Warszawa, dnia 09.05.2012

Koncepcja dotyczca modelu rynku opomiarowania w Polsce, ze szczeglnym uwzgldnieniem wymaga wobec Operatora Informacji Pomiarowej

Dokument powizany ze Stanowiskiem Prezesa URE w sprawie niezbdnych wymaga wobec wdraa-nych przez OSD E inteligentnych systemw pomiarowo-rozliczeniowych z uwzgldnieniem funkcji celu oraz proponowanych mechanizmw wsparcia przy postulowanym modelu rynku, z dnia 31 maja 2011 r., zwanym Stanowiskiem Prezesa URE ws. AMI. Przedmiotowy dokument okrela struktur rynku danych pomiarowych, w szczeglnoci przesanki na rzecz postulowanego modelu tego rynku oraz rol nowego podmiotu na tym rynku Operatora In-formacji Pomiarowej. Akceptacja opisanego tu modelu bdzie stanowi podstaw do dalszych dziaa, w szczeglnoci podjcia decyzji z zakresu polityki energetycznej i dziaa legislacyjnych, majcych na celu jego zorganizowanie i wdroenie. Zamiast wstpu

Produkcja energii w Polsce bardzo powoli odchodzi od struktury scentralizowanej. Czy inteligentne sieci maj szanse rozwoju w Polsce bez ograniczania si jedynie

do inteligentnego opomiarowania? Na wstpie wypada podkreli, e nie kada forma inteligentnego opomiarowania suy budo-

waniu inteligentnej sieci, tak wic cakiem realne jest ryzyko wdroenia inteligentnego opomiaro-wania, ktre nie bdzie nawet wstpem do inteligentnej sieci. Nie s to bowiem pojcia wzajemnie rwnowane, ktre mog by stosowane zamiennie.

Podobnie wzgldna jest kwestia scentralizowania struktury wytwarzania energii. Jego wysoki poziom, aktualnie obserwowany w Polsce, jest wynikiem zarwno zdominowania energetyki przez wgiel (pojedyncze rda wytwrcze czerpi z efektu skali), jak i polityki wacicielskiej Pastwa (konsolidacja podmiotowo-prawna przedsibiorstw sektora elektroenergetycznego). Mona jednak wyobrazi sobie sytuacj, w ktrej rozproszone jednostki wytwrcze, oparte na innych ni wgiel nonikach energii pierwotnej, bd funkcjonoway w formule elektrowni wirtualnej w dalszym cigu w silnie scentralizowanej strukturze organizacyjnej.

Nie budzi wic wtpliwoci obecno w Polsce bardzo silnych uwarunkowa na rzecz zachowania status quo, wynikajcych z uwarunkowa naturalnych (dominujce zasoby energii pierwotnej w postaci wgla), jak i spoeczno-politycznych (przekonanie o strategicznym dla pastwa charakterze sektora paliwowo-energetycznego, etos miejsc pracy, wpyw silnych orodkw gospodarczych na polityk).

1

Z drugiej strony, nie wolno lekceway zjawisk i procesw cakowicie nowych w rzeczywistoci gospodarczej, takich jak: ryzyko zachwiania pewnoci (niezawodnoci i cigoci) dostaw energii elektrycznej, jako super-

pozycja ryzyka deficytu mocy w horyzoncie kilku lat oraz ponawiajcych si ostatnimi laty rozle-gych awarii sieci z przyczyn meteorologicznych,

dynamiczny rozwj technologii wytwarzania energii elektrycznej w mikroskali, nie wymagaj-cych specjalistycznej wiedzy, dla ktrych barier wejcia na rynek obnia dodatkowo dynamicz-ny wzrost kosztw zaopatrzenia w energi elektryczn metodami tradycyjnymi,

postpujca ekspansja nowych technologii wykorzystania i generacji energii elektrycznej (np. samochodw elektrycznych), stawiajca nowe wymagania wobec systemu elektroenergetycz-nego, ale te otwierajca przed nim cakowicie nowe perspektywy, w szczeglnoci w kwestii sterowania jego prac na rzecz utrzymania go w rwnowadze. Procesy te pozwalaj wyposay odbiorcw w kompetencje dotychczas zastrzeone dla wta-

jemniczonych, co wicej, stymuluj odbiorcw, by po te kompetencje siga coraz mielej.W praktyce mamy wic do czynienia z wyborem pomidzy albo cakowicie ywioowym rozwojem dzikich instalacji wytwrczych zorientowanych na samozaopatrzenie si poszczeglnych odbior-cw, w obliczu zaamania sektora tradycyjnego, albo zorganizowanym dziaaniem na rzecz wcze-nia inicjatyw oddolnych do realizacji wsplnego celu.

Tytuowe pytanie naleaoby wic zamieni w nastpujc tez: to wdroenie inteligentnych sieci jest szans dla utrzymania rozwoju gospodarczego, a suy temu midzy innymi inicjatywa Prezesa URE w postaci Stanowiska w sprawie niezbdnych wymaga wobec wdraanych przez OSD E inteligentnych systemw pomiarowo-rozliczeniowych, ktrego celem jest zdefiniowanie minimalnych wymaga dla instalowanej infrastruktury w taki sposb, by stanowia realny wstp do budowy inteligentnej sieci, wg formuy Smart Metering Smart Grid Ready.

Cel przygotowania Stanowiska

Warunkiem koniecznym, by infrastruktura komunikacyjno-pomiarowa, bdca przedmiotem Stanowi-ska Prezesa URE ws. AMI opublikowanego w dniu 2 czerwca 2011 r.1) spenia stawiane przed ni oczeki-wania, jest zapewnienie warunkw do penego, waciwego a zarazem bezpiecznego wykorzystania jako-ciowo nowego zjawiska, jakim bdzie informacja dostarczana przez ww. infrastruktur AMI2).

Jednym z kluczowych problemw utrudniajcych rozwj rynku energii (zarwno w wymiarze han-dlowym, jak i technicznym) jest monopolizowanie prawa do posiadania i wykorzystywania istotnych dla rozwoju rynku informacji, w pierwszej kolejnoci przez Operatorw Systemw Dystrybucyjnych (OSD) a w nastpstwie tego przez grupy kapitaowe, w skad ktrych OSD wchodz. Ignorowany jest przy tym zarwno oczywisty fakt, jakim jest naturalne, wyczne prawo odbiorcy do dysponowania in-formacj o jego potrzebach i zachowaniu (wielko i profil zapotrzebowania na energi i moc), jak i fakt realizowania przez OSD celu publicznego (w odniesieniu do informacji dotyczcych sieci, istotnych w szcze-glnoci z punktu widzenia procedur przyczeniowych). Utrzymywanie tego stanu w przyszoci, po wdro-eniu Systemu AMI, spowodowaoby nie tylko zachowanie, ale wrcz pogbienie monopolistycznej prze-wagi przedsibiorstw sektora elektroenergetycznego nad odbiorcami energii elektrycznej.

Wobec powyszego nieodzowne jest zorganizowanie rynku danych pomiarowych w sposb, ktry pozwoli unikn zasygnalizowanych powyej zagroe, wprowadzajc now jako w relacjach rynko-

1) http://www.ure.gov.pl/portal/odb/505/4126/Stanowisko_regulatora_w_sprawie_niezbednych_wymagan_wobec_inteligentnych-

_systemo.html 2) Advanced Metering Infrastructure infrastruktura pomiarowa z dwustronn komunikacj.

2

wych, nadnie do wyzwania w wymiarze technicznym, jakim bdzie wzrost iloci informacji dostar-czanych przez Systemy AMI oraz pojawienie si i rozwj moliwoci wiadczenia przez odbiorcw usug na rzecz Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE) w zakresie generacji energii i wiad-czenia usug systemowych w mikro skali, z wykorzystaniem Infrastruktury AMI i HAN3).

Konieczno uruchomienia rynku opomiarowania sieci energetycznych naley traktowa jako pierw-szy etap procesu otworzenia rynku energetycznego na postp techniczny, technologiczny i konkuren-cyjne relacje rynkowe. Rozwj przemysu, techniki i technologii w obszarze ICT stworzy olbrzymie szanse dla innowacyjnoci, ktrych wdraanie jest niemoliwe lub istotnie ograniczone ze wzgldu na rozwizania prawno-regulacyjne rzdzce rynkiem energetycznym. Model rynku opomiarowania sieci energetycznych zdecyduje o tym, jak efektywnie bdziemy mogli wykorzysta zdolnoci innowacyjne przemysu ICT dla podniesienia efektywnoci energetycznej oraz otwartoci na konkurencj poprzez odtworzenie moliwoci technicznych i prawnych dla implementacji nowych rozwiza technicznych, modeli biznesowych realizowanych na w peni konkurencyjnym rynku towarw i usug w obrocie ener-gi. Wanym jest rwnie ustanowienie warunkw do rozwoju konkurencji, co w warunkach gospo-darki rynkowej stanowi jedyne zabezpieczenie przed nadmiernym wzrostem cen. W zwizku z powy-szym, model rynku powinien utrudnia lub uniemoliwia zachowania monopolistyczne operatorw zasiedziaych. W szczeglnoci rynek danych pomiarowych powinien by wsplny dla wszystkich ryn-kw energii sieciowej i otwarty na rynek innych pomiarw, w tym niezbdnych dla funkcjonowania infrastruktury komunalnej, jak np. pomiary zuycia wody.

Podstawow cech proponowanego modelu jest upodmiotowienie odbiorcy energii elektrycznej. Od-biorca, majc dostp do informacji o zuyciu mediw, bdzie dysponowa wiedz pozwalajc mu prowa-dzi dziaania w zakresie bardziej efektywnego wykorzystania energii. Bdc dysponentem swoich danych pomiarowych i posiadajc realn moliwo sprawnej zmiany sprzedawcy, odbiorca klient bdzie mia rwnie moliwo kreowania nowego poziomu konkurencji, stajc si kluczowym graczem na rynku.

Postulowany model jest rwnie wypenieniem koncepcji Sieci Inteligentnej (Smart Grid), ktra za-kada nieskrpowany dwukierunkowy przepyw informacji pomidzy podmiotami rynku energii elek-trycznej. Informacja ta suy optymalnemu wykorzystaniu infrastruktury systemu elektroenergetycz-nego, zapewniajc odbiorcom zarwno wiksz pewno zaopatrzenia w energi elektryczn, jak rw-nie korzyci ekonomiczne. Istot wdroenia koncepcji Smart Grid jest zapewnienie dostpnoci infor-macji o biecym stanie zuycia przez odbiorcw kocowych, jak te o stanie sieci. Mona okreli, e miar poziomu wdroenia koncepcji Smart Grid bdzie dostpno i jako tych informacji oraz liczba decyzji podejmowanych na ich podstawie (w szczeglnoci ich gsto w czasie i przestrzeni).

Podsumowujc, celem przygotowania niniejszej Koncepcji jest sprecyzowanie przesanek dla roz-strzygnicia optymalnego ksztatu organizacji rynku danych pomiarowych, w wiadomoci, e osta-teczne rozstrzygnicie ley poza zakresem kompetencji ustawowych Prezesa URE, ale z drugiej strony to wanie na Prezesie URE, jako odpowiedzialnym za promowanie konkurencji energii na rynkach energii, spoczywa obowizek przygotowania podstaw dla racjonalnych decyzji w tej sprawie. Charakterystyka dokumentu

Przedmiotowy dokument, na podstawie przeprowadzonej w nim dyskusji funkcji celu i alternatyw-nych form ich osignicia, okrela optymalny w ocenie Prezesa URE ksztat rynku danych pomiaro-wych, stanowic punkt wyjcia i podstaw do dalszych dziaa majcych na celu zdefiniowanie ram prawnych i organizacyjnych tego rynku.

Na rys 1. wskazany zosta fragment architektury logicznej systemu inteligentnego opomiarowania Smart Grid Ready, bdcy przedmiotem niniejszego Stanowiska.

3) Home Area Network Sie (w) Przestrzeni Domowej infrastruktura komunikacyjna oraz wyposaenie (odbiorniki i rda

energii elektrycznej) pozostajce we wasnoci i dyspozycji odbiorcy kocowego.

