Test regulacyjny

Nazwa projektu Projekt załoŜeń projektu ustawy o zmianie ustawy - Prawo energetyczne oraz ustawy o zasadach pokrywania kosztów powstałych u wytwórców w związku z przedterminowym rozwiązaniem umów długoterminowych sprzedaŜy mocy i energii elektrycznej Ministerstwo wiodące i ministerstwa współpracujące Ministerstwo wiodące - Ministerstwo Gospodarki Osoba odpowiedzialna za projekt w randze Ministra, Sekretarza Stanu lub Podsekretarza Stanu Tomasz Tomczykiewicz Kontakt do opiekuna merytorycznego projektu Tomasz Dąbrowski Dyrektor Departamentu Energetyki [email protected] Łukasz Bartuszek Specjalista Departament Energetyki [email protected] +48 22 693 59 84

Data sporządzenia 22.08.2014 r. Źródło: - pkt 2 załącznika nr 1 dyrektywy Parlamentu

Europejskiego i Rady 2009/72/WE z dnia 13 lipca 2009 r. dotyczącej wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchylającej dyrektywę 2003/54/WE

- dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2012/27/UE z dnia 25 października 2012 r. w sprawie efektywności energetycznej, zmiany dyrektyw 2009/125/WE i 2010/30/UE oraz uchylenia dyrektyw 2004/8/WE i 2006/32/WE,

- zalecenie Komisji z dnia 9 marca 2012 r. w sprawie przygotowań do rozpowszechnienia inteligentnych systemów pomiarowych.

Nr w wykazie prac ZC38

TEST REGULACYJNY 1. Jaki problem jest rozwiązywany? (maksymalnie 100 słów)

1. Konieczność wdroŜenia dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/WE z dnia 13 lipca 2009 r. dotyczącej

wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchylającej dyrektywę 2003/54/WE oraz dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2012/27/UE z dnia 25 października 2012 r. w sprawie efektywności energetycznej, zmiany dyrektyw 2009/125/WE i 2010/30/UE oraz uchylenia dyrektyw 2004/8/WE i 2006/32/WE oraz wykonania zaleceń Komisji z dnia 9 marca 2012 r. w sprawie przygotowań do rozpowszechnienia inteligentnych systemów pomiarowych (Dz. U. UE. L. z 2012 r. Nr 73, poz. 9).

2. Słaba pozycja odbiorcy końcowego w stosunku do sprzedawców energii elektrycznej i przedsiębiorstw sieciowych, brak moŜliwości rozliczenia energii elektrycznej według jej faktycznego zuŜycia, kredytowanie przedsiębiorstw energetycznych przez odbiorców i kumulacja wysokich kwot płatności.

3. Prognozowany brak mocy wytwórczych w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym, brak kontroli nad stratami i nielegalnym poborem.

4. Mało przejrzysty i zdominowany przez sprzedawców z duŜych grup energetycznych rynek energii elektrycznej, ograniczony dostęp części sprzedawców do danych, skomplikowane procedury i wydłuŜony czas zmiany sprzedawcy.

5.Brak kontroli odbiorcy nad jakością energii i moŜliwości uzyskania faktycznych bonifikat.

