Raport national 2017

iei a fost impusă de necesitatea armonizării documentului cu prevederile Legii energiei electrice și a gazelor naturale nr. 123/2012 şi ale Regulamentului privind racordarea utilizatorilor la rețelele electrice de interes public, aprobat prin Ordinul ANRE nr. 59/2013. Metodologia stabileşte etapele şi procedurile necesare pentru emiterea avizelor de amplasament de către operatorii de reţea, inclusiv pentru încheierea contractului pentru eliberarea amplasamentului şi/sau pentru realizarea condiţiilor de coexistenţă şi pentru realizarea lucrărilor de eliberare a amplasamentului/realizarea condiţiilor de coexistenţă între obiectivul propus şi reţelele electrice. O parte din modificările şi completările aduse prevederilor Metodologiei anterioare au avut în vedere explicitarea etapelor, a acţiunilor operatorului de reţea, precum şi a modalităţii de stabilire a tarifelor de emitere a avizelor. Proiectele de infrastructură transeuropeană de transport sunt investiţii publice de importanţă strategică pentru România, care asigură conectivitatea cu coridoarele de transport europene şi creşterea mobilităţii populaţiei şi a mărfurilor, influenţând în mod direct relaţiile economice şi dezvoltarea mediului de afaceri la nivel naţional. Noua Metodologie conţine completări referitoare la emiterea avizelor de amplasament favorabile condiţionate pentru proiecte de infrastructură de transport transeuropeană, care au ca scop evitarea întârzierilor în implementarea acestor proiecte, cu impact favorabil în asigurarea accelerării realizării interconectării dintre reţeaua de transport de interes naţional/regional cu cea europeană. O altă parte din prevederile nou introduse au ca scop evitarea apariţiei cazurilor în care se construiesc locuinţe individuale amplasate la distanţe mari faţă de reţelele electrice de distribuţie, pentru racordarea cărora este necesară extinderea reţelelor electrice care rezultă ineficientă economic pentru operatorul de reţea și prin urmare nu se realizează. În aceste cazuri, proprietarii imobilelor nu pot obține racordarea la Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei Pagina 45 din 275  31.07.2017 rețea în scopul alimentării cu energie electrică a locuinţelor, dar acest aspect trebuie să le fie adus la cunoștință înainte de construirea acestora. Implementarea la nivel național a codurilor europene de acces la rețelele electrice de interes public 1. Calendarul de implementare a Regulamentului (UE) nr. 631/2016 de instituire a unui cod de rețea privind cerințele pentru racordarea la rețea a instalațiilor de generare Calendarul de implementare a Regulamentului (UE) nr. 631/2016 din 14.04.2016 de instituire a unui cod de reţea privind cerinţele pentru racordarea la reţea a instalaţiilor de generare a fost întocmit în vederea respectării etapelor şi termenelor prevăzute de Regulament în ceea ce priveşte elaborarea de cerinţe tehnice/proceduri/metodologii referitoare la racordarea la reţea a instalaţiilor de producere a energiei electrice și a fost aprobat prin Decizia ANRE nr. 1570/05.10.2016. Calendarul conţine obligaţiile privind elaborarea de către OTS, CNTEE Transelectrica SA, în colaborare, după caz, cu operatorii de distribuţie concesionari, la termene stabilite, a reglementărilor ce rezultă din prevederile explicite ale Regulamentului, necesare implementării acestuia la nivel naţional. Termenele prevăzute în cadrul calendarului de implementare asigură o anumită rezervă faţă de termenul limită impus de Regulament pentru elaborarea cerinţelor tehnice şi a documentelor subsecvente, respectiv data de 17.05.2019 (trei ani de la data de 17.05.2016 de intrare în vigoare a acestuia). Calendarul prevede finalizarea implementării Regulamentului la nivel naţional până la sfârşitul semestrului II al anului 2018. 2. Calendarul de implementare a Regulamentului (UE) nr. 1388/2016 al Comisiei din 17 august 2016 de stabilire a unui cod de rețea privind racordarea consumatorilor Calendarul de implementare a Regulamentului (UE) nr. 1388/2017 al Comisiei din 17 august 2016 de stabilire a unui cod de reţea privind racordarea consumatorilor a fost aprobat prin Decizia ANRE nr. 2047/20.12.2016 și a fost întocmit în vederea respectării etapelor şi termenelor prevăzute de Regulament în ceea ce priveşte elaborarea de cerinţe/proceduri/metodologii referitoare la racordarea la reţea a consumatorilor. Calendarul conţine obligaţii privind elaborarea de către OTS în colaborare cu operatorii de distribuţie concesionari, la termenele stabilite în calendarul de implementare, a reglementărilor ce rezultă din prevederile explicite ale Regulamentului, necesare implementării acestuia la nivel naţional. Calendarul prevede finalizarea implementării Regulamentului la nivel naţional până la sfârşitul semestrului II al anului 2018. 