Raport anual ANRE 2013

twork Code for Requirements for Grid Connection Applicable to all Generators), în funcţie de specificul acestora, în acord cu prevederile Directivei 2009/72/CE a Parlamentului European şi a Consiliului referitoare la normele comune pentru piaţa internă a energiei electrică şi ale Regulamentului (CE) nr. 714 al Parlamentului şi al Consiliului privind condiţiile de acces la reţea pentru shimburile transfrontaliere de energie electrică şi de abrogare a Regulamentului (CE) nr. 1228/2003. Norma tehnică stabileşte cerinţe distincte pentru centralele electrice fotovoltaice dispecerizabile, cu o putere instalată mai mare de 5 MW în punctul de racordare la sistem, respectiv pentru cele nedispecerizabile, cu o putere instalată mai mică sau egală cu 5 MW în punctul de racordare la sistem, precum cerinţe referitoare la funcţionarea în regim staţionar, cerinţe referitoare la funcţionarea în regimuri dinamice provocate de perturbaţii în reţea, cerinţe privind telecomenzile şi telemăsurile care trebuie asigurate de producător, capacitatea de a trece peste defecte (fault ride through) şi calitatea energiei electrice produse. Proiectul normei tehnice a fost notificat la Comisia Europeană potrivit prevederilor Directivei 98/34/CE a Parlamentului European şi a Consiliului din 22 iunie 1998, amendată de Directiva 98/48/CE, transpusă în legislaţia naţională prin Hotărârea Guvernului nr. 1016/2004. După prima notificare a documentului la Comisia Europeană, după perioada de aşteptare de 3 luni, s-a primit de la aceasta informarea despre elaborarea de către Comisie a Codului tehnic al reţelelor electrice de distribuţie pentru generatoare și recomandarea de a armoniza norma tehnică cu cel mai recent proiect pus la dispoziţie de Comisie. Condițiile tehnice prevăzute în norma tehnică trebuie îndeplinite de toate centralele fotovoltaice dispecerizabile aflate în funcțiune la data aprobării acesteia, precum și de cele pentru care ANRE a acordat autorizaţie de înfiinţare anterior intrării în vigoare a normei tehnice, într-un termen care permite certificarea conformării la cerințele tehnice specificate în normă. Acest termen a fost stabilit prin Ordinul ANRE nr. 94/2013 ca fiind data de 30 iunie 2014. Procedura privind punerea sub tensiune pentru perioada de probe și certificarea conformității tehnice a centralelor electrice eoliene și fotovoltaice Procedura privind punerea sub tensiune pentru perioada de probe și certificarea conformității tehnice a centralelor electrice eoliene și fotovoltaice a fost aprobată prin Ordinul ANRE nr. 74/2013 și a fost elaborată în conformitate cu prevederile Ordinului ANRE nr. 51/2009 și ale Ordinului ANRE nr. 30/2013. Prin această procedură se stabilesc: • criteriile şi modul de desfăşurare a procesului de punere sub tensiune pentru probe, funcţionarea pe perioada de probe, realizarea probelor şi acceptarea în funcţionare de durată a centralelor electrice eoliene şi a centralelor electrice fotovoltaice, 37 Raport anual 2013___________________________________________________________________ • modul de colaborare între operatorii de reţea în procesul de verificare a documentaţiei tehnice şi a îndeplinirii condiţiilor impuse de normele tehnice, • acordarea certificatului de conformitate. De asemenea, prin procedură sunt stabilite responsabilitățile entităților implicate: Deținătorul centralei întocmește documentaţia tehnică în vederea obţinerii acceptului de punere sub tensiune pentru probe, efectuează prin societăţi atestate testele de verificare a performanţelor din punct de vedere al conformităţii tehnice cu cerinţele normelor tehnice, depune rezultatele testelor preliminare şi finale la operatorii de rețea, solicită certificatul de conformitate tehnică la DEN pentru centralele electrice cu puteri instalate mai mari de 5 MW, respectiv la operatorul rețelei la care este racordată centrala pentru centralele electrice cu puteri instalate mai mici sau egale cu 5 MW și încheie convenţia de exploatare şi contractul/contractele pentru transportul, distribuţia sau furnizarea energiei electrice Dispecerul energetic național (DEN) analiza documentaţia