2. Rekomendowane rozwiązanie, w tym planowane narzędzia interwencji, i oczekiwany efekt (maksymalnie 100 słów) Rekomendowane rozwiązanie. Instalacja liczników zdalnego odczytu u 80 % odbiorców. Liczniki zostaną skomunikowane z Centralnym Zbiorem Informacji Pomiarowej (CZIP) prowadzonym przez wyznaczonego i ustawowo regulowanego Operatora Informacji Pomiarowej (OIP -funkcję powierzono istniejącej spółce Zarządca Rozliczeń S.A.). Centralizacja i standaryzacja wymiany danych pomiarowych oraz informacji przy zmianie sprzedawcy energii. Narzędzia interwencji (obowiązki): obowiązek instalacji liczników zdalnego odczytu u 80 % odbiorców, wyznaczenie OIP, standaryzacja rozwiązań, prowadzenie rozliczeń na podstawie jednolitych danych, udostępnianie odbiorcy przez OIP bieŜących i historycznych danych, centralizacja wymiany informacji przy zmianie sprzedawcy energii przez odbiorcę. Oczekiwane efekty: rozliczenia wg rzeczywistego zuŜycia, bieŜący dostęp odbiorcy do swoich danych, moŜliwość bieŜącego odprowadzania VAT po wystawieniu faktury, moŜliwość dopasowania ofert do potrzeb odbiorcy, eliminacja barier dostępu do rynku energii elektrycznej dla poszczególnych podmiotów, moŜliwość wdroŜenia programów zarządzania popytem, zmniejszenie strat w sieci, dostęp odbiorcy do danych o jakości dostarczanej energii, przerwach w dostawie, moŜliwość uzyskania przez odbiorcę bonifikat. 3. Jakie były analizowane inne rozwiązania, w tym rozwiązania pozalegislacyjne? Dlaczego ich nie zastosowano? 1. BRAK DZIAŁA Ń - kontynuacja stanu obecnego (Wariant „0”) - brak wdroŜenia liczników zdalnego odczytu,

wyznaczenia OIP i wprowadzenia CZIP. 2. DZIAŁANIA WYBIÓRCZE – instalacja liczników zdalnego odczytu według wyboru odbiorcy, bez utworzenia CZIP,

skomunikowanie z nim liczników i wyznaczenie regulowanego ustawowo OIP, zarządzanie danymi rozproszone pomiędzy operatorami systemu dystrybucyjnego (OSD). (Wariant”20”) (dla obliczeń załoŜono, Ŝe wolę instalacji licznika wyrazi 20% odbiorców końcowych,).

3. DZIAŁANIA CZ ĘŚCIOWE – instalacja liczników zdalnego odczytu u 80% odbiorców końcowych bez utworzenia CZIP, skomunikowania z nim liczników i wyznaczenia regulowanego ustawowo OIP, zarządzanie danymi rozproszone

pomiędzy OSD. We wszystkich analizowanych wariantach saldo korzyści i kosztów zarówno w ujęciu finansowym jak i jakościowym jest mniej korzystne niŜ w rekomendowanym rozwiązaniu. Tylko rekomendowane rozwiązanie pozwala na kompleksowe rozwiązanie wszystkich zidentyfikowanych problemów. 4. JeŜeli projekt wdra Ŝa prawo UE, jakie są przewidywane rozwiązania poza bezwzględnie wymaganymi przez

UE?

Ustawowe wyznaczenie jednego, centralnego, ustawowo regulowanego Operatora Informacji Pomiarowej oraz ustanowienie Centralnego Zbioru Informacji Pomiarowej i skomunikowanie z nim liczników zdalnego odczytu. Uzasadnienie wdroŜenia: Prawo wspólnotowe zostawia w tym zakresie swobodę państwom członkowskim. W praktyce realizacja celów wprost zapisanych w dyrektywach jest niemoŜliwa bez wprowadzenia dodatkowych uregulowań w tym przypadku w postaci centrum akwizycji danych pomiarowych i instytucji odpowiedzialnej za zarządzanie tymi danymi. Przewiduje się, Ŝe rolę podmiotu odpowiedzialnego za przetwarzanie danych pomiarowych na zasadach opisanych w ustawie pełnić będzie Zarządca Rozliczeń S.A., spółka prawa handlowego niezaleŜna od OSD i Sprzedawców. Spółka realizuje inne zadania wyznaczone ustawowo nie kolidujące z zadaniami wdraŜanymi niniejszymi uregulowaniami. Proponowane rozwiązanie jest optymalne pod względem funkcjonalnym i ekonomicznym, zapewnia minimalny koszt wdroŜenia i realizacji wyznaczonych zadań, oraz jest dominującym modelem w krajach wdraŜających inteligentne sieci zarówno w UE jak i poza nią. Przeprowadzone analizy wskazują, Ŝe rozwiązanie to wdraŜa zasady niedyskryminujące innych uczestników rynku, wzmacnia pozycję odbiorcy i umoŜliwia mu, niezaleŜnie od dostawcy energii elektrycznej dostęp do historycznych (porównawczych) danych pomiarowych. 5. Jak problem został rozwiązany w innych krajach, w szczególności krajach członkowskich OECD/UE?