3. Clasificarea unităților generatoare și a centralelor electrice În conformitate cu prevederile art. 5 al Regulamentului (UE) nr. 2016/631 al Comisiei din 14.04.2016 de instituire a unui cod de reţea privind cerinţele pentru racordarea la reţea a instalaţiilor de generare OTS avea obligaţia de a propune pragurile de putere utilizate pentru clasificarea în 4 categorii semnificative a unităţilor generatoare/centralelor electrice care se racordează la rețelele electrice, respectiv în categoriile A, B, C şi D precizată de Regulament. Propunerea OTS analizată și acceptată de ANRE s-a materializat în cadrul Ordinului ANRE nr. 79/16.11.2016 pentru aprobarea clasificării unităţilor generatoare şi a centralelor electrice. Conform prevederilor acestui ordin, unitățile generatoare/centralele electrice se clasifică în cele patru categorii menționate, în funcție de tensiunea punctului de racordare și de puterea instalată a acestora. Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei Pagina 46 din 275  31.07.2017 Pentru fiecare categorie de clasificare a unităţilor generatoare şi a centralelor electrice A, B, C şi D, în Regulament sunt specificate cerinţele tehnice pe care trebuie să le îndeplinească privind siguranţa şi stabilitatea în funcţionare, posibilităţile şi performanţele de reglaj în funcţie de puterea instalată pentru unităţile generatoare, respectiv în funcţie de puterea instalată şi de tensiunea din punctul de racordare pentru centralele electrice. Ordinul face referire și la obligaţiile gestionarilor centralelor electrice, ale operatorilor de distribuţie concesionari şi ale operatorului de transport și de sistem privind realizarea evidenței și clasificării unităţilor generatoare/centralelor electrice existente şi noi, precum și elaborarea de către OTS a unei propuneri pentru noi praguri de putere, dacă evoluţia SEN impune această modificare. 3.1.4. Aspecte transfrontaliere Alocarea capacităţilor de transfer pe liniile de interconexiune ale SEN cu sistemele energetice vecine se desfăşoară în vederea realizării tranzacţiilor de import/export şi tranzit de energie electrică. Pe graniţele României cu Ungaria, Bulgaria şi Serbia alocarea capacităţilor se realizează prin mecanisme de piaţă, bilateral coordonat pe ambele direcţii, pentru 100% din capacitatea de alocare, prin licitaţii pe termen lung (anuale şi lunare) şi termen scurt (zilnice şi intra-zilnice) explicite sau implicite, în funcţie de graniţă şi orizontul de timp. Pe graniţa României cu Ungaria, licitaţiile pentru alocarea pe termen lung se desfăşoară explicit şi sunt organizate de MAVIR (OTS-ul din Ungaria) pornind de la Regulile de Alocare pe Termen Lung Armonizate (HAR UE). Licitaţiile intra-zilnice se desfăşoară tot explicit şi se află în organizarea CNTEE Transelectrica SA, în timp ce în cazul licitaţiilor zilnice alocarea capacităţii de interconexiune se realizează implicit, determinată de funcţionarea Pieţei pentru Ziua Următoare din România în regim cuplat cu pieţele spot din Republica Cehă, Slovacia şi Ungaria (proiectul 4M MC); în cazul unei situaţii de decuplare a celor 4 pieţe pentru ziua următoare, alocarea de capacitate se realizează prin licitaţii zilnice explicite, organizate de MAVIR (aşa-numitele licitaţii umbră). Pe graniţa României cu Bulgaria, alocarea de capacitate este de tip explicit pentru toate orizonturile de timp; organizatorul licitaţiilor pentru alocarea pe termen lung este CNTEE Transelectrica SA, iar pentru licitaţiile zilnice este ESO-EAD (OTS-ul din Bulgaria). Ca urmare a modificării regulilor de piaţă din Bulgaria, care nu permit efectuarea de schimburi transfrontaliere intra-zilnice, începând cu noiembrie 2014 acest tip de licitaţii nu a mai fost organizat. Pe graniţa României cu Serbia, alocarea de capacitate este de tip explicit, licitaţiile pe termen lung fiind în sarcina EMS (OTS-ul din Serbia), iar cele pe termen scurt (zilnice şi intra-zilnice) fiind organizate de CNTEE Transelectrica SA. Pentru licitaţiile organizate pe graniţele cu Ungaria şi Bulgaria, s-a convenit pentru anul 2016 rezervarea unui anumit procent din capacitatea de transport transfrontalieră pentru licitaţiile pe termen scurt (alocarea pe PZU), capacitatea oferită la licitaţiile lunare fiind calculată după o formulă publicată. Astfel, în fiecare lună a anului, capacitatea rezervată pentru alocarea pe PZU se determină ca diferență dintre capacitatea disponibilă de interconexiune (ATC) calculat lunar pe fiecare subperioadă și 80% din cea mai mică valoare a ATC rezultat pe subperioadele din luna respectivă, la care se adaugă capacitatea alocată la licitația anuală returnată către OTS. Tot începând cu acest an, pe graniţele cu Ungaria şi Bulgaria a fost introdus principiul UIOSI („use it or sell it” – „ce nu foloseşti, vinzi”), principiu în baza căruia capacitatea Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei Pagina 47 din 275  31.07.2017 de interconexiune corespunzătoare drepturilor fizice de transport nenominalizate pentru alocarea pentru ziua următoare se returnează operatorului de transport şi sistem în schimbul unei remunerări. Ca o particularitate pentru granița cu Ungaria, dacă 80% din cea mai mică valoare a ATC calculat lunar pe subperioade este mai mic de 80 MW, capacitatea de interconexiune pentru alocarea lunară va fi de 80% din ATC calculat pentru fiecare subperioadă, la care se adaugă capacitatea alocată la licitația anuală returnată către OTS. Pe graniţa cu Ucraina, alocarea capacităţilor de interconexiune se desfăşoară prin licitaţii explicite pe termen lung, utilizarea acestor capacităţi fiind condiţionată de acordul scris al Ukrenergo (OTS-ul din Ucraina). Pe graniţa cu Republica Moldova, exportul de energie electrică s-a realizat în insulă de consum, cu acordul distribuitorului din zonă. Stabilirea valorii ATC disponibile (capacitate disponibilă de interconexiune) pentru licitaţiile zilnice şi intra-zilnice (organizată pentru şase sesiuni de licitaţie) utilizează principiul de “netting”, iar participanţii sunt obligaţi să respecte principiul parteneriatului exclusiv (1:1). Moneda de tranzacţionare este euro. Din datele publicate pe pagina de internet www.transelectrica.ro şi comunicate de CNTEE Transelectrica S.A. în rapoartele lunare de monitorizarea pieţelor de energie electrică administrate, reiese faptul că, la licitaţia organizată în vederea alocării anuale a capacităţii de interconexiune, cele mai mari preţuri s-au înregistrat pe direcţia export. Dacă în urma licitaţiilor anuale organizate pentru graniţa cu Ungaria şi respectiv Serbia, preţurile au fost uşor scăzute faţă de valorile anului trecut, dar peste nivelul de 4 euro/h*MW, pe graniţa cu Bulgaria, acest preţ a crescut de la 2,88 euro/h*MW în 2015 la 4,47 euro/h*MW în 2016. La import, interesul particpanţilor pentru obţinerea de capacitate la nivel anual a fost scăzut, fapt dovedit de preţurile foarte mici, sub 1 euro/h*MW pe toate graniţele. Preţurile stabilite în urma licitaţiilor lunare au variat şi în acest caz în funcţie de direcţie. Dacă la import, preţurile lunare au fost de cele mai multe ori sub 1 euro/h*MW (dar diferite de zero), la export, acestea au variat între 0,45-6 euro/h*MW pe graniţa cu Ungaria, în intervalul 0,23-4,75 euro/h*MW pe graniţa cu Serbia şi respectiv în intervalul 0,86-3,67 euro/h*MW pe graniţa cu Bulgaria. Preţurile stabilite la licitaţiile explicite zilnice, organizate pe graniţele cu Bulgaria şi Serbia, au fost, în general, mai mici la import decât la export; pe granița cu Serbia, deși prețurile au avut valori reduse atât la export cât şi la import, în luna martie 2016 s-au înregistrat maxime de peste 9 euro/h*MW pe ambele direcţii. Pe graniţa cu Bulgaria, interesul participanţilor pentru rezervarea de capacitate de interconexiune pe direcţia export a fost mai mare în toate lunile, înregistrându-se maxime cuprinse în intervalul de 7,69- 30,33 euro/h*MW, aproximativ în aceeaşi plajă de valori ca şi maximele orare din anul anterior. La licitaţia zilnică implicită organizată pe graniţa cu Ungaria, poziţia netă ca rezultat al funcţionării cuplate în mecanismul 4M MC a fost preponderent de import pe direcţia Ungaria-România, (excepţie făcând luna decembrie 2016), iar numărul intervalelor orare pe care fluxul