Ekonomické posouzení všech dlouhodobých přínosů a nákladů pro trh a jednotlivé zákazníky při zavedení inteligentních měřicích systémů v plynárenství ČR
Obsah
1.
Manaţerské shrnutí ........................................................................................................ 6
2.
Současný stav plynárenství ČR a predikce budoucího vývoje ........................................ 8 2.1.
2.1.1.
Právní úprava ................................................................................................... 8
2.1.2.
Regulace .......................................................................................................... 9
2.2.
Model trhu ............................................................................................................... 9
2.3.
Plynárenská soustava ČR a způsob jejího provozování .........................................10
2.3.1.
Plynárenská soustava ČR ...............................................................................10
2.3.2.
Vyrovnávání výkyvů ve spotřebě plynu ...........................................................12
2.3.3.
Vliv zavedení AMM na plynárenskou soustavu ČR .........................................12
2.3.4.
Ztráty v plynárenské soustavě .........................................................................13
2.4.
Dodávka plynu v ČR........................................................................................13
2.4.2.
Spotřeba plynu v ČR .......................................................................................13
Shrnutí ...................................................................................................................17
Uvaţované varianty a harmonogram zavedení AMM v plynárenství ČR ........................18 3.1.
4.
Bilance dodávky a spotřeby....................................................................................13
2.4.1.
2.5. 3.
Regulatorní a právní rámec ..................................................................................... 8
Fáze projektu .........................................................................................................18
3.1.1.
Přípravná fáze zavedení inteligentního měření................................................18
3.1.2.
Realizační fáze zavedení inteligentního měření ..............................................19
3.2.
Varianty ..................................................................................................................19
3.3.
Harmonogram ........................................................................................................22
Kvalitativní vyhodnocení zavedení AMM v plynárenství ČR ..........................................23 4.1.
Základní aspekty kvalitativního vyhodnocení ..........................................................23
4.2.
Kvalitativní vyhodnocení očekávaných přínosů, nákladů a rizik ..............................23
4.2.1.
Provozování systému měření ..........................................................................24
4.2.2.
Odečet měřicích zařízení ................................................................................24
4.2.3.
Vyúčtování dodávek (fakturace) ......................................................................25
4.2.4.
Asistenční sluţby pro zákazníky ......................................................................25
4.2.5.
Provozní náklady a údrţba samotné měřicí techniky .......................................25
4.2.6.
Odloţené investice do distribuční a přepravní soustavy ..................................25
4.2.7.
Technické a netechnické ztráty .......................................................................26
4.2.8.
Spotřeba a špičkové zatíţení ..........................................................................26
2
4.2.9. 4.2.10. 4.3.
5.
6.
CO2 a jiné znečišťující látky .........................................................................27
Investice a náklady zavedení AMM ........................................................................27
4.3.1.
Nové investice .................................................................................................27
4.3.2.
Zmařené investice ...........................................................................................27
4.3.3.
Provozní náklady .............................................................................................27
Zkušenosti z pilotních projektů zavedení AMM v plynárenství ČR .................................29 5.1.
Zkušenosti plynárenské skupiny z pilotního projektu v ČR .....................................29
5.2.
Zkušenosti plynárenské skupiny z evropských zemí...............................................29
Ekonomické vyhodnocení zavedení AMM v plynárenství ČR ........................................31 6.1.
Metodika modelu ....................................................................................................31
6.1.1.
Metodika diskontovaných peněţních toků (DCF) .............................................31
6.1.2.
Princip stanovení rozdílu mezi Základní a Plošnou variantou ..........................31
6.1.3.
Hodnocené období ..........................................................................................31
6.1.4.
Zastoupení účastníků na trhu s plynem ...........................................................32
6.2.
Vstupní parametry modelu .....................................................................................33
6.2.1.
Seznam agregovaných výdajových poloţek ....................................................33
6.2.2.
Seznam agregovaných poloţek příjmů ............................................................34
6.3.
Srovnání variant Základní a Plošná ........................................................................34
6.3.1.
Hodnoty NPV ..................................................................................................34
6.3.2.
Analýza citlivosti na skupině nejvýznamnějších parametrů ..............................36
6.3.3.
Specifikace podmínek pro pozitivní NPV .........................................................37
6.4. 7.
Přerušení dodávek plynu .................................................................................26
Vyhodnocení souladu s doporučením EU...............................................................37
Doporučení pro zavedení inteligentního měření v plynárenství ČR ...............................39 7.1.
Závěrečné doporučení ...........................................................................................39
7.2.
Odůvodnění doporučení .........................................................................................39
7.3.
Podmínky pro zajištění ekonomické výhodnosti zavedení AMM v plynárenství ČR 40
Přílohy ..................................................................................................................................41 Příloha 1 Soupis vstupů a parametrů ekonomického modelu ............................................41 Příloha 2 Popis souladu vstupů/parametrů ekonomického modelu v kontextu doporučení EC z 9. 3. 2012 C (2012) 1342 .........................................................................................49 Příloha 3 Zásobníky plynu v ČR a jejich role v plynárenské soustavě ČR .........................52
3
Seznam zkratek AMM
Pokročilý (inteligentní) systém měření (Automated Meter Management)
CAPEX
Investiční výdaje (Capital Expenditure)
CF
Tok peněţních prostředků (Cash Flow)
CNG
Stlačený zemní plyn (Compressed Natural Gas)
ČR
Česká republika
DC
Datová centrála
DCF
Diskontovaný tok peněţních prostředků (Discounted Cash Flow)
DN
Nominální průměr (Diametre nominel)
DOM
Odběrné místo – domácnost
EC
Evropská komise (European Commission)
EK
Evropská komise
ERÚ
Energetický regulační úřad
ES
Evropské společenství
EU
Evropská unie
GPRS
Technologie přenosu dat v mobilní síti (General Packet Radio Service)
ICT
Informační a komunikační technologie
IS
Informační systém
IT
Informační technologie
LAN
Lokální komunikační síť (Local Area Network)
LNG
Zkapalněný zemní plyn (Liquefied Natural Gas)
MO
Maloodběratel
MPO
Ministerstvo průmyslu a obchodu ČR
MZ
Měřicí zařízení
NET4GAS
Provozovatel přepravní plynárenské soustavy v České republice
NPV
Čistá současná hodnota (Net Present Value)
NTZ
Netechnické ztráty
OM
Odběrné místo
OPEX
Provozní náklady (Operational Expenditure)
PDS
Provozovatel distribuční soustavy
PLC
Datová komunikace po elektrickém vedení (Power Line Carrier)
PPS
Provozovatel přepravní soustavy
SMS
Sluţba krátkých textových zpráv (Short message service)
SO
Střední odběratel
4
TDD
Typový diagram dodávky
VO
Velkoodběratel
WAN
Wide Area Network – rozlehlá komunikační síť
5
Manažerské shrnutí
1.
Obsahem tohoto dokumentu je Ekonomické posouzení všech dlouhodobých přínosů a nákladů pro trh a jednotlivé zákazníky při zavedení inteligentních měřicích systémů v plynárenství ČR (dále jen ekonomické posouzení) zpracované v souladu s poţadavky směrnice Evropského parlamentu a Rady 2009/73/ES. Obsahuje posouzení toho, jaký způsob inteligentního měření je z hospodářského hlediska nejpřiměřenější a nákladově nejefektivnější a jaký harmonogram zavedení inteligentního měření je proveditelný. Ekonomické posouzení bylo zpracováno v souladu s doporučením EK ze dne 9. 3. 2012. Trh s plynem v ČR je plně liberalizován. Všichni zákazníci mají právo volby dodavatele plynu a také své právo přiměřeně vyuţívají i za současného způsobu měření spotřeby plynu. Cenu komodity (plynu) určuje trh. Činnosti monopolního charakteru, tj. přeprava a distribuce plynu a činnosti operátora trhu jsou regulovány. V ČR jiţ existuje subjekt zodpovědný za centrální správu a poskytování dat měření – operátor trhu (OTE, a.s.). Podrobnější vyhodnocení stavu české plynárenské infrastruktury ukazuje na její dobrou kondici z pohledu moţností krytí veškerých potřeb trhu s plynem v ČR i poţadavků na řízení soustavy. Napojení plynárenské soustavy ČR na zdroje plynu je dostatečné a v současné době dochází k vyšší diverzifikaci potenciálních dodavatelů plynu do ČR i vzhledem k výstavbě severojiţního propojení pro přepravu LNG. Zároveň probíhá výstavba nových skladovacích kapacit plynu, které slouţí ke kompenzaci rozdílů mezi okamţitou poptávkou a nabídkou na trhu. Plynárenská soustava České republiky disponuje dostatečnou kapacitou k udrţení rovnováţné bilance soustavy, a to i bez potřeby vyuţití systémů inteligentního měření k řízení poptávky. K tomu napomáhá jak kapacita zásobníků plynu, tak i akumulační schopnost plynárenské soustavy. Řízení rovnováhy prostřednictvím odpojování nebo omezování části spotřeby má dnes svá technická, bezpečnostní a legislativní omezení. Zpracované ekonomické posouzení ukazuje, ţe v současné výchozí situaci ČR a za stávajících okrajových podmínek je zavedení AMM v ČR výrazně nevýhodné. Přináší provozovatelům distribučních soustav významná rizika a náklady, které se přenášejí na zákazníka. Zákazník však nemůţe získat dodatečné benefity, které by tyto náklady vyváţily. Hlavní důvody negativního výsledku ekonomického vyhodnocení jsou zejména:
vysoké náklady na pořízení technologie AMM, ani výrazné sníţení nákupních cen technologie AMM neposkytuje dostatečné přiblíţení se ke kladnému NPV,
nezbytné náklady související s instalací inteligentních měřicích zařízení na odběrných místech (včetně úpravy zařízení stávajících odběrných míst),
vysoké náklady na ICT infrastrukturu (u PDS, operátora trhu, obchodníků),
neprokázané očekávané přínosy především v úspoře plynu zavedením AMM na základě analyzovaných dostupných výsledků pilotních projektů v ČR a v dalších evropských zemích.
Mezi klíčová rizika patří neexistence norem a standardů, rizika rušení přenosu dat a rizika zajištění bezpečnosti a ochrany dat. Z ekonomického posouzení vyplývá, ţe zavedení inteligentního měření v plynárenství ČR není v současné situaci doporučeno. Zavedení AMM v plynárenství ČR by vedlo k zvýšení nákladů odběratelů plynu a tím ke sníţení konkurenceschopnosti plynu na energetickém trhu v České republice. 6
Současný stav měření, přenosu a správy dat a poskytování informací (referenční varianta nazvaná Základní) zajišťuje jiţ dnes pokrytí cca 50 % z celkové roční spotřeby plynu průběhovým měřením s dálkovým přenosem dat. Vybraná varianta zavedení AMM (varianta Plošná) představuje zavedení inteligentních měřicích zařízení na 100 % odběrných míst (OM). Z celkového počtu OM plynu v ČR je aţ 1,17 mil. OM (cca 41 %) v segmentu domácností s nejniţší spotřebou, kde nelze ve spojitosti se zavedením AMM očekávat ţádnou změnu chování ve způsobu uţití plynu. Celková výše nákladů u Základní a Plošné varianty je počítána vţdy pro období 27 let (7 let přípravy, 10 let zavádění a 10 let provozu a doběhu). Čistá současná hodnota byla vypočtena ve výši - 17,26 mld. Kč (NPV diskontováno k 1. 1. 2013). Dispečerské řízení spotřeby dle stávající legislativy ČR není moţné ani v případě zavedení AMM, protoţe dálkově je moţné pouze zavřít ventil přívodu plynu (v případě, ţe je součástí AMM). Otevírání ventilu je moţné pouze za přítomnosti odpovídajícího technika. Omezování průtoku plynu není moţné z důvodu rizika vyhasnutí plamene spotřebiče (bezpečnostní riziko). Potenciál ovlivňování průběhu a výkyvů spotřeby plynu je, vzhledem k výše uvedeným skutečnostem, nulový. Nebyl proveden dostatečný objem pilotních projektů, které by potvrdily opodstatněnost zavedení AMM v plynárenství a které by potvrdily teoretické výpočty přínosů a nákladů. Dosavadní pilotní projekty vykazují negativní ekonomické výsledky a nulovou úsporu plynu. Je doporučena další velmi pečlivá příprava, a to jak na úrovni státu, tak na úrovni jednotlivých účastníků trhu, neţ bude jasno v otázkách technických standardů řešení, neţ dojde k poklesu cen jednotlivých zařízení a neţ se potvrdí existence dostatečných přínosů řešení pro stát a pro konečného odběratele plynu. Navrhuje se proto ekonomické posouzení znovu zpracovat nejpozději do konce roku 2017. Do té doby bude v ČR zkoušena a ověřována technologie pro specifické podmínky ČR, budou zvoleny národní komunikační standardy, standardy měřicích zařízení a hlavních prvků systému a budou ošetřeny nebo vymezeny podmínky pro eliminaci definovaných rizik.
7
2.
Současný stav plynárenství ČR a predikce budoucího vývoje
2.1.
Regulatorní a právní rámec
Cílem této kapitoly je analýza stávajícího stavu sektoru plynárenství České republiky v souvislosti s moţným zavedením systému AMM. V kapitole je popsán současný stav implementace právního rámce EU do legislativy ČR, stav a specifika plynárenské infrastruktury, předpokládaný vývoj plynárenského sektoru a také bilance dodávky a spotřeby plynu. 2.1.1.
Právní úprava
Základním právním předpisem, který upravuje pravidla podnikání v energetice ČR, je zákon č. 458/2000 Sb., o podmínkách podnikání a o výkonu státní správy v energetických odvětvích a o změně některých zákonů (energetický zákon), ve znění pozdějších předpisů. Na tento zákon dále navazuje propracovaný a vzájemně provázaný systém regulace energetického trhu v rámci podzákonných právních předpisů ve formě vyhlášek, pravidel provozování soustav (síťových kodexů), obchodních podmínek operátora trhu a technických norem. Do právního řádu ČR byla Směrnice Evropského parlamentu a Rady 2009/73/ES, o společných pravidlech pro vnitřní trh s plynem a o zrušení Směrnice 2003/55/ES, ze dne 13. července 2009, implementována energetickým zákonem. Součástí této směrnice je poţadavek na členské státy zajistit zavedení inteligentních měřicích systémů, které podpoří aktivní účast spotřebitelů na trhu s dodávkami plynu. Na základě novely energetického zákona - podle § 16 písm. k) Ministerstvo průmyslu a obchodu (MPO), jako ústřední orgán státní správy pro energetiku, zpracovává analýzy zavedení inteligentních měřicích systémů v oblasti elektroenergetiky a plynárenství. Povinnost měřit odběr plynu je podle § 71 energetického zákona uloţena provozovateli přepravní soustavy a provozovatelům distribučních soustav, přičemţ bliţší pravidla pro měření jsou stanovena vyhláškou č. 108/2011 Sb., o měření plynu a o způsobu stanovení náhrady škody při neoprávněném odběru, neoprávněné dodávce, neoprávněném uskladňování, neoprávněné přepravě nebo neoprávněné distribuci plynu, ze dne 14. dubna 2011. Náklady spojené se zajištěním měření jsou zohledněny v cenách za přepravu a distribuci plynu. Mezi činnosti spojené se zajišťováním měření plynu patří instalace měřicího zařízení, jeho provozování a obsluha, kontrola a údrţba měřicích zařízení, pořizování odečtů, přenos a uchovávání údajů z měření. Plynoměry pro fakturační měření odběru plynu instalované v síti musí být schváleného typu a musí mít platné úřední ověření. Lhůta platnosti úředního ověření se liší podle typu měřidla (většina plynoměrů má lhůtu platnosti úředního ověření 10 let). Směrnice Evropského parlamentu a Rady 2004/22/ES, o měřicích přístrojích, ze dne 31. března 2004, byla implementována Nařízením vlády č. 464/2005 Sb., ze dne 19. října 2005, kterým se stanoví technické poţadavky na měřidla. Všechny plynoměry pořizované v souladu s touto směrnicí jsou povaţovány za ověřené a není nutné provádět dodatečné ověření plynoměru do uplynutí doby platnosti úředního ověření. Legislativní změny, které by byly vyvolány rozhodnutím o přípravě a zavedení inteligentních měřicích systémů (AMM), představují v ČR úpravu více neţ 20 právních předpisů. Dobu
8
potřebnou na legislativní změny lze odhadovat na cca 18 měsíců (další kroky viz kapitola 3.3). 2.1.2.