W większości krajów wdra Ŝających systemy inteligentnego opomiarowania istnieją juŜ lub są wdraŜane scentralizowane systemy zarządzania danymi pomiarowymi obejmujące centralne gromadzenie lub centralny dostęp do tych danych. Rozwiązania te są zbliŜone co do swej istoty do modelu proponowanego do wdroŜenia w Polsce. Funkcje zarządzających centralnymi systemami danych pełnią zazwyczaj podmioty niezaleŜne organizacyjnie i funkcjonalnie od OSD i sprzedawców; najczęściej są to spółki powiązane z Operatorami Systemu Przesyłowego (OSP) (w większości krajów UE jest jeden OSP). Rolę taką moŜe równieŜ pełnić bezpośrednio OSP. Działalność taka jest działalnością regulowaną. Scentralizowany system gromadzenia lub dostępu do danych pomiarowych oparty o masowe wprowadzanie liczników zdalnego odczytu, funkcjonuje lub jest wprowadzany m. in.: w Austrii, Belgii, Danii, Holandii, Norwegii, Wielkiej Brytanii, Ontario (Kanada), Texas (USA).

System najbardziej zbliŜony do proponowanych rozwiązań wprowadzony został w Danii. Występuje wiele podobieństw struktury rynku – jeden OSP, duŜa ilość OSD, duŜa ilość sprzedawców, bardzo duŜa ilość interakcji między tymi uczestnikami.

Zdecentralizowany system zarządzania danymi pomiarowymi oznacza utrzymanie kontroli poszczególnych OSD nad tymi danymi (wzmocnienie pozycji monopolisty na danym obszarze dystrybucyjnym, co w połączeniu z zaleŜnościami kapitałowymi z niektórymi sprzedawcami moŜe dawać przewagę konkurencyjną). Taki stan wśród wiodących państw ma obecnie miejsce jedynie w Niemczech z uwagi na stosunkowo niewielką liczbę liczników zdalnego odczytu, ale jest powaŜnie krytykowany m. in. ze strony ministerstwa gospodarki i naleŜy się spodziewać jego zmiany w kierunku systemu scentralizowanego i niezaleŜnego od OSD.

Brak jest funkcjonujących przykładów zdecentralizowanych systemów zarządzania danymi pomiarowymi przez wiele podmiotów, które byłyby niezaleŜne od OSD, na zasadach wolnej konkurencji.

PoniŜej zwięzłe omówienie 3 rozwiązań w państwach UE.

DANIA: rozwiązanie najbardziej zbliŜone do modelu polskiego. Przyczyny wdroŜenia: analogicznie jak w Polsce - brak wystarczającego rozdziału pomiędzy OSD oraz niektórymi (największymi) sprzedawcami i wynikająca z tego negatywna ocena moŜliwości rozwoju rynku konkurencyjnego. Model docelowy: Scentralizowany model zarządzania danymi pomiarowymi w sektorze elektroenergetycznym. Model, a w nim DataHub będzie fundamentem rozwoju konkurencyjnego rynku. WdroŜenie DataHub ułatwi procedurę zmiany sprzedawcy i dostęp odbiorców do danych o ich zuŜyciu energii, zmniejszy bariery wejścia na rynek nowych graczy. Podmiot odpowiedzialny za wdroŜenie: jedyny w Danii, państwowy OSP, wydzielony własnościowo - analogiczne rozwiązanie proponuje się w Polsce. Zakres: centralny zbiór danych z liczników niezbędnych do rozliczeń i zmiany sprzedawcy. Sposób wdroŜenia: ustawa uchwalona w 2012 r., rozpoczęcie funkcjonowania nowego modelu rynku energii elektrycznej od dnia 1 października 2014 r. (uruchomienie DataHub nastąpiło od 01.03.2013 roku). Podmiot odpowiedzialny za zarządzanie danymi pomiarowymi: OSP. Cele i główne korzyści:

-uniknięcie potrzeby bezpośredniej wymiany danych przez firmy (78 róŜnych przedsiębiorstw sieciowych i 58 sprzedawców, 1 OSP), -poprawa konkurencji na rynku, -dostarczenie odbiorcom moŜliwości łatwiejszej zmiany sprzedawcy i dostępu do danych, -mniejsze bariery wejścia dla nowych sprzedawców, -zapewnienie zmiany sprzedawcy niezaleŜnej od przedsiębiorstw sieciowych (OSD). WŁOCHY: rozwiązanie bardzo zbliŜone do modelu polskiego Przyczyny wdroŜenia: Włochy zakończyły wymianę liczników na inteligentne kilka lat temu. Na wybór modelu wdroŜenia inteligentnego opomiarowania z centralnym rejestrem danych pomiarowych miały wpływ przede wszystkim: nieefektywność istniejącego rozproszonego systemu zarządzania danymi pomiarowymi przez poszczególne OSD, silna rola włoskiego regulatora, który szczególnie skupia się na ochronie prawa konsumenta i wzmacnianiu konkurencji w sektorze energetycznym i jest odpowiedzialny za wdroŜenie dyrektyw 2009/72/WE. Model docelowy: scentralizowany system zarządzania danymi pomiarowymi. Acquirente Unico S.p.A. (AU) odpowiada za gromadzenie w centralnej bazie danych pomiarowych i zarządzaniem nimi, w tym udostępnianie ich sprzedawcom i odbiorcom. Dane te będą jedyną oficjalną podstawą do rozliczeń między uŜytkownikami systemu. Sposób wdroŜenia: ustawa uchwalona w dniu 13 sierpnia 2010 r. przewiduje stopniowe zastąpienie obecnego systemu systemem w pełni scentralizowanym. Podmiot odpowiedzialny za zarządzanie danymi pomiarowymi: powołany na mocy ustawy specjalny podmiot Acquirente Unico S.p.A. Zakres danych: baza danych o odbiorcach słuŜących do rozliczeń oraz baza danych punktów dostaw energii Cele i główne korzyści: - centralizacja zarządzania danymi, - ułatwienie odbiorcom zmiany sprzedawcy oraz zapewnienie dostępu do danych, - mniejsze bariery wejścia dla nowych sprzedawców. NORWEGIA: zbliŜony do modelu duńskiego . Zarządzający danymi: jeden centralny podmiot Właściciel: bezpośrednio OSP Zakres: centralny zbiór danych z liczników niezbędnych do rozliczeń i zmiany sprzedawcy Cele i korzyści: - centralizacja gromadzenia i zarządzania danymi, - jakość danych, - przyspieszenie dodatkowych usług związanych z opomiarowaniem, - efektywność kosztowa. 6. Podmioty, na które oddziałuje projekt Grupa Wielkość Źródło danych Oddziaływanie

Odbiorcy energii elektrycznej

16,6 mln ARE

Pozytywne Przewaga korzyści dla odbiorców końcowych nad ponoszonymi kosztami wdroŜenia. Odbiorcy zyskają informacje o bieŜącym zuŜyciu energii elektrycznej, będą mogli w łatwy sposób zmieniać sprzedawcę świadomie korzystając z rynku energii elektrycznej.

Sprzedawcy energii elektrycznej

360 URE

Pozytywne Mniejsze koszty obsługi odbiorców, moŜliwość rozpowszechnienia nowych ofert taryfowych, w tym przedpłatowych. Poprawa płynności finansowej i ograniczenie kosztów na skutek redukcji trudno ściągalnych i nieściągalnych naleŜności. Skrócenie czasu trwania procedury zmiany

sprzedawcy i zmniejszenie jej kosztów.

