnosti sítě Činnosti za měřičem (například v domácnosti spotřebitelů apod.) Poskytování moderních přístrojů a služeb s přidanou hodnotou pro dosažení vyšší energetické účinnosti Ostatní činnosti mimo dodavatelský řetězec elektřiny/plynu Nabízení služeb telekomunikačním společnostem Jiné veřejné služby související s elektrickou energií, např. veřejné osvětlení, provoz dopravních světel Jiné služby ve spojitosti s energetikou, například dálkové vytápění aj. Sdílení inteligentních měřicích infrastruktur Zpracování dat Správa zákaznických dat Systém shromažďování dat pro zajištění bezpečnosti soustavy

II/III/IV

V

X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

* Kategorie II, III a IV jsme zde spojili, protože k zařazení jednotlivých činností do každé z těchto kategorií je zapotřebí provést další podrobnější průzkum.

Kategorie činností PDS I. II. III. IV. V.

Základní činnost Povoleno za určitých podmínek (bez potenciální konkurence) Povoleno za určitých podmínek (s potenciální konkurencí, avšak s tím, že pro účast PDS existují zvláštní důvody) Nepovolené činnosti (s potenciální konkurencí a bez zvláštních důvodů pro účast PDS) Zakázané činnosti

Příloha 5 – Ilustrativní příklady pobídek založených na výstupech Velká Británie (regulační úřad Ofgem) Ofgem v roce 2010 zavedl nový přístup k regulaci cen. Jde o přístup se zaměřením na výstupy. Rámec tohoto přístupu dostal název RIIO, tj. Revenue = Incentives + Innovation + Outputs (Výnosy = pobídky + inovace + výstupy). Tvoří jej pět základních výstupových kategorií: spolehlivost a bezpečnost; připojení; spokojenost zákazníků; povinnosti v sociální sféře; životní prostředí. Společnosti počítají se zapojením zainteresovaných subjektů, od nichž zjišťují, jaké výstupy (výkony) zákazníci očekávají v každé z uvedených kategorií. Získaná zjištění pak společnosti uplatňují při zpracování svých osmiletých podnikatelských plánů. Podnikatelský plán by měl být charakterizován rovnováhou mezi výstupy, které zákazníci chtějí, a jejich ochotou k placení. Ofgem provádí hodnocení podnikatelských plánů a zjišťuje, zda předložený plán přinese zákazníkům dobrou hodnotu za vynaložené peníze. Jestliže Ofgem usoudí, že plán zajistí odpovídající hodnotu, může jej schválit ve zrychleném řízení bez dalšího zkoumání. Plány, které se nedostanou do zrychleného řízení, musí firmy předložit znovu a Ofgem je prozkoumá podrobněji. Může přitom upravit navrhované hodnoty nákladů a výstupů. Po schválení všech podnikatelských plánů předkládají společnosti každoroční výkazy o své výkonnosti poměřované podle stanovených hodnot nákladů a výstupů. Jestliže překonají stanovenou hodnotu výstupů, mohou dostat odměnu (na jednotku). Jestliže stanovenou hodnotu nesplní, jsou penalizovány. Tyto odměny a penalizace se automaticky promítají do výnosů, které daný PDS může získat. Rámec RIIO kromě toho zahrnuje pobídku podle efektivnosti. Podle této pobídky se společnosti dělí se zákazníky o každé překročení nebo úsporu výdajů oproti regulačnímu přídělu. Například z každé libry, kterou společnost ušetří oproti stanovenému regulačnímu přídělu, si její akcionáři mohou ponechat přibližně 60 pencí a zbývajících 40 pencí se vrátí zákazníkovi. Stejně, ale v opačném smyslu, se postupuje při každém překročení výdajů. To je pro PDS silná pobídka ke snaze o přírůstek efektivnosti navíc k tomu, co mohou získat podle cenové regulace. Švédsko (EI) Inspektorát energetických trhů (EI) zavádí pobídky založené na výstupech, které mají podpořit efektivnější využívání elektrické sítě. Regulace je založena na dvou pobídkách: jednou z nich je snižování ztrát v síti a druhou z nich je snaha o rovnoměrné využívání sítě (přesunutím zatížení). Pobídka ke snižování ztrát se vypočítává takto: Kn = (Nfbaseline – Nfoutcome) × E × Pn × 0,5 [baseline = výchozí základ; outcome = výstup]