tehnică pentru centrale cu puterea instalată mai mare de 5 MW, emite acordul de punere sub tensiune, stabilește programul de punere în funcţiune a centralelor electrice dispecerizabile (Pi > 5 MW), analizează rezultatele probelor preliminare, verifică conformitatea tehnică a centralelor dispecerizabile cu prevederile normelor tehnice, participă la efectuarea probelor finale pentru toate centralele electrice dispecerizabile cu puteri mai mari de 10 MW şi analizează rezultatele testelor finale efectuate pentru centralele electrice dispecerizabile cu puteri instalate cuprinse între 5 MW şi 10 MW, efectuate în prezența reprezentanților operatorilor rețelelor electrice la care acestea sunt racordate, emite certificate de conformitate tehnică centralele electrice dispecerizabile, publică informațiile privind emiterea certificatelor de conformitate a centralelor electrice dispecerizabile. Operatorii de rețea analizează documentaţia tehnică pentru centralele electrice cu puteri instalate mai mici sau egale cu 10 MW care se racordează la reţeaua proprie și o transmite la DEN, analizează rezultatele probelor preliminare şi finale pentru centralele electrice cu puteri instalate mai mici sau egale cu 10 MW, participă la efectuarea probelor finale pentru centralele electrice eoliene şi fotovoltaice cu puteri instalate mai mici sau egale cu 10 MW, emit certificate de conformitate tehnică pentru centralele electrice nedispecerizabile cu puteri instalate cuprinse între 1 MW şi 5 MW, publică informații privind emiterea certificatelor de conformitate a centralelor electrice nedispecerizabile. Procedura stabilește, de asemenea, documentele şi datele tehnice necesar a fi transmise la DEN, respectiv la operatorul de reţea, cerinţe privind comanda operativă în timpul probelor şi în timpul funcționării de durată, modul de verificare a îndeplinirii fiecărei condiţii tehnice precizate de normele tehnice, scheme logice ale procesului de punere sub tensiune şi certificare a centralelor, pentru cele trei paliere de putere ( Pi > 10 MW; 5 MW < Pi ≤ 10 MW; 1 MW < Pi ≤ 5 MW). Procedura operaţională „Stabilirea puterii maxime instalabile în centralele eoliene şi a rezervelor de putere suplimentare necesare pentru siguranţa SEN” În conformitate cu prevederile art. 30 alin. (2) din Norma tehnică „Condiţii tehnice de racordare la reţelele electrice de interes public pentru centralele electrice eoliene”, aprobată de ANRE prin Ordinul 51/2009, C.N. Transelectrica S.A. a elaborat procedura operațională Stabilirea puterii maxime instalabile în centralele eoliene şi a rezervelor de putere suplimentare necesare pentru siguranţa SEN care a fost avizată cu Avizul ANRE nr. 4/2013. Procedura este utilizată de operatorul de transport și de sistem pentru: 38 Raport anual 2013___________________________________________________________________ - stabilirea puterii maxime instalabile în centralele electrice eoliene care poate fi acceptată în SEN, în condiţiile menţinerii siguranţei în funcţionare a sistemului din punct de vedere al capacităţii de echilibrare a balanţei producţie/consum, utilizând rezerva terţiară rapidă existentă, respectiv, - stabilirea rezervei terţiare rapide suplimentare necesare pentru SEN, în funcţie de puterea instalată în centralele electrice eoliene. Procedura operaţională avizată nu a fost considerată o reglementare tehnică din cele prevăzute la art. 9 alin. (3) din Ordonanţa de urgenţă a Guvernului nr. 33/2007 privind organizarea şi funcţionarea Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei, aprobată cu modificări şi completări prin Legea nr. 160/2012. În consecinţă nu a fost notificată către Comisia Europeană. III.3.3. MONITORIZAREA PLANURILOR DE INVESTIȚII PENTRU REȚEAUA ELECTRICĂ DE TRANSPORT ȘI DE DISTRIBUȚIE ȘI PROMOVAREA SISTEMELOR DE MĂSURARE INTELIGENTE În conformitate cu prevederile art. 9 alin. (4) litera c) și alin. (5) litera d) al Ordonanţei de urgenţă a Guvernului nr. 33/2007 privind organizarea şi funcţionarea Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei, aprobată cu modificări şi completări prin Legea nr. 160/2012, ANRE monitorizează planul de dezvoltare