Regulace
Výsledná cena dodávky plynu pro všechny kategorie konečných zákazníků je sloţena z regulované a neregulované sloţky ceny plynu. Sloţka regulovaná ERÚ zahrnuje regulované činnosti přirozeně monopolního charakteru, mezi něţ patří přeprava plynu z hraničního předávacího bodu, resp. zásobníku plynu, do domácího bodu ČR a cena za navazující činnost distribuce plynu do odběrného místa, dále cena za činnosti spojené se zajištěním stabilní plynárenské soustavy z technického i obchodního hlediska (především činnost operátora trhu v oblasti zúčtování odchylek). Neregulovaná sloţka zahrnuje komoditní cenu plynu, platbu za uskladnění a platbu za obchodní a ostatní sluţby. Neregulovaná sloţka ceny plynu je tvořena na trţních principech a v souladu s obchodními strategiemi jednotlivých dodavatelů plynu. Tímto způsobem je cena dodávky plynu tvořena pro všechny kategorie zákazníků s účinností od 1. ledna 2007, kdy byl český trh s plynem plně liberalizován. Pro výše uvedené regulované sloţky je pouţita metoda regulace revenue-cap s vyuţitím metodiky RPI-X. Při stanovení poplatků za přepravu a distribuci plynu se vychází z regulačního výkaznictví příslušného provozovatele soustavy. Povolené výnosy jsou kalkulovány ERÚ a jsou promítány do kumulativní ceny za rezervaci kapacity. Cena za pouţití plynárenské soustavy zohledňuje náklady na ztráty v přepravní soustavě a v distribučních soustavách; při jejich stanovení jsou uplatňovány normativy ztrát. V systému regulace jsou v principu přenášeny vynaloţené oprávněné nezbytně nutné náklady na zákazníka. Pokud bude rozhodnuto o zavedení AMM, lze očekávat, ţe regulované subjekty uplatní veškeré oprávněné náklady související se zavedením a provozem AMM do regulovaných sloţek ceny plynu. 2.2.
Model trhu
Podle energetického zákona jsou účastníky trhu s plynem v ČR - výrobci plynu, provozovatel přenosové soustavy, provozovatelé distribučních soustav, provozovatelé zásobníků plynu, obchodníci s plynem, operátor trhu a zákazníci. Trh s plynem je plně otevřen od 1. ledna 2007. Všichni zákazníci mají právo na bezplatnou změnu dodavatele plynu. Zákazníci mají tímto moţnost ovlivnit část svých celkových nákladů za dodávku plynu. Změna dodavatele, kterou je nahrazen obchodník vertikálně integrovaného podnikatele, jehoţ součástí je i provozovatel distribuční soustavy, znamená novou registraci odběrného místa v systému operátora trhu. Tím je zajištěna evidence měřených dodávek a odběrů plynu jednotlivých dodavatelů a jejich přiřazení subjektům zúčtování (subjekty zodpovědné za odchylky mezi skutečnými a sjednanými hodnotami dodávek plynu). Počet změn dodavatele je přibliţně 13 % ročně1, přičemţ většina je s neprůběhovým měřením. Operátor trhu je odpovědný zejména za sběr měřených a obchodních dat, vyhodnocování odchylek, zajišťování zúčtování a vypořádání odchylek, organizaci krátkodobého trhu
1
Údaj za rok 2011
9
s plynem a některé další činnosti (např. poskytování fakturačních dat oprávněným účastníkům trhu) spojené s fungováním trhu. Odchylky mezi skutečnými a sjednanými hodnotami dodávek plynu jsou vyhodnocovány kaţdému subjektu zúčtování za kaţdý den. Provozovatel příslušné soustavy zasílá operátorovi trhu naměřené denní hodnoty. U zákazníků bez průběhového měření je pouţita metoda stanovení odběrového diagramu pomocí typových diagramů dodávky (TDD) podle charakteru jejich odběru. Pravidla pro fungování trhu s plynem jsou stanovena vyhláškou č. 365/2009 Sb., o Pravidlech trhu s plynem, ze dne 15. října 2009 (dále jen Pravidla trhu s plynem). Obchodní jednotkou je plynárenský den, který začíná v 6:00 daného kalendářního dne a končí v 6:00 následujícího kalendářního dne. Obchod s plynem se uskutečňuje přes systém operátora trhu na těchto platformách:
Dvoustranné obchodování
Krátkodobé trhy organizované operátorem trhu o
Denní trh s plynem
o
Vnitrodenní trh s plynem
V ČR je uplatněn právní a vlastnický unbundling výroby, obchodu, přepravy a distribuce plynu ve smyslu směrnice 2009/73/ES. Za instalaci a provoz měřicích zařízení, za měření a předávání výsledků měření operátorovi trhu odpovídá PPS a PDS. Za správu předaných dat odpovídá operátor trhu. Toto uspořádání garantuje dlouhodobou stabilitu řešení při přípravě, zavádění a provozování AMM v rámci celého měřicího řetězce a poskytuje nediskriminační přístup všem stávajícím i novým subjektům. Správa celého měřicího a komunikačního řetězce jedním subjektem (PDS) zajišťuje vysokou úroveň zabezpečení dat a sniţuje riziko případného zneuţití či ztráty dat díky niţšímu počtu potřebných rozhraní. Za rovnováhu v plynárenské soustavě odpovídá provozovatel přepravní soustavy, kterým je v ČR společnost NET4GAS, s.r.o. 2.3.
Plynárenská soustava ČR a způsob jejího provozování
Plynárenskou soustavu České republiky tvoří vzájemně propojený soubor zařízení pro výrobu, přepravu, distribuci a uskladnění plynu, včetně systému řídicí a zabezpečovací techniky a zařízení k přenosu informací pro činnosti výpočetní techniky a informačních systémů, které slouţí k provozování těchto zařízení. 2.3.1.
Plynárenská soustava ČR
Plynárenská soustava v České republice (
10
Obrázek 1) se skládá z těchto hlavních prvků:
Tranzitní plynovody přepravní soustavy o
Vnitrostátní plynovody přepravní soustavy o
Hrušky, Uherčice, Olešná, Limuzy, Hospozín a Veselí nad Luţnicí
Soustava distribučních plynovodů o
Hora Svaté Kateřiny, Brandov, Waidhaus (DE), Lanţhot (SK) a Cieszyn (PL).
Předávací body mezi tranzitní a vnitrostátní přepravní soustavou o
Břeclav, Hostim, Veselí nad Luţnicí, Kralice nad Oslavou a Kouřim.
Hraniční předávací stanice na přepravní soustavě o
Celková délka 1 183 km, potrubí DN 80 aţ DN 700, jmenovité tlaky 4 MPa, 5,35 MPa a 6,1 MPa.
Kompresní stanice na přepravní soustavě o
Celková délka 2 480 km, potrubí DN 800 – DN 1 400, jmenovité tlaky 6,1 MPa a 7,35 MPa
Jmenovité tlaky 2,5 MPa – 4 MPa o celkové délce cca 65 tis. km
Podzemní zásobníky o
RWE GasStorage – Háje, Tvrdonice, Dolní Dunajovice, Štramberk, Lobodice, Třanovice
o
MND GasStorage – Uhřice
o
SPP Bohemia – Dolní Bojanovice (doposud propojen pouze se soustavou Slovenské republiky)
Hraniční předávací místa v distribučních soustavách o
Vejprty – Bärenstein, Aš – Selb, Alţbětín – Einsenstein, Hevlín – Laa an der Thaya, Úvalno – Branice, Hrádek nad Nisou – Zittau
Z přepravní soustavy je dodáván plyn do distribučních soustav, a to v předávacích stanicích. Tyto stanice jsou jak na tranzitní soustavě, tak na vnitrostátní přepravní soustavě. Rozvoj plynárenské infrastruktury neustále probíhá a je podporován jak na celoevropské úrovni, tak na úrovni energetické politiky ČR. Dochází k diverzifikaci zdrojů plynu na celoevropské úrovni a moţnosti zásobování ČR plynem se zlepšují. Zároveň dochází k posílení plynárenské infrastruktury uvnitř ČR, realizaci reverzních toků, výstavbě nových skladovacích kapacit i k postupnému uvolňování tranzitních kapacit. Spojování obchodních oblastí a propojování národních trhů vede k zlepšení bilančních reţimů a mělo by poskytnout stimuly pro další rozvoj likvidity na trzích s plynem v blízké budoucnosti. Podrobnější vyhodnocení stavu české plynárenské infrastruktury ukazuje na její dobrou kondici z pohledu moţností krytí veškerých potřeb trhu s plynem v ČR i poţadavků na řízení soustavy. Napojení plynárenské soustavy ČR na zdroje plynu je dostatečné a v současné době dochází k vyšší diverzifikaci potenciálních dodavatelů plynu do ČR i vzhledem k výstavbě severojiţního propojení pro přepravu LNG. K zvýšení bezpečnosti v zajištění dodávek plynu do ČR přispívá i moţnost obrácení směru toku plynu v přepravní soustavě (reverzní tok).
11
Stav české plynárenské infrastruktury, i vzhledem k jejímu plánovanému rozvoji, je dostačující pro zajištění rovnováhy mezi nabídkou a poptávkou po plynu s dostatečnou rezervou. Na základě výsledků bilancí z analyzovaných podkladů lze konstatovat, ţe plynárenská soustava by měla být provozně průchodná i v případě, ţe by došlo k výraznějšímu navyšování spotřeby plynu.
12
Obrázek 1 Plynárenská soustava ČR
2.3.2.
Vyrovnávání výkyvů ve spotřebě plynu
Při provozu plynárenské soustavy je nutno vyrovnávat průběh spotřeby ve vztahu ke zdrojům dodávek plynu. Vzhledem k relativně vyrovnanému dovozu plynu v průběhu roku a značnému propadu spotřeby v období letních měsíců potřebuje soustava nástroj, který je schopen vyrovnávat zejména sezónní změny, částečně pak i změny denní. Tuto funkci plní zásobníky plynu (podrobněji viz příloha č. 3). V zimních obdobích kryje disproporci mezi dovozem a spotřebou čerpání ze zásobníků a v letních měsících je přebytek plynu z dovozu do zásobníků ukládán. Plynová potrubí, na rozdíl od elektroenergetických sítí, mají schopnost akumulace plynu, díky které se vyrovnávají krátkodobé rozdíly v poptávce a dodávce plynu, coţ je významným prvkem pro spolehlivost plynárenské soustavy. Okamţité vyrovnání mezi dodávkou a odběrem je moţno zajistit vlastní akumulační schopností vysokotlakého nebo velmi vysokotlakého plynovodu. 2.3.3.
Vliv zavedení AMM na plynárenskou soustavu ČR
Vzhledem ke skutečnosti, ţe:
Česká republika má k dispozici zásobníky plynu na cca 30 % roční spotřeby a tento objem zásobníků by se měl v příštích letech zvýšit na úroveň cca 50 % roční spotřeby plynu; tyto zásobníky jsou schopny vyrovnávat výkyvy ve spotřebě plynu,
akumulační schopnost plynárenské soustavy pomáhá vyrovnávat okamţité změny ve spotřebě plynu,
13
plynárenská infrastruktura je schopna přepravit potřebné mnoţství plynu do místa odběru,
dispečerské řízení spotřeby plynu jejím omezováním není moţné; je moţné pouze úplně uzavřít uzavírací ventil (musí být součástí instalace); opětovné otevření ventilu je moţné pouze za přítomnosti odpovídajícího technika,
nelze zavedením AMM v plynárenství ČR očekávat další vyrovnávání výkyvů ve spotřebě plynu. 2.3.4.
Ztráty v plynárenské soustavě
Ztráty v plynárenské soustavě ČR byly v roce 2011 na úrovni 1,9 %. Lze je v zásadě rozdělit na technické a netechnické. Ztráty technické souvisejí s technickými prostředky plynovodní sítě, jako jsou plynovody, plynoměry, regulátory apod. Jde například o ztráty způsobené nepřesností měření (kaţdé měřidlo měří s určitou chybou) nebo ztráty způsobené únikem plynu (narušení zařízení, stáří zařízení) ať uţ na plynárenském zařízení, které je majetkem provozovatele distribuční soustavy, nebo na odběrném plynovém zařízení ve vlastnictví majitele objektu. Ztráty netechnické vznikají především neoprávněnými odběry. 2.4.
Bilance dodávky a spotřeby
2.4.1.
Dodávka plynu v ČR
Dodávka plynu zákazníkům v ČR je pokrývána dovozem, těţbou ze zásobníků a dodávkami z domácích zdrojů. Produkce z vlastních zdrojů ČR je prakticky zanedbatelná a zajišťuje cca 1 % domácí spotřeby. Necelých 99 % spotřeby plynu ČR je zajištěno dovozem ze zahraničí. Celkový dovoz plynu do ČR dosáhl v roce 2011 objemu 9 241 mil. m3. Plyn byl dováţen převáţně z Ruské federace (5 863 mil. m3), Norského království (273 mil. m3) a států Evropské unie (3 105 mil. m3). V současné době je moţné pozorovat trend globálního převisu nabídky nad poptávkou po plynu. Mezi významné faktory, které ovlivňují stranu nabídky, patří rozvoj LNG Evropě i ve světě. Rozvoj těţby nekonvenčního plynu v Evropě je ve srovnání se zeměmi severní Ameriky minimální a nelze očekávat rychlou a významnou změnu. 2.4.2.
Spotřeba plynu v ČR
V roce 2011 bylo v ČR spotřebováno celkem 8 086 mil. m3 (85 646 GWh) plynu. Jednotliví zákazníci v oblasti plynárenství jsou rozdělení do čtyř kategorií:
Do kategorie velkoodběratel (VO) patří fyzická či právnická osoba, jejíţ odběrné plynové zařízení je připojeno k přepravní nebo distribuční soustavě a jejíţ roční odběr v odběrném místě přesahuje 4 200 MWh (nad 400 tis. m3).