3

INTERNET

~

HAN

~ Generacja rozsiana Liczniki innych mediw

Display/Commander HAN

Infra

stru

ktur

a ko

mun

ikac

ji w

ewn

trzne

j HAN

Czon wykonawczy odbiornika HAN

Odbiornik w sieci HAN

Infra

stru

ktur

a po

mia

row

a Modu komunikacji do sieci HAN

Infra

stru

ktur

a ko

mun

ikac

yjna

lic

znik

-licz

nik

Infra

stru

ktur

a ko

mun

ikac

yjna

do

HA

N

Infra

stru

ktur

a ko

mun

ikac

yjna

licz

nik-

liczn

ik

Licznik prosumenta

Czon wykonawczy

(stranik mocy)

Czon komunikacji do AMIPami

Czon pomiarowy

energii elektrycznej

Pozostaa infrastruktura IT OSD (GIS, HR, )

Infra

stru

ktur

a ko

mun

ikac

yjna

Infra

stru

ktur

a ko

mun

ikac

yjna

AM

I

"mas

owa

- pow

olna

" (ra

z na

dob)

oraz

"in

dyw

idua

lna

- szy

bka"

(15

min

)

Infra

stru

ktur

a ko

mun

ikac

yjna

SC

ADA

bi

s

Licznik bilansujcy Inne ukady pomiarowe i czony wykonawcze w sieciGeneracja

rozproszona

Syst

em C

RD

OIPUsugi / Raportowanie

CRD

Infra

stru

ktur

a ko

mun

ikac

yjna

N

OP

"pow

olna

"

or

az

"s

zybk

a"

Syst

em A

MI

MD

M

Aplikacja Centralna AMI (MDM)

Licznik odbiorcy

Sprzedawcy innych mediw

Infra

stru

ktur

a ko

mun

ikac

yjna

N

OP

"pow

olna

"

or

az

"s

zybk

a"

Infra

sruk

tura

kom

unik

acyj

na S

CA

DA

inni

ucz

estn

icy

rynk

uESCO / Operator AmI

Odbiorcy Prosumenci

URE Sprzedawcy (CRM, Biling, CC,) Inni OSD OSP

Rys. 1. Postulowane miejsce OIP w architekturze logicznej systemu Smart Metering Smart Grid

Ready [wyjanienie uytych skrtw w rozdz. 9]

4

Zawarto dokumentu: Zamiast wstpu Cel przygotowania Stanowiska Charakterystyka dokumentu Zawarto dokumentu 1. Funkcje celu 62. Oglna charakterystyka rynku danych pomiarowych 83. Rozwaane formy realizacji funkcji celu 114. Uzasadnienie dla postulowanego umiejscowienia OIP w architekturze rynku pomiarw

i zdefiniowanie jego roli 165. Zdefiniowanie zaoe dotyczcych sposobu powoania i funkcjonowania OIP . 17

5.1. Wypracowanie wizji w zakresie akcjonariatu OIP, ze wskazaniem krytycznych uwarunkowa 175.2. Sposb ukonstytuowania spki, tryb wyaniania jej wadz oraz sposb okrelenia

gwarancji dla ich trwaoci 195.3. Sposb finansowania dziaalnoci OIP w ramach mechanizmu redystrybucji korzyci

pomidzy segmentami rynku energii, realizowanego w systemie taryfikacji oraz okrelenie zasad jego kontroli 19

5.4. Ocena przyjtych modeli OIP pod ktem podstaw jego finansowania i zasad kontroli 216. Zdefiniowanie zaoe polityki bezpieczestwa, w szczeglnoci dotyczcych postpowania

z danymi pozyskiwanymi i redystrybuowanymi przez OIP . 216.1. Okrelenie zasad bezpieczestwa informacji i infrastruktury pozyskiwania, transmisji,

przechowywania i przetwarzania danych pomiarowych 216.2. Okrelenie zasad wasnoci i przetwarzania danych pomiarowych i ich ochrony 226.3. Okrelenie katalogu informacji (danych) redystrybuowanych przez OIP oraz oglnych

zasad dostpu do nich i ich wymiany .... 236.4. Harmonogram archiwizowania danych pomiarowych w OIP . 246.5. Szacunkowe okrelenie wpywu funkcjonowania OIP na koszty zaopatrzenia odbiorcw

w energi elektryczn . 246.6. Katalog podmiotw uprawnionych do dostpu do danych przetwarzanych

i archiwizowanych w OIP 257. Okrelenie zasad w zakresie wasnoci infrastruktury licznikowej, w tym ewentualnego

umoliwienia zakupu i instalacji licznika przez odbiorc . 257.1. Przypadek odbiorcy komunalnego lub odbiorcy biznesowego na nN . 257.2. Przypadek odbiorcy biznesowego na SN i WN 26

8. Podsumowanie 279. Sownik poj i skrtw 27 Za. Analiza wariantw pod ktem zdolnoci wsparcia realizacji celu . 31

5

1. FUNKCJE CELU

Jak wskazano we wstpnej czci Stanowiska Prezesa URE ws. AMI, do zrealizowania s cztery fundamentalne cele: poprawa bezpieczestwa pracy KSE aspekt techniczny, poprawa konkurencyjnoci rynku energii aspekt ekonomiczny, stworzenie warunkw dla efektywnego wzrostu udziau energii odnawialnej w krajowym bilansie

zuycia energii aspekt ekologiczny, upodmiotowienie odbiorcy i stworzenie moliwoci poprawy efektywnoci energetycznej aspekt

ekonomiczny i klimatyczny, ktre mog i powinny by realizowane poprzez: a) ujawnienie faktycznej elastycznoci cenowej popytu, b) otwarcie KSE na generacj rozproszon i rozsian, ale funkcjonujc w sposb wzajemnie skoor-

dynowany, pozwalajcy pogodzi jej rozwj z wymaganiami zachowania rwnowagi systemowej, c) wczenie odbioru rozproszonego, aktualnie odpowiedzialnego za ksztatowanie szczytw obcie-

nia, do mechanizmw DSM, d) uruchomienie naturalnych (ekonomicznych a nie administracyjnych) mechanizmw poszukiwania

poprawy efektywnoci wykorzystania energii (nie tylko elektrycznej), zarwno w jej strumieniu uytkowym, jak i ju wykorzystanym (rekuperacja i recykling), ze szczeglnym uwzgldnieniem mechanizmw magazynowania energii i wygadzania na tej podstawie krzywych obcienia z jed-noczesn redukcj zapotrzebowania netto na energi i moc,

e) wzmocnienie mechanizmw poprawy efektywnoci dziaalnoci energetycznej (wytwrczej i sieciowej, w obszarze inwestycji oraz kosztw operacyjnych i kosztw potrzeb wasnych i rnic bilansowych). Wdroenie systemu inteligentnego opomiarowania w formule Smart Metering Smart Grid Ready

wspiera realizacj okrelonych powyej celw. Realizacja tak zdefiniowanego zadania strategicznego kreuje konieczno efektywnego rozwiza-

nia szeregu problemw operacyjnych, w szczeglnoci zachodzi konieczno: zoptymalizowania kosztw dostpu do informacji, zarwno dla odbiorcw, jak i uprawnionych stron

wchodzcych z odbiorc w biznesowe relacje, zapewnienia skutecznej ochrony (bezpieczestwa) danych transmitowanych i przechowywanych, zorganizowania pod wzgldem technicznym, prawnym i organizacyjnym wymiany informacji w iloci

wielokrotnie (o wiele rzdw wielkoci) przekraczajcej ilo informacji pozyskiwanych, wykorzy-stywanych i archiwizowanych obecnie,

zapewnienia niedyskryminacyjnego dostpu do tych informacji wszystkim stronom do tego upraw-nionym,

zapewnienie standaryzacji w zakresie przekazywania danych pomiarowych. Dodatkowo: wdroenie inteligentnego opomiarowania powinno umoliwi wykorzystanie synergii z innymi

sektorami, prowadzc do optymalizacji kosztw rozwiza zapewniajcych korzyci dla wszystkich sektorw regulowanych (energia elektryczna, gaz, ciepo, woda) a nawet dla usug nieenergetycznych (medycznych, bankowych, itp.),

wdroenie inteligentnego opomiarowania powinno zapewni moliwo rozwoju nowych usug okooenergetycznych, wiadczonych przez firmy spoza brany (w szczeglnoci tzw. firm ESCO, wspierajcych odbiorc kocowego w optymalizowaniu jego potrzeb energetycznych, w tym tzw. Operatorw AmI, realizujcych ww. cel z wykorzystaniem technologii Internetu rzeczy),

wdroenie inteligentnego opomiarowania powinno umoliwi uzyskanie korzyci w skali caej gospodarki a nie tylko wybranych segmentw sektora elektroenergetycznego. Aktualnie w Polsce wci utrzymuj si istotne bariery utrudniajce wdraanie systemw inteli-

gentnego opomiarowania. Podstawow przeszkod jest brak jasnych uregulowa w zakresie dostpu

6

do danych pomiarowych dla wszystkich uczestnikw rynku, co w poczeniu z cigle silnym wpywem istniejcych grup kapitaowych (grup energetycznych) na zachowania bdcych w ich skadzie opera-torw systemw dystrybucyjnych i sprzedawcw stanowi istotn barier rozwoju konkurencyjnego rynku energii elektrycznej.

Istotn przeszkod jest rwnie niepene wdroenie modelu funkcjonowania rynku energii elek-trycznej w oparciu o umowy kompleksowe w odniesieniu do odbiorcw indywidualnych i maych przedsibiorstw.

Inne bariery dotycz braku przyjtych standardw i regulacji w sferze rozwiza technologicznych oraz niewystarczajce regulacje tworzce podstawy do finansowania projektw.

Wypada take podkreli, e poszukiwane rozwizanie ma by najefektywniejszym rodkiem do realizacji celw okrelonych powyej. Cele te bowiem stanowi katalog szerszy ni stanowicy podstaw regulacji ustanowionych Dyrektyw 2009/72/WE (umoliwienie odbiorcy rozliczania si za energi na podstawie rzeczywistego a nie prognozowanego zuycia, z wystarczajc tj. dorozumian jako miesiczna czstotliwoci) i jedynie czciowo pokrywajcy si z celami okrelonymi w Dyrektywie 2006/32/WE (stworzenie ram dla bardziej efektywnego wykorzystywa-nia energii). Co wicej, waga uwarunkowa krajowych (w szczeglnoci aspekt techniczny po-trzeba przeciwdziaania zagroeniu blackoutem) jest istotnie wysza ni pro-efektywnociowych celw oglnoeuropejskich. Tym samym uzalenianie decyzji o implementacji systemu od wyni-kw wymaganej Dyrektyw 2009/72/ WE analizy kosztw i korzyci (CBA) byoby zamierzeniem chybionym, co podkreli w swojej ocenie4) z dnia 27 lipca 2011 roku zatytuowanej: Wnioski i rekomendacje dotyczce zasadnoci wdroenia inteligentnego opomiarowania w sektorze elek-troenergetycznym w Polsce Zesp Doradczy ds. zwizanych z wprowadzeniem inteligentnych sieci w Polsce, powoany przy Ministrze Gospodarki. Konieczne jest wrcz zastpienie pytania: Czy wdroenie zdalnego (dwukierunkowego) opomiarowania si opaca? pytaniem: Jakie funk-cjonalnoci stowarzyszone ze zdalnym opomiarowaniem musz by zapewnione, by zaoone cele zrealizowa w sposb ekonomicznie uzasadniony?

Jest to szczeglnie istotne w sytuacji, gdy legislacja europejska5) w sprawie efektywnoci energetycznej skupia uwag gwnie na aspekcie oglnej poprawy efektywnoci wykorzystania energii, dla ktrej osignicia wskazuje si potrzeb wyposaenia odbiorcw w liczniki pozwalajce na oparcie rozlicze na rzeczywistych wskazaniach. W tym kontekcie kluczowy dla Polski aspekt techniczny pozyskania narzdzia do efektywnej obrony przed przerwami w zasilaniu6) mgby atwo zej na drugi plan.

Naley podkreli, e w wietle wskazanych wyej potrzeb, konieczne bdzie, poza realizacj projektw wdroenia inteligentnego opomiarowania w wymiarze technicznym, istotne wsparcie zwizanych z tym dziaa akcjami informacyjnymi skierowanymi do odbiorcw kocowych oraz stworzenie (lub wrcz wymuszenie) warunkw do wdraania przez sprzedawcw nowych cennikw opartych o zmienn w czasie cen energii elektrycznej. Celem tych dziaa powinna by odpowied strony popytowej (DR) na tyle znaczca, aby w istotny sposb zmniejszy szczytowe zapotrzebowanie na moc ze strony odbiorcw wyposaonych w inteligentne opomiarowanie.

Ostatnim, jakkolwiek nie mniej istotnym aspektem, jest konieczno zapewnienia efektywnej redystrybucji korzyci z wdroenia systemu do tych segmentw gospodarki, ktre ponios na jego wdroenie nakady niewspmiernie wiksze od korzyci osigalnych lokalnie. W tym miejscu ujawnia si niezbywalna rola i obowizek Pastwa, jako suwerena dysponujcego zdolnoci (moc) zrwnowaenia interesw i korzyci wszystkich podmiotw rynku energii, przy zapewnieniu rwnoprawnej pozycji w tym procesie dla odbiorcy energii. Odnotowania wymaga, e w krajach,

4) W brzmieniu, m.in.: Na podstawie ju wykonanych analiz Zesp Doradczy rekomenduje odstpienie od sporzdzenia

analizy, o ktrej mwi Dyrektywa 2009/72/WE, co jest rwnoznaczne z przyjciem prawnego obowizku zainstalowania inteli-gentnych licznikw u co najmniej 80% odbiorcw do 2020 roku..

5) W szczeglnoci projekt nowej dyrektywy efektywnociowej z dnia 22 czerwca 2011 r. 6) Zarwno blackoutem, jak i brownoutem.

7

w ktrych kwestie modelu rynku opomiarowania pozostawiono bez uregulowa prawnych oraz nie okrelono podstawowych wymaga funkcjonalnych, projekty utkny w martwym punkcie7). 2. OGLNA CHARAKTERYSTYKA RYNKU DANYCH POMIAROWYCH

Kluczowa dla dalszych rozwaa jest analiza struktury rynku danych pomiarowych, realizowanych na nim procesw i zalenoci wzajemnych jego uczestnikw.

