Raport national 2017

a. 79 % din ENS total anual la producători). Întrucât, în anul 2016 față de anul 2015, s-au înregistrat un număr crescut al abaterilor parametrilor de calitate a energiei electrice față de valorile normate, ANRE solicită OTS să realizeze o analiză aprofundată și să adopte un plan de măsuri care să conducă la îmbunătățirea acestor parametri. În ceea ce privește calitatea comercială a serviciului de transport al energiei electrice, în anul 2016 nu s-au înregistrat depășiri ale timpilor de emitere a avizelor tehnice de racordare, a ofertelor de contracte de racordare și a ofertelor de contractare a serviciului de transport și nu s-au înregistrat reclamații aferente categoriilor prevăzute de Standard pentru a fi monitorizate. Descrierea principalelor incidente care au avut loc în rețelele electrice de transport și de distribuție în anul 2016, raportate de operatori, care dau o măsură a stării tehnice a rețelelor se prezintă în Raportul privind realizarea indicatorilor de performanţă. Pentru serviciul de distribuție a energiei electrice, raportul anual prezintă indicatori de calitate a serviciului ce privesc continuitatea în alimentare a utilizatorilor, calitatea tehnică a energiei electrice şi calitatea comercială a a serviciului de distribuţie. Dintre concluziile raportului referitoare la indicatorii de performanță pentru serviciul de distribuție, se menționează în continuare cele mai importante. Durata medie a întreruperilor planificate în reţea, SAIDI întreruperi planificate, a scăzut ca valoare medie pe ţară, de la 211 min/an în anul 2015 la 184 min/an în anul 2016. Durata medie a întreruperilor neplanificate în reţea, SAIDI pentru întreruperi neplanificate a scăzut în anul 2016 la 290 min/an, față de cel aferent anului 2015, de 305 min/an. Datele agregate la nivelul operatorilor de distribuție și valoarea medie pe țară a SAIDI planificat și neplanificat sunt prezentate în graficul următor: Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei Pagina 22 din 275  31.07.2017 Frecvenţa medie a întreruperilor planificate în reţea, SAIFI pentru întreruperi planificate, a scăzut ca valoare medie pe ţară, de la 0,77 întreruperi/an în anul 2015 la 0,65 întreruperi/an în anul 2016, iar SAIFI pentru întreruperi neplanificate a scăzut ca valoare medie pe ţară, de la 4,2 întreruperi/an în anul 2015 la 3,83 întreruperi/an în anul 2016. Datele agregate la nivelul operatorilor de distribuție și valoarea medie pe țară a SAIFI planificat și neplanificat sunt prezentate în graficul următor: Evoluția celor doi indicatori în perioada 2012 – 2016, pentru fiecare operator de distribuție și ca medie pe țară este prezentată în graficele de mai jos: Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei Pagina 23 din 275  31.07.2017 Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei Pagina 24 din 275  31.07.2017 În anul 2016 s-au înregistrat depășiri ale valorilor parametrilor de calitate tehnică a energiei electrice impuși prin standardul de performanță, ceea ce impune desfășurarea de investigații la nivelul operatorilor de distribuție concesionari pentru depistarea și eliminarea cauzelor ce au generat aceste depășiri. Având în vedere faptul că perturbațiile în rețea pot fi cauzate de utilizatori, operatorii de rețea trebuie să se asigure că la racordarea la rețea a utilizatorilor noi, aceștia au luat toate măsurile pentru limitarea perturbațiilor. Pentru a se asigura monitorizarea corespunzătoare a calității energiei electrice și având în vedere dotarea operatorilor de distribuție, foarte diferită ca număr, cu analizoare de calitate, începând cu anul 2017, prin standardul de performanță pentru serviciul de distribuție a energiei electrice devine obligatorie asigurarea Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei Pagina 25 din 275  31.07.2017 monitorizării calității energiei electrice în cel puțin 25 % din stațiile de transformare deținute de un operator de distribuţie concesionar. Analiza calității comerciale a serviciului de distribuție a energiei electrice indică faptul