Do kategorie střední odběratel (SO) patří fyzická či právnická osoba, jejíţ odběrné plynové zařízení je připojeno k přepravní nebo distribuční soustavě a jejíţ roční odběr v odběrném místě dosahuje alespoň 630 MWh a nepřesahuje 4 200 MWh (více jak 60 tis. m3 a méně jak 400 tis. m3).
Do kategorie maloodběratel (MO) jsou zařazeni zákazníci, kteří jsou fyzickou nebo právnickou osobou, jíţ je dodáván plyn pro podnikatelské účely. Roční odběr nesmí převýšit 630 MWh (60 tis. m3).
14
Do kategorie domácnost (DOM) patří fyzické osoby, kterým je dodáván plyn pro jejich osobní potřebu.
Přehled počtu OM a roční spotřeby plynu v jednotlivých kategoriích zákazníků v roce 2011 uvádí Tabulka 1. Tabulka 1 Přehled spotřeby plynu a počtu OM v jednotlivých kategoriích zákazníků (2011) Kategorie
VO
SO
MO
DOM
Spotřeba plynu, 2011 (GWh)
37 546
8 290
12 283
25 889
Podíl na spotřebě, 2011* (%)
43,8 %
9,7 %
14,3 %
30,2 %
Počet OM, 2011 (ks)
1 707
7 033
200 496
2 659 787
Podíl na počtu OM, 2011 (%)
0,1 %
0,2 %
7,0 %
92,7 %
* Bilanční rozdíl v roce 2011 je 1,9 % a odpovídá ztrátám.
15
Strukturu spotřeby plynu a počtu odběrných míst v kategoriích MO a DOM, u kterých lze uvaţovat o zavedení AMM uvádí Tabulka 2. Tabulka 2 Struktura spotřeby plynu a počtu OM v kategoriích MO a DOM (průměr let 2008 – 2010) Kategorie
MO
DOM
Roční spotřeba plynu v OM (MWh)
Podíl na počtu OM (%)
Podíl na spotřebě plynu (%)
Podíl na počtu OM (%)
Podíl na spotřebě plynu (%)
do 1,89
10
0,1
44
2,1
1,89 - 9,45
14
1,2
15
8,4
9,45 - 15
8
1,9
11
14,2
15 - 20
8
2
9
15,2
20 - 25
7
2,1
7
15,5
25 - 30
5
2,2
5
14,3
30 - 35
5
2,2
4
10,8
35 - 40
3
1,9
2
7,3
40 - 45
3
2
1
4,4
45 - 50
3
1,8
1
2,7
50 - 55
2
1,8
0
1,6
55 - 63
3
2,7
1
1,4
63 - 630
29
78,1
0
2,1
Spotřeba plynu má v současnosti klesající trend, který je způsobený zejména postupným sniţováním energetické náročnosti a také nepříznivým ekonomickým vývojem. V střednědobém horizontu lze velmi pravděpodobně očekávat zvýšení poptávky po plynu v souvislosti s implementací směrnice 2012/75/EU o průmyslových emisích a vynuceným přechodem části výroby elektrické energie a tepla od hnědého uhlí k plynu. Spotřeba plynu v České republice stagnovala od roku 1997 do roku 2004 a poté docházelo k jejímu mírnému sniţování. V roce 2010 došlo k mírnému nárůstu spotřeby, zejména z důvodu chladného zimního období s podprůměrnými teplotami. Za příčiny stagnace poptávky v minulosti můţeme označit snahu zákazníků o finanční úspory z důvodu sniţování energetické náročnosti, jak v sektoru bydlení, tak v sektoru výroby a podnikatelské sféře. Vliv 16
na pokles spotřeby měla také vyšší průměrná roční teplota, zejména v letech 2007 aţ 2009. Vývoj spotřeby plynu v České republice v období 1990 aţ 2011 je zobrazen v následujícím grafu. Graf 1 Spotřeba plynu v ČR v období 1990 až 2011
Plynofikaci obcí a měst je moţné povaţovat za téměř dokončenou. Na celkovou spotřebu má významný vliv i počet odběrných míst. I kdyţ se v dlouhodobém horizontu očekává další mírný růst počtu odběrných míst, v celkové spotřebě lze očekávat převaţující klesající trend. Předpoklady úsporných opaření ve sféře domácností zahrnují zejména zateplování obytných budov, modernizaci kotelen, zefektivnění vyuţívání teplé uţitkové vody a navyšování technologické úrovně spotřebičů. K úsporám energie dochází i na základě opatření provedených na základě energetických auditů. Následkem těchto opatření vývoj spotřeby na jedno odběrné místo vykazuje mírně klesající trend. Spotřeba sektoru průmyslu (kromě výroby elektřiny a tepla) je spjata především s vývojem ekonomiky. V roce 2010 došlo k mírnému oţivení sektoru, ale vzhledem k aktuálnímu hospodářskému vývoji, kdy Evropská unie čelí dluhové i ekonomické krizi, je sloţité odhadovat další vývoj. V ţádném z analyzovaných podkladů pro toto ekonomické posouzení se nepředpokládá výrazný růst spotřeby průmyslu. Na druhou stranu lze očekávat růst spotřeby v sektoru teplárenství, který můţe být významně ovlivněn poţadavky směrnice 2010/75/EU, pokud by došlo k naplnění scénáře rozpadu soustav centrálního zásobování teplem, resp. přechodu zdrojů elektřiny a tepla na vyuţití plynu jako paliva. Potenciál pro růst spotřeby plynu existuje také v sektoru dopravy. Plyn se v dopravě vyuţívá ve formě CNG a LNG. CNG je v současnosti více podporovanou formou. Technologie pouţití plynu v dopravě je jiţ plně vyvinuta a vyzkoušena a ve světě tuto technologii vyuţívají
17
miliony vozidel. V České republice je podíl CNG na spotřebě plynu velmi nízký a za rok 2011 činil cca 12,1 mil. m3 plynu. Předpokládaný vývoj spotřeby plynu v ČR na období 2012 aţ 2021 uvádí Tabulka 3. Tabulka 3 Předpokládaný vývoj spotřeby plynu v ČR v letech 2012 – 2021 Rok
2012
2013
Spotřeba plynu za rok 8 320 8 660 (mil. m3)
2.5.
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
9 010 9 060 9 290 9 400 9 500 9 750 9 970
2021
10 300
Shrnutí
Česká republika je výhradně závislá na importu plynu ze zahraničí. V současné době je převis nabídky nad poptávkou po plynu. Spotřeba plynu má v posledních letech klesající trend, který je způsobený zejména postupným sniţováním energetické náročnosti a také nepříznivým ekonomickým vývojem. Na druhou stranu lze očekávat růst spotřeby v sektoru teplárenství, který můţe být významně ovlivněn poţadavky směrnice 2010/75/EU, a v sektoru dopravy. Rozvoj plynárenské infrastruktury neustále probíhá a je podporován jak na Evropské úrovni, tak na úrovni energetické politiky ČR. Stav české plynárenské infrastruktury, i vzhledem k jejímu plánovanému rozvoji, je dostačující pro zajištění rovnováhy mezi nabídkou poptávkou po plynu s dostatečnou rezervou. Rozdíl mezi spotřebou a dovozem plynu je na území České republiky kompenzován především vyuţitím zásobníků plynu. V současnosti jejich kapacita v ČR dosahuje 30 % celkové roční spotřeby (cca 2,7 mld. m3). Je připravována výstavba dalších zásobníků plynu, které by měly zvednout jejich kapacitu nad úroveň 50 % roční spotřeby plynu v ČR. Provoz zásobníků plynu umoţňuje tvarovat dodávku plynu zákazníkům dle odběrových křivek plynu ve vysokém stupni nezávislosti na dovozu. Lze konstatovat, ţe plynárenská soustava České republiky jiţ dnes disponuje dostatečnou kapacitou k udrţení rovnováţné bilance soustavy, a to i bez potřeby vyuţití systémů inteligentního měření a řízení strany spotřeby. K tomu napomáhá i akumulační schopnost plynárenské soustavy. Ovlivňování spotřeby plynu prostřednictvím odpojování nebo omezování části spotřeby má svá technická, bezpečnostní a legislativní omezení. Přínos zavedení systému inteligentního měření v oblasti ovlivňování spotřeby plynu se jeví jako nevýznamný ve srovnání s moţnostmi uvedenými v kapitole 2.3.
18
Uvažované varianty a harmonogram zavedení AMM v plynárenství ČR
3.
Cílem kapitoly je vymezit časový harmonogram včetně všech přípravných kroků a definovat smysluplné varianty zavedení AMM. 3.1.
Fáze projektu
Projekt zavedení systému inteligentního měření lze rozdělit na dvě navazující fáze:
Přípravná fáze
Realizační fáze
3.1.1.
Přípravná fáze zavedení inteligentního měření
Přípravnou fázi zavedení inteligentního měření lze definovat jako časové období, které zahrnuje jak činnosti administrativní povahy, projektového řízení, plánování a volby strategických rozhodnutí způsobu zavedení, testování v laboratorních podmínkách, tak samotný výkon servisních a kontrolních činností včetně realizace nutných úprav odběrných míst před realizací zavedení nových technologií měření. Podle časového harmonogramu (viz kapitola 3.3) bude celková doba přípravné fáze zavedení AMM v podmínkách ČR trvat nejméně 7 let. K zahájení přípravné fáze zavádění systému inteligentního měření můţe dojít v případě, ţe:
budou zvoleny národní (evropské) komunikační standardy, standardy měřicích zařízení a hlavních prvků systému,
bude zcela vyzkoušena a ověřena technologie pro podmínky ČR,
budou ošetřeny nebo vymezeny podmínky pro eliminaci definovaných rizik.
Přípravná fáze zavádění AMM můţe být zahájena po:
vyhodnocení pilotních projektů,
rozhodnutí (na celostátní úrovni) o způsobu financování přípravy, zavedení a provozování AMM,
rozhodnutí (na celostátní úrovni) o zahájení přípravné fáze zavádění AMM.
Přípravnou fázi zavedení AMM lze rozdělit do jednotlivých kroků (etap):
Úprava legislativy
Zpracování studií proveditelnosti u jednotlivých subjektů dotčených zavedením AMM
Realizace výběrových řízení formou veřejných zakázek
Uzavření smluv s dodavateli
Příprava a ověření testovacího provozu
Příprava produkčního prostředí pro zavedení AMM včetně plánu kontrol a zkoušek v místech zavedení (OM aj.)
Montáţ ověřovací série
Vyhodnocení ICT a měřicí technologie, komunikace mezi jednotlivými prvky systému
Rozhodnutí o zahájení realizační fáze
19
Činnosti, které musí být provedeny koordinovaně na celostátní úrovni
Veškeré výše uvedené činnosti předcházející zahájení přípravné fáze
Úprava legislativy
Rozhodnutí o zahájení realizační fáze
Za ostatní činnosti v přípravné fázi budou zodpovědné jednotlivé dotčené subjekty. 3.1.2.
Realizační fáze zavedení inteligentního měření
Zavedení systému AMM zahrnuje výměnu měřicích přístrojů včetně příslušenství a implementaci IT systémů, které tvoří infrastrukturu systému AMM. V některých případech bude zřejmě nutné určité stavební úpravy, z důvodu výměny příslušného zařízení. Jednotlivé fáze realizace zavedení AMM budou pravděpodobně probíhat v následujících krocích:
Zpracování projektové dokumentace
Zpracování testovací dokumentace
Návrh infrastruktury systému AMM a její zavedení
Zavedení systému inteligentního měření
Komerční provoz
Samotná doba zavedení inteligentního měření bude závislá na zajištění vlastní a dodavatelské kapacity (dodávka hardware, software, projektů a montáţních prací) včetně moţnosti přístupu k zařízení provozovatelů soustav a moţnosti odstávek. 3.2.
Varianty
Podle doporučení Evropské Komise ze dne 9. března 2012 o přípravách na zavedení inteligentních měřicích systémů by měly být pro ekonomické posouzení zváţeny nejméně dva prognostické scénáře (dále jen varianty). První varianta počítá se zachováním současného stavu. Druhá varianta respektuje poţadavek stanovený ve směrnici 2009/73/ES na zavedení AMM. Při vymezování variant zavedení AMM platí:
Zavedením AMM se míní instalace nové technologie zaloţené na zcela jiných principech neţ je ta stávající, spočívající na vybudování komunikačních cest, obousměrné komunikaci, napojení na datovou centrálu, zpracování a vyuţití dat.
Rozvoj stávajícího stavu je zaloţen na zachování hlavních principů organizace měření a doplnění vybranými zařízeními pro zajištění poţadovaných funkcionalit na poţadovaných místech.
Před zpracováním tohoto ekonomického posouzení byly v letech 2009 – 2012 podrobně analyzovány následující varianty technického řešení zavedení a pokrytí odběrných míst technologií AMM:
Základní (zachování stávajícího stavu)
Upgrade (digitální měřidlo se zobrazením spotřeby na displeji po zmáčknutí tlačítka + komunikace pro mobilní odečty + uzavírací ventil + webové stránky)
Plošná (plošné zavedení AMM na 100% odběrných míst)
20
Podvarianty Plošné varianty: o
Výběr 63 % (zavedení AMM na 63 % odběrných míst, zahrnuje 99,9 % spotřeby plynu MO a 97,9 % spotřeby plynu DOM)
o
Výběr 45 % (zavedení AMM na 45 % odběrných míst, zahrnuje cca 90 % spotřeby plynu u MO i DOM)
Výše uvedené varianty byly dále analyzovány také při outsourcingu komunikace - celý komunikační řetězec je zajišťován prostřednictvím sítě telekomunikačního operátora. Pro účely ekonomického posouzení a moţnost porovnání byly vybrány:
Varianta Základní
Varianta Plošná (provedení bez outsourcingu komunikace)
Varianta Základní Varianta Základní spočívá v zachování a udrţování stávajícího stavu v oblasti měření plynu bez jakékoliv změny technické, procesní, právní a regulační. Základní varianta také slouţí především jako referenční báze pro porovnání nákladů variant na zavedení inteligentního měření. Tato varianta není v současné době v rozporu se směrnicí 2009/73/ES, která nedefinuje závazné termíny ani způsoby zavedení AMM. Zde je nutno poznamenat, ţe v této variantě je cca 50 % z celkové roční spotřeby plynu (rok 2011) pokryto vzdálenými odečty (měření typu A a B). Vyhláška o měření plynu definuje tyto typy měření:
Průběhové měření s přepočtem hodnot na teplotu 15 °C a tlak 101,325 kPa pro suchý plyn (plyn neobsahující vodní páru, relativní vlhkost rovna nule), které provádí průběţný záznam hodnoty mnoţství plynu za měřicí interval o
s denním přenosem údajů - měření typu A (měřicí interval je 1 hodina),
o
s jiným neţ denním přenosem údajů - měření typu B (měřicí interval je 1 hodina),
o
průběhové měření bez přepočtu hodnot, které provádí průběţný záznam hodnoty mnoţství plynu za měřicí interval - měření typu S (měřicí interval je 1 hodina).
