Raport anual ANRE 2015

calendaristice prevăzut în standard. Timpul mediu de emitere a contractelor de racordare încheiate a fost de 2,7 zile, cu o valoare maximă de 5 zile pentru FDEE Electrica Distribuție Transilvania Nord, respectându-se termenul de transmitere a ofertei de racordare de 10 zile calendaristice de la data înregistrarii cererii. Referitor la răspunsul la reclamațiile privind nivelul tensiunii (la JT), acesta s-a încadrat în majoritatea cazurilor în termenul legal de răspuns de 15 zile. Excepție o face Enel Distribuție Dobrogea cu 17,13 zile, termen ce depășește termenul legal de răspuns.  Referitor la activităţile specifice serviciului de transport al energiei electrice, respectiv gestionarea și exploatarea RET, indicatorii de performanță analizați evidențiază faptul că în anul 2014, cantitatea de energie electrică introdusă în RET a fost de 42.851 GWh, iar cea extrasă din RET a fost de 41.825 GWh, ambele valori fiind mai mari decât cele similare, aferente anului 2013. Coeficientul de pierderi a fost de 2,40%, înregistrând o scadere semnificativă față de anul 2013 (2,52%).  Pentru anul 2014 valorile indicatorilor privind indisponibilitatea medie a instalațiilor pune în evidență faptul că durata medie a întreruperilor neplanificate se situează sub 20 % din timpul mediu total de întrerupere în cazul LEA și 8 % în cazul în cazul transformatoarelor. 37 Indicatorul de calitate privind energia electrică nelivrată (ENS) a avut în anul 2014 urmăroarele valori: Nr. Indicator Cauza întreruperii Cantitate (MWh) crt. 1 ENS a. întreruperi planificate 0 2 ENS b. întreruperi neplanificate determinate de forţa 0 majoră 3 ENS c. întreruperi neplanificate determinate de alţi 0 operatori, utilizatori, producători 4 ENS d. întreruperi neplanificate exclusiv întreruperile de la 82,51 punctele b şi c (datorate OTS) Indicatorul de calitate privind timpul mediu de întrerupere AIT a avut în anul 2014 urmăroarele valori: Nr. Indicator Cauza întreruperii min/an 1 AIT a. întreruperi planificate 0 2 AIT b. întreruperi neplanificate determinate de forţa 0 majoră 3 AIT c. întreruperi neplanificate determinate de alţi 0 operatori, utilizatori, producători 4 AIT d. întreruperi neplanificate exclusiv întreruperile de la 0,82 punctele b şi c (datorate OTS) Privitor la indicatorii de calitate tehnică a energiei electrice pentru rețeaua electrică de transport, s-au constatat următoarele: - frecvența nominală se încadrează în limitele normate de variație stabilite de standardul de performanță; - tensiunea nominală s-a încadrat în peste 98,6% din timp în limitele normate de variație stabilite de standardul de performanță (monitorizarea s-a realizat într-un număr de 26 stații electrice la 400 kV, respectiv 35 stații electrice la 220 kV). Privitor la calitatea comercială a serviciului de transport al energiei electrice se constată că atât timpul mediu de emitere a avizelor tehnice de racordare, cât şi timpul mediu de emitere a ofertelor de contracte de racordare s-a redus semnificativ raportat la ultimii ani. Timpul mediu de răspuns la reclamaţii privind nivelul de tensiune este de 15 de zile, la limita timpul mediu stabilit prin standard, respectiv termenul de 15 zile. Timpii medii de răspuns la reclamaţii referitori la facturare/încasare şi la alte reclamaţii justificate s-au încadrat în valorile prevăzute de standard. Indicatorii anuali privitori la serviciul de sistem prestat de operatorul de transport și de sistem sunt: a. Ajutorul de avarie solicitat/acordat în anul 2014, prezentat în tabelul următor: Ajutor de avarie Durata (ore) Cantitate (MWh) Solicitat 16 1600 Acordat 81 7700 38  b. Abaterea soldului SEN cu corecția de frecvență ACE, conform tabelului de mai jos: Indicatorul Unitate Valoare măsură ACE valoare medie MWh/h 2,14 ACE valoare MWh/h 240 maximă ACE valoare minimă MWh/h -136 Deviația standard MWh/h 14,72 c. Indicatorii anuali privitori la restricțiile de rețea sunt: - Cantitatea de energie