Operatorzy Systemu Dystrybucyjnego

160 URE

Pozytywne ObniŜenie kosztów operacji na licznikach dokonywanych u klienta, poprawa jakości dostaw energii elektrycznej dzięki właściwemu jej opomiarowaniu i łatwej identyfikacji miejsc wpływających na pogorszenie jakości dostaw. Polepszenie skuteczności planowania zadań eksploatacyjnych, remontów i prac modernizacyjnych.

Operator Systemu Przesyłowego

1 URE

Pozytywne Usprawnienie zarządzania popytem u odbiorców, obniŜenie szczytowego zapotrzebowania na moc.

Szacuje się, Ŝe liczba sprzedawców aktywnych wynosi ok. 60. 7. Informacje na temat zakresu, czasu trwania i podsumowanie wyników konsultacji Rozwiązania zbliŜone do proponowanych były zawarte: - w projekcie duŜego pakietu trzech ustaw energetycznych tzw. „duŜy trójpak”, (IV kwartał 2011 r.) - w projekcie poselskim ustawy o zmianie ustawy - Prawo energetyczne (IV kwartał 2012 r.) - w projekcie ustawy OZE - IV kwartał 2013 r. Wraz z tymi projektami były przedmiotem długotrwałych uzgodnień międzyresortowych i podlegały konsultacjom społecznym, zgodnie z tzw. ustawą lobbingową. Proces konsultacji trwał od kilkunastu (w przypadku wspomnianego pakietu ustaw) do co najmniej dwóch miesięcy w przypadku projektu poselskiego i obejmował wysłuchanie społeczne, konferencje uzgodnieniowe, zgłaszanie tzw. wniosków lobbingowych. Ponadto, odbywały się bardzo liczne konferencje, warsztaty na temat inteligentnego opomiarowania z inicjatywy m. in. Prezesa URE, PTPiREE, itp. Rozwiązania zaproponowane w obecnym projekcie uwzględniają uzasadnione uwagi zgłaszane w trakcie wspomnianych wyŜej konsultacji oraz są zgodne: - ze Stanowiskami Prezesa URE ws. AMI www.ise.ure.gov.pl - ze stanowiskiem PTPiREE zawartym w Protokole nr 21/08-13/Z posiedzenia Zarządu z dn. 10 sierpnia 2011 r. - ze stanowiskiem OSP (Analiza HP dla PSE S.A. – www.piio.pl) - z działalnością w ramach Warsztatów Rynku Energii powstałych z inicjatywy Prezesów URE i PSE S.A., które skupiają nie tylko przedstawicieli sektora energetycznego, ale takŜe z sektora ICT. Uczestnikami WRE są m.in. przedstawiciele: URE, PSE S.A., PTPiREE, TOE, KIGEiT. 8. Zmiana obciąŜeń regulacyjnych (w tym obowiązków informacyjnych) wynikaj ących z rekomendowanego

rozwiązania

nie dotyczy

zmniejszenie liczby dokumentów zmniejszenie liczby procedur skrócenie czasu na załatwienie sprawy inne: uproszczenie obowiązków informacyjnych

zwiększenie liczby dokumentów zwiększenie liczby procedur wydłuŜenie czasu na załatwienie sprawy inne:

wprowadzane obciąŜenia są przystosowane do ich elektronizacji

tak nie nie dotyczy

Komentarz: Uproszczenie systemu zarządzania i obiegu danych, widoczne w procesie rozliczeń odbiorców i zmianie sprzedawcy dzięki jednemu punktowi dostępu/kontaktu w centralnym OIP, prowadzi do skrócenia i ułatwienia obiegu informacji. Spowodowane jest to takŜe tym, Ŝe większość wprowadzanych rozwiązań ma z załoŜenia formę elektroniczną. 9. Wyniki analizy wpływu