Rozdíl mezi ukazatelem (Nf) pro výchozí základní období a ukazatelem pro regulované období se vynásobí objemem energie protékající soustavou, regulovaným obdobím (E), cenou energie (Pn) a konstantou 0,5. Cena energie je průměrem za všechny provozovatele sítí během regulovaného období. Číslo 0,5 představuje rozdělení pobídek mezi síťové firmy a zákazníky. Pobídka ke snižování zatížení se vypočítává takto: Kb = Lf × Bdiff × E

Přesun zatížení v síti by měl vést k nižším nákladům pro napájecí síť, a to tehdy, když je provozovatel sítě schopen snížit maximální nasmlouvaný výkon. Bdiff značí úsporu nákladů pro napájecí síť na jednotku energie (porovnává výchozí základní období s regulovaným obdobím). Tato hodnota se vynásobí objemem energie protékající soustavou, regulovaným obdobím (E) a koeficientem zatížení (Lf). K získání pobídky musí provozovatel sítě splnit jedno kritérium – musí snížit náklady, které vyvolává pro napájecí síť na jednotku energie. Úspora nákladů se rozdělí mezi spotřebitele a provozovatele sítě (sdílení zisku) na základě koeficientu zatížení. Při teoretické hodnotě koeficientu zatížení ve výši 1 by si provozovatel sítě mohl sám ponechat celou získanou úsporu. Finsko (EV) Úřad EV ve Finsku uplatňuje pobídku založenou na výstupech při zavádění inteligentních měřičů od roku 2012. Cílem pobídky je zajistit efektivní zavádění a provozuschopnost měřičů. Pobídka umožňuje, aby provozní náklady na zavádění měřičů (5 eur na každé odběrné místo do 63 ampér) a investiční náklady na inteligentní měřiče byly začleněny do regulované báze aktiv, a to tehdy – a jedině tehdy – když inteligentní měřiče dodávají spotřebitelům a dodavatelům odečty každou hodinu. S použitím dat z inteligentních měřičů se také musí provádět vypořádání výkonové bilance. Celkové provozní náklady na pobídku pro spotřebitele v roce 2012 činily 6 milionů eur. Povolené investiční náklady PDS byly ale díky požadavkům na výstupy v roce 2012 sníženy o 13 milionů eur. Od začátku roku 2014 funguje inteligentní měřič u více než 90 procent všech spotřebitelů a data z měřičů se používají tak, jak bylo podle pobídky určeno. Itálie (AEEGSI) V Itálii se zvažuje přechod od pobídek založených na vstupech k pobídkám založeným na výstupech. Při realizaci předváděcích projektů inteligentních sítí v úzkém lokálním rozsahu se uplatňovaly pobídky s cílem vyzkoušet v praxi uplatnění dvou pojmů. Jedním z nich je Psmart jako ukazatel hostitelské kapacity připojení decentrálních zdrojů; tento ukazatel udává zvýšení decentrální výroby elektřiny, kterou lze připojit k dané distribuční sítí za bezpečných provozních podmínek (bezpečných z hlediska napětí, proudu a frekvence), aniž by bylo nutné rozšiřovat infrastrukturu. Druhým je RPT (doba zpětného toku výkonu) jako ukazatel, který udává počet hodin v roce, kdy je na rozhraní s přenosovou sítí zaznamenán tok výkonu od VN k VVN. Základní myšlenkou je toto: pobídky založené na výstupech jsou mnohem efektivnější než pobídky založené na vstupech, protože PDS musí při použití výstupových měřítek nalézat méně nákladná řešení, včetně některých technických požadavků a hodnocení výstupu ex ante a včetně prioritních adres. Podle italského regulačního orgánu musí nové pobídky založené na výstupech fungovat oboustranně – to znamená, že PDS mohou počítat s odměnou (např. za hostitelskou kapacitu pro připojení dalších zdrojů) i s penalizací (např. za omezení decentrální výroby, s výjimkou mimořádných podmínek, o něž požádá provozovatel přenosové soustavy k výkonovému vyrovnání soustavy). Italský regulátor hodlá definovat jasná a efektivní výstupová měřítka, a proto se snaží získat maximální poučení z pilotních demonstračních projektů. Především je třeba definovat řadu technických požadavků, které by inteligentní investice měly splňovat k zajištění potřebných pobídek. Tyto požadavky by měly obsahovat seznam minimálních „chytrých funkčností“, které by inteligentní sítě měly zajišťovat. Jako velmi účinný a jednoduchý filtr pro stanovení priorit se osvědčilo použití doby zpětného toku výkonu – ta se pravděpodobně uplatní při zjišťování, které distribuční sítě mají nejlepší předpoklady k použití pobídek založených na výstupech. Dále je také třeba nalézt řešení pro minimalizaci nákladů na zajištění konektivity: klíčem zde bude zapojení uživatelů sítě a uplatnění tržních řešení, která budou veřejně dostupná (nechráněná žádným výlučným vlastnickým právem), a neméně důležitá bude také koordinace mezi energetickým a telekomunikačním regulátorem.