a RET și planurile de investiții ale OTS precum și starea tehnică și nivelul de mentenanță a rețelelor electrice. În acest sens, se analizează planul de dezvoltare și planurile de investiții ale OTS și ale operatorilor de distribuție. Aplicând prevederile metodologiilor de stabilire a tarifelor pentru serviciul de distribuție a energiei electrice, ANRE a aprobat planurile anuale de investiții ale operatorilor de distribuție concesionari, pentru perioada de reglementare 2008 – 2013, acceptând includerea în BAR a mijloacelor fixe rezultate din investițiile prudente, respectiv acele investiţii care se demonstrează a fi necesare, oportune și eficiente. Analiza investițiilor realizate (în termeni nominali-TN) de operatorii concesionari în perioada 2008- 2013 a fost realizată la sfârșitul anului 2013 și a condus la următoarele rezultate: Nr. Investitii planificate Investitii realizate Investitii acceptate Operator de distributie crt. TN 2013 TN 2013 TN 2013 1 SC ENEL Distribuţie MUNTENIA SA 1,846,502,658 1,707,198,573 1,672,532,843 2 SC ENEL Distribuţie BANAT SA 905,823,808 903,877,537 890,299,895 3 SC ENEL Distribuţie DOBROGEA SA 761,402,648 821,160,409 766,072,754 4 SC CEZ Distributie SA 1,245,585,772 1,221,412,498 1,187,534,350 5 SC E.ON Distributie MOLDOVA SA 854,731,025 729,088,664 725,837,008 6 SC FDEE Electrica MUNTENIA NORD SA 680,976,650 743,585,839 743,585,839 7 SC FDEE Electrica TRANSILVANIA NORD SA 700,892,557 717,907,165 717,907,165 8 SC FDEE Electrica TRANSILVANIA SUD SA 813,721,214 899,808,457 899,808,457 TOTAL 7,809,636,333 7,744,039,141 7,603,578,311 39 Raport anual 2013___________________________________________________________________ Pentru operatorul de transport și de sistem, perioada a treia de reglementare începe la 1 iulie 2014, astfel încât analiza investițiilor realizate se finalizează în prima jumătate a anului 2014, în sensul stabilirii obiectivelor și valorilor acceptate de ANRE și incluse în BAR. Situația investițiilor planificate și realizate de OTS (în termeni nominali-TN) în perioada 2008-2013 se prezintă în tabelul următor: Investiții în RET 2008 2009 2010 2011 2012 2013* Total Planificate (TN 2013) 362,781,360 313,354,537 388,088,031 420,017,008 381,072,615 260,000,000 2,125,313,551 Realizate (TN 2013) din care 569,269,939 250,598,573 453,303,587 307,290,313 156,898,530 254,080,938 1,991,441,879 Fonduri proprii 545,365,949 216,367,585 450,139,723 307,290,313 156,851,832 219,826,247 1,895,841,648 Contribuții 23,903,990 32,681,868 3,163,864 0 46,698 34,254,691 94,051,111 * Pentru anul 2013, realizările sunt preliminate Având în vedere Directiva 2009/72/CE a Parlamentului European şi a Consiliului din 13 iulie 2009 privind normele comune pentru piaţa internă a energiei electrice care prevede ca statele membre să asigure implementarea unor sisteme de măsurare inteligentă care să contribuie la participarea activă a consumatorilor pe piaţa furnizării de energie electrică, prevederi care au fost transpuse şi în legislaţia naţională (Legea nr. 123/2012 a energiei electrice şi a gazelor naturale), în luna decembrie 2013 a fost aprobat Ordinul ANRE nr. 91/2013 privind implementarea sistemelor de măsurare inteligentă a energiei electrice. Scopul ordinului este acela de a stabili funcţionalităţile obligatorii şi opţionale pe care le vor îndeplini sistemele de măsurare inteligentă a energiei electrice care vor fi implementate în România, modul de realizare a implementării sistemelor de măsurare inteligentă a energiei electrice în perioada 2014 – 2020, precum şi integrarea cu planurile de investiţii ale responsabililor cu implementarea. Responsabilii cu implementarea sistemelor de măsurare inteligentă a energiei electrice sunt operatorii de distribuţie concesionari. În vederea evaluării implementării sistemelor de măsurare inteligentă din punctul de vedere al costurilor şi beneficiilor pe termen lung pentru piaţă, al rentabilităţii, precum şi al termenelor fezabile de implementare, ANRE a solicitat sprijinul Băncii Europene pentru Reconstrucţie şi Dezvoltare (BERD), care, la rândul ei, a contractat un studiu de fezabilitate privind implementarea