Koszty w okresie 10 lat od wejścia w Ŝycie zmiany 0 1 2 3 5 10 Łącznie (0-10) W ujęciu pienięŜnym (w mln zł, ceny stałe z 2014 r.)

budŜet państwa 0 0 0 0 0 0 0 jednostki samorządu terytorialnego

0 0 0 0 0 0 0

inne jednostki sektora finansów publicznych

0 0 0 0 0 0 0

przedsiębiorstwa (w tym MŚP)

0 0 9,6 25,3 97,7 178,8 1 109,9

rodzina, obywatele oraz gospodarstwa domowe

0 0 21,7 57,4 222,1 406,3 2 522,1

W ujęciu niepienięŜnym

budŜet państwa Wprowadzenie przepisów projektu załoŜeń w zakresie inteligentnego opomiarowania nie będzie mieć wpływu na stan finansów budŜetu państwa w sensie dedykowanych wydatków.

jednostki samorządu terytorialnego

Brak zidentyfikowanego wpływu w ujęciu niepienięŜnym.







rynek pracy W związku z ograniczeniem konieczności dokonywania ręcznych odczytów z liczników energii zmniejszy się zapotrzebowanie na usługi inkasentów, co moŜe przejściowo działać obniŜająco na liczbę etatów.

Korzyści w okresie 10 lat od wejścia w Ŝycie zmiany 0 1 2 3 5 10 Łącznie (0-

10) W ujęciu pienięŜnym (w mln zł, ceny stałe z 2014 r.)

budŜet państwa 0 0 0 0 0 0 0 jednostki samorządu terytorialnego

0 0 0 0 0 0 0


0 0 0 0 0 0 0


0 25,9 67,0 146,2 389,8 584,7 3 781,8


0 58,7 152,3 332,2 885,7 1 328,7 8 593,8

W ujęciu niepienięŜnym

budŜet państwa Pozytywny wpływ na budŜet ze względu na istotny impuls na rzecz bardziej efektywnego wykorzystania energii elektrycznej na cele realizowane przez jednostki finansowane z budŜetu państwa, impuls do aktywizacji gospodarki poprzez wzrost efektywności zuŜycia energii, ustabilizowanie regularnych wpływów VAT w wyniku skutecznego wdroŜenia systemu umoŜliwiającego rozliczanie według rzeczywistego zuŜycia.

jednostki samorządu terytorialnego

Wpływ pozytywny - poprawa moŜliwości efektywnego planowania zaopatrzenia w energię elektryczną oraz wykorzystanie potencjału oszczędności zuŜycia energii elektrycznej poprzez udział w programach zarządzania popytem i stosowanie taryf specjalnych (oświetlenie komunalne, energia dla szkół, przedszkoli, Ŝłobków, boisk, orlików, placów zabaw itp.).


Wpływ pozytywny – wzrost moŜliwości poprawy efektywności energetycznej, zmniejszenie kosztów zakupu energii elektrycznej poprzez zmniejszenie zuŜycia oraz wybór korzystniejszych ofert od konkurujących sprzedawców.

Odbiorcy energii elektrycznej -przedsiębiorstwa (w tym MŚP), rodzina, obywatele oraz

1. BieŜący dostęp do danych o zuŜyciu energii elektrycznej, co umoŜliwi: • likwidację rozliczeń w oparciu o prognozy, • optymalne zarządzanie zuŜyciem energii elektrycznej, • analizę danych i świadome korzystanie z energii,

gospodarstwa domowe • w przypadku odbiorców uboŜszych lub wraŜliwych moŜliwość elastycznego dostosowania bieŜącego zuŜycia do posiadanych środków finansowych, w tym np. czasowa rezygnacja z wykorzystania najbardziej energochłonnych urządzeń.

2. MoŜliwość zarządzania poborem energii przez sterowanie instalacją – załączanie i wyłączanie urządzeń w zaleŜności od pory doby i roku oraz ceny energii.