Na rynku energii, funkcjonujcym wg schematu aktualnego do 1 lipca 2007 r., mielimy do czynie-nia z nastpujcymi procesami: a) fizyczna dostawa energii czynnej, w okrelonej iloci i w okrelonym czasie, z okrelon moc do-

puszczaln, b) pobranie i dostarczenie do sprzedawcy informacji:

o iloci dostarczonej energii czynnej w okrelonych, na og relatywnie dugich interwaach cza-sowych;

o ewentualnym przekroczeniu poziomu dopuszczalnego mocy czynnej i wielkoci tego przekro-czenia w okresie rozliczeniowym8);

o ewentualnym przekroczeniu dopuszczalnego poziomu energii biernej i wielkoci tego przekro-czenia w okresie rozliczeniowym9);

o ewentualnym naruszeniu (przekroczeniu) standardw jakociowych energii, okrelonych prze-pisem prawa,

c) wystawienie przez sprzedawc faktury na podstawie pozyskanych informacji, d) dokonanie przez odbiorc patnoci na podstawie otrzymanej faktury.

Podobnie prosty by acuch zalenoci pomidzy uczestnikami rynku, w postaci: Odbiorca Przedsibiorstwo energetyczne.

Rys. 2.

Schemat ten, zilustrowany na rys. 2, zosta uksztatowany i funkcjonowa w sposb poprawny w warunkach, gdy stron dla odbiorcy byo przedsibiorstwo energetyczne zintegrowane pionowo, zdeterminowane fizycznym przyczeniem odbiorcy do jego sieci.

7) W szczeglnoci: w Holandii proces uleg zatrzymaniu na skutek przepadnicia stosownej ustawy w Parlamencie, w Niem-czech i Wielkiej Brytanii rynkowe podejcie do odpowiednio funkcjonalnoci licznikw i statusu operatorw pomiarw spo-wodowao wyhamowanie procesu.

8) W praktyce nie dotyczy odbiorcw ze statystycznie najliczniejszych grup G i C1X.

8

Pierwsz zmian wprowadzi, na gruncie I Dyrektywy rynkowej, obowizek rozdzielenia funkcjonal-nego dziaalnoci sieciowej od obrotu energi i oparte na tym prawo odbiorcy do wyboru sprzedawcy. Generalnie prorynkowe reguy napotkay na opr w dwch obszarach: obiektywnych problemw orga-nizacyjno-technicznych, zwizanych z potrzeb przekazywania informacji o pomiarach (danych pomia-rowych) pomidzy rnymi przedsibiorstwami (nierzadko nalecymi do rnych grup kapitaowych) i koniecznoci sprostania potrzebie dokonywania dodatkowych odczytw na dzie zmiany sprzedaw-cy, celem dokonania rozliczenia kocowego ze sprzedawc dotychczasowym. Powysze uwarunkowa-nia, poczone z oporem przedsibiorstw zasiedziaych przed otwarciem si na konkurencj, skutkowa-y utrudnieniami w dziaaniu rynku, pomimo jego formalnego otwarcia.

Rys. 3.

Na powysze naoyy si kolejne procesy, jednym z nich jest stopniowe skracanie okresw rozli-czeniowych (zagszczanie odczytw)9), celem umoliwienia odbiorcy racjonalnej oceny swoich zacho-wa w kontekcie kosztw, jakie s ich skutkiem. Realnie rysuje si perspektywa wymuszonej prawem koniecznoci umoliwienia wszystkim odbiorcom (take z grup najliczniejszych) odczytw rozliczenio-wych w cyklu miesicznym, z wykluczeniem moliwoci stosowania prognoz w rozliczeniach, co jak pokazuje przypadek Szwecji wymusza rezygnacj z odczytw rcznych. Naley podkreli, e projekt nowej Dyrektywy dotyczcej efektywnoci energetycznej zakada wprowadzenie dla energii elektrycz-nej (a take innych mediw) obowizku comiesicznych (z wyjtkami nie dotyczcymi energii elek-trycznej) rozlicze wedug rzeczywistego zuycia ju od 1 stycznia 2015 r. Co wicej, comiesiczny odczyt do celw bilingowych powinien funkcjonowa rwnolegle z odczytami umoliwiajcymi optyma-lizacj zachowa odbiorcw i prosumentw. W szczeglnoci mog to by odczyty pitnastominuto-wych profili zuycia energii elektrycznej. Konieczne jest dokonanie rozrnienia funkcji odczytw na rozliczeniowe i dokonywane do celw biecego zarzdzania zapotrzebowaniem na energi, oraz uzu-penienie systemu o funkcj dostarczania do odbiorcy zwrotnych informacji pozwalajcych na biece optymalizowanie jego zachowa ze wzgldu na koszt zaopatrzenia w energi. Dodatkowym uzupe-

9) W szczeglnoci na gruncie projektowanej, nowej Dyrektywy efektywnociowej.

9

nieniem, istotnym zwaszcza z perspektywy bilansowania KSE, jest wprowadzenie moliwoci dostar-czania do odbiorcw sygnaw i komend umoliwiajcych realizacj programw DSM oraz zarzdzanie z poziomu operatorw sieci zasobami rozproszonymi (DR) w warunkach przed- i awaryjnych.

Odrbne zagadnienie stanowi lawinowy wzrost liczby podmiotw wyposaanych w peni kompe-tencji (i obowizkw) OSD E oraz pojawienie si instytucji aktywnego odbiorcy, czyli prosumenta.

Rys. 4.

Pomimo postpujcej konsolidacji najwikszych podmiotw z tej grupy, docelowo liczba OSD E moe sign ok. 200 podmiotw, co niesie ze sob niebezpieczestwo cakowicie nieefektywnego multiplikowania relacji pomidzy OSD E i przedsibiorstwami obrotu w sytuacji, gdyby ksztatowa je trzeba byo na zasadzie kady z kadym.

Relacje analogiczne do opisanych na rys. 3 ksztatuj si w przestrzeni trjwymiarowej ze wzgl-du na multiplikacj odbiorcy i OSD E, do ktrych sieci przyczone s jego instalacje, a take multipli-kacj obsugujcych go Sprzedawcw i Wytwrcw (rys. 4).

Co wicej, na tak zmieniajcym si rynku ulega zmianie take katalog funkcjonujcych na nim to-warw i usug. Obok tradycyjnego towaru w postaci energii elektrycznej dostarczanej zgodnie z okre-lonymi warunkami (moc, standardy jakoci) odrbnej, niejako samodzielnej wartoci nabieraj infor-macje i sygnay transmitowane do i od odbiorcy, rwnolegle do energii. Odrbn, pozwalajc si wyceni funkcjonalnoci (usug) staje si wic moliwo przekazywania tych informacji, a take komend. Rwnolegle pojawiaj si typowe dla kadego rynku zagroenia jego zmonopolizowaniem, zdefraudowaniem obracanych na nim towarw i usug itd. S to ryzyka, ktrymi od pocztku trzeba zarzdzi, gdy w przeciwnym razie dokonywana transformacja mogaby obrci si przeciwko zaoo-nemu celowi.

10

Szczeglnego znaczenia nabiera potrzeba zapewnienia skutecznej ochrony interesu odbiorcw w aspekcie: a) ewentualnego nieuprawnionego dostpu do informacji transmitowanych i przechowywanych

w systemie, a take b) nieuprawnionego wykorzystania samej infrastruktury komunikacyjnej i pomiarowej do celw innych

ni zaoone, ze wzgldu na fakt, e dane pomiarowe, nawet bez cisego powizania z danymi osobowymi odbior-cy, maj charakter danych wraliwych i z tego wzgldu wymagaj szczeglnej ochrony, ale take sa-ma infrastruktura pomiarowo-komunikacyjna mogaby sta si uytecznym narzdziem w rku innych graczy. Brak rozwiza systemowych w tym zakresie10), moe doprowadzi do zablokowania rozwoju niezbdnej skdind infrastruktury ze wzgldu na opr spoeczny. Ponadto infrastruktura niezabezpie-czona przed ingerencj stron trzecich mogaby sta si narzdziem dla kreowania nowych zagroe, nieobecnych jeszcze w warunkach dzisiejszych.

W tym kontekcie staje si widoczne, e kluczowym czynnikiem sprzyjajcym rozwojowi rynku energii (warunkujcym go) jest sposb, w jaki zorganizowany zostanie rynek danych pomiarowych. W szczeglnoci dotyczy to nastpujcych jego funkcjonalnoci: przetwarzanie, agregowanie i archiwizacja zgromadzonych danych, w tym danych niezbdnych do ce-

lw reklamacyjnych i danych historycznych (Repozytorium Danych Pomiarowych), usugi udostpniania danych i raportowania, komunikacja z licznikami (pozyskiwanie danych pomiarowych i udostpnianie sygnaw i komend), komunikacja pomidzy uczestnikami rynku (udostpnianie danych pomiarowych i pozyskiwanie

sygnaw i komend do przekazania do licznikw), ochrona danych pomiarowych przed niepowoanym dostpem i utrat, niezalenie od ustawowego

obowizku ochrony danych osobowych, ochrona infrastruktury przed nieuprawnionym wykorzystaniem.

Szczeglnego podkrelenia wymaga fakt, e przedstawione powyej ramy postpowania na rynku danych pomiarowych dotyczy musz wszystkich danych, niezalenie od trybu ich pozyskania (tj. czy zostay pozyskane w trybie automatycznym, z wykorzystaniem licznikw inteligentnych, co docelowo bdzie dotyczy praktycznie caej populacji danych, czy te pozyskano je w drodze tradycyjnego od-czytu, co pocztkowo dotyczy bdzie wikszoci danych, natomiast w stanie docelowym zostanie ogra-niczone jedynie do technicznie uzasadnionego marginesu) i grupy taryfowej, czy poziomu napicia. 3. ROZWAANE FORMY REALIZACJI FUNKCJI CELU

Podstawowym zaoeniem, wsplnym dla wszystkich analizowanych dalej form realizacji okrelo-nych powyej funkcji celu, jest przyjcie, e co do zasady na rynku energii elektrycznej obowizy-wa bdzie model, w ktrym odbiorcy z grup G (a by moe take grup C1X) bd posiada wycznie umowy kompleksowe, bez wzgldu na to, ktrego wybior sprzedawc.

Powysze zaoenie oznacza, e odmiennie do sytuacji obserwowanej obecnie, obowizek kom-pleksowej obsugi odbiorcw dotyczy bdzie wszystkich przedsibiorstw obrotu zawierajcych z od-biorcami ww. grup11) umowy sprzeday energii, a nie tylko sprzedawcy z urzdu wobec odbiorcw przyczonych do sieci macierzystego OSD E. Std wszystkie procesy zwizane z obsug klienta powinny by realizowane przez podmiot posiadajcy umow z odbiorc tj. przez jego Sprzedawc. Przyjmuje si, e na OSD E i Sprzedawcw zostanie naoony obowizek zawarcia stosownych umw, regulujcych ich wzajemne relacje. Brak takich umw po stronie Sprzedawcy bdzie wyklucza moli-

10) Czego uczy przypadek zatrzymania procesu wymiany licznikw w Holandii. 11) Wobec odbiorcw z grup A, B, C2X obsuga kompleksowa powinna by dostpna jako opcja wynikajca z dobrej praktyki

rynkowej, celowo obligatoryjnego objcia umowami kompleksowymi wszystkich odbiorcw na nN naleaoby rozway jako kolejny krok w rozwoju rynku.

11

12

wo prowadzenia dziaalnoci, a Prezes URE, w razie braku woli do ich zawarcia ze strony OSD, b-dzie dysponowa stosownymi rodkami prawnymi do wymuszenia ich zawarcia w formie uprawnienia do wydania decyzji administracyjnej zastpujcej umow.

Teoretycznie funkcje celu, wymienione w pkt 1 niniejszego dokumentu, mona realizowa na wiele sposobw, korzystajc ze zrnicowanych form organizacyjnych i wasnociowych.

Generalnie rozrni mona trzy modelowe grupy rozwiza, ktrych wyrnikiem jest poziom za-angaowania podmiotw regulowanych i/lub dziaajcych na rynku konkurencyjnym: I. OSD E zachowuj peni dotychczasowych kompetencji dotyczcych organizacji procesu, zmianie

ulega wycznie warstwa technologiczna (ze wzgldu na zwikszon czstotliwo odczytw i ko-nieczno ich udostpniania) (WI);

II. OSD E zachowuj czciow kompetencj w zakresie organizacji procesu (w czci dotyczcej wasnoci licznikw i zarzdzania nimi oraz pobierania danych pomiarowych) natomiast: A kompetencja udostpniania danych pomiarowych uprawnionym uczestnikom rynku zostaje

podzielona pomidzy grup podmiotw rynkowych, niezalenych od OSD E operatorw po-miarowych Operatorw Informacji Pomiarowej (WIIA) lub

B kompetencj t przejmuje jeden nowy podmiot niezaleny od OSD E OIP, nie podlegajcy regulacji Prezesa URE (WIIB) lub

C kompetencj t przejmuje jeden nowy podmiot niezaleny od OSD E OIP, regulowany przez Prezesa URE (WIIC);

III. Cao kompetencji dotyczcych organizacji procesu (wasnoci licznikw i zarzdzania nimi oraz pobierania, gromadzenia i udostpniania danych pomiarowych) przejmuje nowa struktura podmio-tw (lub podmiot) spoza sektora elektroenergetycznego, na zasadach wolnorynkowych lub cz-ciowo regulowanych (WIII).