Portugalsko (ERSE) Portugalská metodika byla zainteresovaným subjektům představena v roce 2011 jako součást souboru regulačních opatření pro následující regulační období, které začalo v roce 2012. Portugalská regulace je kombinací dvou hlavních prvků, což jsou: i) investice do inovací s odměnou ve formě 1,5procentního „bonusu“; ii) cílový výstup: cíl z hlediska efektivnosti provozních nákladů roste s deklarovanou mírou rozšíření investic do inovací za regulační období. Když budou investice do inovací menší, než bylo předtím deklarováno, bude PDS penalizován. Tento přístup má být z hlediska rizik neutrální vůči spotřebitelům: větší míra návratnosti má totiž svou opačnou stránku, a tou je povinnost dosáhnout v provozních nákladech vyšší efektivnosti, která z hlediska míry návratnosti (výnosu) pro firmu bude odpovídat vyšší návratnosti (výnosu z) investičních nákladů. Když ale firma díky investicím do inteligentních sítí dosáhne vyšší efektivnosti, než vyžaduje cíl stanovený pro dosaženou efektivnost, nebo když investuje víc, než se předpokládalo, může si ponechat všechen výnos získaný navíc. Hlavní úkoly, které by se měly řešit v rámci současné regulatorní revize pro následující regulační období 20152017, jsou dva: i) zajistit větší přitažlivost regulatorního systému pro PDS s cílem zvýšit jejich ochotu investovat do inovací a snížit rizikovost těchto investic; ii) zajistit větší orientaci regulatorního systému na výstupy a propojit tento cíl s dalšími cíli, například z hlediska kvality služeb a z hlediska ztrát. Portugalský regulátor nyní schvaluje některé změny regulačních pobídek, do kterých chce vložit zkušenosti z prvních tří let fungování tohoto mechanismu. Jde o úpravy pobídek provedené ex post podle skutečných investic PDS do inovací a podle souboru kritérií sloužících k posuzování vhodnosti inovačních projektů s přihlédnutím k jejich pozitivním sociálním externalitám.

Příloha 6 – Ilustrativní příklady ujednání podle reakcí na straně spotřeby Tento seznam si nečiní nárok na úplnost. Má pouze uvést příklady možného fungování úprav pro reakci na straně spotřeby (DSR). Popis produktů DSR jsme převzali ze zprávy THINK, „Shift, Not Drift (Posun a ne odsun)“. Typ DSR

Popis a charakteristika

Smlouva na bázi statické cenotvorby: Smlouva o ceně s časovým rozlišením

• Tato smlouva stanoví pevné tarify pro různé časové intervaly (například od 8.00 h do 22.00 h denní tarif a od 22.00 h do 8.00 noční tarif), obvykle určené předem na začátku smluvního vztahu; • Část cenového rizika se přenáší na spotřebitele, nejsou zde ale žádná objemová rizika; • Smlouva je snadno pochopitelná; • Spotřebitel má svoji spotřebu plně pod kontrolou a smlouva nijak nenarušuje jeho soukromí; • Finanční přínos, s nímž lze u této smlouvy počítat, je omezený a nepřímý – jde o úsporu z nižší spotřeby v dražších intervalech.

