Raport national 2015

ack la Bălți și Strășeni. Costul a fost estimat la 450 mil.USD, rezultând un tarif liniarizat pe 20 ani de 15,5 centi/kWh. Studiul nu a avut în vedere costurile și duratele necesare pentru realizarea întăririlor de rețea necesare pe teritoriul României. Interconectarea României cu Serbia Proiectul LEA 400 kV dublu circuit Reşiţa (România) – Pancevo (Serbia) Proiectul este considerat un proiect cu relevanţă regională şi are drept ţintă creşterea schimburilor de energie electrică între sistemul românesc şi sistemul sârbesc prin creşterea capacităţii de interconexiune între cele două ţări. Lungimea totală a liniei este de 171 km, din care 63 km pe teritoriul României şi de 68 de km pe teritoriul Serbiei. În luna martie 2013, a fost semnat Joint Position Paper 4 prin care parţile au stabilit aspectele tehnice şi paşii următori în vederea continuării lucrărilor la LEA 400 kV dublu circuit Reşiţa – Pancevo. În data de 04.06.2014, C.N.T.E.E. „Transelectrica” S.A. a semnat cu S.C. Electromontaj S.A. contractul de lucrări nr. C212 pentru execuţia investiţiei pe teritoriul României, cu termen de finalizare 29.12.2015. Însa, datorita faptului că Hotararea de Guvern (HG) pentru scoaterea definitivă din fondul forestier a suprafetei de 0,2873 ha şi ocuparea temporara a terenului în suprafaţă de 51,6499 ha necesară realizării obiectivului de investiţii a intrat în vigoare în luna Octombrie 2015, perioada de implementare a proiectului a fost decalată, fiind prognozată pentru trimestrul I 2017. n luna iunie 2015 a fost semnat Joint Position Paper 6, prin care părţile au stabilit aspectele tehnice şi paşii următori pentru continuarea construirii liniei electrice aeriene dintre Reşita şi Pancevo. Interconectarea României cu Turcia Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei Pagina 35 din 112  31.07.2016 Proiectul a fost propus în interesul cuplării piețelor de energie electrică din România si Turcia, în condiţiile în care interconectarea sincronă între Turcia și ENTSO-E prezintă probleme tehnice care conduc la limitarea capacității de transfer transfrontalier de energie. Din punctul de vedere al C.N.T.E.E. Transelectrica principalele beneficii ale proiectului sunt următoarele: - crearea de oportunități suplimentare de evacuare a energiei produse în zona puternic excedentară Dobrogea (ca urmare a creșterii puterii instalate în resurse regenerabile); - creșterea potențialului de tranzacționare cu energie electrică, pe piața turcă și pe piețele adiacente, prin cuplarea piețelor din România și Turcia. În acest context, C.N.T.E.E. „Transelectrica” S.A. a asigurat realizarea unui studiu de fezabilitate privind interconectarea asincronă a celor două electrosisteme, prin construirea unui cablu submarin, în curent continuu, între România și Turcia. Soluția tehnică propusă în urma studiului a fost aceea a unui cablu având o capacitate de 800 MW, soluție estimată ca fezabilă din punct de vedere tehnic şi economic. Studiul a fost avizat de C.N.T.E.E. „Transelectrica” S.A. C.N.T.E.E. Transelectrica S.A. își reafirmă dorința de a depune toate eforturile pentru a încuraja dezvoltarea acestui Proiect, analizând toate alternativele care pot asigura un flux crescut de energie electrică între cele două țări, necondiționat de implicarea directă în realizarea investiției propriu-zise. Monitorizarea planurilor de investiții ale OTS şi operatorilor de distribuţie În conformitate cu prevederile art. 9 alin. (4) litera c) şi alin. (5) litera d) al OUG nr. 33/2007 privind organizarea şi funcţionarea ANRE, aprobată cu modificări şi completări prin Legea nr. 160/2012, ANRE monitorizează planul de dezvoltare a RET şi planurile de investiţii ale OTS precum şi starea tehnică şi nivelul de mentenanţă a reţelelor electrice. În acest sens, se analizează planul de dezvoltare şi planurile de investiţii ale OTS şi ale operatorilor de distribuţie. Pentru operatorul de transport şi de sistem, stabilirea obiectivelor de investiţii şi valorilor acceptate de ANRE şi incluse în baza reglementată a activelor aferentă serviciului de transport al energiei electrice se realizează la sfârşitul fiecărei perioade de reglementare, în vederea determinării corecţiilor costurilor de capital, în conformitate cu prevederile Metodologiei de stabilire a tarifelor pentru serviciul de transport al energiei electrice, aprobată prin Ordinul ANRE nr. 53/2013, cu modificările şi completările ulterioare. Având în vedere că perioada a - III - a de reglementare a început la data de 1 iulie 2014, ANRE monitorizează realizările punerilor în funcţiune a obiectivelor de investiţii ale OTS în fiecare perioadă tarifară. Situaţia valorii investiţiilor prognozate şi realizate de OTS în perioada tarifară 2014 – 2015, atât pentru serviciul de transport al energiei electrice, cât şi pentru serviciul de sistem, în lei şi termeni nominali, se prezintă în tabelul următor: Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei Pagina 36 din 112  31.07.2016 Serviciul de transport Valoare (lei) Investiţii prognozate 137.556.188 Investiţii realizate (mijloace fixe constituite în 107.885.407 contabilitate, fără contribuţii) Serviciul de sistem Valoare (lei) Investiţii prognozate 6997 Investiţii realizate 6997 La baza planificării dezvoltării reţelei electrice de transport se regăsesc prevederile Codului Tehnic al Reţelei de Transport, care pe lângă detalierea atribuţiilor, competenţelor şi responsabilităţilor operatorului de transport și sistem, stabileşte şi principiile, criteriile şi obligaţiile referitoare la activitatea de planificare. Planificarea dezvoltării reţelei de transport urmăreşte obţinerea următoarelor obiective: o funcţionarea în siguranţă a SEN şi transportul energiei electrice la niveluri de calitate corespunzătoare condiţiilor normate de Codul tehnic al RET şi Standardul de performanţă pentru serviciile de transport şi de sistem ale energiei electrice; o dezvoltarea reţelei de transport astfel încât aceasta să fie corespunzător dimensionată pentru transportul energiei electrice prognozate a fi produsă, consumată, importată, exportată şi tranzitată; o asigurarea infrastructurii de transport necesare pentru buna funcţionare a pieţei de energie electrică; o asigurarea accesului solicitanţilor la reţeaua de interes public, în condiţiile prevăzute de normele în vigoare; o minimizarea cheltuielilor de investiţii la alegerea soluţiilor de dezvoltare a reţelei electrice de transport. În conformitate cu prevederile art. 35 din Legea energiei electrice și gazelor naturale nr. 123/2012, operatorul de transport şi de sistem are obligaţia de a elabora planuri de investiţii şi de dezvoltare a reţelei de transport pe 10 ani, în concordanţă cu stadiul actual şi evoluţia viitoare a consumului de energie şi a surselor, inclusiv importurile şi exporturile de energie. Planurile de dezvoltare conţin modalităţile de finanţare şi realizare a investiţiilor privind reţelele de transport, cu luarea în considerare şi a planurilor de amenajare şi sistematizare a teritoriului străbătut de acestea, în condiţiile respectării normelor de protecţie a mediului. Spre diferență de cadrul legislativ anterior când aceste planuri erau avizate de autoritatea de reglementare și aprobate de ministerul de resort, în prezent planurile de dezvoltare se aprobă numai de autoritatea de reglementare. Reţeaua de transport este dimensionată în acord cu cerinţele criteriului N-1. Verificarea criteriului N-1 este realizată pentru transferul maxim previzionat de energie în reţeaua de transport. Pentru reţeaua de transport (400, 220 kV), criteriul N-1 se aplică la dimensionarea secţiunilor caracteristice ale sistemului din punct de vedere a stabilităţii acestuia, pentru anumite paliere ale curbei de sarcină, corespunzător celei mai grele situaţii de funcţionare bazate pe: ieşirea intempestivă din funcţiune a celui mai mare generator într-o zonă deficitară şi puterea maximă generată într-o zonă excedentară. Criteriul N-2 este utilizat la dimensionarea evacuării în sistem a puterii centralelor nucleare. Alte criterii de dimensionare sunt criteriul tehnic pentru verificarea dimensionării reţelei din punct de vedere al stabilităţii SEN şi verificarea şi determinarea plafonului de scurtcircuit şi a curentului nominal al echipamentelor. Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei Pagina 37 din 112  31.07.2016 Planul de dezvoltare al reţelei electrice de transport pentru perioada 2014-2023 a fost elaborat de CN Transelectrica SA şi prezentat spre aprobare ANRE în trim I 2014. Planul cuprinde proiecte necesare pentru a păstra adecvarea reţelei, astfel încât aceasta să fie corespunzător dimensionată pentru transportul de energie electrică prognozată a fi produsă, importată, exportată şi tranzitată, cu respectarea normelor tehnice în vigoare. Investițiile propuse au în vedere:  creşterea capacităţii de interconexiune prin continuarea proiectelor de interconexiune cu sistemele ţărilor vecine aflate deja în stadii diferite de implementare (cu Ungaria, Serbia şi Bulgaria) şi accelerarea/introducerea unor proiecte noi (Moldova);  întărirea şi dezvoltarea reţelei de transport (linii/staţii noi) în vederea creşterii capacităţilor de evacuare a energiei produse în instalaţii noi, dezvoltate în ultimii ani în anumite zone geografice (de exemplu energia nucleară şi cea produsă din surse regenerabile de energie în zona Dobrogea) către zone de consum din nordul şi vestul ţării, dar şi întregirea inelului de 400 kV în jurul ţării pentru creşterea siguranţei în alimentare a tuturor zonelor ţării şi pentru creşterea capacităţii de tranzit a reţelei de transport;  modernizarea echipamentelor în vederea înlocuirii complete a instalaţiilor din anii ‘60 – ’70 pentru creşterea fiabilităţii reţelei, reducerea cheltuielilor de exploatare şi asigurarea unui grad adecvat de siguranţă în exploatare. Harta următoare prezintă proiectele principale incluse în Planul de dezvoltare a reţelei electrice de transport pentru perioada 2014 – 2023. Sursă: CN Transelectrica SA Aplicând prevederile metodologiilor de stabilire a tarifelor pentru serviciul de distribuţie a energiei electrice, ANRE a aprobat planurile anuale de investiţii ale operatorilor de distribuţie concesionari, pentru perioada de reglementare 2014 – 2018, acceptând includerea în BAR a Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei Pagina 38 din 112  31.07.2016 mijloacelor fixe rezultate din investiţiile prudente, respectiv acele investiţii care se demonstrează a fi necesare, oportune şi eficiente. Investiţiile operatorilor de distribuţie a energiei electrice, conform programelor de investiţii 2014 – 2015, prezentate în lei şi în termeni nominali ai fiecărui an, sunt următoarele: 2014 2015 Investitii Investitii totale Investitii Investitii prognozate realizate* prognozate realizate* ENEL Distributie Muntenia 180.184.461 166.995.964 161.596.866 137.996.397 ENEL Distributie Banat 72.313.365 66.793.275 92.984.767 77.794.436 ENEL Distributie Dobrogea 65.539.109 61.816.565 76.609.455 64.489.997 CEZ Distributie 155.055.396 155.055.639 161.843.711 161.853.684 E.ON Distributie Romania 173.382.141 155.691.001 183.513.064 169.632.197 FDEE Electrica Muntenia Nord 117.221.622 120.511.911 180.350.659 144.903.430 FDEE Electrica Transilvania Nord 129.780.000 120.387.761 193.689.440 194.431.718 FDEE Electrica Transilvania Sud 120.510.000 122.216.042 189.478.800 183.915.779 * Valoarea include: investitiile prognozate si realizate in anul curent, investiţiile realizate suplimentar obiectivelor prognozate: din anul anterior și urmare a forței majore, precum și investiţiile realizate suplimentar obiectivelor prognozate: modernizări din mentenanță și urmare a unor condiții excepționale Informații detaliate privind starea tehnică şi nivelul de mentenanţă a reţelelor electrice se găsesc în Raportul privind realizarea indicatorilor de performanţă pentru serviciile de transport, de sistem şi de distribuţie a energiei electrice şi starea tehnică a reţelelor electrice de transport şi de distribuţie – 2015, publicat pe pagina de internet a ANRE la adresa http://www.anre.ro/ro/energie-electrica/rapoarte/rapoarte-indicatori-performanta. Alte aspecte relevante privind cooperarea transfrontalieră La începutul anului 2014 a fost semnat în regiunea CEE un Memorandum privind implementarea modelului de management al congestiilor și proiectul de cuplare a regiunii CEE prin alocarea capacităților pe bază de fluxuri a fost demarat. Având în vedere aceste evoluții, Comitetul Director al proiectului 4M MC a recomandat părții române solicitarea accesului în proiectul CEE FBMC. La finele anului 2014, statutul de observator în cadrul acestui proiect a fost acordat, părțile române urmând să participe la toate reuniunile organizate și să aibă acces la informațiile proiectului. Părţile române implicate (OTS, operator de piaţă şi reglementator) au participat la toate reuniunile organizate şi au avut acces la informaţiile proiectului. Acordul de proiect la sfârşitul anului 2015 era semnat de toate părţile participante, mai puţin de EPEX Spot. Finalizarea semnării acestui document presupune reluarea procesului de implementare şi rezolvarea participării părţii române ca membru cu drepturi depline în cadrul proiectului. Clauzele Acordului de Aderare al României la acest proiect au fost negociate în cursul anului 2015, urmând ca semnarea Acordului să aibă loc în 2016. Regulile armonizate la nivel UE de alocare pe termen lung (anual și lunar) a capacităților de interconexiune au fost elaborate de ENTSO-E ca un pas premergător adoptării și implementării obligatorii a Codului de rețea privind alocarea capacității pe termen lung (Network Code on Forward Capaciy Allocation -NC FCA), aflat în procesul de analiză și Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei Pagina 39 din 112  31.07.2016 aprobare de către Comisia Europeană, fiind știut că unul din obiectivele acestuia este utilizarea unor reguli comune la nivel UE pentru alocarea pe termen lung a drepturilor de utilizare a capacităților de interconexiune. Ca urmare, deși adoptarea lor de către operatorii de transport și sistem și aprobarea de către autoritățile de reglementare nu este încă obligatorie, Transelectrica și ANRE au considerat că este util să le adopte, respectiv aprobe, încă din anul 2015 cu aplicare în 2016, pe granițele pe care ambii operatori au fost de acord. Regulile armonizate au fost aprobate de ANRE pentru aplicarea pe granița România – Ungaria, derogările față de versiunea comună fiind cuprinse în anexe, și anume în Anexa 15. Comparativ cu regulile de alocare aplicabile până în 2015 pe granița cu Ungaria, HAR prevede aceleaşi principii de alocare a capacităţii de interconexiune (ATC). Astfel, drepturile de utilizare a ATC sunt alocate în urma organizării de licitaţii explicite pentru orizonturile de timp anual şi lunar. În urma depunerii ofertelor participanţilor, este stabilit preţul licitaţiei, și anume preţul marginal (prețul ultimei oferte câștigătoare, integral sau parțial, după ordonarea acestora în ordinea descrescătoare a prețului ofertat), acesta fiind plătit de către toţi participanţii la licitaţie pentru fiecare MW şi pentru fiecare oră pentru care au obţinut drepturi de utilizare a ATC. Totodată, HAR aduce şi prevederi noi faţă de regulile de alocare a ATC în vigoare până în 2015, şi anume: - posibilitatea alocării de drepturi fizice de capacitate (dreptul deţinătorului de a transfera fizic un volum de energie electrică, într-o anumită perioadă de timp, într-o direcţie specifică) sau de drepturi financiare (dreptul deţinătorului de a primi o remuneraţie financiară pentru punerea la dispoziția pieței a drepturilor adjudecate, remunerație calculată pe baza prețului rezultat din alocarea de ATC pentru ziua următoare). Potrivit celor stipulate în Anexa I la HAR, Transelectrica a declarat că pe graniţa România-Ungaria s-a decis pentru această etapă doar implementarea alocării drepturilor fizice de utilizare a capacității; - implementarea unui mecanism pentru asigurarea plăţii capacităţilor de interconexiune adjudecate, prin depunerea unei scrisori de garanţie bancară/sumă de bani într-un cont deschis în favoarea operatorului platformei de alocare, care va trebui să acopere valoarea drepturilor pe care participantul doreşte să le achiziţioneze. Faţă de Regulile de alocare anterioare, în care p