W zalenoci od wariantu, a w jego obrbie od szczegowych rozwiza organizacyjnych i wasno-ciowych, odpowiednio ksztatuj si moliwoci realizacji zaoonych celw i zwizane z tym ryzyka.

Podstawowymi kryteriami oceny, a na jej podstawie wyboru preferowanego rozwizania, obok or-ganizacyjnej zdolnoci realizowania przedstawionych wczeniej funkcji celu, opartych na niedyskrymi-nacyjnym dostpie do zabezpieczonych danych pomiarowych, powinna by trwao przyjtego roz-wizania (odporno na zjawisko uwsteczniania wdroonych rozwiza) oraz gotowo otwarcia na inne media energetyczne i usugi pozaenergetyczne.

Poniej przedstawiono zestawienie potencjalnych rozwiza, z uwzgldnieniem powyszych kryte-riw oraz zdolnoci do realizacji funkcji celu, uzupenione odpowiednim komentarzem odnonie argu-mentw za i przeciw poszczeglnym propozycjom. Sposb zwymiarowania Zdolnoci wsparcia realizacji celu (ZWRC) przedstawiono szczegowo w Zaczniku.

Model Cel ZWRC Argumenty za Argumenty przeciw

A. Poprawa bezpieczestwa pracy KSE Maa

Uniknicie dodatkowych (postrzeganych jako redundantne) kosztw struktury nadrzdnej

Zaleno OSD E od strategii korporacyjnej, w sposb oczywisty preferujcej wasny obrt/Sprzedawc

B. Poprawa konkurencyjno-ci na rynku energii Maa

Moliwo benchmarkingu cenowego w ramach OSD

Brak jednoznacznego standardu komunikacyjnego, ktra to sytuacja bdzie si utrzymywa jeszcze przez co najmniej kilka lat, co grozi koniecznoci budowa-nia interfejsw komunikacyjnych pomidzy Sprzedawcami i OSD na zasadzie kady z kadym

C. Stworzenie warunkw dla efektywnego wzrostu udziau energii odnawialnejw krajowym bilansie zuycia energii

rednia

Rosnca liczba rozproszonych odbiorcw, ktrych instalacje odbiorcze przy-czone s do sieci rnych OSD (sieci handlowo-usugowe, przedsibiorstwa wchodzce w skad korporacji, dla ktrych zakup energii realizowany jest wsplnie, domy letniskowe odbiorcw indywidualnych itp.) powoduje koniecz-no integrowania danych pomiarowych do rozliczenia umowy sprzeday lub umowy kompleksowej pochodzcych od wielu OSD E, co stanowi kosztown komplikacj funkcjonowania rynku energii Wiksze ryzyko niespenienia wymaga sektorowych okrelonych w Stanowisku Prezesa URE ws. AMI, ze wzgldu na brak jednego podmiotu weryfikujcego na bieco jako danych Ograniczone efekty skali i powielanie rozwiza w wielu podmiotach (OSD E) Wysokie koszty integracji baz danych Utrzymanie trudnoci w zbieraniu danych dotyczcych caego kraju, ze wzgldu na rnice w definiowaniu i przechowywaniu analogicznych informacji przez rnych uczestnikw rynku Bardzo trudny, a moe wrcz niemoliwy, rozwj systemu wymiany danych ze wzgldu na trudnoci w uzgodnieniu wsplnych harmonogramw wdraania zmian

WI

Funkcj OIP peni Aplikacje Centralne AMI (wielu OIP w strukturach OSD E) (Wariant I) Popularny jest pogld, e w zupenoci wystarczajcym rozwizaniem jest zatrzymanie rozwoju infrastruktury pomiaro-wej na poziomie Aplikacji Cen-tralnej AMI, co oznacza, e to OSD E, pozostajce w struktu-rach korporacji pionowo zinte-growanych, bd stronami dysponentami danych pomiaro-wych wobec wszystkich Sprze-dawcw oraz innych uczestnikw rynku

D. Upodmiotowienie od-biorcy i stworzenie moli-woci poprawy efektywno-ci energetycznej

Maa

atwo organizacyjna wprowadzenia

Utrzymanie sytuacji stosowania wsplnych systemw rozliczeniowych przez OSD E i Sprzedawcw ze zintegrowanych grup kapitaowych. Brak bodcw do zmiany takiej sytuacji Blokada rozwoju systemu z powodu braku rynku paradoksalny brak zaintere-sowania ze strony odbiorcw nowym rodzajem aktywnoci A. Poprawa bezpieczestwa

pracy KSE Maa Moliwy brak zainteresowania w tworzeniu nowych podmiotw przez potencjalnych inwestorw. Moliwym i nieefektywnym wariantem moe by utworzenie tylu OIPw ile jest duych OSD E (w ramach grup energetycznych) Wszystkie wymienione w czci A wzgldy wynikajce z rozproszenia podmio-towego (wielodostpu) i wynikajcy std brak efektu skali B. Poprawa konkurencyjno-ci na rynku energii rednia Ryzyko bankructwa poszczeglnych rynkowych OIP Ryzyko kapitaowego przejmowania rozproszonych OIP i wtrnego zmonopoli-zowania rynku pomiarw, w tym take przez grupy kapitaowe, w skad ktrych wchodz OSD E

C. Stworzenie warunkw dla efektywnego wzrostu udziau energii odnawialnej w krajowym bilansie zuycia energii

Maa

Szansa na rynkow wycen wiadczonej w ten sposb usugi. Model taki pozornie eliminuje take zagroenie obiektywizacji dostpu do danych pomiarowych ze strony zasiedziaych (dominu-jcych) Sprzedawcw. Pozornie, gdy model ten cechuje zagroe-nie nietrwaoci

Perspektywa konsolidacji, np. inspirowanej przez kapita kontrolowany przez grupy kapitaowe zasiedziae na rynku

Moliwo benchmarkingu cenowego Wysokie koszty integracji rozproszonych baz danych

WIIA

Wielu OIP dziaajcych na zasadach rynkowych (poza strukturami OSD E (Wariant IIA)

D. Upodmiotowienie od-biorcy i stworzenie moli-woci poprawy efektywno-ci energetycznej

Maa Dua presja na obnienie kosztw Ryzyko stopniowej ewolucji w kierunku wariantu WIIB, niezalenie od charakteru dokonujcej si konsolidacji

13

Model Cel ZWRC Argumenty za Argumenty przeciw

A. Poprawa bezpieczestwa pracy KSE rednia

Pozorna szansa na rynkow wycen wiadczonej w ten spo-sb usugi, zakcona monopoli-styczn pozycj OIP

Monopolizacja nieregulowanej usugi udostpniania danych, ze szkod dla rozwoju rynku energii

B. Poprawa konkurencyjno-ci na rynku energii rednia

Ryzyko koniecznoci wprowadzenia regulacji ex post (po ukonstytuowaniu si pod-miotu na warunkach rynkowych) i ujawnienia si konfliktu wobec praw nabytych (koniecznoci ich honorowania w decyzjach regulacyjnych, ergo: legitymizowania pozycji wypracowanej w warunkach niekontrolowanego monopolu)

C. Stworzenie warunkw dla efektywnego wzrostu udziau energii odnawialnej w krajowym bilansie zuycia energii

rednia

Uniknicie ww. ryzyk zwizanych z rozproszeniem podmiotowym

Ryzyko przejcia kontroli nad tym podmiotem przez zasiedziae grupy kapitao-we, ze szkod dla rozwoju rynku

WIIB

Jeden OIP wyoniony i funk-cjonujcy na zasadach ryn-kowych (nie regulowany) (Wariant IIB) Jest to wariant czysto teoretycz-ny, bo business case zaley od przychodw a przychody jeli nie bd regulowane bd w natu-ralny sposb ograniczane przez Sprzedawcw i OSP

D. Upodmiotowienie od-biorcy i stworzenie moli-woci poprawy efektywno-ci energetycznej

Dua

A. Poprawa bezpieczestwa pracy KSE Dua

Uniknicie ww. ryzyk zwizanych z rozproszeniem podmiotowym Brak rynkowej wyceny wiadczonych w ten sposb usug

B. Poprawa konkurencyjno-ci na rynku energii Dua

Uniknicie ww. ryzyk zwizanych z potencjaln nietrwaoci rozwi-zania (przejciem kontroli przez zasiedziae grupy kapitaowe)

Potrzeba regulacji kosztw funkcjonowania (efektywnoci operacyjnej) bez moliwoci benchmarkowania

Uniknicie ww. ryzyk zwizanych z ewentualn koniecznoci opnio-nego wprowadzenia regulacji w konflikcie do praw nabytych

Ryzyko wpywu politycznego na obsad wadz tego podmiotu i ewentualnego nacisku na ograniczanie aktywnoci poprzez regulacje prawne C. Stworzenie warunkw dla efektywnego wzrostu

udziau energii odnawialnej w krajowym bilansie zuycia energii

Dua Gwarancja trwaego, rwnopraw-nego dostpu do danych pomia-rowych dla wszystkich uprawnio-nych uczestnikw rynku

Wymuszenie efektywnoci wycznie przez Regulatora

Jeden OIP wyoniony w drodze ustawy i regulo-wany przez Prezesa URE (Wariant IIC)

D. Upodmiotowienie od-biorcy i stworzenie moli-woci poprawy efektywno-ci energetycznej

Dua

Moliwo zastymulowania, po-przez decyzje wacicielskie w odniesieniu do akcjonariatu OIP, otwarcia infrastruktury na inne media bez ryzyka zagroenia ze strony wzajemnej konkurencji

Ryzyko rozwijania dziaalnoci poza obszar, dla ktrego podmiot zostanie powo-any

Osiganie korzyci skali Brak konkurencji na rynku danych pomiarowych

Moliwo ustalenia jednolitej bazy kosztowej pomiarw dla poszczeglnych OSD

Ryzyko chci uczestniczenia w akcjonariacie OIP przez grupy energetyczne, co mogoby wpyn niekorzystnie na jego neutralno i niezaleno

WIIC

Obnienie kosztw wdroenia ze wzgldu na standaryzacj wy-miany informacji na rynku danych pomiarowych

Trudno pozyskania kapitau pocztkowego przez waciciela OIP

14

15

Model Cel ZWRC Argumenty za Argumenty przeciw

Akceptacja spoeczna jest podmiot reprezentujcy interes odbiorcw, bdcy narzdziem regulatora

Zmniejszenie obcienia przed-sibiorstw energetycznych obo-wizkami informacyjnymi (spra-wozdawczo) a take poprawa jakoci i wiarygodnoci przekazy-wanych danych dziki przejciu obowizkw przez OIP

W porwnaniu do Wariantu III atwo wdroenia ze wzgldu na pozostawienie licznikw w OSD

A. Poprawa bezpieczestwa pracy KSE rednia

Potencjalnie wiksza szybko wdroenia, ze wzgldu na nieza-leno procesu od oporw we-wntrznych w sektorze elektro-energetycznym

Opr rodowiska, take w przestrzeni legislacyjnej, moe skutecznie zniweczy szans na skrcenie czasu wdroenia

B. Poprawa konkurencyjno-ci na rynku energii Dua

Uniknicie ww. ryzyk zwizanych z rozproszeniem podmiotowym Koszty wdroenia per saldo wysze ni w wariancie z OIP regulowanym

Osiganie korzyci skali Pozbawienie kompetencji OSD E do bezporedniej obserwacji odbiorcw przy-czonych do ich sieci C. Stworzenie warunkw dla efektywnego wzrostu udziau energii odnawialnej w krajowym bilansie zuycia energii

Dua Moliwo ustalenia jednolitej bazy kosztowej pomiarw dla poszczeglnych OSD

Podzia (rozmycie) odpowiedzialnoci za proces o fundamentalnym znaczeniu dla rwnowagi finansowej OSD E

Konieczno ingerencji podmiotu niezalenego od OSD E w obszar pozostajcy w dotychczasowej kompetencji OSD E (na wieszanie nowych licznikw obok a nie zamiast dotychczasowych w wielu lokalizacjach fizycznie nie ma miejsca) Pozostawienie w OSD E zasobw kadrowych, zwizanych umowami spoeczny-mi, bez perspektywy ich efektywnego wykorzystania

OIP niezaleny od OSD E, odpowiedzialny za cao procesu, tj.: - instalacj i utrzymanie licznikw - transmisj danych pomia-rowych - archiwizacj i udostpnia-nie danych pomiarowych (Wariant III) D. Upodmiotowienie od-

biorcy i stworzenie moli-woci poprawy efektywno-ci energetycznej

Dua

Obnienie kosztw wdroenia ze wzgldu na standaryzacj wy-miany informacji na rynku danych pomiarowych

Ww. ryzyka zwizane z monopolizacj procesu

WIII

Prawdopodobny brak zainteresowania biznesowego ze strony potencjalnych inwestorw, ze wzgldu na konieczno zaangaowania znacznych rodkw przy braku pewnoci co do uzyskiwanego zwrotu

4. UZASADNIENIE DLA POSTULOWANEGO UMIEJSCOWIENIA OIP W ARCHITEKTURZE RYNKU POMIARW I ZDEFINIOWANIE JEGO ROLI

Przedstawiona w czci trzeciej analiza moliwych do wykorzystania wariantw prowadzi do nast-

pujcych wnioskw. 1. Nie ma rozwizania wolnego od wad, ale poszczeglne warianty rni si liczb zalet i wad oraz

poziomem ryzyk. 2. Wariant I (zatrzymanie rozwoju infrastruktury AMI na poziomie Aplikacji Centralnych w OSD E) jest

wariantem w wysokim stopniu zagroonym ze wzgldu na problemy organizacyjne i techniczne, zwizane z koniecznoci budowania przez Sprzedawcw wielu interfejsw do danych pomiaro-wych, przy trudnociach z ich zestandaryzowaniem oraz ze wzgldu na realne zagroenie blokowa-niem procesu w wyniku konfliktu interesw z macierzystymi grupami kapitaowymi OSD E, bazuj-cymi w swojej strategii na generacji centralnej i wzmacnianiu roli sprzeday wasnej grupy.