Naměřené údaje u průběhového měření jsou přenášeny a vyhodnocovány vţdy pro obchodní jednotku 1 plynárenský den.
Neprůběhové měření bez přepočtu hodnot, a to o
s měsíčním vyčítáním údajů - měření typu CM (základní interval pro zpracování naměřených údajů měřicího zařízení 1 měsíc),
o
s jiným neţ měsíčním vyčítáním údajů - měření typu C (zpracování údajů z měření plynu je standardně prováděno jedenkrát za 12 měsíců, nejdéle však jedenkrát za 18 měsíců).
Tato varianta připadá v úvahu v případě, ţe nebude na základě ekonomického posouzení proveditelná jiná varianta zavedení AMM pro segment plynu. Hlavní výhoda Základní varianty spočívá v tom, ţe jako jediná neznamená navýšení nákladů/ceny plynu z pohledu PDS, operátora trhu a zákazníka. Tato varianta není v současné době v rozporu se směrnicí 2009/73/ES, která nedefinuje závazné termíny ani způsoby zavedení AMM.
21
Varianta Základní poskytuje moţnosti ovlivňování spotřeby plynu prostřednictvím:
zásobníků plynu, které dokáţí pojmout aţ 30 % roční spotřeby plynu v ČR (především sezónní změny ve spotřebě plynu),
akumulační schopnosti plynárenské soustavy (okamţité změny ve spotřebě plynu),
dispečerského řízení.
Varianta Plošná Varianta Plošná představuje instalaci inteligentních měřidel na 100 % OM (celkově se dle dnešního stavu jedná o přibliţně 2,87 mil. OM). V praktické podobě se jedná o variantu teoretickou z hlediska 100 % pokrytí OM, neboť se předpokládá, ţe vţdy budou existovat místa, kde z technických důvodů nebude moţné zajistit dálkovou komunikaci a řešení bude muset být náhradním způsobem. Charakteristika této varianty spočívá v tom, ţe při osazování odběrného místa (OM) se nečiní rozdíly v povaze a velikosti odběru, inteligentní měřidla se osazují na všechna OM, kde je to technicky moţné. V této variantě se předpokládá, ţe dojde ke změnám v oblasti technické, procesní, právní i regulační. Varianta Plošná představuje nahrazení 100 % měřidel novými typy inteligentních měřidel na bázi AMM se zakázanými povely směrem k zákazníkovi, tj. s pouze omezenou obousměrnou komunikací. Varianta Plošná byla vybrána pro ekonomické vyhodnocení, a to zejména z důvodu:
zajištění 100% pokrytí oblastí odečtu OM, coţ vede k niţším měrným nákladům na zajištění komunikace s OM,
zajištění jednotného řešení technologie, od provádění odečtů aţ po integraci dat v systému,
zajištění nejniţších měrných nákladů na jedno OM.
Základním stavebním prvkem varianty Plošná jsou inteligentní měřicí zařízení, která v sobě sdruţují mimo měření i funkcionality systému pro přenos dat. Popis nejvýznamnějších prvků systému integrovaných v plynoměru je uveden v následujících bodech:
Měřicí prvek je určen pro měření spotřeby plynu (digitální).
Přenos dat z inteligentních měřicích zařízení je předpokládán prostřednictvím technologie GPRS, případně jiné technologie.
Uzavírací ventil je funkcionalita inteligentních měřicích zařízení, která slouţí k případnému odpojení OM od dodávky plynu.
Dalším prvkem je koncentrátor. Koncentrátor sbírá průběţně data z inteligentních měřicích zařízení, zaznamenává jejich časy a periodicky je předává do datové centrály. Podle typu a moţností koncového prvku je koncentrátor schopen předávat příkazy k uzavření ventilu nebo zobrazení zprávy na displeji OM. Koncentrátor je schopen poskytovat na vyţádání nebo automaticky informace o stavu zpracování jednotlivých úloh a umoţní řízení úloh nadřazeným systémem. Centrálním místem systému inteligentního měření je jedna nebo více datových centrál. Datová centrála je vysokovýkonné shromaţdiště velkého objemu dat sebraných v reálném čase. Slouţí pro ukládání naměřených hodnot a jako datový zdroj pro ostatní připojené
22
moduly. Uchovává kompletní historické záznamy měření obsluhované sítě. Prostřednictvím datové centrály se řídí a zpracovávají odečty OM a provádí se validace a agregace dat. Centrála dále monitoruje, udrţuje a řídí síť inteligentních měřicích zařízení a koncentrátorů a předává data dalším IT systémům dotčených subjektů. Délka zúčtovacího období činní pro zákazníky v kategoriích MO a DOM zpravidla 12 kalendářních měsíců. Odečet pro vyúčtování dodávek je prováděn jednou ročně a je shodný s variantou Základní. Hlavní nevýhodou této varianty je významné navýšení nákladů pro všechny dotčené subjekty (zejména PDS) a tedy citelné navýšení ceny plynu pro zákazníky. Varianta Plošná neposkytuje další moţnosti ovlivňování spotřeby plynu nad rámec varianty Základní. 3.3.
Harmonogram
Pro variantu Plošná byla s respektováním specifik ČR (zejména legislativa), predikována délka přípravné fáze zavedení AMM 7 let a délka realizační fáze 10 let. Harmonogram přípravy a zavedení systému AMM je uveden na následujícím obrázku. Obrázek 2 Časový harmonogram přípravy a zavedení systému AMM, příprava 7 let, realizace 10 let
Činnosti zvýrazněné v harmonogramu červenou barvou musí být koordinovány a provedeny na celostátní úrovni.
23
4.
Kvalitativní vyhodnocení zavedení AMM v plynárenství ČR
4.1.
Základní aspekty kvalitativního vyhodnocení
Koncepce a technický stav plynárenské soustavy ČR a způsob jejího provozování je na relativně vysoké úrovni. Indikátorem kvality plynárenské soustavy a jiţ pouţívaných nástrojů jejího řízení jsou i příznivé hodnoty technických ztrát jak v absolutních hodnotách, tak ve srovnání s jinými zeměmi EU, resp. provozovateli soustav v těchto zemích. V současné době (varianta Základní) je v ČR cca 50 % z celkové roční spotřeby plynu (rok 2011) pokryto vzdálenými odečty (měření typu A a B). Jedná se o zákazníky typu VO, SO a část zákazníků typu MO. Měření u velkých odběratelů plynu jiţ dnes umoţňuje nejen dálkový odečet spotřeby, ale také nabídku sledování průběhu spotřeby samotným odběratelem a tím jeho motivaci k úsporám a optimalizaci spotřeby a nákladů na energii. Kromě toho u těchto měřicích zařízení je téměř vyloučena moţnost nelegálního odběru a tedy vzniku netechnických ztrát. Zavedení AMM v plynárenství ČR ve variantě Plošné bude představovat nahrazení 100 % měřidel novými typy inteligentních měřidel na bázi AMM se zakázanými povely směrem k zákazníkovi, tj. s pouze omezenou obousměrnou komunikací. Zavedením inteligentního měření v plynárenství lze očekávat zlepšení identifikace problémů s měřením a zvýšení kvality odečtů. Počet reklamací můţe mít bezprostředně po instalaci výraznější nárůst, nicméně v horizontu několika let lze očekávat jeho stabilizaci na úrovni niţší neţ je současná, a to především v případě oprávněných reklamací. Obecně lze konstatovat, ţe by mělo dojít k zlepšení kvality a dostupnosti informací pro zákazníka i obchodníka. U obchodníka se tato skutečnost můţe promítnout do zpřesnění měsíčních alokací (sníţení odchylek mezi predikcí a skutečnou spotřebou plynu). V neposlední řadě můţe dojít k eliminaci dnes pouţívaných TDD pro výpočet spotřeby (pouze v případě přenášení dat operátorovi trhu na denní bázi a 100% pokrytí). V následujícím textu jsou popsány benefity související se zavedením AMM, které jsou relevantní pro ČR, přičemţ se vycházelo z dokumentů EK k zavedení AMM:
Provozování systému měření
Odečet měřicích zařízení
Vyúčtování dodávek (fakturace)
Asistenční sluţby pro zákazníky
Provozní náklady a údrţba samotné měřicí techniky
Odloţené investice do distribuční soustavy, příp. přenosové soustavy a výroby
Technické a netechnické ztráty
Spotřeba a špičkové zatíţení
Přerušení dodávek plynu
CO2 a jiné znečišťující látky
4.2.
Kvalitativní vyhodnocení očekávaných přínosů, nákladů a rizik
Vyhodnocení je provedeno s vědomím, ţe zavedení AMM je investičně, provozně a ekonomicky náročný projekt, jehoţ výhodnost pro společnost i konečného uţivatele se
24
potvrdí pouze v případě, ţe reálně dosaţitelné celkové přínosy převýší vynaloţené náklady. Vyhodnocení je dále provedeno podrobněji podle kategorií předpokládaných přínosů v dokumentaci Evropské komise k zavedení AMM. 4.2.1.
Provozování systému měření
Provozováním systému měření se rozumí procesy a činnosti spojené s instalací měřicích zařízení, výměnou pro metrologické ověření nebo pro poruchu, výměnou při změně kategorie odběru, ukončení a obnovení dodávky, apod. Očekává se, ţe zavedením AMM dojde ke sníţení některých nákladových poloţek provozovatele sítě, zejména nákladů na zaměstnance a nákladů na dopravu. Sníţení nákladů vyplývá z předpokladu, ţe systém inteligentního měření umoţní značnou část těchto provozních zásahů vykonat dálkově bez fyzické návštěvy OM. Na straně druhé je třeba počítat s tím, ţe systém AMM je technicky sloţitější a vnáší do sítě a jejích komponent nová technická zařízení, která budou vyţadovat péči, údrţbu a řešení poruch nebo řešení vadných nebo neuskutečněných přenosů dat. I samotné dálkové provedení provozních operací vyţaduje kvalifikovanou obsluhu ICT aplikací v centru řízení AMM a její náklady musí být brány v úvahu. Riziko nedosaţení očekávaného, resp. maximálního přínosu v této oblasti je dáno dosud málo vyspělou a v provozních podmínkách neověřenou technologií (měřidla, komunikační moduly, koncentrátory, komunikační cesty, atd.), která můţe generovat vyšší objemy poruch. Likvidace těchto poruchových stavů vyvolá dodatečné náklady na kvalifikovanější personál a samozřejmě náklady dopravní. Riziko je dále dáno neexistencí jednotných standardů pro oblast inteligentního měření v plynárenství. Tento benefit je zahrnut v porovnání nákladů (OPEX i CAPEX) Základní a Plošné varianty. 4.2.2.
Odečet měřicích zařízení
Očekává se, ţe zavedením AMM mohou provozovatelé sítí dosáhnout sníţení měrných nákladů na provedení jednoho odečtu, neboť systém AMM umoţní dálkový odečet měřicích zařízení. Za předpokladu bezchybného a kvalitního přenosu dat do odečtové centrály mohou být uspořeny náklady na zaměstnance a dopravní náklady. Další úspory mohou vzniknout při nepravidelných odečtech z důvodu změny dodavatele nebo odběratele v OM. Celková míra úspor je pak dána především četností pravidelného odečtu. V ČR je četnost odečtů stanovena legislativou na 18 měsíců, přičemţ se standardně odečítá kaţdých 12 měsíců, coţ je dobrý kompromis jak z hlediska provozovatele sítě, tak z hlediska zákazníka. Dále je míra úspor závislá na technologické úrovni měřicích zařízení a z ní vyplývající produktivity práce při odečtu. V případě digitálních měřicích zařízení s odečtem do mobilních terminálů je produktivita práce a kontrola kvality práce odečítače výrazně vyšší neţ při ručním záznamu stavu číselníků do protokolu. Na straně nákladů je třeba počítat s tím, ţe řízení a provedení dálkových odečtů vyţaduje určitý počet zaměstnanců s vyšší kvalifikací neţ je vyţadována u profese odečítač, dále s náklady na provoz ICT aplikací, zejména odečtové centrály a náklady na komunikaci mezi OM a centrálou řízení AMM. Riziko nedosaţení přínosů je obdobné jako v kapitole 4.2.1. Tento benefit je zahrnut v porovnání nákladů (OPEX i CAPEX) Základní a Plošné varianty.
25
4.2.3.
Vyúčtování dodávek (fakturace)
Zavedením AMM se nezmění procesy, činnosti a náklady spojené s vyúčtováním dodávek, při nezměněné frekvenci fakturace. Po dokončení zavedení a úplném osvojení celého systému AMM lze očekávat redukci chybných faktur a jejich oprav na základě reklamací zákazníků. Vzhledem k tomu, ţe v současnosti jiţ opravy faktur na základě reklamací zákazníků dosahují velmi nízkých hodnot, očekávání přínosů se jeví zcela zanedbatelné. Tento benefit není zahrnut v porovnání nákladů (OPEX i CAPEX) Základní a Plošné varianty. 4.2.4.
Asistenční služby pro zákazníky
Očekávání přínosů je moţné korektně uvaţovat aţ po úplném zavedení systému inteligentního měření a jeho provozním osvojení. Zdrojem přínosů můţe být omezení kontaktů zákazníků za účelem dotazů na informace o OM, za účelem reklamací a nejasností ve vyúčtování dodávek a dalších kontaktů, které mohou být eliminovány tím, ţe odpovídající informace bude mít zákazník k dispozici přímo v místě odběru nebo zprostředkovaně přes internetové aplikace. V průběhu zavedení AMM lze oprávněně předpokládat, ţe četnost a rozsah kontaktů zákazníků s call centry provozovatelů sítí nebo obchodníků výrazně vzroste, coţ vyvolá dodatečné náklady na zaměstnance a technické vybavení. Po plném zavedení a adaptaci zákazníků na nový systém lze očekávat nepatrné sníţení počtu poţadavků souvisejících s obsluhou zákazníků. V celém hodnoceném období předpokládáme nulovou změnu těchto nákladů oproti stávající variantě. Riziko nedosaţení tohoto očekávání spočívá v samotném chování a mentalitě zákazníků, zejména domácností. Dle provedených průzkumů je zájem o pokrokové komunikační cesty s dodavateli energií nízký a další směr vývoje není dobře predikovatelný. Tento benefit není zahrnut v porovnání nákladů (OPEX i CAPEX) Základní a Plošné varianty. 4.2.5.
Provozní náklady a údržba samotné měřicí techniky
Pro účely stanovení míry dosaţitelných přínosů je důleţité uvaţovat výchozí stav technické úrovně nyní instalovaných měřicích zařízení. Zákazníci v kategoriích MO a DOM jsou vybaveni mechanickými, převáţně membránovými, plynoměry, které se vyznačují vysokou spolehlivostí. S přihlédnutím k této výchozí situaci se očekává, ţe provoz měřidel typu AMM a jejich periferií (baterie, komunikační moduly, atd.) vyvolá vyšší četnost poruch a vyšší náklady na opravy a údrţbu. Toto pak je rizikem nedosaţení alespoň nákladové neutrality provozu a údrţby měřicích zařízení ve vztahu k současnému stavu. Náklady na provoz a údrţbu samotné měřicí techniky jsou zahrnuty v porovnání nákladů (OPEX i CAPEX) Základní a Plošné varianty. 4.2.6.