Smlouva na bázi dynamické cenotvorby: Smlouva s dynamickou tvorbou cen

• Tato smlouva stanoví pevné hodinové tarify oznamované den nebo hodinu předem, a to obvykle podle kolísání velkoobchodních cen; • Na spotřebitele se přenáší velká část cenového rizika, ale žádné objemové riziko; • Smlouva je náročnější: je složitější, protože signál pro spotřebitele se často mění. Vyžaduje se minimální automatizace; • Spotřebitel si zachovává úplnou kontrolu nad vlastní spotřebou i nad tím, co se děje s jeho příslušnými osobními údaji; • Spotřebitel může počítat s větším finančním přínosem, ale vzhledem k cenovému riziku bude výsledný přínos záviset na tom, nakolik bude spotřebitel schopen omezit odběr v obdobích s vysokou cenou.

Smlouva na statické objemové bázi: Smlouva s pevným limitem odběru

• Tato smlouva stanoví pevný horní anebo dolní limit odběru v jednotlivých časových intervalech (například od 8.00 h do 22.00 h denní tarif a od 22.00 h do 8.00 noční tarif). Intervaly i ceny jsou nastaveny předem na začátku smluvního vztahu; • Na spotřebitele se přenáší omezená část objemového rizika, ale žádné cenové riziko; • Smlouva je složitá, protože spotřebitel se musí naučit používat svoje spotřebiče tak, aby byl schopen dodržet dolní i horní smluvní limit; • V důsledku odběrových omezení ztrácí spotřebitel část své samostatnosti (a soukromí): musí například nahlásit, kdy limit může být nízký nebo kdy musí být vysoký; • Finanční přínos, se kterým lze v případě této smlouvy počítat, je omezený.

Smlouva na dynamické objemové bázi: Smlouva s dynamickým limitem odběru

• Tato smlouva stanoví pevný hodinový horní anebo dolní limit odběru oznamovaný den nebo hodinu předem, kde se případně mohou odrážet podmínky panující na velkoobchodním trhu. Ceny jsou ale obvykle definovány předem; • Na spotřebitele se přenáší vysoké objemového riziko, ale žádné cenové riziko; • Časté úpravy odběrů jsou složité a vyžadují minimální automatizaci;

• Spotřebitel musí nahlásit více údajů o načasování odběru a může podléhat odběrovým restrikcím: horní odběrový limit například neumožní současné vaření a praní. Spotřebitel tak ztrácí samostatnost a přichází o část soukromí; • Spotřebitel může počítat s větším finančním přínosem. Existují také smlouvy na bázi ovládání, kdy spotřebitel smluvně přenechá ovládání některých svých spotřebičů druhé smluvní straně, takže se od něho nevyžaduje, aby na signály reagoval on sám. Smlouva na bázi přímé regulace odběru Smlouva o přímé regulaci odběru třetí osobou*

• Podle této smlouvy se určitá jednoznačně stanovená část odběru elektřiny u spotřebitele fakticky předá pod kontrolu třetí osoby. Ta pak automaticky dálkově vypíná, zapíná nebo cyklicky řídí elektrické spotřebiče u spotřebitele. Smlouva o přímé regulaci odběru je „nekompletní“ smlouva, kterou lze doplnit jiným typem smlouvy pokrývající zbývající část odběru, která zůstává mimo přímou regulaci; • Není zde žádné cenové ani objemové riziko pro spotřebitele; • Spotřebitel zcela ztrácí samostatnost a je povinen nahlásit osobní údaje o tom, kdy může třetí osoba využívat ten který spotřebič k plnění smlouvy; • Finanční přínos může být omezený nebo vysoký podle toho, jak velký objem odběru reguluje třetí osoba.

* Zde je v anglickém originálu omylem opakovaně uvedena předcházející smlouva Dynamic volume-based contract: Dynamic load capping contract (Smlouva na dynamické objemové bázi: Smlouva s dynamickým limitem odběru)