3. Na podobnym (niewiele niszym) poziomie mona ocenia ryzyka zwizane z Wariantami IIA i IIB, przede wszystkim ze wzgldu na ich potencjaln nietrwao.

4. Wariantem nioscym relatywnie najmniej ryzyk (w szczeglnoci wolnym od ryzyk generowanych przez rozwizania alternatywne), dajcym najwiksz nadziej na trwao, jest wariant IIC, tj. je-den OIP regulowany, wyoniony w drodze ustawowej, z jednoczesnym wprowadzeniem systemu regulacji umoliwiajcego zblienie si (skuteczn substytucj) do rynkowej wyceny usug OIP, przy zachowaniu wymogw bezpieczestwa danych i informacji pozostajcych w jego dyspozycji.

5. Poziom ryzyk zwizanych z realizacj Wariantu III, tj. ewentualn prb zrealizowania Systemu AMI z cakowitym pominiciem OSD E, jakkolwiek rozwizanie takie jest technicznie moliwe, wy-daje si zbyt wysoki, by forsowanie takiego kierunku dziaania mona byo oceni jako racjonalne. Sytuacja ta moe jednake zmieni si diametralnie po faktycznym upowszechnieniu internetu sze-rokopasmowego. Moe wwczas doj do przejciowego zdublowania funkcjonalnoci, kiedy to funkcjonalnoci rynkowe, proefektywnociowe przejm w caoci firmy ESCO, natomiast funkcjo-nalnoci emergency pozostajce w gestii OSD E jako Operatorw AMI, nadal bd realizowane z wykorzystaniem Infrastruktury AMI, do czasu kiedy take OSD E zaczn peniej wykorzystywa internet do swoich celw.

W opinii Prezesa URE wariantem posiadajcym najwiksze zalety, jak rwnie generuj-cym najmniej ryzyk, a take posiadajcym najwikszy potencja rozwojowy oraz gwaran-tujcym stabilno, jest wariant IIC, tzn. jeden nowy, ustawowo umocowany podmiot OIP regulowany przez Prezesa URE.

Podkrelenia wymaga, e wybr wariantu IIC, jako rozwizania generalnego, pociga za sob, jak ju zaznaczono, konieczno doprecyzowania istotnych wymaga szczegowych, ktrych celem b-dzie minimalizacja waciwych dla niego, wykazanych powyej ryzyk. Wymagania te powinny zosta szczegowo okrelone (skatalogowane) w kolejnym dokumencie powizanym, do opracowania po zapadniciu kierunkowych decyzji z zakresu polityki energetycznej.

Prezes URE, ze wzgldu na dokonanie wstpnego wyboru wariantu IIC, bdzie monitorowa roz-wj dziaalnoci podmiotw, ktre dziaaj w podobnym modelu prawno-organizacyjnym na innych rynkach, w szczeglnoci wystpujcej na rynku telekomunikacyjnym, a zarzdzanej przez Prezesa Urzdu Komunikacji Elektronicznej, Platformy Lokalizacyjno-Informacyjnej z Centraln Baz Danych (PLI CBD), z uwzgldnieniem technologicznego zrnicowania poszczeglnych rynkw.

W szczeglnoci, dla zapewnienia neutralnoci i transparentnoci, a take przewidywalnoci dla uczestnikw rynku energii, w opinii Prezesa URE powoany ustawowo OIP powinien spenia nastpu-jce warunki, zdeterminowane w trybie ustawowym:

16

a) dziaa jako jednostka niezalena od kadej funkcjonujcej na rynku wytwarzania, dystrybucji lub obrotu energi elektryczn grupy kapitaowej; przedsibiorcy energetyczni, z wyczeniem OSP, nie mog wchodzi w skad akcjonariatu,

b) dziaa jako podmiot w peni regulowany (zatwierdzane: taryfa i, stanowica odpowiednik IRIESP/D, instrukcja postpowania z informacjami pomiarowymi, bez prawa prowadzenia innej dziaalnoci ni okrelona ustawowo, tj. wynikajca z celu powoania, jak jest pozyskiwanie, prze-twarzanie i obrt danymi pomiarowymi i sygnaami rynkowymi),

c) w szczeglnoci, wypeniajc warunek okrelony w pkt b) OIP nie bdzie prowadzi dziaalnoci na rynku usug regulacyjnych (np.: w formule wirtualnej elektrowni); ten obszar dziaalnoci winien pozosta w gestii uczestnikw rynku energii (rol OIP jest zapewnienie okrelonej infrastruktury dla waciwych uczestnikw rynku energii, nie za bycie aktywnym uczestnikiem tego rynku z ang.: facilitator, not actor),

d) finansowanie OIP musi by absolutnie transparentne i stabilne, z gry okrelone by musz proce-dury postpowania przy generalnym zaoeniu prowadzenia dziaalnoci z zyskiem 0, poprzez uwzgldnienie ewentualnego zysku podczas ksztatowania taryfy na nastpny okres oraz ograni-czenie prawa do wypacania dywidendy,

e) dla zmniejszenia obcienia OSD E i Sprzedawcw obowizkami informacyjnymi oraz dla poprawy jakoci i wiarygodnoci informacji, wszelkie informacje na temat liczby odbiorcw, wielkoci do-staw, zmian sprzedawcw, jakoci energii, warunkw pracy sieci itp., bdce pochodn informacji przekazywanych przez OSD E i Sprzedawcw do OIP, bd przygotowywane i przekazywane przez OIP do okrelonych zainteresowanych (np. URE, MG itp.12)),

f) sposb powoania i zorganizowania dziaalnoci OIP powinien zapewnia moliwe ograniczenie pozostaych ryzyk zidentyfikowanych w odniesieniu do wariantu IIC, w szczeglnoci dotyczcych ryzyka wpywu politycznego.

5. ZDEFINIOWANIE ZAOE DOTYCZCYCH SPOSOBU POWOANIA I FUNKCJONOWANIA OIP

Rekapitulujc wnioski z przedstawionej w pkt 4 analizy alternatywnych rozwiza odnonie statusu

OIP, ponisze rozwaanie skupiono na uwarunkowaniach realizacji wariantu IIC, tj. OIP zcentralizowa-nego i regulowanego.

5.1. Wypracowanie wizji w zakresie akcjonariatu OIP, ze wskazaniem krytycznych uwarunkowa

Teoretycznie, centralny OIP, powoany w drodze ustawy, mgby funkcjonowa wg nastpujcych,

wzajemnie alternatywnych, zasad, jako: 1) jednostka organizacyjna Urzdu Regulacji Energetyki13), 2) wyodrbniona jednostka budetowa (model teoretycznie uzasadniony koniecznoci realizowania

strategicznych zada Pastwa), 3) JSSP (model teoretycznie uzasadniony koniecznoci realizowania strategicznych zada

Pastwa), 4) ustanowiona ustaw spka celowa, funkcjonujca pod rygorami ksh, ale z ograniczeniami wzgl-

dem podmiotw wolnorynkowych zdefiniowanymi w ustawie zaoycielskiej14); w szczeglnoci zdefiniowania wymagaj:

12) Ich zbir powinien by jednoznacznie okrelony w trybie ustawowym. 13) Koncepcja proponowana przez autorw studium wykonanego przez konsorcjum DGA/ /Instytut Sobieskiego.

17

a) struktura akcjonariatu; b) tryb wyaniania wadz spki, w sposb zapewniajcy stabilno strategii gospodarczej, w tym

realizacj celw ustawowych; c) sposb finansowania dziaalnoci i jego kontroli; d) wymagania odnonie wyniku i wobec przeznaczenia (zagospodarowania) ewentualnego zysku.

Ad. 1) Wariant nieakceptowalny, ze wzgldu na: a) inn co do zasady rol Prezesa URE organ ten powinien zachowa wpyw regulacyjny na zakres

funkcjonowania OIP i gos decydujcy w ocenie jego jakoci/efektywnoci, nie moe wic jedno-czenie by sdzi we wasnej sprawie,

b) ograniczenia kadrowo-budetowe, wykluczajce jednoczesne prowadzenie dziaalnoci regulacyjnej i regulowanej.

Ad. 2) Wariant trudny do zaakceptowania ze wzgldu na: a) konieczno wyodrbnienia w budecie Pastwa rodkw na dziaalno, b) utrat bodca do efektywnego wykorzystywania potencjau oferowanego przez now struktur

w sytuacji gdyby bya to usuga darmowa lub skalkulowana poniej faktycznych, uzasadnionych kosztw jej wiadczenia (wprowadzanie na rynek faszywej informacji, deformujcej podejmowane decyzje),

Ad. 3) Moliwo ekonomicznej wyceny wiadczonych usug, ale, podobnie jak w wariancie 2, bezpo-rednia zaleno od wadzy politycznej, stawiajca to rozwizanie na rwni z wariantami wczeniej odrzuconymi ze wzgldu na towarzyszce im ryzyka. Ad. 4) Wariant moliwy do zastosowania, wymagajcy interwencji ustawowej. Wzorem (w sensie logi-stycznym) moe by funkcjonujcy od kilku lat Zarzdca Rozlicze SA, powoany ustaw z dnia 29 czerwca 2007 r. o zasadach pokrywania kosztw powstaych u wytwrcw w zwizku z przedterminowym rozwizaniem umw dugoterminowych sprzeday mocy i energii elektrycznej (Dz. U. Nr 130 poz. 905), zwan ustaw w sprawie likwidacji KDT.

Odnonie szczegowych uwarunkowa, moe to by: a) jednoosobowa spka Skarbu Pastwa (JSSP) (wariant odrzucony w komentarzu do ppkt 2), b) spka zalena od JSSP (w szczeglnoci 100% crka PSE Operator SA, penicego rol Operato-

ra Systemu Przesyowego i z tego wzgldu dysponujcego ustawow gwarancj niezalenoci od wszystkich innych form aktywnoci gospodarczej w KSE); moe to by spka siostrzana Zarzdcy Rozlicze SA lub sam ZRSA po odpowiednim, ustawowym rozszerzeniu dopuszczalnego zakresu je-go dziaalnoci,

c) spka zalena od kilku strategicznych jednoosobowych spek Skarbu Pastwa (np. OSP E + OSP G + inne podmioty15)), wykorzystujca synergi specjalistycznych kompetencji spek matek, z korzy-ci dla otwarcia budowanego systemu na inne media i optymalizacji kosztowej dziaalnoci same-go OIP. Wydaje si, e wariant 3c mgby by najbardziej obiecujcy, jednake subwariant ograniczony do dwch operatorw przesyowych lub czysty wariant 3b take jest akceptowalny. Jest to wariant szczeglnie atrakcyjny w przypadku poszerzenia aktywnoci ZRSA, pozwalajcego unikn kosztw zwizanych z organizacj nowego podmiotu.

14) Koncepcja proponowana przez autorw opracowania zrealizowanego na zlecenie PSE Operator SA. 15) Nie bdce OSD, spk obrotu lub podmiotem z nimi kapitaowo powizanym, w praktyce wic inne JSSP o ustawowo

zagwarantowanej stabilnoci.

18

5.2. Sposb ukonstytuowania spki, tryb wyaniania jej wadz oraz sposb okrelenia gwarancji dla ich trwaoci

Celem stworzenia i zachowania gwarancji dla stabilnoci funkcjonowania podmiotu kluczowego dla

rwnowagi technicznej i finansowej sektorw infrastrukturalnych, zasadne wydaje si okrelenie w ustawie powoujcej mechanizmw wyaniania wadz spki w trybie konkursowym, z okrelonymi z gry kryteriami, na okrelon z gry kadencj i przy okrelonym z gry zamknitym katalogu wy-miernych okolicznoci warunkujcych moliwo jej skrcenia.

Odnonie oglnych zasad funkcjonowania spki, uytecznym wzorcem (precedensem) moe by regulacja dotyczca zasad funkcjonowania Zarzdcy Rozlicze SA, zawarta w ustawie w sprawie li-kwidacji KDT w Rozdziale 7, art. 4757. 5.3. Sposb finansowania dziaalnoci OIP w ramach mechanizmu redystrybucji korzyci

pomidzy segmentami rynku energii, realizowanego w systemie taryfikacji oraz okrelenie zasad jego kontroli

Samodzielne wdroenie inteligentnego opomiarowania przez OSD E, majcych na wzgldzie wy-

cznie rachunek ich korzyci, kalkulowany w ograniczonej skali, moe by z ich punktu widzenia nie-opacalne, a zatem nie zostanie przeprowadzone bez dedykowanego systemu wsparcia, do czasu ujawnienia si z ca ostroci wymusze zwizanych z technologicznymi przemianami na rynku ener-gii. Nowy model winien wic zapewni system wsparcia dla OSD E kierujc do nich dodatkowy stru-mie przychodw16) za przekazywanie danych pomiarowych i tranzyt informacji (sygnaw i komend) poprzez system komunikacyjny obsugujcy inteligentne opomiarowanie.