electrică de echilibrare solicitată din cauza congestiilor de rețea (MWh), care în anul 2014 a fost de 3.130,50 MWh. Referitor la starea tehnică a reţelei aparținând operatorului de transport, deşi liniile şi staţiile electrice care alcătuiesc reţeaua au fost construite, în majoritate, în perioada anilor 1960-1970, starea tehnică reală a instalaţiilor se menţine la un nivel corespunzător prin programul de mentenanţă preventivă, retehnologizari şi modernizari, la care se adăugă noi dezvoltări cu aportul utilizatorilor RET, în special pentru racordarea centralelor electrice eoliene. Referitor la starea reţelelor aparținând operatorilor de distribuţie concesionari, se constată că instalaţiile în funcțiune au durata de exploatare îndelungată, preponderent mai mare de 35 de ani, recomandându-se OD aplicarea unui program corespunzător de retehnologizare şi modernizare a instalaţiilor existente. În general, în anul 2014 programul de mentenanţă a fost realizat în mare parte, înregistrând creșteri atât față de valorile planificate, cât și față de cele realizate în anul 2013. Valorile planificate ale programelor de mentenanță au avut depășiri la Electrica Muntenia Nord, CEZ Distribuție și ENEL Muntenia, datorate multiplelor incidente cauzate de evenimente neprevăzute. III.3.4. EVOLUȚIA CADRULUI DE REGLEMENTARE PRIVIND ACCESUL LA REȚELELE ELECTRICE DE INTERES PUBLIC În cursul anului 2015 a fost elaborate și aprobate următoarele reglementări privind accesul la rețelele electrice de interes public: Codul de măsurare a energiei electrice Codul de măsurare a energiei electrice a fost aprobat prin Ordinul ANRE nr. 103/2015 și a constat în revizuirea și actualizarea celui aprobat prin Ordinul ANRE nr. 17/2002. Revizuirea codului a reprezentat un proiect foarte important, cu impact asupra tuturor participanților la piața de energie electrică, deoarece aspectele tehnice ale activității de măsurare a energiei electrice reglementate prin cod stau la baza acurateței, stabilității, transparenței și siguranței pieței de energie electrică. 39 În contextul prevederilor Directivelor nr. 2009/72/CE, respectiv nr. 2012/27/EU referitoare la promovarea eficienței energetice, codul de măsurare a energiei electrice a fost completat cu cerințe tehnice privind sistemele de măsurare inteligentă, care includ contoare electronice cu funcții speciale, echipamente IT și de telecomunicații. Codul de măsurare a energiei electrice asigură îndeplinirea următoarelor obiective: - Codul impune condiţii pentru realizarea serviciilor energetice (accesul multi-utilizator direct la echipamentul de măsurare, servicii de agregare pentru producători și pentru consumatori, orientarea spre servicii de eficiență energetică, suport pentru piața serviciilor tehnologice de sistem, dinamică ridicată a accesului la date prin intermediul contorului ca sursă de mărimi de instrumentație, căi de comunicație multiple și ieftine în condiții de securitate a datelor); - Codul înglobează cerințele pentru contorizarea inteligentă (Smart Metering); - Codul poziționează sistemele de măsurare inteligentă ca bază a conceptului de Smart Grid; - Codul asigură condițiile tehnice pentru funcționarea piețelor actuale de energie electrică și de servicii, precum și pentru dezvoltarea acestora; - Codul reflectă evoluția tehnologiei în domeniu. Codul stabilește trei categorii de puncte de măsurare, respectiv: (1) Puncte de măsurare de categoria A utilizate pentru măsurarea energiei electrice tranzitate prin punctele de delimitare între reţeaua electrică de interes public şi instalațiile de utilizare ale utilizatorilor cu puterea aprobată mai mare de 1 MW. În această categorie nu sunt cuprinse punctele de măsurare din rețeaua electrică de joasă tensiune. (2) Puncte de măsurare de categoria B utilizate pentru măsurarea energiei electrice tranzitate prin punctele de delimitare între reţeaua electrică de interes public şi instalațiile de utilizare ale utilizatorilor cu puterea aprobată