de energie electrică pe liniile de interconexiune a fost dinspre Ungaria spre România a reprezentat cca. 62% din numărul total de intervale orare din an. Cu excepţia valorilor maxime şi minime ale preţului orar de congestie înregistrate în 2016 la acest tip de licitaţie (80,38 euro/ h*MW în iunie 2016 şi respectiv 13,52 euro/h*MW în aprilie 2016), valorile orare maxime din celelalte luni au variat într-un interval apropiat valorilor 18-48 euro/ h*MW. La licitaţiile intra-zilnice organizate pe graniţele cu Ungaria şi Serbia, preţurile orare au fost în majoritatea intervalelor orare din an nule, valorile capacităţilor orare solicitate fiind mai mici decât cele oferite, cu Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei Pagina 48 din 275  31.07.2017 excepţia câtorva intervale orare din luna aprilie 2016, când preţul înregistrat pe acest tip de licitaţie pe graniţa cu Serbia la export a fost de 10,18 euro/ h*MW, toată capacitatea oferită fiind astfel alocată şi, de asemenea, pe un interval orar din februarie 2016, când preţul a atins 10 euro/ h*MW la export pe graniţa cu Ungaria. La nivelul anului 2016, cele mai mari valori medii anuale ale gradului de utilizare a capacităţii totale alocate pe o graniţă şi direcţie în urma licitaţiilor (calculat ca raport dintre energia aferentă schimburilor comerciale notificate şi energia corespunzătoare capacităţii totale alocată de partea romînă şi vecină către toţi participanţii) s-au înregistrat la export, pe graniţele cu: Bulgaria (77,54%), Serbia (71,11%) şi Ungaria (65,84%). La import, utilizarea a fost mai redusă indiferent de graniţă, cea mai mare valoare medie anuală înregistrându-se pe graniţa cu Ungaria (33,33%). Cele mai ridicate valori ale gradului de utilizare a capacităţii alocate la licitaţiile pe termen lung au fost la export, pe graniţa cu Bulgaria (83,51%), cu Serbia (77,36%) şi respectiv cu Ungaria (60,57%), în timp ce la import, indiferent de graniţă, utilizarea capacităţii de alocare câştigate la acest tip de licitaţii a fost redusă (10,44% pe graniţa cu Serbia, 4,46% pe cea cu Bulgaria şi cea mai redusă, 1,46% pe graniţa cu Ungaria). Calculat drept raport între schimburile comerciale totale pe termen lung şi scurt şi valoarea NTC, gradul de utilizare a capacităţii de interconexiune a avut valori ridicate atât la export cât şi la import. Cel mai mare grad de utilizare a fost înregistrat tot pe graniţa cu Bulgaria (90,18%), urmată de graniţa cu Serbia (81,27%) şi respectiv Ungaria (62,19%). În schimb, la import, utilizarea capacităţii a fost superioară pe graniţa cu Ungaria (41,14%) faţă de cea înregistrată pe graniţa cu Serbia (29,21%) sau pe cea cu Bulgaria (19,55%). În urma procesului de alocare a capacităţii de interconexiune, peste 89% din veniturile obţinute de CNTEE Transelectrica SA au provenit, ca şi în anul precedent, din licitaţiile pe termen lung (anual şi lunar), valorile cele mai mari înregistrându-se din licitaţiile pentru alocarea capacităţii pe direcţia export pe graniţele cu Ungaria, Serbia şi Bulgaria. Veniturile din licitaţiile zilnice au reprezentat cca. 11% din totalul veniturilor obţinute la nivel de an de CNTEE Transelectrica SA pe această piaţă, cea mai mare parte a acestora realizându-se din veniturile determinate de congestiile pe graniţa cu Ungaria, pe direcţia export în urma alocării zilnice implicite. Calculul acestor venituri rezultă şi în urma aplicării principiului UIOSI pe graniţele cu Ungaria şi Bulgaria prin care au fost remuneraţi acei titulari ai drepturilor de transport pe termen lung (participanţi la piaţă) pentru drepturile fizice de transport nenominalizate la licitaţiile pe termen lung şi realocate la licitaţiile zilnice. În cazul alocării implicite pentru ziua următoare, remunerarea capacităţilor nenominalizate se face la marja de piaţă, reprezentată de ecartul dintre preţul de închidere a pieţei spot din România şi cel din Ungaria pentru intervalul orar vizat în cazul în care diferenţa de preţ este pozitivă în direcţia de reducere a drepturilor de transport pe termen lung. În cazul alocărilor zilnice explicite, pe graniţa cu Bulgaria, preţul aplicat este preţul de închidere al pieţei pentru ziua următoare din România. Veniturile din licitaţiile intra-zilnice s-au realizat în 4 din cele 12 luni şi au avut valori nesemnificative.Valori semnificative în cazul remunerărilo