Majc na wzgldzie cele wdroenia inteligentnego opomiarowania, projektowany model rynku opomiarowania winien wic zapewni OSD E ekonomiczn opacalno wdroenia, pod warunkiem przeprowadzenia optymalizacji wewntrznej w spkach dystrybucyjnych.

Ustawa powoujca OIP17) powinna okrela obok ram organizacyjnych spki take zasady fi-nansowania jej dziaalnoci. W szczeglnoci, zdefiniowana powinna zosta podstawa finansowania oraz zasady jego kontroli, a take oczekiwania odnonie transparentnoci, oczekiwania wobec wyniku oraz szczegowe wymagania wobec zagospodarowania ewentualnego zysku.

Jest oczywiste, e z jednej strony podmiot ten musi dysponowa potencjaem finansowym wystar-czajcym do zapewnienia niezakconego funkcjonowania procesw pozyskiwania, archiwizowania i przepywu informacji, z drugiej za poziomem kosztw wasnych nie moe zdominowa procesu, pozbawiajc waciwych beneficjentw spodziewanych (podanych ) korzyci.

Ustawa powoujca, w czci zmieniajcej ustaw Prawo energetyczne (uPe)18), lub penica t rol kolejna nowela uPe, powinna uzupeni: katalog kompetencji Prezesa URE o uprawnienie do zatwierdzania regulaminu postpowania

z danymi pomiarowymi i sygnaami rynkowymi, uzgadniania planu rozwoju oraz zatwierdzania tary-fy OIP skierowanej do Sprzedawcw a take kalkulowania stawek opat, wg ktrych OIP bdzie rozlicza si z OSD za pozyskiwane Dane Pomiarowe i Potencja DSR, oraz

katalog delegacji do wydania aktw wykonawczych o zasady ksztatowania i kalkulowania ww. taryfy i stawek oraz tworzenia i wdraania standardw wymiany informacji,

kompetencje Prezesa URE w stosunku do OIP w zakresie obowizkw regulacyjnych, w tym infor-macyjnych i taryfowych, bez koniecznoci wykreowania nowego rodzaju, specjalnie w tym celu wy-

16) Odciajcy strumie przychodw od odbiorcw kocowych usugi dystrybucyjnej w rozumieniu dotychczasowym. 17) Szczegowe wymagania dotyczce koniecznych zmian prawnych, w tym zmian ustawodawczych bd przedmiotem od-

rbnego opracowania, zgodnie z przyjtym harmonogramem wdraania inteligentnych sieci, w niniejszym rozdziale zasygnali-zowano jedynie wybrane, niezbdne kierunki postulowanych zmian.

18) O ile bdzie to ustawa odrbna wzgldem uPe.

19

odrbnionej koncesji. W szczeglnoci poziomem odniesienia dla oceny kosztw funkcjonowania OIP, niezbdnym do okrelenia na potrzeby ksztatowania taryfy mog by koszty ponoszone na analogiczne zadania przez przedsibiorstwa dziaajce na rynku IT, poddane szczegowemu audy-towi na zlecenie Prezesa URE. Mechanizm redystrybucji korzyci ze strony Sprzedawcw na stron OSD zosta, co do jego zasady,

opisany w Stanowisku Prezesa URE ws. AMI. Schematyczne relacje pomidzy uczestnikami rynku pomiarw, wraz z przedstawieniem przepy-

ww informacji i rodkw finansowych, przedstawiono na rys. 5.

20

ODBIORCA SPRZ EDAWCA

Patno

N O P

Patno

DYSTRYBUCJA

Patno

Patno za usug dystrybucji

Odczyt

Dane pomiaroweDane pomiarowe

Faktura1. Sprzeda EE

2. Opaty dystrybucyjne3. Odczyt

Faktura1. Opaty dystrybucyjne

Faktura1. Usugi NOPa

2. Dane pomiarowe

Faktura1. Dane pomiarowe

Odbiorcy w ramach umowy kompleksowej Rys. 519).

Przedstawiono na nim zasad, zgodnie z ktr cao finansowania dziaalnoci OIP oparta jest na usudze odpatnego udostpniania Sprzedawcom danych pomiarowych pozyskiwanych przez OIP od OSD za odpatnoci.

Schemat ten moe by rozszerzony, bez zmiany jego istoty o usugi udostpniania sygnaw DSR, co uwzgldniono na rys. 6.1 w Stanowisku Prezesa URE ws AMI.

19) Za opracowaniem na zlecenie PSE-O, przygotowanym przez HP Polska.

5.4. Ocena przyjtych modeli OIP pod ktem podstaw jego finansowania i zasad kontroli:

Model Argumenty za Argumenty przeciw

Dziaalno OIP finansowana przez faktycznych beneficjentw systemu

Moliwo kontroli poziomu kosztw wasnych OIP przez Prezesa URE, w ramach procedury zatwierdzania stawek za DP i PDSR

Konieczno oceny kosztw funkcjonowania przez Prezesa URE

A Okrelony w Stanowisku Prezesa URE ws. AMI, Rys. 6.1

Brak obcie budetu Pastwa

Dziaalno OIP finansowana przez faktycz-nych beneficjentw systemu

Brak moliwoci kontroli poziomu kosztw wasnych przez Prezesa URE, w ramach procedury zatwierdzania stawek za dane pomiarowe i przekazywanie sygnaw DSR

B Alternatywny model rynkowy

Brak obcie budetu Pastwa Konieczno zabudetowania dziaalnoci na poziomie ustawowym Konieczno finansowania dziaalnoci z budetu Pastwa C

Alternatywny model agendy rzdowej

Powizanie beneficjentw z systemem finansowania wycznie porednie (poprzez system podatkowy)

6. ZDEFINOWANIE ZAOE POLITYKI BEZPIECZESTWA, W SZCZEGLNOCI

DOTYCZCYCH POSTPOWANIA Z DANYMI POZYSKIWANYMI I REDYSTRYBUOWANYMI PRZEZ OIP

6.1. Okrelenie zasad bezpieczestwa informacji i infrastruktury pozyskiwania,

transmisji, przechowywania i przetwarzania danych pomiarowych

Podkrelenia wymaga, e bezpieczestwo infrastruktury, ktrej kluczowym elementem jest OIP, rozpatrywane by musi w przynajmniej czterech aspektach i odpowiednio do kadego z nich musz znale zastosowanie odpowiednie rodki jego zapewnienia.

S to w szczeglnoci: ochrona danych pomiarowych rozumianych jako dane osobowe, ze wzgldu na ustawowy wymg

ochrony prywatnoci odbiorcy energii komunalno-bytowego lub tajemnicy przedsibiorstwa od-biorcy biznesowego,

ochrona infrastruktury przed prbami ingerencji w wartoci danych pomiarowych ze strony tych odbiorcw, ktrzy mogliby podejmowa prby wykreowania nowej formy nielegalnego poboru energii,

ochrona infrastruktury przed dziaaniami hakerskimi, destrukcyjnymi wzgldem KSE, podejmowa-nymi z pobudek terrorystycznych lub w pogoni za sensacj,

ochrona infrastruktury przed wykorzystaniem jej do celw sprzecznych z jej waciwym przezna-czeniem, podejmowanym przez strony trzecie. Realizacja powyszych wymaga wymaga zastosowania od samego pocztku, tj. ju na etapie

projektowania systemu, wszystkich rodkw waciwych dla zapewnienia bezpieczestwa systemw teleinformatycznych.

Kwestie te, ze wzgldu na ich wag, bd przedmiotem odrbnego dokumentu stowarzyszonego ze Stanowiskiem Prezesa URE ws AMI.

21

6.2. Okrelenie zasad wasnoci i przetwarzania danych pomiarowych i ich ochrony

Zaoeniem fundamentalnym jest przyjcie zasady, e odbiorca kocowy jest jedynym dysponen-tem danych pomiarowych, ktre go dotycz, uprawnionym do upowanienia do dostpu do nich, po-dobnie jak nadawcy sygnaw i komend s wacicielami informacji przekazywanych poprzez infra-struktur inteligentnego opomiarowania do odbiorcy.

Powysze jest odejciem od niepisanej zasady obowizujcej aktualnie, e wacicielem danych pomiarowych jest OSD E jako waciciel licznika, z ktrego pochodz, rozcignitej niekonsekwent-nie na grupy A i B, w ktrych wacicielem licznika czsto jest odbiorca.

Kolejnym zaoeniem jest konieczno jednoznacznego zdefiniowania danych pomiarowych jako danych osobowych, podlegajcych ochronie na gruncie ustawy o ochronie danych osobowych. Wie si to z koniecznoci doprecyzowania trybu postpowania z danymi pomiarowymi tak jak z danymi osobowymi odbiorcy, ktrego dotycz, celem zrealizowania okrelonych funkcji (np. bilingu) w sposb akceptowalny na gruncie wspomnianej ustawy20).

Wynika to z faktu, e dane pomiarowe musz by uznane za dane wraliwe, ktre poprzez moli-wo odwzorowania sposobu zachowania odbiorcy, mog pozwoli na ocen tego sposobu zachowania i, w konsekwencji, ocen trybu ycia.

Konsekwencj powyszego jest: wdroenie w trybie ustawowym, jako warunek konieczny realizacji (odpowiednio) umowy kom-

pleksowej lub dystrybucyjnej zasady, zgodnie z ktr odbiorca: - upowania Sprzedawc, z ktrym ma umow kompleksow oraz OSD E, do ktrego sieci jest

przyczony i z ktrym jego Sprzedawca ma odpowiedni GUD, oraz OIP, ktry z OSD E i Sprze-dawca ma rwnie odpowiednie umowy generalne do dostpu do jego danych pomiarowych, bez prawa ich redystrybucji do stron trzecich i

- zobowizuje te podmioty do odpowiedniej ochrony powierzonych im informacji; analogiczne za-sady powinny znale zastosowanie wobec odbiorcw z grup A, B i C2X funkcjonujcych na podstawie umw rozdzielonych w relacji do drugich stron tych umw,

potrzeba nadania kademu punktowi pomiaru energii (PPE) jednoznacznego kodu (np.: IP), wedug ktrego bd identyfikowane dane pomiarowe i adresowane informacje zwrotne i komendy; jest to rozwizanie szczeglnie uyteczne w perspektywie rozwoju usug zarzdzania popytem i wiadcze-nia usug DSM przez firmy ESCO dziaajce w formule operatorw AmI,

odrbne w stosunku do repozytorium danych pomiarowych technicznych, archiwizowanie danych osobowych odbiorcy, wraz z kluczem IP, pozwalajcym na wspomniane powyej kojarzenie ich z danymi technicznymi, z zachowaniem niezbdnych procedur bezpieczestwa w odniesieniu za-rwno do infrastruktury, jak i personelu uprawnionego do dostpu do niej,

postpowanie z danymi pomiarowymi, w tym kojarzenie danych technicznych i danych osobowych (w szczeglnoci danych teleadresowych), konieczne do realizacji usugi bilingowej (Sprzedawcy) oraz do realizacji cile okrelonych funkcji operatorskich (lokalizowanie nielegalnego poboru ener-gii, identyfikacja przekrocze mocy umownej, usuwanie awarii itp.) musi odbywa si z zachowa-niem rygorw ochrony danych osobowych, zarwno w odniesieniu do zaangaowanego wyposae-nia, jak i personelu (stosowne zabezpieczenia przed nieuprawnionym dostpem i wykorzystaniem). Powysze zasady dotyczy musz zarwno Centralnego Repozytorium Danych w OIP, jak i zasobw

gromadzonych przejciowo w Centralnych Aplikacjach AMI w OSD E, a take zasobw utrzymywanych docelowo (do celw operatorskich) w Centralnych Aplikacjach AMI w OSD E.

20) Szczegowe rozstrzygnicie rozwaanych poniej kwestii bdzie przedmiotem uzgodnienia z GIODO, w ramach kolejnego

dokumentu powizanego.

22

6.3. Okrelenie katalogu informacji (danych) redystrybuowanych przez OIP oraz oglnych zasad dostpu do nich i ich wymiany

Dane pozyskiwane przez OIP:

dane pomiarowe z licznikw odbiorcw kocowych dostpne wycznie dla Sprzedawcw kon-traktowo upowanionych przez odbiorc,

dane pomiarowe z licznikw prosumentw dostpne wycznie dla Sprzedawcw kontraktowo upowanionych przez odbiorc,

dane pomiarowe z licznikw bilansujcych dostpne dla OSP, ssiednich OSD oraz firm ESCO i Sprzedawcw, dostpne na podstawie odpowiednio: IRiESP, IRiESD oraz GUD,

analogiczne do ww. dane pomiarowe dotyczce generacji rozproszonej oraz stanu pracy sieci dys-trybucyjnej,

analogiczne do ww. dane pomiarowe z licznikw innych mediw, o ile infrastruktura AMI zostanie wykorzystana do ich pozyskiwania i transmisji dostpne na podstawie analogicznych regulacji kontraktowych,

informacje/dane pomiarowe nieenergetyczne (np.: medyczne, z zakresu ochrony mienia itp.), o ile infrastruktura AMI zostanie wykorzystana do wiadczenia usug nieenergetycznych dostpne na podstawie analogicznych regulacji kontraktowych.