Odložené investice do distribuční a přepravní soustavy
V podmínkách ČR není potřeba vyrovnávat průběh spotřeby plynu prostřednictvím AMM (viz kapitola 2.3). Proto zavedením AMM nedojde k zrovnoměrnění spotřeby plynu. Redukci či odloţení investic do plynárenské soustavy zrovnoměrněním odběrů plynu a moţnosti její lokální i širší optimalizace není v plynárenství ČR moţné očekávat. Tento benefit není zahrnut v porovnání nákladů (OPEX i CAPEX) Základní a Plošné varianty.
26
4.2.7.
Technické a netechnické ztráty
V plynárenství ČR se neočekává sníţení spotřeby plynu v souvislosti se zavedením inteligentního měření. V této souvislosti nelze očekávat sníţení technických ztrát. Očekávání přínosů ve sníţení netechnických ztrát je zcela opodstatněné, avšak jen v části neoprávněných odběrů způsobených zásahy do měřicích zařízení a nikoli neoprávněnými odběry uskutečněnými přímo v soustavě nebo neměřených částech domovních rozvodů. V této oblasti poskytuje zavedení AMM pomocné nástroje pro lokalizaci významnějších neoprávněných odběrů. Naproti tomu je korektní uvaţovat, ţe zpracování, validace alarmů a zpracování a analýza bilancí vyţaduje určité náklady na provoz a obsluhu ICT aplikací (provozní náklady, personál). Benefit sníţení netechnických ztrát je zahrnut v porovnání nákladů (OPEX i CAPEX) Základní a Plošné varianty. 4.2.8.
Spotřeba a špičkové zatížení
V podmínkách ČR se očekává, ţe zavedením AMM nebude dosaţeno redukce absolutní spotřeby plynu ovlivňováním chování zákazníků na základě informací ze systému AMM aţ „do domu“, např. prostřednictvím Home Display. Toto potvrzují výsledky dostupných pilotních projektů realizovaných v ČR. Nicméně je nutno konstatovat, ţe v současné době není k dispozici adekvátní objem pilotních projektů pro komplexní vyhodnocení. Některé pilotní projekty ještě probíhají a jejich výsledky budou známy aţ v průběhu roku 2013. Při stanovení míry očekávání přínosu ve spotřebě a sníţení špičkového zatíţení je třeba v podmínkách ČR počítat s nulovým přínosem. Nadále by mělo probíhat ověřování tohoto parametru v pilotních projektech na území ČR. Při ekonomickém hodnocení byla zpracována citlivostní analýza tohoto parametru. Jedním z očekávání EK je, ţe zavedení AMM umoţní optimalizaci odběrů (vyrovnávání odběrového diagramu) v plynárenské soustavě a tím dosaţení úspor při přepravě plynu, při vtláčení/čerpání plynu do/ze zásobníků pro krytí zátěţových špiček, dále dosaţení úspor v dimenzování kapacit soustavy a v neposlední řadě i úspor na technických ztrátách (viz předchozí hodnocení). Vzhledem k tomu, ţe v ČR není potřeba optimalizace spotřeby ve špičkách (s výjimkou stavů nouze), protoţe plynárenská soustava má vlastní významnou akumulační schopnost a kapacita zásobníků plynu pro potřeby ČR je dostatečná, nelze očekávat v této oblasti ţádné úspory. Předpokládá se, ţe zavedení AMM umoţní dálkové přerušení dodávky plynu v případě předcházení či vzniku stavů nouze. Tato moţnost můţe účinně zabránit lokálním i rozsáhlejším přerušením dodávky plynu a její význam je velmi pozitivní. 4.2.9.
Přerušení dodávek plynu
Očekávání, ţe zavedením AMM se vytvoří podmínky a fakticky dojde k významnějšímu zlepšení sledovaného parametru průměrné doby přerušení, není v podmínkách ČR relevantní. Tento benefit není vyčíslen a není zahrnut do porovnání variant Základní a Plošná.
27
4.2.10. CO2 a jiné znečišťující látky Zavedením AMM se v ČR neočekává sníţení spotřeby plynu, proto nelze očekávat s tím spojené sníţení produkce CO2 a dalších látek znečišťujících ovzduší. Tento benefit není vyčíslen a není zahrnut do porovnání variant Základní a Plošná. 4.3.
Investice a náklady zavedení AMM
Za účelem zřízení systému AMM a získání očekávaných přínosů musí provozovatelé soustav a další účastníci trhu s plynem, např. operátor trhu, realizovat dále specifikované investice a v průběhu provozování nést odpovídající provozní náklady. Kromě toho musí být vzaty v úvahu zmařené investice a náklady spojené s likvidací stávajících plynoměrů. 4.3.1.
Nové investice
Je třeba vzít v úvahu, ţe ačkoli vlastní měřicí zařízení tvoři významnou část investičních výdajů systému AMM, většina výdajů směřuje do podpůrné infrastruktury v oblasti ICT, úprav distribuční sítě za odběrnými místy a modernizace odběrných míst pro instalaci inteligentních měřičů. Hlavními poloţkami těchto investic jsou:
Příprava a zavedení AMM (investičního charakteru)
Pořízení a instalace inteligentních měřicích zařízení a jejich periferií (samostatných modulů). Ocenění těchto investic bude redukováno o neuskutečněné investice do klasických měřicích zařízení, která jiţ nebudou v průběhu a dokončení zavedení pořizována
Pořízení nových aplikací a systémů ICT podpory pro AMM (odečtové centrály, předzpracování dat, archivace dat, interface na fakturační systémy a systémy provozovatelů plynárenských soustav, obchodníků a operátora trhu)
Pořízení komunikačních systémů pro přenos dat a povelů, pokud budou součástí sítě
Investice do úpravy nebo úplné modernizace odběrných míst u zákazníků z důvodu, ţe technicky nevyhovují potřebám instalace měřicích zařízení a dalších komponent pro zavedení AMM
Investice do úprav regulačních stanic pro potřeby instalace měřicích zařízení, koncentrátorů či dálkově ovládaných prvků
4.3.2.
Zmařené investice
Protoţe zmařené investice nejsou hotovostním výdajem, nejsou zahrnuty do ekonomického hodnocení. Do ekonomického hodnocení jsou zahrnuty pouze výdaje na likvidaci stávajících měřicích zařízení. Jedná se o vyřazení a likvidaci nedoţitých stávajících měřicích zařízení, která budou ze sítě v průběhu a dokončení zavedení AMM staţena. 4.3.3.
Provozní náklady
Technologie dálkových odečtů přináší úspory na personálních nákladech spojených s odečty a obsluhou odběrných míst, zároveň vyţaduje navýšení počtu vysoce kvalifikovaného personálu pro obsluhu moderních technologií a při návazném zpracování dat. Hlavní hodnocené skupiny provozních nákladů jsou:
Náklady přípravy a zavedení AMM provozního charakteru, zejména pasportizace a získání dalších podkladů pro zpracování projektové dokumentace nasazení AMM
Náklady na provoz a údrţbu inteligentních měřicích zařízení
28
Náklady provozování a údrţby odpovídajících systémů a aplikací IT podpory AMM u dotčených účastníků trhu s plynem (provozovatelů plynárenské soustavy, obchodníků s plynem a operátora trhu)
Náklady na provozování a údrţbu telekomunikačních systémů zřízených provozovateli plynárenské soustavy tj. provozování sítí a jejich vybavení, včetně pronájmů míst pro umístění komunikačních prvků
Náklady na telekomunikační sluţby nakupované na telekomunikačním trhu od třetích stran
Náklady provozovatelů plynárenské soustavy vyvolané provozováním a údrţbou síťových komponent, které jsou instalovány pro účely AMM
Náklady na školení a rekvalifikaci personálu účastníků trhu s plynem
Marketingové náklady na edukaci zákazníků a jejich motivaci k přijetí nové technologie a vyuţití nových moţností péče o hospodaření s energií
29
Zkušenosti z pilotních projektů zavedení AMM v plynárenství ČR
5.
V České republice a v zahraničí nejvýznamnější provozovatelé distribučních soustav provádějí vlastní pilotní projekty v oblasti inteligentního měření. Nezbytnou podmínkou pro správné posouzení moţnosti zavedení inteligentního měření v České republice je i analýza výstupů či dílčích závěrů plynoucích z těchto pilotních projektů. V oblasti plynárenství byla získána data z pilotních projektů energetické skupiny působící v ČR a dalších evropských zemích. Zkušenosti plynárenské skupiny z pilotního projektu v ČR
5.1.
Rozsah pilotního projektu:
Pilotní projekt byl spuštěn v roce 2010.
V plánu bylo nainstalovat 5000 ks inteligentních měřidel pro plyn do roku 2012.
V současné době bylo aktuálně nainstalováno 2 500 ks inteligentních měřidel (plyn).
Hlavním cílem pilotního projektu je ověření pouţitých technologií.
Benefity pilotního projektu:
Výsledek ekonomického posouzení pilotního projektu je negativní.
Nebyly identifikovány změny v oblasti spotřeby plynu.
Ve vybraných lokalitách bylo zjištěno sníţení netechnických ztrát.
Pouţitá komunikace inteligentního měření:
Kombinace LAN/WAN, GPRS
PLC (test multiutility)
Získané zkušenosti z pilotního projektu:
5.2.
Oproti předpokladu byly zjištěny vyšší náklady oproti stávajícímu stavu: o
CAPEX cca 4x aţ 8x vyšší
o
OPEX cca 2x aţ 3x vyšší
Při komunikaci s domácím displejem nelze zajistit ţivotnost plynoměru po dobu cejchu (baterie). Zkušenosti plynárenské skupiny z evropských zemí
Rozsah pilotních projektů:
První pilotní projekt byl spuštěn v roce 2006, druhý v roce 2008.
V plánu prvního projektu bylo nainstalovat 100 000 ks inteligentních měřidel pro elektro/plyn, v druhém projektu byla plánovaná instalace 3 000 ks inteligentních měřidel pro elektro/plyn
V současné době bylo aktuálně nainstalováno 30 000 ks inteligentních měřidel (elektro/plyn) v prvním projektu a všechna měřidla AMM ve druhém.
V jednom z pilotních projektů se testuje předplacená sluţba.
Přínosy pilotního projektu:
Výsledek ekonomického posouzení pilotního projektu je negativní.
Nebyly identifikovány změny v oblasti spotřeby plynu. 30
Pouţitá komunikace inteligentního měření:
Kombinace SMS a GPRS
Kombinace PLC a GPRS
Přenos dat na domácí displej je v jednom z projektů pomocí komunikace RF/Wireless Mbus/Zeegbee.
Získané zkušenosti z pilotních projektů:
Byla zjištěna poruchovost inteligentních měřidel (vyšší neţ 3 %).
Byly zjištěny problémy s PLC a GPRS komunikací.
Největším zdrojem poruch a následně výjezdu servisních techniků bylo pouţití domácích displejů ve spojení s inteligentním měřidlem.
31
6.
Ekonomické vyhodnocení zavedení AMM v plynárenství ČR
6.1.
Metodika modelu
Cílem ekonomické analýzy je odpovědět na otázku, zda má zavedení technologie inteligentního měření pozitivní efekt pro společnost. Pro dosaţení tohoto cíle byl vytvořen ekonomický model zavedení AMM v plynárenství ČR, který na základě zjištění předcházejících projektů porovnává vybranou variantu Plošnou s variantou Základní. Model zohledňuje všechny relevantní výdajové a příjmové poloţky zavedení v časovém rozlišení a umoţňuje změnou parametrů určit citlivost výsledků na tyto parametry. 6.1.1.
Metodika diskontovaných peněžních toků (DCF)
Model je zaloţen na metodice diskontovaných peněţních toků – DCF (Discounted Cash Flow), která spočívá v ocenění projektu pomocí časové hodnoty peněz. Jedná se o výnosovou metodu, při které jsou budoucí peněţní toky (odchozí a příchozí) diskontovány tak, aby byla stanovena čistá současná hodnota – NPV (Net Present Value). Metoda DCF je široce vyuţívána při investičním rozhodování. Výstupem modelu je čistá současná hodnota (NPV) rozdílových výdajů spojených s přípravou, zavedením a provozem technologie inteligentního měření a souvisejících benefitů získaných oproti stávajícímu stavu vyjádřených jako hotovostní příjmy. 6.1.2.
Princip stanovení rozdílu mezi Základní a Plošnou variantou
Pro varianty Základní a Plošná jsou porovnávány výdaje v jednotlivých letech (investiční a provozní), dále jsou spočítány příjmy z benefitů. Výsledná hodnota NPV je součet diskontovaných benefitů a rozdílu výdajů za hodnocené období. 6.1.3.
Hodnocené období
Pro potřebu porovnávání a hodnocení variant zavedení AMM jsou v modelu započteny výdaje a příjmy plynoucí z první vlny instalace technologie inteligentního měření. Ve chvíli nahrazení prvních inteligentních měřidel (po uplynutí jejich certifikace, která je stanovena legislativou na 10 let) novými přístroji se, úměrně rychlosti náhrady, sniţují i započtené výdaje a příjmy a do kalkulace výdajů a příjmů je reflektován pouze poměr dle podílu inteligentních měřidel z první vlny instalací. Celé období, za které se počítá ekonomický model, je sloţeno z částí:
Přípravná fáze (7 let) – období před zahájením samotné instalace měřicích zařízení, ve kterém probíhá příprava příslušné legislativy, příprava detailního plánu zavádění, výběrová řízení na dodavatele technologie, nákup technologie, školení personálu apod.
Realizační fáze (10 let) – doba, po kterou dochází k osazování odběrných míst novou technologií, aţ po dobu, kdy budou všechna odběrná místa v ČR osazena.
Provozní fáze (10 let dle certifikace měřicího zařízení) – doba, po kterou je technologie provozována, neţ dojde k její výměně. Tato fáze obsahuje doběh, tj. období, ve kterém je v modelu uvaţováno postupné vyřazování inteligentních měřidel bez náhrady a zároveň dochází k dočerpání z nich plynoucích benefitů. Jedná se o teoretický předpoklad, který umoţní provést kalkulaci na časově uzavřeném období.
32
Období (počet let), za které se počítá ekonomický model, je tedy následující: Přípravná fáze
Realizační fáze
Fáze provozu / doběh
7
10
10
Znázornění průběhu přípravy a zavedení AMM a příslušný průběh výdajů a příjmů je na následujícím obrázku. Obrázek 3 Časový průběh výdajů a příjmů přípravy a zavedení AMM
6.1.4.
Zastoupení účastníků na trhu s plynem
Při sestavení modelu byly uvaţovány výdaje a dopady na všechny relevantní účastníku trhu, od výroby, přes distribuci a obchod aţ k samotnému zákazníkovi včetně dopadů na trh samotný prostřednictvím operátora trhu. Byly identifikovány hlavní čtyři skupiny („nositelé“) nákladů a přínosů.