3. MoŜliwość rozliczenia odbiorcy wg danych o rzeczywistym zuŜyciu w terminie i za okres rozliczeniowy dogodny dla stron.

4. Dostosowanie ofert do indywidualnych potrzeb. 5. Poprawa parametrów jakościowych dostarczanej energii elektrycznej przez

dostawcę z korzyścią dla konsumenta i jedyna moŜliwość rozliczenia bonifikaty z tytułu niedotrzymania parametrów jakościowych i przerw w dostawach energii.

6. Uproszczenie i skrócenie procedury zmiany sprzedawcy energii elektrycznej - łatwość i krótki czas trwania procedury zmiany sprzedawcy zaktywizuje konsumentów na rynku energii.

7. Stworzenie potencjału do rozwoju mikro-generacji oraz podłączenia do sieci dodatkowych urządzeń.

8. Stworzenie moŜliwości łatwego rozliczania sprzedaŜy energii elektrycznej przez odbiorców końcowych instalujących własne źródła mikro-generacji.

9. UmoŜliwienie wdroŜenia efektywnego modelu opartego na taryfach (cennikach) wielostrefowych.

10. UmoŜliwienie korzystania przez odbiorców z taryf dynamicznych. 11. JeŜeli wzrośnie udział świadomych konsumentów energii elektrycznej

obniŜony zostanie koszt bilansowania systemu, co wpłynie na finalny koszt zaopatrzenia w energię elektryczną.

rynek pracy Przedmiotowe zmiany będą miały pozytywny wpływ na rynek pracy. Instalacja inteligentnych liczników w liczbie ok. 13 mln w okresie do roku 2024 oraz rozwój branŜy urządzeń dedykowanych do współpracy z inteligentnymi licznikami spowoduje przyrost miejsc pracy przede wszystkim w tych sektorach. Takie wnioski płyną z projektów realizowanych w innych krajach (UE i USA). Przejściowe problemy mogą wynikać z potrzeb przekwalifikowania w ramach struktur OSD pracowników odczytujących liczniki.

Obliczenia zostały dokonane w oparciu o metodologię i dane zawarte w materiałach przytoczonych w pkt 12. Poszczególne składniki kosztowe związane z instalacją liczników zdalnego odczytu oraz utworzeniem OIP zostały skalkulowane na podstawie danych z faktycznych przetargów organizowanych przez OSD i dla załoŜonego tempa instalacji liczników. Dokonano wyspecyfikowania moŜliwych korzyści dla róŜnych podmiotów, które następnie wyceniono w oparciu o przyjęte załoŜenia i model finansowy. Do wyceny wartości w cenach stałych przyjęto załoŜenia MF dotyczące inflacji (stopa dyskonta równa prognozowanej stopie inflacji). Obliczone koszty i korzyści podzielono pomiędzy gospodarstwa domowe i przedsiębiorstwa, wykorzystując metodologię przeniesienia poprzez taryfę dla odbiorców indywidualnych i przedsiębiorstw (z grup G i C). Koszty w stosunku do korzyści przenoszone są z rocznym opóźnieniem, co wynika ze specyfiki kształtowania taryf na energię elektryczną. Źródła danych oraz opis metodologii został szczegółowo opisany w materiałach przytoczonych w pkt 12. 10. Planowane wykonanie przepisów aktu prawnego

1. Planowane wejście przepisów w Ŝycie - 1 stycznia 2015 r. 2. Udostępnienie CZIP i wprowadzenie obowiązku rozliczeń wg danych pomiarowych uzyskiwanych od OIP – 26

miesięcy od daty wejścia przepisów w Ŝycie. 11. W jaki sposób i kiedy nastąpi ewaluacja efektów projektu oraz jakie mierniki zostaną zastosowane?

Ewaluacja projektu powinna obejmować:

1. Kontrolę postępów w instalacji liczników przez OSD w 2018 r. oraz w 2021 r. (oceniana przez Prezesa URE na podstawie danych OIP).