Przykadowe informacje i komendy retransmitowane do odbiorcw kocowych za porednictwem OIP:

sygnay cenowe pochodzce od sprzedawcw (zgodne z przyjta ofert), sygnay cenowe, z Rynku Bilansujcego oraz zorganizowanych platform obrotu energi, w szcze-

glnoci zachodzi potrzeba wykreowania nowego produktu, jakim bdzie sygna ilustrujcy sytuacj w KSE z wyprzedzeniem np. jednej godziny,

komendy zacz/wycz w trybie przedpatowym, sygnay ogranicz moc w trybie zakontraktowanej usugi DSR, komendy ogranicz moc / wycz w trybie operatorskim (emergency), sygnay zacz/wycz rdo w trybie zakontraktowanej usugi DSR, komendy wycz/zacz okrelony odbiornik (o ile taka usuga zostanie zakontraktowana).

Przykadowe informacje i komendy retransmitowane i pobierane przez innych uytkownikw infra-struktury AMI: wielko zuycia energii i mocy za okres rozliczeniowy (do celw bilingowych), profil zuycia odbiorcy za zadany okres (do celw dopasowania prognozy jego zapotrzebowania), wskazania licznikw bilansujcych (na potrzeby oceny dynamiki reakcji popytu, dla oceny warun-

kw przyczeniowych), biecy poziom wykorzystania kredytu (w trybie przedpatowym zdalnym21)), potwierdzenia reakcji na okrelone sygnay i realizacji komend DSR.

Analogiczne informacje i komendy mog by przedmiotem zaangaowania OIP w obsug innych mediw oraz usug nieenergetycznych.

Celowe jest wdroenie zasady, zgodnie z ktr to dane zarchiwizowane w OIP stanowi bd zbir referencyjny w przypadku koniecznoci arbitrau, a obowizkiem ustawowym OSD E i wszystkich in-nych podmiotw zasilajcych OIP informacjami pomiarowymi byo zapewnienie ich kompletnoci, poprawnoci i aktualnoci.

21) W systemie powinna by take moliwo realizowania przedpatowoci lokalnej, bez angaowania zasobw Aplikacji

Centralnej OSD i OIP.

23

6.4. Harmonogram archiwizowania danych pomiarowych w OIP

Na etapie zaoe projektowych OIP niezbdne jest sprecyzowanie harmonogramu archiwizowania danych pomiarowych, zgodnie z wymaganiem ustawy o ochronie danych osobowych, ograniczajcym okres przechowywania pozyskanych danych do minimum absolutnie niezbdnego.

Okres niezbdnej archiwizacji bezporednio zaley natomiast od sposobu wykorzystania (celu pozy-skania) okrelonego rodzaju informacji. 6.5. Szacunkowe okrelenie wpywu funkcjonowania OIP na koszty zaopatrzenia

odbiorcw w energi elektryczn

Zgodnie z aktualnie obowizujcymi zasadami odbiorcy kocowi obciani s kwot okoo 300 mln PLN/rok z tytuu opaty abonamentowej, stanowicej element taryfy dystrybucyjnej22). Z chwil uruchomienia OIP opata ta powinna ulec likwidacji i zastpieniu opatami za DP i PDSR, co zgodnie ze schematem przedstawionym w Stanowisku Prezesa URE ws. AMI naley rozumie jako zmian kierunku uzyskiwa-nych przez OSD E przychodw, a nie uszczerbek w przychodzie regulowanym. Postulowany model jest prawdopodobnie najtaszym sposobem zapewnienia poprawnej wymiany danych na rynku energii a jednoczenie umoliwia redystrybucj korzyci osiganych z wdroenia Systemu AMI23).

Wstpna analiza poziomu kosztw funkcjonowania OIP24) wskazuje, e oczekiwa naley i doce-lowo (po penym wdroeniu inteligentnego opomiarowania), obcienie odbiorcw kocowych z tytuu utrzymania infrastruktury OIP nie przekroczy poziomu 90 MPLN/rok, czyli 5,60 PLN/licznik/rok. Rze-czywista wysoko kosztw bdzie uzaleniona od ostatecznego zakresu zada okrelonych ustaw i przyjtych tam rozwiza.

Powysze nie dotyczy kwot pobieranych od odbiorcw celem przekazania do OSD. cznie naley oczekiwa obcienia kadego licznika kwot okoo 19 PLN/rok, co oznacza w praktyce utrzymanie rednio podobnego poziomu obcienia odbiorcw, jak obserwowany aktualnie (okoo 310 MPLN wzgldem ok. 300 MPLN obecnie).

Wobec powyszego mona uzna, e utworzenie OIP nie kreuje ryzyka przechwycenia przez ten podmiot istotnej czci korzyci, jakich osiganie przez odbiorcw umoliwi jego powstanie, tj. OIP poprzez koszty wasne nie zniweluje istotnej czci korzyci, jakie mog zosta uzyskane przez odbiorcw.

22) Wg danych dla taryf energii elektrycznej obowizujcych w roku 2011. 23) Zagadnienie to jest przedmiotem Stanowiska Prezesa URE ws AMI z czerwca 2011 r. 24) Opracowanie wykonane przez HP dla PSE-O SA.

24

6.6. Katalog podmiotw uprawnionych do dostpu do danych przetwarzanych i archiwizowanych w OIP

Podmiot Warunki dostpu do danych

A Sprzedawca E na podstawie umowy z odbiorc B Przedsibiorstwo obrotu E przyszy sprzedawca na podstawie upowanienia odbiorcy C Inne przedsibiorstwo obrotu E (nie A i nie B) na podstawie upowanienia odbiorcy D OSD E na podstawie umowy z odbiorc E OSP E wycznie dane zagregowane F Ssiedni OSD wycznie dane zagregowane G Podmiot Odpowiedzialny za Bilansowanie Na podstawie umowy z odbiorc H ESCO na podstawie upowanienia odbiorcy H ESCO (Operator AmI) na podstawie upowanienia odbiorcy I URE dane zagregowane oraz na podstawie upowanienia odbiorcy25)

J GUS wycznie dane zagregowane K OSD G na podstawie umowy z odbiorc L OSP G wycznie dane zagregowane M Sprzedawca G na podstawie umowy z odbiorc N Inne przedsibiorstwo obrotu G na podstawie upowanienia odbiorcy O Operator innych mediw na podstawie umowy z odbiorc P Operator innych usug na podstawie umowy z odbiorc

7. OKRELENIE ZASAD W ZAKRESIE WASNOCI INFRASTRUKTURY

LICZNIKOWEJ, W TYM EWENTUALNEGO UMOLIWIENIA ZAKUPU I INSTALACJI LICZNIKA PRZEZ ODBIORC

Co do zasady, ukady pomiarowo-rozliczeniowe do pomiarw bezporednich i pporednich (na nN)

oraz same liczniki do pomiarw porednich (na SN i WN) powinny stanowi wasno OSD E. Podmiot ten powinien odpowiada za stan techniczny licznika i jako transmisji na odcinku ostatniej mili danych pomiarowych i sygnaw pobieranych z i doprowadzanych do licznika. Wdroenie tej zasady wymaga zmiany istniejcego stanu w odniesieniu do licznikw do pomiarw porednich (na SN i WN), ktre aktualnie z zasady nale do odbiorcw jako integralna cz ich ukadw pomiarowo-rozliczeniowych. 7.1. Przypadek odbiorcy komunalnego lub odbiorcy biznesowego na nN

Specyficzn kwesti stanowi przypadek, w ktrym odbiorca grupy G lub C1X, zlokalizowany na te-renie dopiero oczekujcym na wymian licznika tradycyjnego na inteligentny, wykae inicjatyw w kierunku podjcia dziaalnoci w charakterze prosumenta (pasywnego lub aktywnego) i domaga si bdzie od OSD E zainstalowania mu nowego licznika przed terminem wynikajcym z programu wy-miany licznikw. Sytuacja taka stwarza szczeglne uwarunkowania.

Po pierwsze, trudna do zaakceptowania byaby bowiem odmowa ze strony OSD E umoliwienia od-biorcy deklarowanej aktywnoci. Bezwarunkowa odmowa mogaby by podstaw skutecznego docho-dzenia przez odbiorc odszkodowania od OSD E z tytuu niezapewnienia uprawnie nalenych mu z tytuu odpowiedniej Dyrektywy.

Po drugie, dodatkowa inwestycja (przyspieszona wzgldem programu wymiany licznikw) wizaa-by si z dodatkowym kosztem wynikajcym z nastpujcych wzgldw:

25) Dotyczy przypadkw, gdy postpowanie przed Prezesem URE wymaga wykorzystania indywidualnych danych pomiaro-

wych odbiorcy.

25

a) przyspieszenie procesu inwestycyjnego wie si z kosztem, bez ekwiwalentnych korzyci dla OSD, wynikajcych z kompleksowego pokrycia zdalnym pomiarem danego obszaru sieci, oraz

b) w zalenoci od przyjtego dla danego obszaru charakteru komunikacji z licznikami, incydentalny charakter przypadku moe generowa dodatkowe koszty zwizane z zapewnieniem cznoci z licz-nikiem; w przypadku standardowej cznoci przy zastosowaniu cznoci bezprzewodowej problem nie wystpuje, ale w przypadku, gdy OSD realizuje program kompleksowej wymiany licznikw w oparciu o PLC/DLC, licznikom instalowanym w trybie przyspieszonym naleaoby zapewne przej-ciowo zapewni komunikacj z wykorzystaniem innych rodkw cznoci. Trudno zaakceptowa fakt, by te nadmiarowe koszty finansowali (np. poprzez taryf) pozostali

odbiorcy. Zakada si przy tym, e OSD E dysponuje ju waciw Aplikacj Centraln AMI, umoliwia-jc obsug odbiorcy i zapewnienie penej funkcjonalnoci inteligentnego opomiarowania.

Po trzecie, dopuszczenie bezporedniego dania od aktywnego odbiorcy pokrycia dodatkowego kosztu rodzi zagroenie naduywania tej formuy dofinansowywania inwestycji w liczniki oraz grozi-oby powrotem do zarzuconej formuy finansowania przyczy, jaka obowizywaa pod rzdami ustawy o gospodarce paliwowo-energetycznej z 1984 r. (nieodpatne przekazywanie na majtek OSD skadni-kw majtku wytworzonych przez odbiorc).

Po czwarte, alternatyw byoby pozostawienie przedterminowego licznika we wasnoci odbiorcy, ale to otwiera kolejne ryzyko odpowiedzialnoci za jego utrzymanie i sprawno, nierozerwalnie zwi-zanej ze statusem wasnociowym.

Reasumujc, jako wariant moliwie najlepiej rwnowacy przedstawione powyej, sprzeczne wza-jemnie racje, uzna naleaoby rozwizanie polegajce na zapewnieniu przez OSD okrelonej puli licz-nikw z moduem GSM/GPRS, przewidzianych do zastosowania na potrzeby aktywnych odbiorcw (wasno licznika i zwizane z ni zobowizania pozostaj przy OSD E), z jednoczesnym naoeniem na odbiorc do czasu zastosowania rozwizania docelowego obowizku finansowania kosztw biecego utrzymania cznoci (o ile w wariancie docelowym w jego lokalizacji ma by zastosowana inna technologia cznoci). 7.2. Przypadek odbiorcy biznesowego na SN i WN

Przypadek odrbny wzgldem opisanego powyej stanowi odbiorcy przyczeni na SN i WN: ich zuycie jednostkowe (na odbiorc) jest znacznie wysze, znaczna ich cz, cznie z odbiorcami C2X, zostaa ju objta programami zdalnego odczytu, znaczna ich cz dysponuje wyspecjalizowanymi subami energetycznymi, programy zarzdzania popytem mog by realizowane przy zastosowaniu aktualnie dostpnych

narzdzi technicznych i organizacyjnych, ewentualna odpowied popytu tej kategorii odbiorcw podlega ograniczeniom cakowicie odmien-

nym ni charakteryzujce drobnego (rozproszonego) odbiorc na nN ( grupy G i C1X). Powysze wzgldy wskazywa by mogy na moliwo cakowitego pominicia tej kategorii odbior-

cw w rozwaaniach na temat wymaga dla powszechnego rynku pomiarw, tak jednak nie jest ze wzgldu na konieczno pokrycia caej sieci opomiarowaniem funkcjonujcym w sposb spjny (jed-nolity). Wynika to midzy innymi z celowoci zapewnienia narzdzi zarzdzania sieci a w szczeglno-ci zarzdzania rnic bilansow. Z tego powodu, niezalenie od statusu odbiorcy (i wynikajcego z tego statusu jego ukadu pomiarowo-rozliczeniowego) wszystkie liczniki odbiorcw kocowych po-winny by widziane na spjnych zasadach, co najskuteczniej moe by zapewnione poprzez wdroe-nie wspomnianej powyej zasady dotyczcej wasnoci licznikw.