contoarelor inteligente, inclusiv o analiză cost-beneficiu, pentru a evalua posibilităţile de introducere a contoarelor inteligente pe pieţele de energie electrică, gaze naturale şi energie termică din România. Studiul de fezabilitate şi rezultatele analizei cost-beneficiu pentru energie electrică au indicat că implementarea contorizării inteligente în sectorul energiei electrice are potenţialul de a fi o investiţie profitabilă, datorită beneficiilor provenind din reducerea pierderilor din reţea şi reducerea costurilor de exploatare la utilităţi. Studiul de fezabilitate se regăseşte pe pagina de internet a ANRE. De asemenea, mai trebuie precizat şi faptul că beneficiile rezultate ca urmare a implementării unor sisteme de măsurare inteligentă se vor reflecta la consumatorul final, prin posibilitatea managementului consumului de energie, ceea ce conduce la eficientizarea consumului şi la economisirea de energie, acces la sisteme de tarife avansate, facilitatea procesului de schimbare a furnizorului, în contextul deschiderii pieţei de energie electrică. 40 Raport anual 2013___________________________________________________________________ III.3.4. ANALIZA NIVELULUI DE CALITATE A SERVICIULUI DE DISTRIBUȚIE În cursul anului 2013 ANRE a analizat calitatea serviciului de distribuţie a energiei electrice prestat în anul 2012 de cei opt operatori de distribuţie titulari de licenţă cu contract de concesiune, pornind de la indicatorii de performanţă definiţi în Standardul de performanţă pentru serviciul de distribuţie a energiei electrice, aprobat prin Ordinul ANRE nr. 28/2007. Analiza a avut la bază datele transmise la ANRE de operatorii de distribuţie în conformitate cu prevederile standardului. Rapoartele anuale prezintă trei indicatori de calitate a serviciului: continuitatea în alimentare a utilizatorilor, calitatea tehnică a energiei electrice şi calitatea comercială a a serviciului de distribuţie. Indicatorii de calitate analizaţi se referă la activităţile specifice de distribuţie la toate nivelurile de tensiune nominală, joasă, medie și înaltă, având în vedere că reţelele de distribuţie funcţionează în această gamă de tensiuni, respectiv la toate categoriile de consumatori/utilizatori, din mediul rural sau urban. Concluziile analizei sunt cuprinse în Raportul privind realizarea indicatorilor de performanță pentru serviciul de distribuție a energiei electrice pentru anul 2012, publicat pe pagina de internet a ANRE. Dintre concluziile raportului se menționează cele mai importante: În anul 2012 Enel Distribuție a pus în evidență existenţa unui nivel redus de interarmonici. Factorul total de distorsiune interarmonică este sub 1 %. În raport s-au anexat o serie de înregistrări de calitate a energiei electrice (peste 1000 de pagini). Deocamdată standardul naţional SR EN 50160 nu stabileşte limitele admisibile pentru acest fenomen. Deoarece experienţa internaţională privind acest fenomen este redusă, s-a recomandat continuarea măsurilor de monitorizare. În anul 2012, în total au fost 8.968.523 de utilizatori racordaţi la reţelele electrice din patrimoniul celor opt operatori de distribuţie titulari de licenţă, concesionari ai serviciului de distribuţie a energiei electrice (comparativ cu 8.900.070 în anul 2011, 8.850.070 în anul 2010). În anul 2012 s-a progresat în dotarea operatorilor de distribuţie cu aparate de monitorizare automată a continuităţii în alimentare şi a calităţii energiei electrice. Cea mai bună şi extinsă dotare privind monitorizarea calităţii energiei electrice o are S.C. E.ON Moldova Distribuție S.A., care are peste 200 de aparate/analizoare fixe de clasă A, montate în toate staţiile de medie tensiune (minimum un aparat în fiecare staţie), pe toate conexiunile cu alţi operatori, pe liniile de interconexiune internaţionale şi pe insulele de consum. De menţionat că numai C.N. Transelectrica S.A. şi S.C. E.ON Moldova Distribuție S.A. au o asemenea dotare. Principalul indicator de performanţă pentru continuitatea în alimentare a utilizatorilor este SAIDI (System Average Interruption Duration Index ) pentru întreruperile neplanificate. SAIDI reprezintă raportul d