2. Ilość dni potrzebna dla odbiorców do skutecznej zmiany sprzedawcy energii (oceniana przez Prezesa URE). 3. Ocenę korzyści wprowadzenia rozwiązań w roku 2021 oraz 10 lat od momentu wejścia przepisów w Ŝycie (oceniana

przez Ministerstwo Gospodarki na podstawie danych statystycznych oraz ankietowych). 4. Postępy w korzystaniu przez odbiorców końcowych z konkurencyjnego rynku energii elektrycznej.

5. Kontrolę wdraŜania programów zarządzania popytem i wzrostu efektywności energetycznej w następstwie dostarczenia odbiorcom danych o bieŜącym zuŜyciu energii elektrycznej.

6. Wzrost wykorzystania mikro-generacji i sprzedaŜy energii elektrycznej przez odbiorców końcowych.

Mierniki: Ad. 1. Ilość liczników zdalnego odczytu zainstalowana i skomunikowana w systemie CZIP – dopuszczalna tolerancja (-) 5 punktów procentowych.

1. Do 31 grudnia 2018 r. u co najmniej 40% odbiorców końcowych. 2. Do 31 grudnia 2021 r. u co najmniej 80% odbiorców końcowych.

Ad. 2. Ocena korzyści wprowadzenia rozwiązań w roku 2021 oraz 10 lat od momentu wejścia przepisów w Ŝycie – tolerancja - brak. Iloraz, wyraŜonych w walucie krajowej wg cen na dzień wejścia w Ŝycie ustawy, korzyści i kosztów na dzień 31 grudnia 2021 r. powinien wynosić co najmniej 2,5 a na dzień 31 grudnia 2025 r. co najmniej 4. Ad. 3. Ilość dni potrzebna dla odbiorców do skutecznej zmiany sprzedawcy energii w dniach (dopuszczalna tolerancja – brak). Na dzień 31 grudnia 2021 r. – 7 dni. Ad. 4. Ilość zmian sprzedawcy energii elektrycznej przez odbiorców końcowych rocznie – dopuszczalna tolerancja – 20%: 1. Do 2018 r. co najmniej 100 tyś 2. Do 2021 r. co najmniej 200 tyś Ad. 5. Zmniejszenie zuŜycia energii elektrycznej przez gospodarstwa domowe w 2021 r. w stosunku do roku 2015 o 1%. NaleŜy przyjąć, Ŝe obok świadomego ograniczenia zuŜycia przez odbiorców końcowych (w wyniku m.in. bieŜącej kontroli wskazań licznika) następować będzie wzrost zuŜycia skorelowany ze wzrostem PKB. Stąd załoŜenie o redukcji netto (po uwzględnieniu innych czynników wzrostu) o1%. Dopuszczalna tolerancja - W przypadku znaczącego wzrostu PKB w całym okresie redukcja zuŜycia moŜe nie nastąpić na skutek wzrostu zamoŜności społeczeństwa i wyposaŜenia gospodarstw w sprzęt elektryczny, w tym do celów klimatyzacji i ogrzewania. Ad. 6. Ilość energii elektrycznej wprowadzonej do sieci przez odbiorców końcowych rocznie - dopuszczalna tolerancja – 20%. 1. Do 2018 r. 100 GWh 2. Do 2021 r. 3500 GWh.

12. Załączniki (istotne dokumenty źródłowe, badania, analizy itp.)

1. Analiza skutków społeczno – gospodarczych wdroŜenia inteligentnego opomiarowania, kwiecień 2013 r.

http://www.mg.gov.pl/Bezpieczenstwo+gospodarcze/Energetyka/Inteligentne+sieci 2. Aneks do Analizy skutków społeczno – gospodarczych wdroŜenia inteligentnego opomiarowania, kwiecień 2013 r.

http://www.mg.gov.pl/Bezpieczenstwo+gospodarcze/Energetyka/Inteligentne+sieci

Test regulacyjny

Documents

Transcript of Test regulacyjny