Przekadniki prdowe i napiciowe oraz poczenia tych elementw z licznikiem, czyli pozostae czci ukadw pomiarowo-rozliczeniowych pporednich i porednich, powinny jednak pozosta w gestii dotychczasowych wacicieli (na og odbiorcw) ze wzgldu na trudnoci organizacyjno-prawne, zwizane z ich ewentualnym przewaszczeniem. Wie si z tym konieczno prawnego zobli-

26

gowania wacicieli tych elementw do zapewnienia ich spjnoci metrologicznej z licznikami (aktual-nie obserwuje si bowiem przypadki wykorzystywania stanu niesprawnoci ukadu pomiarowo-rozliczeniowego, jeeli zaistniay bd dziaa na korzy waciciela odbiorcy). 8. PODSUMOWANIE

Rysujce si w perspektywie najbliszych lat ryzyko wynikajce z moliwego niedoboru mocy, a take zwizane z nim oraz z europejsk polityk klimatyczno-energetyczn ryzyko wzrostu cen ener-gii, podobnie jak konieczno zapewnienia odbiorcom moliwoci bardziej aktywnego zarzdzania wa-sn konsumpcj (w tym swobodnego wyboru sprzedawcy) a take wasnym wytwarzaniem energii elektrycznej, stanowi wyzwanie dla budowy transparentnego, niedyskryminacyjnego, efektywnego organizacyjnie, technicznie i kosztowo rynku wymiany danych pomiarowych i sygnaw rynkowych. Analiza problemu wskazuje, e podstaw takiego rynku powinien by nowy podmiot regulowany, niezaleny od uczestnikw rynku, ktry bdzie porednikiem pomidzy uczestnikami rynku a take pomidzy rynkiem a instytucjami publicznymi uprawnionymi do pozyskiwania informacji o jego stanie.

Analiza stanu prawnego wskazuje istniejce ju dzisiaj mechanizmy mogce mie zastosowanie w tworzeniu tego podmiotu, jak rwnie wskazuje obszary, w ktrych naley stworzy lub zmodyfiko-wa istniejce regulacje.

W szczeglnoci, na poziomie ustawowym wskazane jest uregulowanie nastpujcych kwestii: okrelenie statusu OIP, nadanie Prezesowi URE niezbdnych kompetencji, okrelenie obowizkw i praw przedsibiorstw i odbiorcw.

Dodatkowo, na poziomie aktw wykonawczych, uregulowane powinno by odpowiednie dostoso-wanie systemu taryfowego. 9. SOWNIK POJ I SKRTW

Pojcie Definicja

1 AMI Adwanced Metering Infrastructure infrastruktura pomiarowa z dwustronn komunikacj

2 API

Ang.: Application Programming Interface, udokumentowany zbir funkcji programistycznych, ktrych zdalne wywoanie pozwala na dostp do wybranych funkcjonalnoci urzdzenia lub systemu informatycznego

3 Aplikacja AMI patrz: MDM

4 Audyt realizacji celw projektu

Analiza przeprowadzona przez niezalenego audytora projektu, majca na celu weryfikacj zgodnoci procesu wdroenia Systemu AMI z zapisami niniejszego dokumentu, a take deklarowane przez OSD E postpy w pracach nad wdroeniem i osigane korzyci z wdroenia ze stanem faktycznym

5 CBA Cost Benefits Analysis analiza ekonomiczna kosztw i korzyci wdroenia, w szczeglnoci wdroenia inteligentnego opomiarowania

6 CRD Centralne Repozytorium rynkowych Danych pomiarowych; pozostajca w kompetencji Operatora Informacji Pomiarowej infrastruktura IT wchodzca w skad Systemu CRD

27

7 Dana Pomiarowa (DP)

Pakiet informacji podlegajcy transferowi z licznika odbiorcy kocowego do Aplikacji Centralnej, a nastpnie z Aplikacji Centralnej do CRD OIP, podlegajcy dalszemu transferowi z CRD do Sprzedawcy; w przypadku odbiorcy kocowego na pakiet skadaj si np.: 96 wartoci 15-minutowych poborw energii czynnej plus cztery wartoci energii biernej, identyfikator miejsca pomiaru oraz czas (oznaczenie doby pomiarowej); w przypadku prosumenta pakiet jest rozszerzony o informacje dotyczce pracy jego rda; w przypadku innych mediw pakiet moe by skonfigurowany inaczej

8 DR Demand Response odpowied strony popytowej, w szczeglnoci na sygna cenowy lub inny bodziec ekonomiczny

9 DER Zarzdzanie zasobami rozproszonymi zbir rodkw oddziaywania jednoczenie na poziom odbioru i generacji rozproszonej, w gestii OSP, OSD E i Sprzedawcw

10 Dobowy odczyt

Transfer danych pomiarowych z urzdze pomiarowych do Aplikacji Centralnej raz na dob; tym samym dobowy odczyt nie oznacza pomiaru raz na dob jedynie dokonywany raz na dob transfer danych pomiarowych pozyskanych w cigu minionej doby

11 DSM Zarzdzanie odbiorem zbir rodkw oddziaywania na poziom odbioru, w gestii OSP oraz Sprzedawcw, w okrelonych sytuacjach take OSD E

12 DSR

Reakcja strony popytowej na sygna (cenowy lub inn informacj okrelon w trybie kontraktowym), przystpienie odbiorcy do programu DSR jest dobrowolne, ale przyjte w trybie kontraktowym zobowizania stanowi obligo rekompensowane/sankcjonowane

13 ESCO

Przedsibiorstwo prowadzce dziaalno nakierowan na oszczdzanie energii dziki poprawie efektywnoci jej wykorzystania lub kreowaniu bardziej efektywnych form jej pozyskania; strona trzecia inwestujca w rodki poprawy efektywnoci wykorzystania energii za zwrotem z rnicy w ponoszonych kosztach zaopatrzenia w energi, wspierajca odbiorc kocowego

14 GUD Generalna Umowa Dystrybucyjna pomidzy Sprzedawc a OSD E, regulujca wzajemne obowizki w zakresie zapewnienia waciwej jakoci obsugi odbiorcy

15 HAN (ang. Home Area Network), sie domowa

Infrastruktura Sieci Domowej (ISD) sie urzdze pozostajcych w dyspozycji odbiorcy kocowego (nie ograniczonego do odbiorcy komunalno-bytowego, definicja ta obejmuje take sieci budynkowe oraz sieci odbiorcw biznesowych), komunikujcych si z inteligentnym licznikiem bdcym elementem Systemu AMI

16

Infrastruktura komunikacyjna AMI indywidualna szybka

Funkcjonalno toru komunikacyjnego, ktrego zdaniem jest transfer stosunkowo nielicznych komunikatw i informacji pomidzy Aplikacj Centraln a licznikami, w czasie kilkunastu minut lub bezzwocznie, w zalenoci od statusu komunikatu, z wymagan skutecznoci

17 Infrastruktura komunikacyjna AMI masowa powolna

Funkcjonalno toru komunikacyjnego, ktrego zadaniem jest transfer informacji pomiarowych ze wszystkich licznikw do Aplikacji Centralnej, z relatywnie niskim wymaganym poziomem pewnoci transmisji (transfer raz na dob z opcj repetycji do skutku)

18 Infrastruktura komunikacyjna licznik licznik

Tor komunikacyjny w strefie HAN, pomidzy licznikiem prosumenta lub licznikiem innych mediw a moduem komunikacyjnym licznika odbiorcy, penicym rol bramki dla tych sygnaw; technologia wykorzystana do komunikacji w strefie HAN moe by dowolnie dobrana ze wzgldu na konfiguracj przestrzenn i lokalne uwarunkowania

19 Infrastruktura komunikacyjna OIP powolna

Funkcjonalno toru komunikacyjnego pomidzy Aplikacj Centraln AMI a CRD OIP, suca do transferu danych pomiarowych w cyklu dobowym, z opcj repetycji do skutku

28

20 Infrastruktura komunikacyjna OIP szybka

Funkcjonalno toru komunikacyjnego pomidzy Aplikacj Centraln AMI a CRD OIP, suca do transferu sygnaw i komunikatw w interwale kilkunastu minut lub niezwocznie, w zalenoci od statusu komunikatu

21 Infrastruktura pomiarowa Urzdzenia pomiarowe (liczniki ze zdolnoci komunikowania si), zapewniajce pomiar energii elektrycznej na potrzeby Systemu AMI

22 Inteligentna sie

Sie elektroenergetyczna, ktra w sposb efektywny ekonomicznie integruje zachowania i dziaania wszystkich przyczonych do niej uytkownikw wytwrcw, odbiorcw i prowadzcych obydwie te dziaalnoci celem zapewnienia funkcjonowania ekonomicznie efektywnego zrwnowaonego systemu, charakteryzujcego si niskim poziomem strat oraz wysokim poziomem jakoci, pewnoci i bezpieczestwa zasilania

23 Licznik bilansujcy

Zlokalizowane w stacji SN/nN urzdzenie pomiarowe z czonem komunikacyjnym, widziane zarwno przez System AMI, jak i SCADA nN lub alternatywne konstrukcyjnie rozwizanie rwnowane pod wzgldem realizowanych funkcjonalnoci

24 Licznik odbiorcy

Zesp urzdze, ktry poza funkcj metrologiczn realizuje funkcje komunikacyjne w dwch kierunkach (do aplikacji Centralnej i do od-biorcy), wykonawcze (stranik mocy i stycznik do realizowania komendy odcz odbiorc) oraz czon pamiciowy

25 Licznik prosumenta

Zesp urzdze zabudowanych na rdle prosumenta lub stanowicy integraln cz tego rda, realizujcy funkcje metrologiczne i komu-nikacyjne; w odniesieniu do rde prosumenckich odnawialnych o mo-cach poniej progu generowania przepyww odwrotnych wymagania wobec licznika mog by radykalnie obnione: brak wywietlacza do odczytu lokalnego, obnione wymagania metrologiczne (licznik suy wycznie wykazaniu celu emisyjnego)

26 MDM

Aplikacja Systemu AMI, w gestii OSD E, suca do zarzdzania infrastruktur AMI oraz danymi pomiarowymi pobieranymi przez Infrastruktur Pomiarow AMI. Dodatkowo, MDM dostarcza informacje konieczne do celw zarzdzania sieci oraz samodzielnego rozliczania usugi dystrybucyjnej (o ile zachodzi taka potrzeba, tj. w odniesieniu do odbiorcw z rozdzielonymi umowami)

27 Moc dostpna w wyniku ograniczenia

Warto mocy czynnej 15-minutowej, obniona w stosunku do mocy umownej na podstawie polecenia operatorskiego, w trybie okrelonym umow kompleksow lub umow dystrybucyjn

28 Moc umowna

Moc czynna 15-minutowa, okrelona w umowie kompleksowej lub umowie dystrybucyjnej, jako warto dopuszczalna, nie wiksza ni warto maksymalna ze rednich wartoci tej mocy rejestrowanych w okresach 15-minutowych w okresie rozliczeniowym

29 nN Niskie napicie

30 OIP

Podmiot odpowiedzialny za magazynowanie, przetwarzanie oraz udostpnianie uprawnionym podmiotom (odpowiednio: Sprzedawcom, samym odbiorcom, innym operatorom oraz agendom administracji publicznej) danych pomiarowych pochodzcych od poszczeglnych OSD E w Polsce na potrzeby rozlicze na rynku kreowania ofert rynkowych oraz, statystyki

31 Obnienie kosztw odczytw Korzy OSD E wynikajca z ograniczenia kosztw z tytuu odczytw inkasenckich

32 Obszar sieci Segment sieci niskiego napicia ograniczony stacj / stacjami SN/nN, wraz z tymi stacjami

33 Ograniczenie strat handlowych Korzy OSD E wynikajca z ograniczenia wolumenu energii pobranej przez odbiorcw, lecz niezafakturowanej

34 Ograniczenie strat technicznych

Korzy z wdroenia Systemu AMI, wynikajca z redukcji rnicy bilansowej w czci dotyczcej strat energii wynikajcych z waciwoci fizycznych infrastruktury sieciowej

29

35 Operator AmI

Ambient Intelligence Operator podmiot wspierajcy odbiorc w zakresie poprawy efektywnoci wykorzystania energii i/lub rde wasnych z wykorzystaniem technik teleinformatycznych (przypadek szczeglny firmy ESCO)

36 Opata za DP Opata za udostpnienie Danej Pomiarowej opisanej w pkt 4

37 Opata za PDSR Opata za udostpnienie kanau komunikacyjnego do transferu komunikatw i sygnaw na potrzeby DSR, w tym DSM

38 Oprogramowanie firmware Oprogramowanie wbudowane wewntrz urzdze bdcych elementami Systemu AMI

39 OSD E Operator Systemu Dystrybucyjnego elektroenergetycznego

40

Panel Sieci Domowej Wywietlacz/Sterownik /Koncentrator Sieci Domowej

Centralny element sieci domowej (ang. HAN, Home Area Network), zapewniajcy komunikacj z licznikiem i odbiornikami odbiorcy oraz (perspektywicznie) z sieci internetow, zapewniajcy odbiorcy odbir informacji rynkowych i sygnaw DSR, przesyanych poprzez System AMI oraz predefiniowanie sposobw reagowania na nie, a take odbir sygnaw i realizacj komend DSR; moe by dostarczany przez waciciela programu DSR ewentualnie przez OSD E wraz z licznikiem

41 Pomiar lokalny Odczyt danych pomiarowych zapisanych w liczniku, wymagajcy wizyty inkasenckiej na terenie wza kocowego, bd