mai mare de 100 kW și mai mică sau egală cu 1 MW. În această categorie sunt cuprinse şi punctele de măsurare din rețeaua electrică de joasă tensiune cu puterea aprobată mai mare de 1 MW precum și punctele de măsurare din rețeaua electrică de medie tensiune cu puterea aprobată mai mică sau egală cu 100 kW. (3) Puncte de măsurare de categoria C utilizate pentru măsurarea energiei electrice tranzitate prin punctele de delimitare între reţeaua electrică de interes public şi instalațiile de utilizare ale utilizatorilor racordați la joasă tensiune cu puterea aprobată mai mică sau egală cu 100 kW. Ca element de noutate, noua reglementare include un capitol dedicat cerințelor tehnice pentru măsurarea serviciilor tehnologice de sistem și a serviciilor energetice, precum și un capitol referitor la cerințele tehnice pe care trebuie să le îndeplinească sistemele de măsurare inteligentă. Metodologia de stabilire a tarifelor pentru serviciul de transport al energiei electrice Prin Ordinul ANRE nr. 87/10.06.2015 a fost aprobată modificarea și completarea Metodologiei de stabilire a tarifelor pentru serviciul de transport al energiei electrice, aprobată prin Ordinul ANRE nr. 53/2013. În conformitate cu articolul 18 (2) din Regulamentul (CE) nr 714/2009 privind condițiile de acces la rețea pentru schimburile transfrontaliere de energie electrică și de abrogare a Regulamentului (CE) nr 1228/20032 și ale recomandării ACER nr. 09/2014 privind orientările referitoare la tarifele de transport plătite de producătorii de energie electrică, tarifele G aplicate la energia introdusă în rețea nu trebuie 40 utilizate pentru a recupera costurile cu infrastructura și, prin urmare, cu excepția cazului în care prin tarifele G se recuperează costuri cu pierderile în rețea, acestea ar trebui să fie egale cu zero. Drept urmare, regulile metodologice privitoare la stabilirea tarifelor pentru serviciul de transport al energiei electrice au suferit modificări astfel: - tariful de transport – componenta de introducere a energiei electrice în rețele TG să acopere numai costul marginal pe termen scurt, și anume suma dintre costul marginal datorat consumului propriu tehnologic din reţeaua electrică de transport şi costul marginal datorat congestiilor din reţeaua electrică de transport; - tariful de transport – componenta de introducere a energiei electrice în rețele TG să fie diferită pe zone tarifare diferite, în funcţie de impactul pe care îl are introducerea energiei electrice în nodurile reţelei electrice; - costul mediu al transportului, determinat ca diferență dintre venitul reglementat și costul marginal total al transportului, se recuperează integral prin tariful de transport- componenta de extragere a energiei electrice TL. Modificarea principiilor de alocare a costurilor reglementate pe componentele de tarif au condus la necesitatea precizării că depășirea limitei de creștere de la un an la altul a tarifului mediu de transport și a tarifelor zonale de transport, menționate la art. 94 al Metodologiei, nu va avea loc decât cu ocazia primei aprobări a tarifelor zonale, respectiv a celei aferente tarifelor de transport valabile începând cu data de 1 iulie 2015. Metodologia pentru evaluarea investițiilor în proiecte de interes comun privind infrastructura pentru transportul energiei electrice, inclusiv a riscurilor aferente acestora Prin Ordinul ANRE nr. 139/16.09.2015 a fost aprobată Metodologia pentru evaluarea investițiilor în proiecte de interes comun privind infrastructura pentru transportul energiei electrice, inclusiv a riscurilor aferente acestora. Metodologia se aplică proiectelor de inters comun (PCI), care prezintă riscuri mai ridicate în ce privește dezvoltarea, operarea și mentenanța comparativ cu riscurile suportate în mod normal de un proiect de infrastructură comparabil. Documentul este întocmit în conformitate cu prevederile art. 13 alin. (6) al Regulamentului (UE) nr. 347/2013 al Parlamentului European și