Raport national 2014

eparare legală a activităţii de distribuţie de cea de furnizare a energiei electrice. Operatorii de distribuţie a energiei electrice cu mai puţin de 100.000 clienţi nu au obligativitatea separării activităţii de distribuţie de celelalte activităţi ale societăţii în conformitate cu prevederile Directivei 72/2009/CE privind regulile comune pentru piaţa comună de energie electrică. 2.1.1.2. Funcționare tehnică Piața de echilibrare Echilibrul între cererea şi producţia de energie electrică se stabileşte pe baze comerciale, în timp real, pe Piaţa de Echilibrare (PE). Regulile de funcționare ale pieței de echilibrare au fost stabilite prin Ordinul ANRE nr. 25/2004 privind aprobarea Codului comercial al pieței angro, cu modificările și completările ulterioare. Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei Pagina 7 din 148  31.07.2015 Pentru România este definită o singură zonă de echilibrare, operată de un unic operator de sistem licenţiat/operator al pieţei de echilibrare, CN Transelectrica SA. Interacţiunea cu alte zone de control se face prin intermediul schimburilor de întrajutorare inter-OTS, şi nu prin acceptarea de oferte care să fie integrate într-o ordine de merit comună. Standarde de performanţă şi aspecte privind racordarea la reţea Principalul indicator de performanţă privind continuitatea serviciului de transport al energiei electrice este timpul mediu de întrerupere – AIT (Average Interruption Time), care reprezintă perioada medie echivalentă de timp, exprimată în minute, în care a fost întreruptă alimentarea cu energie electrică. Evoluţia acestui indicator este prezentată mai jos: Anul 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Timpul mediu de întrerupere 4,43 1,19 0,86 1,79 0,82 3,10 1,06 1,53 0,35 0,82 (AIT), min/an Valorile medii ale indicatorilor SAIFI şi SAIDI pentru România corespunzătoare anului 2014 sunt prezentate mai jos. SAIFI SAIFI Intreruperi SAIFI Intreruperi Zona de activitate neplanificate Intreruperi total planificate datorate OD [intr./an] [intr./an] [intr./an] Urban 0,28 2,97 3,25 Rural 1,4 6 7,4 Valori medii pe ţară 0,8 4,35 5,15 SAIDI SAIDI Intreruperi SAIDI Intreruperi Zona de activitate neplanificate Intreruperi total planificate datorate OD [min./an] [min./an] [min./an] Urban 86 184 270 Rural 403 574 977 Valori medii pe ţară 230 361 591 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 şi prin Metodologia de stabilire a tarifelor de racordare a utilizatorilor la rețelele electrice de interes public, aprobată prin Ordinul ANRE nr. 11/2014, cu modificările şi completările ulterioare. Timpul mediu de emitere a avizelor tehnice de racordare în anul 2014 pentru România a fost de 12,28 zile, variind între 7,56 zile pentru CEZ Oltenia şi 16,1 zile pentru E.ON Moldova. Termenul maxim de 30 de zile a fost respectat de toţi OD. Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei Pagina 8 din 148  31.07.2015 Timpul mediu de emitere a contractelor de racordare a fost de 2,7 zile, variind între 1 zi pentru Enel Banat, respectiv 5 zile pentru Electrica Transilvania Nord. Se menţionează că termenul standard de transmitere a ofertei de contract de racordare este de 10 zile calendaristice de la înregistrarea cererii (însoţită de documentaţia completă), timpul mediu încadrându-se în termenul legal pentru toţi OD. Monitorizarea măsurilor de salvgardare Prevederile art. 37, par. (1), lit.t) din Directiva 72/2012/CE au fost transpuse în legislația națională în art. 9, alin. (4), lit. k) din Legea nr. 160/2012 privind organizarea și funcționarea ANRE. În anul 2014 nu s-au înregistrat situaţii neaşteptate de criză pe piaţa de energie în urma cărora să fie ameninţată siguranţa fizică ori securitatea persoanelor, a aparatelor sau a instalaţiilor ori integritatea sistemului electroeneregetic. Situația conectării și dispecerizării energiei electrice produse din surse regenerabile. Plata dezechilibrelor Anul 2014 a înregistrat o creștere a puterii instalate brute de 3,4% comparativ cu anul 2013, datorată într-o proporție semnificativă (aprox. 