că la nivelul anului 2016 nu s-au înregistrat depășiri ale termenelor prevăzute în Standard, la nici un operator de distribuție, cu excepția Delgaz Grid, care a depășit timpul mediu de 20 de zile impus de Standard, de răspuns la reclamații privitoare la calitatea curbei de tensiune la joasă tensiune, înregistrând un timp mediu de 20,8 zile. Conform prevederilor standardului de performanță pentru serviciul de distribuție a energiei electrice, acordarea automată a compensațiilor a intrat în vigoare la data de 1 iulie 2016 și urmează a se aplica în mod progresiv. Numărul și valoarea totală a compensațiilor acordate în a doua jumătate a anului 2016 raportate de operatorii de distribuție a energiei electrice concesionari sunt prezentate în anexa nr. 3 și se constată că este nesemnificativ. În această situație, ANRE a solicitat operatorilor explicații și justificări, urmând să programeze și acțiuni de verificare a modului de înregistrare și de acordare a compensațiilor. Studiul Poyry Management Consulting Limited& Ciga Energy S.A. pentru evaluarea și monitorizarea stării tehnice a rețelelor electrice de distribuție Independent de raportul menționat anterior, în scopul evaluării şi monitorizării stării tehnice a reţelelor electrice de distribuţie din Romania, Federația Asociațiilor Companiilor de Utilități din Energie (ACUE) a realizat, în colaborare cu elaboratori externi independenţi (societăţile de consultanţă Ciga Energy S.A. şi Poyry Management Consulting Limited), studiul Evaluarea şi monitorizarea reţelelor de distribuţie din Romania. Studiul realizat a luat în considerare date istorice privind rețelele operatorilor de distribuție până la nivelul anului 2014. Scopul studiului a fost acela de a obţine o imagine mai clară a stării tehnice și a performanţelor reţelelor electrice de distribuţie şi a urmărit evaluarea sistemului actual de monitorizare a performanţelor operatorilor de distribuţie, analiza comparativă a performanţei operatorilor de distribuție din România cu cei din alte ţări, colectarea datelor şi analiza pentru un nou sistem de monitorizare a performanței, evaluarea stării tehnice actuale a reţelelor de distribuţie la nivelul fiecărui operator de distribuție şi la nivel naţional, propunerea și dezvoltarea unei metodologii de determinare a necesarului de investiţii şi corelarea dintre investițiile realizate și indicatorii de performanţă a reţelei. Studiul a scos în evidență următoarele: ▪ Există diferențe semnificative în ceea ce privește caracteristicile generale ale rețelelor gestionate de cei opt operatori de distribuţie precum suprafaţa, numărul și densitatea de clienți deserviţi, lungimea rețelei, proporţia dintre clienții din zone rurale şi urbane, precum şi istoricul dezvoltării acestor reţele. Aceste diferențe structurale contribuie la variații ale performanţelor serviciului prestat de acești operatori. ▪ Se remarcă diferențe atât în ceea ce privește suprafaţa zonelor alimentate cu energie electrică (care variază de la aproximativ 5.300 km2 până la 34.000 km2), cât şi în ce priveşte densitatea consumatorilor (care variază de la 25 de consumatori/km2 până la 223 consumatori/km2). ▪ Trei din cei opt OD au mai mult de 50 % dintre clienți în zone rurale; la celălalt capăt al spectrului, un OD are 84 % dintre clienți în zonă urbană. Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei Pagina 26 din 275  31.07.2017 ▪ Rețelele electrice sunt în general compuse din linii electrice aeriene; un singur OD are liniile electrice instalate preponderent subteran (acest aspect poate fi corelat cu zona urbană). Această diferență are impact asupra performanţei rețelei. ▪ Doi dintre operatorii de distribuţie au în gestiune reţele electrice cu o lungime totală aproape dublă comparativ cu media lungimii rețelei aparținând celorlalţi șase, ceea ce poate conduce la diferite riscuri suplimentare aferente continuității alimentării şi performanţei rețelei. ▪ Există OD care gestionează mai mult de 200 de stații de transformare. În schimb, există OD care gestionează mai puțin de jumătate din acest număr. Situația se regăsește și în cazul posturilor de transformare. Această diferență semnificativă poate avea impact asupra performanţei fiecărei rețele electrice de distribuție. ▪ Pentru majoritatea OD, peste 50 % din capacitățile energetice au fost puse în funcțiune cu mai mult de 35 de ani în urmă. ▪ În ultimii 10 ani, jumătate dintre stațiile electrice de transformare au fost reabilitate, procentul variind între 18 % și 60 %. Alte capacități precum posturile de transformare au fost reabilitate şi/sau reînnoite în proporţie mult mai mică. Pentru aceste instalații, media procentului de reabilitare din ultimii 10 ani este de doar 15 %, variind între operatori de la 7 % până la 34 %. ▪ Există diferențe majore între OD în ceea ce privește redundanţa. Acest lucru era previzibil luând în considerare diversitatea bazei activelor. Totuși, există o nevoie clară ca operatorii să aplice sistematic măsuri de asigurare a redundanţei mult mai consistente, pentru a îmbunătăţi performanţa serviciului de distribuţie. Analiza comparativă a performanţei serviciului prestat de OD din Romania cu operatori din alte țări: ▪ Din anul 2008, România a înregistrat o reducere treptată a duratei totale a întreruperilor per client, în anul 2014 SAIDI având o valoare cu 30 % mai scăzută decât în 2008. O îmbunătăţire similară poate fi observată şi pentru SAIFI. Se înregistrează o reducere a numărului mediu de întreruperi în alimentarea cu energie electrică a clienților, de la o valoare de aproape 7 întreruperi în 2008, la o valoare de 5 întreruperi în 2014. ▪ Rezultatele performanței rețelelor electrice de distribuție din România au fost inițial comparate cu cele aferente statelor membre UE mai mari şi apoi cu cele ale țărilor vecine României. Comparativ cu statele membre UE (inclusiv Elveția şi Norvegia) nivelurile SAIDI şi SAIFI rămân mult diferite de cele mai bune practici europene, chiar dacă situația se îmbunătăteşte treptat. România poate fi observată printre ţările cu cel mai scăzut nivel de performanţă în ceea ce privește minutele de întreruperi neplanificate şi numărul de întreruperi (care prezintă valori mai mari decât media europeană). Rezultatele pentru SAIDI în România arată că întreruperile pot fi de cinci ori mai lungi decât în ţările cu care a fost comparată, şi de până la patru ori mai frecvente (SAIFI). ▪ Analiza relevă corelația dintre cei doi indicatori: întreruperile frecvente (SAIFI) sunt legate de media totală anuală a duratei întreruperilor (SAIDI), reieşind faptul că nivelul relativ slab de performanţă în România, comparativ cu ţările evaluate, este mai degrabă legat de întreruperile frecvente decât de timpul de remediere. ▪ La nivel european, analiza cauzelor SAIDI datorat incidentelor petrecute la diferite niveluri de tensiune a relevat faptul că nivelul de MT are o contribuţie covârşitoare. Aceasta analiză evidențiază faptul ca aproape 75 % din valoarea SAIDI este rezultatul întreruperilor din rețeaua de MT. Același tipar a fost observat şi în România. În cazul SAIDI, studiul arată că în România media contribuției la acest indicator se aliniază mediei europene (aproximativ 75 % din contribuția la valoarea SAIDI se datorează rețelelor de MT). În cazul SAIFI, cea mai semnificativă contribuție provine tot de la nivelul MT; în acest caz media contribuției în Romania este peste media europeană, respectiv aproape 86 %. Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei Pagina 27 din 275  31.07.2017 ▪ În conformitate cu datele colectate, studiul arată că cea mai frecventă cauză a incidentelor pe liniile MT este ”calitatea necorespunzătoare a materialelor”, precum şi ”deprecierea tehnică a materialelor, în condiții standard sau la sfârșitul duratei de viață”. Recomandările elaboratorului studiului vizează următoarele aspecte: ▪ stabilirea unei metodologii unitare de raportare clar definite care sa includă, pe lângă indicatorii SAIDI şi SAIFI, AIT, ENS şi numărul exact de clienţi afectaţi, în fiecare etapă de remediere a defecţiunilor; ▪ verificarea rapoartelor de performanţă ar trebui să