Distribuce – provozovatel distribuční soustavy je nositelem valné většiny nákladů zavedení AMM (zejména pořízení, instalace a provoz plynoměrů, komunikace, sběr a zpracování dat, IT systémy). Provozovatel distribuční soustavy je také hlavním příjemcem benefitů, které plynou ze zavedení AMM (zejména úspory z provozu staré generace plynoměrů, odečtů a sníţení netechnických ztrát).
Operátor trhu – jehoţ IT systémy musí být připraveny na provoz AMM, resp. jeho role je klíčová pro správné fungování trhu v ČR.
Obchod – detailní údaje o datech měření umoţní obchodníkům nový rozměr segmentace zákazníků a zpřesnění predikce spotřeby.
Zákazník – hlavním benefitem pro zákazníka je lepší dostupnost informací o spotřebě a ceně za odebraný plyn, úspora ze sníţení spotřeby se neočekává. Náklady zákazníka nebyly identifikovány.
Ostatní – mezi ostatní patří stát ČR jako takový a provozovatel přepravní soustavy.
V hodnotovém řetězci plynu je nutné zohlednit také přepravu, nicméně přímé náklady a benefity u přepravce plynu nebyly identifikovány. Nepřímé benefity jsou promítnuty prostřednictvím ceny plynu na zákazníka.
33
6.2.
Vstupní parametry modelu
Model je definován parametry a jejich vazbami. Vstupem modelu jsou všechny poloţky příjmů a výdajů související se zavedením a pouţíváním technologie AMM v ČR a parametry kvantifikující prvky, činnosti, subjekty nebo popisující okrajové podmínky činnosti modelu. Pro účely analýzy variant a jejich přehledného hodnocení jsou výstupní hodnoty z modelu sloučeny do skupin dle oblastí (účelu) nebo subjektů (distribuce, obchod aj.). Tyto „agregované“ poloţky jsou pak spolu porovnávány. 6.2.1.
Seznam agregovaných výdajových položek
Tabulka 4 obsahuje výčet poloţek investičních výdajů a provozních nákladů pouţitých v modelu. Tabulka 4 Seznam agregovaných výdajových položek Popis poloţky výdajů
Vstupy tvořící poloţku CAPEX Montáţ nových standardních MZ CAPEX Montáţ nových AMM MZ
OPEX
Montáţ a demontáţ stávajících MZ (operativa, demontáţ z důvodu instalace AMM)
OPEX
Likvidace MZ
OPEX
Úprava OM
OPEX
Opakované návštěvy OM vlivem zavedení
MZ - výdaje na instalaci
CAPEX Pořízení standartních MZ CAPEX MZ - výdaje na pořízení
Pořízení průběhových MZ a komunikačních jednotek
CAPEX Pořízení AMM MZ OPEX Výdaje na sběr a zpracování dat OPEX z MZ
Výdaje na komunikaci
Opravy a ověření MZ Sběr a zpracování dat z MZ AMM (bez DC a komunikací)
OPEX
Komunikace měřidel
OPEX
Komunikace GPRS pro AMM
OPEX
Bezpečnost
34
standardních
průběhových
Popis poloţky výdajů
Vstupy tvořící poloţku CAPEX Datová centrála a komunikace
Výdaje ICT – distribuce Datová centrála
OPEX
CAPEX Výdaje na IS Výdaje IT – operátor trhu Výdaje na IS
OPEX
CAPEX Výdaje na IS Výdaje IT – prodej Výdaje na IS
OPEX
CAPEX Výdaje přípravné fáze Ostatní výdaje Ostatní provozní výdaje
OPEX
6.2.2.
Seznam agregovaných položek příjmů
Tabulka 5 obsahuje výčet přínosů/výnosů zahrnutých do výpočtů ekonomického modelu. Tabulka 5 Seznam agregovaných položek příjmů Přínosy
Vstupy zahrnuté do příjmů OPEX
Úspora na odpojení dodávky plynu
OPEX
Úspora výdajů při změně dodavatele plynu
OPEX
Opravy
Netechnické ztráty
OPEX
Úspora na sníţení netechnických ztrát
Celkové úspory na sběru a zpracování dat
OPEX
Úspora na sníţení výdajů na manuální odečty
Provoz MZ
6.3.
Srovnání variant Základní a Plošná
6.3.1.
Hodnoty NPV
Ze srovnání varianty Plošné (100% pokrytí technologií AMM, doba instalace 10 let) se Základní variantou vyplývá, ţe zavedení AMM v plynárenství ČR má za stávající situace negativní dopad na společnost, respektive na zákazníka. Zavedení AMM by vedlo k nárůstu regulované sloţky ceny plynu, která by nebyla kompenzována dostatečnými přínosy v jiných oblastech.
35
V uvaţovaném časovém horizontu existuje riziko nepředvídatelného zvýšení reálné ceny peněz (nad uvaţovanou hodnotu). Ze srovnání variant Základní a Plošná byla vypočtena záporná čistá současná hodnota ve výši - 17,26 mld. Kč (NPV diskontováno k 1. 1. 2013). V současné době a za současných podmínek není zavedení AMM v plynárenství ČR ekonomicky efektivní. Hlavním předpokladem pro ekonomickou efektivnost je výrazné sníţení ceny technologií. Hodnoty výdajů porovnávaných variant Základní a Plošné uvádí Graf 2 a Graf 3. Graf 2 Vývoj celkových investičních výdajů, porovnání variant Základní a Plošné (scénář 10 let zavádění)
Graf 3 Vývoj celkových provozních výdajů, porovnání variant Základní a Plošné (scénář 10 let)
Graf 4 a Graf 5 uvádí celkové NPV rozdílu mezi porovnávanými variantami, resp. rozdělení NPV mezi jednotlivé dotčené subjekty, které se budou podílet na zavedení AMM v plynárenství ČR (distribuce, obchod, zákazník, ostatní).
36
Graf 4 Celkové NPV
Graf 5 NPV jednotlivých skupin dotčených subjektů
6.3.2.
Analýza citlivosti na skupině nejvýznamnějších parametrů
Pro 3 nejvýznamnější parametry a agregované poloţky byla provedena citlivostní analýza. Cílem je určit citlivost výsledku (NPV) na vybrané vstupní parametry. Analýza ukázala, které parametry je potřeba sledovat s maximální pozorností. Na níţe uvedeném grafu je znázorněn vliv hlavních vstupů/parametrů na hodnotu NPV.
37
Graf 6 Citlivost NPV na hodnotách hlavních vstupů
Analýza ukazuje nejvýznamnější vliv diskontního faktoru (WACC) a investice do AMM.
Ceny instalace plynoměrů a ceny technologií systému AMM jsou stanoveny na základě prací předcházejících tomuto ekonomickému posouzení. Tyto ceny mají zásadní vliv na výsledek ekonomického hodnocení a při jejich současné výši je zavedení AMM ekonomicky neefektivní.
WACC je uvaţován v referenční hodnotě 6,1 %, a to ve vazbě na cenu vlastního a cizího kapitálu.
Absolutní úspora plynu je uvaţována v referenční hodnotě 0 %, a to z následujících důvodů:
Úspora spotřeby plynu zavedením AMM není v podmínkách ČR dosaţitelná.
Praktické zkušenosti z pilotních projektů neindikují absolutní úspory spotřeby plynu.
Absolutní úspora spotřeby plynu nevyplývá přímo ze zavedení technologie AMM.
6.3.3.
Specifikace podmínek pro pozitivní NPV
S ohledem na fakt, ţe předpokladem zavedení AMM je ekonomická efektivnost, tzn. nezáporné NPV, je vhodné nalézt prahové hodnoty jednotlivých vstupních parametrů, kterými je tento poţadavek splněn. Na základě citlivostní analýzy bylo zjištěno, ţe neexistuje ţádný parametr, který by mohl samostatně posunout hodnotu NPV do kladných čísel. Z citlivostní analýzy je dále patrné, ţe ani výrazná změna (- 50 %) nákupních cen technologie AMM neposkytuje dostatečné přiblíţení k NPV=0. 6.4.
Vyhodnocení souladu s doporučením EU
Evropská komise vydala dne 9. 3. 2012 doporučení pro oblast inteligentního měření s názvem „Commmission recommendation of 9. 3. 2012 on preparaton for the roll-out of smart metering systems“. Tento materiál se, ve své příloze, detailněji zabývá problematikou ekonomického vyhodnocení dlouhodobých nákladů a přínosů zavedení inteligentního měření v oblasti elektroenergetiky a plynárenství.
38
Annex: „Guidelines on the methodology for the economic assessment of the longterm costs and benefits of the roll-out of smart metering in accordance with Annex I of the Directives 2009/72/EC and 2009/73/EC“
Při vypracování ekonomického modelu a celkového ekonomického vyhodnocení zavedení AMM v plynárenství ČR byla jednotlivá doporučení Evropské unie uvaţována a reflektována. Základní koncept koresponduje s uvedenými doporučeními:
Výčet proměnných a parametrů v modelu (viz příloha č. 1)
Výčet výdajových poloţek
Výčet benefitů/příjmů
Při vypracování ekonomického vyhodnocení byla zohledněna lokální specifika České republiky. Detailní porovnání provedeného ekonomického vyhodnocení zavedení AMM v ČR s doporučeními Evropské komise je provedeno v příloze č. 2. Provedené ekonomické vyhodnocení zavedení AMM v plynárenství ČR ve svých základních rysech, pouţité metodologii, vstupních datech a předpokladech reflektuje vydaná doporučení Evropské komise. V případě, ţe některé doporučení bylo pro konkrétní situaci irelevantní, je toto popsáno v příloze č. 2, a to včetně komentáře se zdůvodněním.
39
7.
Doporučení pro zavedení inteligentního měření v plynárenství ČR
7.1.
Závěrečné doporučení
Vzhledem k závěrům předešlých kapitol tohoto ekonomického posouzení se nejeví jako vhodné rozhodnout o zavedení AMM v plynárenství ČR. Lze konstatovat několik zásadních zjištění:
Není dokončen návrh standardizace technických poţadavků na systém inteligentního měření v plynárenství v rámci EU.
Příprava a zavedení AMM v plynárenství by měla být koordinována s přípravou a zavedením systému inteligentního měření v elektroenergetice. V současné době zavedení AMM v elektroenergetice není finálně připraveno, bude finančně značně náročné a není jasný způsob jeho financování. Pro plynárenství, kde jsou obecně očekávány mnohem niţší přínosy, je vhodné počkat na další vývoj v oblasti elektroenergetiky.
Nebylo provedeno dostatečné vyzkoušení technologie v rámci pilotních projektů, které by potvrdily opodstatněnost zavedení AMM v plynárenství a také, které by potvrdily teoretické výpočty příjmů a výdajů. Dosavadní pilotní projekty vykazují negativní ekonomické výsledky.
Na základě současných poznatků není moţné na úrovni ČR přijmout konečné rozhodnutí o zavedení AMM v plynárenství ČR. Současná novela Energetického zákona počítá v § 16 s tím, ţe Ministerstvo průmyslu a obchodu ČR bude i nadále zpracovávat analýzy zavedení inteligentních měřicích systémů v oblasti elektroenergetiky a plynárenství.
Na základě tímto posouzením provedeného kvalitativního a ekonomického vyhodnocení záměru zavedení inteligentního měření v ČR a s přihlédnutím k dosavadním výsledkům a zkušenostem z probíhajících pilotních projektů v ČR i instalací v některých zemích EU se v ČR doporučuje následující:
Nezahajovat plošné zavedení AMM do roku 2018 a pokračovat v provozování a technologickém vývoji cestou pilotních projektů
Průběţně sledovat další technologický vývoj v oblasti inteligentních sítí a inteligentního měření zejména z hlediska vývoje parametrů a cen klíčových komponent, důleţitých pro rozhodování o zahájení přípravy a zavedení AMM.
Opakovaně vyhodnotit vhodnost a zejména efektivitu zavedení inteligentního měření nejpozději za 5 let, tj. do roku 2017.
7.2.
Odůvodnění doporučení
V ČR je vysoká úroveň plošné plynofikace. V segmentu domácností je cca 1,17 mil. odběrných míst (cca 41%) s roční spotřebou plynu niţší neţ 1,89 MWh (vyuţití plynu „pouze na vaření“).
V ČR je oproti ostatním zemím více neţ 50 % roční spotřeby plynu měřeno průběhovými měřidly a zákazník má moţnost získat aktuální informace o své reálné spotřebě.
Díky fungujícímu systému zálohových plateb se nevyskytuje zásadní problém s řízením neplatičů, netechnické ztráty jsou na nízké úrovni. Je plně funkční systém operátora trhu. Lze tedy konstatovat, ţe významnou část přínosů, které vedou jiné státy k zavedení AMM, jiţ jsou v ČR k dispozici a účastníci trhu je aktivně vyuţívají.
40
Technologie výroby a aplikační vybavenosti komponent pro zavedení AMM (měřidla a jejich periferie, telekomunikace) nejsou dosud na úrovni, která dává záruku efektivního, spolehlivého a cenově přijatelného nasazení a poté provozování s vyšší pravděpodobností dosaţení očekávaných přínosů.
Vzhledem k tomu, ţe se v plynárenství ČR k vyrovnávání okamţitých změn ve spotřebě plynu vyuţívají jiné nástroje (akumulace soustavy a zásobníky plynu viz kapitola 2.3), je potenciál AMM v této oblasti nulový.
Oblast sluţeb poskytovaných zákazníkům a přizpůsobování jejich skutečným potřebám a poţadavkům a vyvinutí motivačních nástrojů pro široké uplatnění moţností AMM si vyţádá dostatek času v období projektové a marketingové přípravy.
Případné zavedení AMM v podmínkách ČR není ekonomicky efektivní, s nepříznivým dopadem jednak do hospodaření provozovatelů soustav a zejména do regulovaných cen pro zákazníky.
Na základě analyzovaných dostupných výsledků pilotních projektů v ČR a v dalších evropských zemích nelze očekávat přínosy v úspoře plynu zavedením AMM.
Případné plošné zavedení AMM v plynárenství ČR si vyţádá především u segmentů MO a DOM splnění daleko přísnějších poţadavků na nakládání s citlivými daty s ohledem na ochranu osobních údajů a zajištění ochrany před zneuţitím dat v obchodním styku, s nepříznivým dopadem zejména do regulovaných cen pro zákazníky.
7.3.
Podmínky pro zajištění ekonomické výhodnosti zavedení AMM v plynárenství ČR
Z ekonomického hodnocení vyplývá, ţe pro technicky, technologicky a ekonomicky úspěšné zavedení AMM v plynárenství ČR je nevyhnutelné, aby bylo dosaţeno změny více parametrů a podmínek oproti stavu, který je znám v čase zpracování tohoto posouzení. Jedná se zejména o:
Podstatné sníţení cenové úrovně technických komponent systému AMM, včetně ICT infrastruktury systému AMM, na základě dalšího technologického vývoje při souběţném zvýšení provozní spolehlivosti a sníţení poţadavků (nákladů) na běţnou údrţbu. Prioritně jde o samotná měřicí zařízení a jejich periferie, resp. moduly pro všechny předpokládané funkcionality.