90% din total) surselor regenerabile. Pentru energia electrică care beneficiază de sistemul de sprijin pentru surse regenerabile, contractată și vândută pe piața de energie, se asigură acces garantat la rețea. Pentru energia electrică care este contractată și vândută la preț reglementat (produsă în centrale electrice cu puteri instalate de cel mult 1 MW pe centrală sau, în cazul cogenerării de înaltă eficiență din biomasă, de 2 MW pe centrală) se asigura accesul prioritar la rețea. Operatorul de transport si de sistem și/sau operatorii de distribuție asigură transportul, respectiv distribuția, precum și dispecerizarea cu prioritate a energiei electrice produse din surse regenerabile, pentru toți producatorii de energie din surse regenerabile, indiferent de capacitate, pe baza unor criterii transparente și nediscriminatorii, cu posibilitatea modificării notificărilor în cursul zilei de operare, conform metodologiei aprobate de ANRE, astfel încât limitarea sau întreruperea producției de energie din surse regenerabile să fie aplicată numai în cazuri excepționale, dacă acest fapt este necesar pentru stabilitatea și securitatea Sistemului Electroenergetic Național. Unitățile de producere utilizând surse regenerabile dispecerizabile sunt responsabile pentru plata dezechilibrelor generate. 2.1.1.3. Tarife de rețea și racordare Tarifele pentru serviciul de transport al energiei electrice au fost aprobate în anul 2014 pe baza Metodologiei de stabilire a tarifelor pentru serviciul de transport al energiei electrice, aprobate prin Ordinul ANRE nr. 53/2013, metodologie stimulativă de tip venit plafon, care urmărește:  o alocare echitabilă a câştigurilor rezultate prin creşterea eficienţei în activitatea de transport peste ţintele stabilite de autoritatea competentă, între operatorul de transport şi de sistem şi clienţii serviciului de transport;  cadrul pentru funcţionarea eficientă a companiei de transport;  prevenirea obţinerii de către operatorul de transport şi de sistem a oricăror avantaje posibile cauzate de poziţia de monopol; Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei Pagina 9 din 148  31.07.2015  promovarea investiţiilor eficiente în reţeaua electrică de transport;  promovarea unor practici de mentenanţă şi exploatare eficiente;  folosirea eficientă a infrastructurii existente;  îmbunătăţirea continuă a calităţii serviciului de transport;  viabilitatea financiară a companiei de transport. Evoluția tarifului mediu de transport în perioada 2008-2014, și în anul tarifar 1 iulie 2014 – 30 iunie 2015 se prezintă în figura următoare, în termeni nominali (TN) precum și în termeni reali 2008 (TR 2008). Tarifele de distribuţie sunt de tip monom (lei/MWh), fiind diferenţiate pe trei niveluri de tensiune: înaltă tensiune (110 kV), medie tensiune, joasă tensiune, şi pe operatori de distribuţie. Tarifele de distribuţie sunt aprobate de reglementator pentru fiecare operator de distribuţie. Tarifele pentru serviciul de distribuţie a energiei electrice se calculează conform unei metode de tip „coş de tarife plafon”. În baza acestei metode de reglementare perioadele de reglementare sunt de 5 ani, cu excepţia primei perioade care a fost de 3 ani (2005-2007). Modificările aduse prevederilor metodologiei aprobate prin Ordinul ANRE nr. 72/2013 au avut în vedere completarea și detalierea celor trei mecanisme de stimulare a creșterii eficienței activității operatorilor de distribuție, prin realizarea