al Consiliului privind liniile directoare pentru infrastructurile energetice transeuropene, de abrogare a Deciziei nr. 1364/2006/CE și de modificare a Regulamentelor (CE) nr. 713/2009, (CE) nr. 714/2009 și (CE) 715/2009, precum și cu Recomandarea ACER nr. 3/2014 privind stimulentele pentru proiectele de interes comun și metodologia de evaluare a riscului. Metodologia completează cadrul de reglementare existent privitor la elaborarea și aprobarea tarifelor reglementate pentru transportul energiei electrice și descrie pașii pe care trebuie să-i parcurgă operatorul de transport și de sistem în vederea obținerii de stimulente, prin evaluarea investițiilor în proiecte de infrastructură pentru transportul energiei electrice și a riscurilor specifice acestor proiecte, prin cuantificarea în termeni economici a riscurilor specifice , precum și prin estimarea probabilității de apariție a riscului. 41 Riscurile specifice acestor proiecte au fost identificate și pot fi: riscul de depășire a costurilor reale ale PCI comparativ cu costurile prognozate/estimate ale acestuia, riscul de depășire a termenelor de realizare a PCI comparativ cu programarea inițială a proiectului, riscul de utilizare a activelor rezultate în urma realizării PCI la un nivel mai mic decât cel prognozat, riscul de identificare a ineficienței costurilor cu realizarea PCI și riscul de lichiditate. În cadrul metodologiei se stabilesc criteriile utilizate de ANRE la analiza solicitărilor adresate acesteia de către operatorul de transport și de sistem pentru acordarea de stimulente pentru riscuri specifice, precum și principiile avute în vedere la acordarea acestora. Stimulentele care se pot acorda în baza metodologiei reprezintă o majorare cu până la 0,5% a ratei reglementate de rentabilitate aplicate valorii medii a activelor aferente investițiilor realizate, stabilită la art. 57 alin. (3) al Metodologiei de stabilire a tarifelor pentru serviciul de transport al energiei electrice, aprobată prin Ordinul ANRE nr. 57/2013, cu modificările și completările ulterioare. Procedura privind determinarea consumului de energie electrică în caz de înregistrare eronată și în sistem paușal Prin Ordinul ANRE nr. 121/29.07.2015 a fost aprobată Procedura privind determinarea consumului de energie electrică în caz de înregistrare eronată și în sistem paușal și modificarea art. 80 din Regulamentul de furnizare la clienții finali, aprobat prin Ordinul Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 64/2014. Procedura stabilește modalitatea de corectare a consumului de energie electrică în cazul înregistrării eronate a consumului, inclusiv ca urmare a intervenției neautorizate asupra grupurilor de măsurare, în cazul în care înregistrarea a fost eronată și nu se poate corecta, precum și în cazul în care nu se dispune de date de măsurare, deoarece nu se justifică sau nu este posibilă montarea unui grup de măsurare, ori pentru că grupul de măsurare nu a funcționat. Determinarea consumului în sistem paușal se realizează în situațiile în care datele de măsurare nu sunt disponibile sau sunt iremediabil eronate, inclusiv pentru determinarea consumului în situația unei suspiciuni de sustragere de energie electrică. Durata de determinare a consumului în sistem paușal se stabilește de operatorul de reţea în urma analizei istoricului de consum al clientului final și a evenimentelor relevante la locul de consum (înlocuiri ale contorului, întreruperi ale alimentării cu energie electrică etc.). În cazurile de suspiciune de sustragere, consumul lunar se determină în sistem paușal, iar durata pentru care se aplică este cea stabilită prin hotărâre judecătorească definitivă. Consumul determinat în sistem paușal/ recalculat sau, după caz, diferența de consum se împarte pe 2 perioade la data calculării acestuia: consumul aferent perioadei pentru care decontarea pe piața de energie nu este realizată, care corectează decontarea pe piața angro, şi consumul aferent perioade