fie realizată de o parte independentă, pentru a garanta conformitatea cu metodologia de raportare. ▪ implementarea unui concept de indicator de stare tehnică (IST) care să ofere operatorilor de distribuție un instrument puternic de management al activelor şi de asigurare a unor investiţii prudente şi mult mai eficiente, precum și un instrument de evaluare a investiţiilor. ▪ realizarea unui cadru de implementare a unui proces de management al riscului bazat pe starea tehnică (PMRS), atât pentru prioritizarea necesarului de investiţii cât şi pentru managementul activelor curente, care să se bazeze pe înţelegerea detaliată asupra stării reţelei. Abordarea bazată pe risc se concentrează pe evaluarea a doi factori cheie: probabilitatea defectării (legată de starea tehnică a echipamentului) şi consecintele defectării (caracterul critic se evaluează prin consecințelor defectării acestuia asupra utilizării rețelei). Studiul arată că acest mod de abordare privind „starea tehnică a rețelei” a fost implementat deja de operatorii de distribuţie din anumite țări sau sunt în plin proces de implementare, de exemplu Spania, Australia, Marea Britanie şi Canada. Introducerea indicatorului de stare tehnică împreună cu procesul de management al riscului echipamentelor reţelei, vor promova o bună practică de management al activelor. Cu toate acestea, procesul de introducere a unei serii cuprinzătoare de indicatori de stare tehnică a activelor va necesita probabil o perioadă importantă de timp și un efort semnificativ pentru următorii 2-3 ani. În consecință, se impune elaborarea unei metodologii adecvate în România care să se bazeze pe informațiile disponibile (atât cele actuale, cât și cele viitoare). Procedurile şi etapele procesului de racordare, precum şi modul de stabilire a tarifului de racordare sunt reglementate prin Regulamentul privind racordarea utilizatorilor la reţelele electrice de interes public, aprobat prin Ordinul ANRE nr. 59/2013, cu modificările şi completările ulterioare, prin Regulamentul privind stabilirea soluţiilor de racordare a utilizatorilor la reţelele electrice de interes public, aprobat prin Ordinul ANRE nr. 102/01.07.2015, prin Contractele-cadru de racordare la reţelele electrice de distribuţie, aprobate prin Ordinul ANRE nr. 9/2006 şi modificate prin Ordinul ANRE nr. 11/2015, şi prin Metodologia de stabilire a tarifelor de racordare a utilizatorilor la reţelele electrice de interes public, aprobată prin Ordinul ANRE nr. 11/2014, cu modificările şi completările ulterioare. Tot prin standardul de performanţă pentru serviciul de distribuţie sunt monitorizaţi indicatori precum timpul mediu de emitere a avizelor tehnice de racordare sau timpul mediu de emitere a contractelor de racordare. Numărul total de cereri de avize tehnice de racordare (ATR) la reţeaua electrică de interes public în anul 2016 a fost de 320.392 (comparativ cu 208.670 în anul 2015), cu următoarea distribuție pe operatori de distribuţie: Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei Pagina 28 din 275  31.07.2017 e- e- e- SDEE SDEE SDEE TOTAL Distribuție Delgaz OD Distribuție Distribuție Distribuție Muntenia Transilvania Transilvania PE Oltenia Grid Muntenia Banat Dobrogea Nord Nord Sud ȚARĂ Număr de 34.240 14.298 9.805 13.540 93.536 41.840 60.573 52.560 320.392 ATR emise Nu s-au putut emite ATR (din cauza documentaţiei incomplete sau din motive tehnice) pentru 1.846 solicitări, respectiv 0,58 % din totalul solicitărilor. Numărul total de cereri la care nu s-a răspuns în termenul legal de 30 de zile (din cauza documentaţiei incomplete, a diverselor necorelări temporale, cum ar fi emiterea certificatului de urbanism etc.) a fost de 2.411, respectiv 0,75 % din totalul solicitărilor, în scădere faţă de anii anteriori (4,4 % din total în anul 2015, 4,6 % din total în anul 2014, 5 % din total în anul 2013, 6,6 % din total în anul 2012). Numărul total de ATR emise în anul 2016 a fost de: e- e- e- SDEE SDEE SDEE TOTAL Distribuție Delgaz OD Distribuție Distribuție Distribuție Muntenia Transilvania Transilvania PE