de investiții eficiente în rețele, reducerea pierderilor în rețele și reducerea costurilor de operare/mentenanță controlabile. Se apreciază că aceste modificări vor avea un impact pozitiv atât asupra activității acestor operatori, cât și asupra clienților finali, prin crearea cadrului de reglementare care face posibilă reducerea tarifelor reglementate de distribuție în cazul în care operatorii nu depun eforturile necesare îndeplinirii țintelor de eficientizare a activității acestora. În figura următoare se prezintă evoluţia tarifelor medii specifice de distribuţie a energiei electrice în perioada 2008-2015: Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei Pagina 10 din 148  31.07.2015 lei/MWh Evoluția tarifului specific mediu de distribuție în perioada 2008-2015 160.00 140.00 120.00 100.00 IT 80.00 MT 60.00 JT 40.00 20.00 - 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Tarifele pentru serviciul de distribuţie prestat de operatorii de distribuţie alţii decât operatorii concesionari, sunt aprobate de ANRE la solicitarea operatorilor de distribuţie care deţin, operează, întreţin şi dezvoltă reţele de distribuţie în cadrul parcurilor şi platformelor industriale sau al unor zone delimitate patrimonial şi care au racordaţi utilizatori – beneficiari ai serviciului de distribuţie. Tarifele au fost determinate în anul 2014 pe baza Metodologiei de stabilire a tarifului pentru serviciul de distribuţie a energiei electrice de operatori, alţii decât operatorii de distribuţie concesionari, aprobată prin Ordinul ANRE nr. 21/2013. Metodologia prevede stabilirea tarifelor prin metoda “cost+”, adică pe baza costurilor justificate cu prestarea serviciului şi a unei cote reglementate de profit de maxim 5 %. Tarife de racordare Ordinul ANRE nr. 141/2014 aprobă tarifele pe care utilizatorii le achită operatorilor de reţea pentru racordarea la reţelele electrice de interes public, stabilite în conformitate cu prevederile Metodologiei 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, şi anume componentele tarifului de racordare: TR - componenta corespunzătoare realizării instalaţiei de racordare, stabilită pe baza indicilor specifici pentru realizarea capacităţilor energetice pe categorii de elemente de reţea, componente posibile ale unei instalaţii de racordare, conform unor scheme şi condiţii de realizare standard. TU - componenta corespunzătoare verificării dosarului instalaţiei de utilizare şi punerii sub tensiune a acestei instalaţii, pentru care au fost stabilite tarife specifice determinate pe bază de deviz general pentru un caz mediu, reprezentativ pentru tipul respectiv de instalaţie. TI – componenta de participare la finanţarea lucrărilor de întărire a reţelei electrice, necesare pentru evacuarea puterii aprobate utilizatorilor (pentru racordarea unui loc de producere sau consum şi producere), pentru care au fost stabilite tarife specifice pentru calculul componentei TI, corespunzătoare elementelor componente ale unei reţele electrice de interes public. Anterior intrării în vigoare a Ordinului ANRE nr. 141/2014, pentru calculul componentelor TR şi TU, operatorii de reţea aplicau tarifele şi indicii specifici aprobaţi prin Ordinul ANRE nr. 15/2004, mult depăşit de situaţia prezentă. În acest context, valorile aprobate ale componentei TR, sunt majorate faţă de cele aplicare anterior, în limita indicelui cumulat de creştere al preţurilor de consum aferent perioadei 2004 - 2014 (63,97%), în timp ce indicii specifici Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei Pagina 11 din 148  31.07.2015 corespunzători deschiderilor suplimentare ale branşamentelor aeriene, care sunt calculaţi pe baza schemelor standard ce cuprind montarea unui stâlp intermediar şi indicii specifici corespunzători creşterii lungimii cu 1 m, faţă de lungimea de 20 m a branşamentelor subterane standard, au o creştere mai mare, între 80 % şi 141 %, având în vedere saltul tehnologic din acest interval de timp. Valorile aprobate ale componentei TU, sunt majorate faţă de valorile anterioare, dar nu mai mult decât indicele cumulat de creştere al preţurilor de consum aferent perioadei 2004 - 2014 (63,97%). 