Výrazné zvýšení bezpečnosti a spolehlivosti, přenosové rychlosti a kapacity komunikačních sluţeb poskytovaných telekomunikačními operátory při souběţném sníţení cen pro poskytování datových sluţeb.
Dosaţení konvergence a integrity záměrů rozvoje systémů AMM a plynárenských soustav při vynaloţení minima technických a finančních prostředků.
Přezkoumání optima četnosti pravidelných odečtů měřicích zařízení z hlediska všech účastníků trhu s plynem jak z hlediska fungování trţních mechanizmů, tak z hlediska jejich nákladů.
41
Přílohy Příloha 1 Soupis vstupů a parametrů ekonomického modelu
VSTUPY - Parametry ekonomického modelu Parametr
Hodnota
Jednotka
Společné parametry (základní nastavení) Diskontní sazba
6,1
%
Inflační koeficient
2,0
%
Průměrný roční růst spotřeby plynu
2,0
%
Průměrný roční růst ceny plynu
2,0
%
Počet fakturací / rok
1
ks
Nominální růst mezd
4,0
%
Korporátní daň
19,0
%
Výpočet NPV je proveden k
2013
rok
0,0
%
0
%
Průměrný růst počtu OM Absolutní úspora plynu Průměrná cena plynu na velkoobchodním trhu (v roce 2013, v dalších letech roste o inflaci) Současná výše ztrát (technické + netechnické) Sníţení NTZ ze spotřeby MO+DOM při 100% pokrytí
42
669,12 Kč/MWh 1,9
%
0,01
%
VSTUPY – Distribuční výdaje (Nominální hodnota za celé hodnotící období) Základní
Plošná
Jednotka
CAPEX celkem
8 668
29 757
mil. Kč
Investice do standartních měřicích systémů
8 668
3 074
mil. Kč
Měřicí zařízení na OM - standardní MZ
4 538
1 631
mil. Kč
plynoměr G1,6 až G6 standardní
3 479
1 272
mil. Kč
plynoměr G10 až G400 standardní
1 059
359
mil. Kč
Montáţ standartní MZ - nové
4 131
1 443
mil. Kč
Investice do inteligentních měřicích systémů
0
19 224
mil. Kč
Měřicí zařízení na OM - AMM
0
11 768
mil. Kč
G1,6 až G6 AMM
0
9 267
mil. Kč
G10 až G400 AMM
0
2 501
mil. Kč
Montáţ AMM MZ - nové
0
7 457
mil. Kč
Investice do komunikací
0
6 848
mil. Kč
Infrastruktura AMM - opakovač signálu
0
2 814
mil. Kč
Infrastruktura - koncentrátory
0
1 257
mil. Kč
Datová centrála
0
2 777
mil. Kč
Ostatní
0
611
mil. Kč
Příprava projektu
0
184
mil. Kč
Marketing
0
0
mil. Kč
Bezpečnost
0
426
mil. Kč
Parametr
43
OPEX celkem
15 665
27 326
mil. Kč
Výdaje na provoz měřicích přístrojů
10 535
15 601
mil. Kč
1 815
892
mil. Kč
648
319
mil. Kč
Montáţ standardních a AMM MZ
5 325
5 315
mil. Kč
Demontáţ standardních a AMM MZ
1 153
1 367
mil. Kč
171
228
mil. Kč
1 423
809
mil. Kč
Periodická kontrola OM
0
1 114
mil. Kč
Pronájem míst pro koncentrátor a opakovač
0
3 474
mil. Kč
Úprava na OM vlivem zavedení AMM
0
574
mil. Kč
Vlastní spotřeba koncentrátorů a opakovačů
0
249
mil. Kč
Servis koncentrátorů a opakovačů
0
1 033
mil. Kč
Opakované návštěvy zavedení AMM
0
227
mil. Kč
Výdaje na odečet naměřených hodnot
3 219
4 735
mil. Kč
Sběr a zpracování dat z MZ std.
3 219
1 648
mil. Kč
Sběr a zpracování dat z MZ AMM (bez DC a komunikací)
0
3 087
mil. Kč
Komunikace
0
4 384
mil. Kč
Datová centrála
0
3 436
mil. Kč
Komunikace na OM
0
592
mil. Kč
Komunikace na koncentrátoru
0
355
mil. Kč
Odpojení pro neplacení, následná obnova dodávky Návštěva OM spojená se změnou na OM
Likvidace MZ Opravy
44
Ostatní
1 911
2 606
mil. Kč
Bezpečnost
0
695
mil. Kč
Marketing
0
0
mil. Kč
1 911
1 911
mil. Kč
Výdaje na vyúčtování
VSTUPY - Výdaje obchodníků (Nominální hodnota za celé hodnotící období) Základní
Plošná
Jednotka
CAPEX celkem
0
1 447
mil. Kč
Výdaje na IT v souvislosti se zavedením AMM
0
967
mil. Kč
Ostatní
0
480
mil. Kč
OPEX celkem
0
1 840
mil. Kč
Výdaje na IT v souvislosti se zavedením AMM
0
1 840
mil. Kč
Parametr
VSTUPY - Výdaje Operátora trhu (Nominální hodnota za celé hodnotící období) Základní
Plošná
CAPEX celkem
0
325
mil. Kč
Výdaje na IT v souvislosti se zavedením AMM
0
325
mil. Kč
OPEX celkem
0
456
mil. Kč
Výdaje na IT v souvislosti se zavedením AMM
0
456
mil. Kč
Parametr
45
Jednotka
VSTUPY - Celospolečenské výdaje - stát (Nominální hodnota za celé hodnotící období) Základní
Parametr
Plošná Jednotka
CAPEX celkem
0
45
mil. Kč
Legislativní a jiná příprava zavedení AMM
0
45
mil. Kč
PARAMETRY – Níže popsané parametry byly použity při stanovení výdajových vstupů Výdajové položky a ceny
Hodnota Jednotka
CAPEX Plynoměr G1,6 aţ G6 standardní
1 072
Kč/ks
10 058
Kč/ks
3 190
Kč/ks
Plynoměr G10 aţ G400 AMM
43 787
Kč/ks
Koncentrátor – včetně montáţe
34 500
Kč/ks
7 500
Kč/ks
1 100
Kč/ks
700
Kč/ks
G10 aţ G400 - standardní montáţ
3 032
Kč/ks
G10 aţ G400 vícenáklad na montáţ AMM MZ
1 000
Kč/ks
G1,6 aţ G6 standardní demontáţ
121
Kč/ks
G10 aţ G400 standardní demontáţ
750
Kč/ks
Odpojení pro neplacení
2 771
Kč/ks
Obnovení dodávky po neplacení
5 710
Kč/ks
Plynoměr G10 aţ G400 standardní Plynoměr G1,6 aţ G6 AMM
Opakovač + infrastruktura OPEX G1,6 aţ G6 AMM – standardní montáţ G1,6 aţ G6 vícenáklad na montáţ AMM MZ
46
Návštěva OM spojená se změnou OM
728
Kč/ks
Návštěva OM spojená se změnou dodavatele - celkem
306
Kč/ks
Návštěva OM spojená se změnou dodavatele - odečet
206
Kč/ks
Opravy měřicích zařízení
400
Kč/ks
48
Kč/ks
455
Kč/ks
1 500
Kč/MWh
25
Kč/ks
Index růstu osobních nákladů
4
%
Index růstu cen výrobků - měřicích a komunikačních zařízení
2
%
Index růstu cen sluţeb - provoz a instalace
2
%
Likvidace MZ Periodická kontrola OM Cena EE Cena 1 faktury Indexy
Ostatní parametry
Hodnota Jednotka
Počty prvků (předpokládané hodnoty k 1. 1. 2013) Plynoměry G1,6 aţ G400 standardní celkem
2 866 340
ks/rok
G1,6 aţ G6 standardní
2 813 768
ks/rok
52 572
ks/rok
G10 aţ G400 standardní Návštěvy OM: vývoj po zavedení AMM MZ Odpojení pro neplacení
5
%
Obnovení dodávky po neplacení
5
%
Návštěva OM spojená se změnou na OM
3
%
Návštěva OM spojená se změnou dodavatele
5
%
Odpojení pro neplacení
22 743
47
ks/rok
Návštěva OM spojená se změnou dodavatele Odečty MZ standardní
73 556
ks/rok
2 549 029
ks/rok
106 819
ks/rok
2 623
ks/rok
Opravy (předpokládané hodnoty k 1. 1. 2013) Počet opravených G1,6 aţ G6 standardní Počet opravených G10 aţ G400 standardní Použitelná MZ z operativy G1,6 aţ G6 standardní
50
%
G10 aţ G400 standardní
50
%
50
%
Použitelná demontovaná zařízení vlivem zavedení AMM G1,6 aţ G400 standardní Cejch (předpokládané hodnoty k 1. 1. 2013) G1,6 aţ G6 standardní G10 aţ G400 standardní
180 481
ks/rok
3 556
ks/rok
Poměr operativa AMM MZ vs. operativa standardních MZ Poměr operativa AMM MZ vs. operativa standardních MZ
110
%
Operativa montáž v ks G1,6 aţ G6 standardní G10 aţ G400 standardní
66 314
ks/rok
3 380
ks/rok
66 314
ks/rok
3 380
ks/rok
Operativa demontáž v ks G1,6 aţ G6 standardní G10 aţ G400 standardní
48
Ostatní parametry Počet MZ na 1 opakovač signálů Počet MZ na 1 koncentrátor
10
ks
100
ks
Vlastní spotřeba Vlastní spotřeba koncentrátor
38 kWh/rok
Vlastní spotřeba opakovač
38 kWh/rok
Příprava Počet FTE (full time equivalent) pro předpřípravnou fázi projektu (předpokládané hodnoty k 1. 1. 2013)
49
15 FTE/rok
Příloha 2 Popis souladu vstupů/parametrů ekonomického modelu v kontextu doporučení EC z 9. 3. 2012 C (2012) 1342
Popis souladu vstupů/parametrů Ekonomického modelu v kontextu doporučení EC z 9. 3. 2012 C (2012) 1342 č.
V1 V2
Obecná kategorie
Proměnné veličiny/údaje které mají být stanoveny/shromažďovány Předpokládané změny spotřeby energie %
Ekonomický model zahrnuje NE
Předpokládané změny cen energie %
ANO
Posun zatíţení ve špičkách %
Ztráty elektřiny při přenosu a distribuci %
NE
V plynárenství ČR se neočekává sníţení spotřeby plynu v souvislosti se zavedením inteligentního měření ani rovnoměrnější odběr ZP v průběhu dne. V této souvislosti nelze očekávat sníţení technických ztrát.
Odhadované nedodané minuty %
NE
Tento parametr model neobsahuje, neboť není očekáván rozdíl oproti současnému stavu.
Hodnota ztrát zatíţení; hodnota dodávek €/kWh
NE
Tento parametr model neobsahuje, neboť není očekáván rozdíl oproti současnému stavu.
Diskontní sazba %
ANO
V8
Technické náklady (např. na inteligentní měřicí přístroje, GPRS/PLC modemy atd.) €
ANO
V9
Počet inteligentních měřicích systémů, které mají být instalovány
ANO
V10
Náklady na instalaci inteligentního měřicího systému €
ANO
V11
Očekávaná ţivotnost inteligentního měřicího systému
ANO
Náklady na odečet €/rok
ANO
V7
V12
Telekomunikační úspěšnost %
NE
V13
V14 V15 V16 V17
Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1 Tento parametr model neobsahuje (viz BEN15)
V4
V6
Model neobsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v ekonomickém posouzení.
NE
V3
V5
Komentář
Míra inflace %
ANO
Sníţení nákladů spojených s vyspělostí technologie %
NE
Harmonogram provádění (počet SM/rok)
ANO
Procentní podíl měřicích přístrojů umístěných ve venkovských a městských oblastech %
ANO
Náklady na sníţení emisí €/t
Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1 Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1 Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1 Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1 Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1 Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1 Tento parametr model neobsahuje. Jedná se mandatorní poţadavek, bez jehoţ splnění nelze AMM zavést. Pro zavedení AMM se počítá s telekomunikační úspěšností vyšší neţ 99,9%. Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1 Počítá se postupným zlepšováním technologie a bezpečnosti, tzn. nedojde k sníţení ceny. Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1 Ano, model obsahuje jako parametr průměrnou hodnotu dle poměrného zastoupení počtu instalací ve městech a mimo města.
NE
V18
Tento parametr model neobsahuje (viz BEN 21)
50
č.
Obecná kategorie
Druh nákladů, které mají být sledovány pro zavedení a odhadnuty pro referenční úroveň
ANO/NE
Investice do inteligentních měřicích systémů
CAP1
ANO Investice do IT
CAP2
ANO Investice do komunikací
CAP3
ANO NE
Investice do zobrazovacích jednotek v domácnostech (připadají-li v úvahu)
CAP4 CAPEX
Výroba
Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1 Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1 Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1 Vybavení domácností domácími displeji není v ţádné hodnocené alternativě zavední AMM uvaţováno. Předpokládá se řešení bez displejů, resp. dispej na náklady zákazníka.
NE Pro plynárenství ČR není relevantní
CAP5 Přenos (resp. přeprava v plynárenství)
CAP6 NE Distribuce
CAP7
Neuskutečněné investice do konvenčních měřicích přístrojů (negativní náklady které se zařadí na seznam přínosů) Náklady na údrţbu IT
CAP8 OPE1
ANO ANO
ANO Náklady na správu sítě a počáteční náklady
OPE2
ANO Náklady na komunikace/přenos dat (např. GPRS, radiokomunikace atd.)
OPE3
ANO
Náklady na vedení scénáře
OPE4
ANO
OPE5
Výměna/porucha inteligentních měřicích systémů (postupná)
OPE6
Sníţení příjmu (např. v důsledku účinnější spotřeby)
ANO NE
Model neobsahuje. S investičními výdaji na úrovni přepravy plynu se neuvaţuje. Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1 Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v ekonomickém posouzení Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1 Ano model obsahuje - tato poloţka je zahrnuta ve výdajové poloţce správa IT Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1 Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1 Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1 Pro plynárenství ČR není relevantní
Výroba
OPE7
Pro plynárenství ČR není relevantní
OPEX
NE Distribuce
OPE8
ANO Přenos (resp. přeprava v plynárenství)
OPE9 NE Odečet naměřených hodnot
OPE10
ANO
Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1 Se změnou výdajů na provoz přepravní soustavy z důvodu zavedení AMM se neuvaţuje. Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1
Telefonní asistenční sluţby/péče o zákazníka Tyto výdaje model neobsahuje (viz BEN4)
OPE11 NE
OPE12 REL1
Spolehlivost
Náklady na odbornou přípravu (např. zaměstnanců oddělení péče o zákazníka a pracovníků provádějících instalaci zařízení) Náklady na obnovu
ANO ANO NE
Náklady na emise (zařízení na kontrolu CO2, provoz a emisní povolenky)
ENV1
Ţivotní prostředí
ENS2
Energetická bezpečnostNáklady na fosilní paliva v dopravě a provozu
NE
Ostatní OTR2
NE
Náklady na programy pro zapojení spotřebitelů
OTR1
Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1
Tyto výdaje model neobsahuje (viz BEN21)
Náklady na fosilní paliva spotřebovaná při výrobě energie
ENS1
Ano model obsahuje, poloţka je zahrnuta ve výdajích přípravné fáze.
Neefektivně vynaloţené náklady na dříve instalované (tradiční) měřicí přístroje
51
Pro plynárenství ČR není relevantní Tyto výdaje model neobsahuje (viz BEN21)
NE
Neuvaţují se dodatečné výdaje na marketingovou podporu zavedení AMM.
NE
Sunk costs nejsou peněţním tokem, proto nejsou v model zaloţeném na metodě DCF zahrnuté.
č.
Přínos
Dílčí přínos
ANO/NE
Sníţení nákladů na provoz měřidel
BEN1
Sníţení nákladů na odečty
BEN2
Sníţení nákladů na vyúčtování
BEN3 Sníţení nákladů na odečty a provozních nákladů
ANO
Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1
ANO
Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1
ANO
Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v příloze č. 1
Sníţení nákladů na telefonní asistenční sluţby/péči o zákazníka
NE
V průběhu zavedení AMM lze oprávněně předpokládat, ţe četnost a rozsah kontaktů zákazníků s call centry provozovatelů sítí nebo obchodníků výrazně vzroste, coţ vyvolá dodatečné výdaje na zaměstnance a technické vybavení. Po plném zavedení a adaptaci zákazníků na nový systém lze očekávat nepatrné sníţení počtu poţadavků souvisejících s obsluhou zákazníků. V celém hodnoceném období se předpokládá nulová změnu těchto výdajů oproti zákaldní variantě.
NE
Vliv tohoto benefitu není v souvislosti se zavedením AMM v plynárenství ČR indikován.
NE
Vliv tohoto benefitu není v souvislosti se zavedením AMM v plynárenství ČR indikován.
NE
Pro plynárenství ČR není relevantní
NE
Pro plynárenství ČR není relevantní
NE
Pro plynárenství ČR není relevantní
NE
Pro plynárenství ČR není relevantní
BEN11 é investice do výrobní
NE
Pro plynárenství ČR není relevantní
BEN12
NE
Pro plynárenství ČR není relevantní
NE
Pro plynárenství ČR není relevantní
NE
V podmínkách ČR se neočekává dosaţení sníţení absolutní spotřeby zemního plynu ovlivňováním chování konečných zákazníků na základě zavedení systému AMM. Toto tvrzení bylo potvrzeno výsledky dostupných pilotních projektů realizovaných v ČR.
NE
V ČR se neočekává potřeba optimalizace spotřeby ve špičkách, protoţe plynárenská soustava má vlastní významnou akumulační schopnost a kapacita zásobníků ZP pro potřeby ČR je dostatečná. V této oblasti nelze očekávat ţádné úspory.
BEN4
BEN5
Sníţení provozních nákladů a nákladů na údrţbu
BEN6 BEN7 BEN8 BEN9 BEN10
Sníţení nákladů na údrţbu aktiv Sníţení nákladů na poruchy zařízení
Odloţené/neuskutečněn Odloţené investice do distribuční kapacity é investice do distribuční vzhledem k návratnosti aktiv kapacity Odloţené investice do distribuční kapacity vzhledem k odpisům aktiv Odloţené/neuskutečněn Odloţené investice do přenosové kapacity é investice do přenosové vzhledem k návratnosti aktiv kapacity Odloţené investice do přenosové kapacity vzhledem k odpisům aktiv Odloţené/neuskutečněn Odloţené investice do výroby – vyrovnávací elektrárny kapacity Odloţené investice do výroby – točivé rezervy Sníţení technických
BEN13 ztrát elektřiny
Sníţení technických ztrát elektřiny (resp. plynu) Sníţení spotřeby
BEN14 Úspory nákladů na elektrickou energii
Přesun zatíţení ve špičce
BEN15 Sníţení krádeţí elektřiny
BEN16
ANO
Zpět získané příjmy v souvislosti se „smluvními“
BEN17 Sníţení obchodních ztrát podvody
Zpět získané příjmy v souvislosti se zvýšením smluvně zajištěných dodávek
BEN18 BEN19 BEN20
Omezení výpadků (díky Hodnota sluţby novým metodám sledování a informacím o Sníţení nákladů na odškodnění zákazníka síti v reálném čase)
Sníţení emisí CO2
NE
Vliv tohoto benefitu není v souvislosti se zavedením AMM v plynárenství ČR indikován.
NE
Pro plynárenství ČR není relevantní
NE
Vliv tohoto benefitu není v souvislosti se zavedením AMM v plynárenství ČR indikován.
NE
Vliv tohoto benefitu není v souvislosti se zavedením AMM v plynárenství ČR indikován.
NE
Při stanovení míry očekávání přínosu se v podmínkách ČR počítá s nulovým přínosem.
NE
Tento benefit model neobsahuje (viz BEN21)
Sníţení emisí CO2
BEN21
Sníţení znečišťování
Ano model obsahuje, podrobnosti jsou uvedeny v ekonomickém posouzení.
Sníţení znečišťování ovzduší (částic, NOx, SO2)
BEN22 ovzduší (částic, NOx, SO2)
52
Příloha 3 Zásobníky plynu v ČR a jejich role v plynárenské soustavě ČR Zásobníky plynu jsou určeny zejména k vyrovnávání mezi-sezónních změn ve spotřebě plynu a k zajištění bezpečnosti soustavy v případě významnějších výpadků v dodávkách. Česká plynárenská soustava disponuje relativně velkým objemem zásobníků, přičemţ je snaha o jeho další navyšování. Nevýhodou je geograficky jednostranná lokalizace – jsou situovány převáţně na východě ČR – na jiţní a severní Moravě. Dodávky plynu od jednotlivých producentů v průběhu roku kolísají jen minimálně. Naproti tomu jeho spotřeba v průběhu roku do značné míry kopíruje průběh venkovní teploty. Nejvíce plynu je vyuţito pro vytápění. Plynárenská společnost zajišťující dodávky plynu pro Českou republiku má dvě moţnosti – buď nakupovat mnoţství plynu podle aktuální potřeby, ale s nebezpečím, ţe cena nakupovaného plynu bude výrazně vyšší, nebo zvolit stabilnější variantu - zajistit dlouhodobým kontraktem s producentem rovnoměrnou dodávku plynu po celý rok a nespotřebovaný plyn v létě uskladnit v zásobnících. Proto jsou zásobníky důleţitou součástí vnitrostátního plynárenského systému. Zásobníky plynu lze rozdělit do dvou základních skupin:
Sezónní zásobníky Slouţí k vyrovnávání rozdílů mezi letní a zimní spotřebou. Do nich se v letních měsících ukládá nespotřebovaný plyn, který se v měsících, kdy dodávka od dodavatelů nestačí, postupně odtěţuje a dodává do přepravní soustavy a následně do distribučních soustav. Tyto zásobníky mají velkou uskladňovací kapacitu, ale menší denní těţební výkon. Pro uskladňování se vyuţívají buď vytěţená plynová nebo ropná loţiska nebo podzemní zásobníky vybudované v porézních vrstvách (tzv. akviferové zásobníky).
Špičkové zásobníky Slouţí zejména pro krytí spotřeby plynu v několika dnech s maximální spotřebou nebo k vyrovnávání výkyvů v krátkém časovém období. Na rozdíl od sezónních zásobníků mají malou skladovací kapacitu, ale velký denní těţební výkon. Výhoda špičkových zásobníků spočívá v tom, ţe v průběhu topné sezóny v období, kdy je niţší spotřeba, je moţné znovu zásobníky doplnit na maximální kapacitu. Ve světě se pro tyto potřeby vyuţívají uměle vybudované kaverny v solných loţiscích.
Z hlediska geologického charakteru lze podzemní zásobníky plynu rozdělit rovněţ na dvě skupiny:
Zásobníky vytvořené v porézním a puklinovém prostředí (tzv. porézní zásobníky)
Zásobníky vytvořené v neporézním prostředí (tzv. kavernové zásobníky)
V České republice výrazně převaţují zásobníky prvního typu, tj. zásobníky vytvořené v porézním a puklinovém prostředí. V zahraničí se v některých případech můţeme setkat i se skladováním plynu v jeho zkapalněné formě (LNG - Liquefied Natural Gas). K tomu jsou vyuţívány nadzemní, podzemní nebo částečně v zemi zapuštěné zásobníky, v nichţ je zkapalněný plyn skladován při atmosférickém tlaku a velmi nízké teplotě 160°C. V minulosti jiţ proběhly úvahy nad moţným zřízením a vyuţíváním i takovýchto zásobníků. Byly ovšem vţdy maximálně na úrovni studie proveditelnosti, kde se ukázala především vysoká provozně ekonomická náročnost. Proto se aţ doposud na území České republiky s ţádným podobným zařízením setkat nemůţeme. Zásobníky plynu jsou budovány vesměs jako podzemní objekty, při vyuţití existujících geologických struktur, nebo v podobě uměle budovaných zařízení. Česká republika
53
disponuje relativně velkou skladovací kapacitou. Ta je rovněţ důleţitá pro správnou funkci přepravní a distribuční soustavy v závislosti na ročním období, pro větší energetickou bezpečnost státu a pro strategické a ekonomické rozhodovací moţnosti obchodníků s plynem. Kapacita zásobníků plynu, které můţe česká plynárenská soustava v současnosti vyuţívat, je 3,4 mld. m3 (zahrnuje kapacitu i pronajaté části zásobníku Láb na Slovensku, pronajatá kapacita je tvořena přibliţně 0,5 mld. m3). Touto kapacitou lze za normálních klimatických podmínek pokrýt více neţ třetinu roční spotřeby plynu celé ČR. Výstavba nových zásobníků plynu Budování nových a rozšiřování kapacity stávajících zásobníků v ČR se plánuje i nadále a mělo by dojít k navýšení kapacity o cca 1,1 – 1,3 mld. m3. Ve fázi příprav a realizace jsou v současnosti projekty RWE Gas Storage s kapacitou 335 mil. m3 v Tvrdonicích, Třanovicích a Hájích. Další projekty jsou ve fázi plánování. Společnost Česká plynárenská a.s., která dováţí do České republiky norský plyn, hodlá vybudovat zásobníky plynu kavernového typu s kapacitou 400 - 500 mil. m3 (Okrouhlá Radouň a uranové doly Roţná v Dolní Roţínce). Výstavba zásobníku v Dolní Roţínce (aţ 2 kaverny) je z obou zmiňovaných lokalit více pravděpodobná. Předpokládaná kapacita je 200 aţ 300 mil. m3, v první etapě 180 mil. m3 (přepokládaný termín dokončení 2017 - 2018). Společnost MND Gas Storage plánuje výstavbu zásobníku plynu Dambořice o kapacitě 448 mil. m3 (předpokládaný termín dokončení není známý). Současně se počítá s rozšířením kapacity stávajícího zásobníku Uhřice ze 180 na 215 mil. m3 v roce 2012 a na 225 mil. m3 v roce 2013. Reálně lze předpokládat navýšení kapacity zásobníků o 0,8 – 0,9 mld. m3 do roku 2020 na hodnotu kolem 4,6 mld. m3, tzn. na více neţ 50 % současné roční spotřeby. Mezi hlavní důvody vyuţívání skladování plynu v zásobnících patří (Obrázek 4):
Sezónní vyrovnávání o
Efektivita o
Na neočekávané zvýšení spotřeby plynu lze rychle reagovat jeho těţbou ze zásobníku.
Podpora přepravní flexibility o
Nákup plynu za niţší ceny, jeho uskladnění a následná těţba ze zásobníku v období s vyššími cenami.
Pokrytí špiček spotřeby o
Dorovnání zvýšené spotřeby plynu v zimním období jeho těţbou ze zásobníku, do něhoţ se plyn ukládá v letním období, kdy je niţší spotřeba.
Zásobníky lze vyuţít pro kompenzaci výkyvů v přepravě plynu.
Bezpečnostní zásoby o
Udrţování rezervních zásob pro případ omezení nebo přerušení dodávek plynu ze zahraničí.
Umístění zásobníků plynu v ČR zobrazuje Obrázek 5.
54
Obrázek 4 Funkce zásobníku plynu
Obrázek 5 Plynárenská soustava ČR - Zásobníky plynu
Zásobníky plynu ve vlastnictví RWE GasStorage s.r.o.: PZP Háje, PZP Třanovice, PZP Štramberk, PZP Lobodice, PZP Dolní Dunajovice, PZP Tvrdonice. V rámci programu EEPR byla zvýšena kapacita PZP Třanovice z původních 240 milionů m3 na 530 milionů m3.
55
Zásobník plynu ve vlastnictví MND GasStorage, a.s.: PZP Uhřice Zásobník plynu ve vlastnictví SPP Storage, s.r.o.: Dolní Bojanovice – propojen pouze s plynárenskou soustavou Slovenské republiky.
Tabulka 6 uvádí napojení jednotlivých zásobníků plynu na navazující plynárenské soustavy (přenosová, distribuční). Skladovací kapacitu jednotlivých zásobníků plynu, maximální denní těţební výkon a maximální denní výkon vtláčení obsahuje Tabulka 7.
Tabulka 6 Napojení jednotlivých zásobníků plynu na jednotlivé navazující soustavy Název zásobníku plynu
Napojení na plynárenskou soustavu
Provozovatel soustavy
Dolní Dunajovice
Přepravní soustava (vtláčení/těţba)
NET4GAS
Tvrdonice
Přepravní soustava (vtláčení/těţba)
NET4GAS
Háje
Přepravní soustava (vtláčení/těţba)
NET4GAS
Lobodice
Přepravní soustava (vtláčení)
NET4GAS
Distribuční soustava (těţba)
SMP Net, JMP Net
Přepravní soustava (vtláčení/těţba)
NET4GAS
Distribuční soustava (těţba)
SMP Net
Přepravní soustava (vtláčení/těţba)
NET4GAS
Distribuční soustava (těţba)
SMP Net
Přepravní soustava (vtláčení/těţba)
NET4GAS
Štramberk
Třanovice
Uhřice
56
Tabulka 7 Skladovací kapacita jednotlivých zásobníků plynu, maximální denní těžební výkon a maximální denní výkon vtláčení
Zásobník plynu / vlastník
Skladovací kapacita, (mil. m3)
Maximální denní těžební výkon (mil. m3/den)
Maximální denní výkon vtláčení (mil. m3/den)
Háje / RWE GasStorage
64
6
6
Dolní Dunajovice / dtto
900
16
12
Tvrdonice / dtto
510
7,77
7,5
Lobodice / dtto
177
3,6
2,5
Štramberk / dtto
480
7
7
Třanovice / dtto
530
8
6,5
Celkem
Celkem
Celkem
2 601
39,9
29,9
Uhřice / MND GasStorage
180
6 (12 od 2017)
2,6
Dolní Bojanovice / SPP Storage
576
9
N/A
Těchto 6 zásobníků je provozováno jako jeden virtuální zásobník
57