2.1.1.4. Aspecte transfrontaliere Alocarea capacităţilor de interconexiune pe liniile de interconexiune ale Sistemului Electroenergetic Naţional cu sistemele vecine, în vederea realizării tranzacţiilor de import/export şi tranzit de energie electrică s-a desfăşurat bilateral coordonat, prin licitaţii explicite, pentru 100% din capacitatea de alocare pentru licitaţiile pe termen mediu şi lung (anuale şi lunare) pe graniţele cu Ungaria, Bulgaria şi Serbia. În cazul licitaţiilor pe termen scurt (zilnice şi intra-zilnice), situaţia a suferit unele modificări faţă de anii anteriori. Astfel, începând cu 19 noiembrie 2014, alocarea zilnică a capacităţii de interconexiune pe graniţa cu Ungaria s-a realizat utilizând metoda implicită, ca urmare a aderării României la proiectul de funcţionare a PZU în regim cuplat cu pieţele din Republica Cehă, Slovacia şi Ungaria (denumit 4M MC). O altă modificare a situaţiei anterioare a fost pe graniţa cu Bulgaria, cu privire la licitaţiile intrazilnice: C.N. Transelectrica S.A. a fost informată oficial în luna noiembrie 2014 de OTS din Bulgaria (ESO-EAD) asupra faptului că regulile de piaţă din Bulgaria nu mai permit efectuarea de schimburi transfrontaliere intrazilnice, deoarece modificarea schimburilor notificate nu mai este permisă după ora 15:30 CET în ziua D-1 pentru ziua D. Pe graniţa cu Serbia alocarea capacităţii de interconexiune la licitaţiile pe termen scurt s-a desfăşurat în continuare bilateral coordonat, prin licitaţii explicite, pentru 100% din capacitatea de alocare, pe perioada întregului an. Utilizarea capacităţii obţinute prin licitaţie pe graniţele cu Ucraina şi Moldova este condiţionată de acordul scris al OTS din Ucraina, respectiv al operatorului de distribuţie din zona în care se realizează insula de consum pentru Moldova. La nivelul anului 2014, cele mai mari valori medii anuale ale gradului de utilizare a capacităţii totale alocate în urma licitaţiilor (calculat ca raport dintre energia aferentă schimburilor comerciale notificate şi energia corespunzătoare capacităţii totale alocate către toţi participanţii) s-au înregistrat la export pe graniţele cu Serbia (78,88%), Ungaria (75,50%) şi Bulgaria (51,20%). Începând cu luna iulie 2014, procentele lunare de utilizare au depăşit valoarea de 87% pe toate cele 3 graniţe la export. Peste 94% din veniturile obţinute de C.N. Transelectrica S.A. în urma procesului de alocare a capacităţii de interconexiune au provenit din licitaţiile pe termen lung (anual şi lunar), valorile cele mai mari provenind din licitaţiile pentru alocarea capacităţii pe direcţia export pe graniţele cu Ungaria și Serbia, urmate de veniturile din alocarea pe graniţa cu Bulgaria, în ambele sensuri. Deşi în urma organizării licitaţiilor zilnice pe unele intervale orare au rezultat preţuri semnificative, veniturile obţinute de C.N. Transelectrica S.A. au reprezentat doar cca. 5,8% din totalul veniturilor de pe această piaţă. Deşi neînsemnate valoric faţă de totalul veniturilor obţinute din procesul de alocare a capacităţii, în lunile mai, iunie şi iulie 2014 s-au înregistrat venituri şi din licitaţiile intrazilnice. Tabelul următor prezintă veniturile obținute din licitațiile organizate pentru alocarea capacităților de interconexiune pe granițe în perioada 1 iulie 2014 – 30 iunie 2015. Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei