Raport national 2014

575,07 234,66 455,35 138,77 Preţul cuprinde achiziţia de energie, serviciul de furnizare, tarifele de servicii, TVA, acciza, contribuţia pentru cogenerare şi valoarea certificatelor verzi, iar tariful de servicii este preţul mediu aferent serviciilor de transport, distribuţie, servicii de sistem şi administrare piaţă de energie electrică. 2.3. Securitatea alimentării cu energie În conformitate cu prevederile Legii energiei electrice și gazelor naturale nr. 123/2012, art. 24 în cazul unor situaţii neaşteptate de criză pe piaţa de energie şi în cazul în care este ameninţată siguranţa fizică ori securitatea persoanelor, a aparatelor sau a instalaţiilor ori integritatea sistemului, operatorul de transport şi de sistem propune ANRE şi ministerului de resort adoptarea unor măsuri de siguranţă. Măsurile luate în aceste situații trebuie să afecteze cât mai puţin buna funcţionare a pieţei interne europene şi să se rezume strict la remedierea situaţiei de criză care le-a generat. Punerea în aplicare a acestor măsuri se face prin hotărâre a Guvernului, iniţiată de ministerul de resort. În cursul anului 2014 nu s-au înregistrat situaţii de criză pe piaţa de energie electrică. 2.3.1 Monitorizarea echilibrului între cerere și ofertă În anul 2014, producţia de energie electrică a fost de 64,863 TWh, cu aproximativ 10,5% mai mare faţă de cea din anul 2013. Consumul intern a fost de cca 57,74 TWh, cu cca 1,9% mai mare decât cel din 2013. România a fost un exportator net de energie electrică în cursul anului 2014, soldul import-export fiind negativ ( - 7,123 TWh). Referitor la mixul de resurse, o dată cu creşterea puterii instalate în centralele electrice regenerabile eoliene şi fotovoltaice, a crescut implicit ponderea acestora în mixul de producţie, ajungandu-se în anul 2014 la o pondere de 9,56 % a producţiei eoliene (8,05% în anul 2013) şi respectiv 2,52 % a producţiei fotovoltaice (0,70 % în anul 2013). Se remarcă însă o scădere de 3,54 % a producţiei de energie în centralele electrice pe hidrocarburi, de la 15,50 % în anul 2013, la 11,96 % în anul 2014 şi respectiv a producţiei generate în centralele electrice pe cărbune de 1,7 %, de la 29,65 % în anul 2013 la 27,95 % în 2014. In ceea ce priveşte producţia hidroelectrică, având în vedere că debitul mediu al Dunării s-a menţinut la o valoare ridicată, respectiv 6019 mc/s, procentul producţiei hidroelectrice a fost de 29,22 %, înregistrând o creştere de 3,47% comparativ cu 2013. Valoarea maximă a consumului în anul 2014 a fost cu 145 MW mai mare decât valoarea maximă înregistrată în anul 2013, fiind însă cu 217 MW mai mic decât vârful anului 2012 care a fost caracterizat de o iarnă deosebit de geroasă. Astfel, consumul maxim brut a fost 9303 MWh/h şi a fost înregistrat în ziua de 03 decembrie 2014 la ora 18.00. Valoarea minimă a consumului (4092 MWh/h) s-a înregistrat în data de 8 iunie 2014 la ora 7.00. Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei Pagina 28 din 148  31.07.2015 Suma capacităţilor maxime nete de producţie ale centralelor individuale a fost la 31.12.2014 de 21,136 GW. Valorile puterii nete disponibile și ale consumului în a treia zi de miercuri a lunii la ora 11 CET (valori nete) sunt prezentate mai jos. Sursa: CN Transelectrica SA In conformitate cu precizările studiului ENTSO-E privind prognoza adecvanţei sistemului (Scenario Outlook and System Adequacy Forecast 2015-2030), prognoza valorilor capacităţii nete de producere şi ale consumului în România în varianta a două scenarii de lucru este prezentată mai jos: Scenariul A 2016 2020 2025 Iulie Iulie Iulie Ian. 19:00 19:00 Ian. 19:00 19:00 Ian. 19:00 19:00 pm pm pm pm pm pm Capacitate netă de producere 21,14 21,14 22,95 22,95 25,25 25,25 (GW) Consum (GW) 7,91 6,12 8,18 6,29 9,02 6,81 Scenariul B 2016 2020 2025 Ian. Iulie Ian. Iulie Ian. Iulie 19:00 19:00 19:00 19:00 19:00 19:00 pm pm pm pm pm pm Capacitate netă de producere 21,27 21,27 24,59 24,59 26,98 26,98 (GW) Consum (GW) 7,91 6,12 8,18 6,29 9,02 6,81 2.3.2. Monitorizarea investițiilor în capacități de producere Înfiinţarea de noi capacităţi de producere precum şi reabilitarea celor existente se realizează în baza autorizaţiilor de înfiinţare emise de către ANRE. Procedura de acordare a autorizaţiilor, precum şi condiţiile acordării acestora: criterii, nivele de putere, aprobări, diferenţiate pe categorii de putere şi activităţi sunt precizate prin Regulamentul de acordare a autorizaţiilor şi licenţelor în sectorul energiei electrice, aprobat prin Ordinul ANRE nr. 48/2013. Refuzul acordării autorizării, absenţa unui răspuns în termen sau orice decizie a autorităţii considerată ilegală sau generatoare de prejudicii poate fi contestată la Curtea de apel Bucureşti în concordanţă cu prevederile legale. În anul 2014 au fost acordate 110 de autorizații de înființare (centrale fotovoltaice- 71, centrale eoliene – 12, centrale pe hidrocarburi -9, centrale hidroelectrice-12, centrale utilizând biogaz – 4, centrale utilizând biomasă - 3), 92% dintre acestea fiind acordate pentru unităţi de producere utilizând resurse regenerabile. Puterea electrică instalată a capacităţilor autorizate a fost de 1056MW. Reducerea numărului de autorizații acordate în cursul anului 2014 se datorează în mare parte modificărilor aduse schemei de susținere a energiei electrice produse din surse regenerabile. Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei Pagina 29 din 148  31.07.2015 Capacitatea electrică instalată în unitățile de producție a energiei electrice din surse regenerabile acreditate în cursul anului 2014 a fost de 357 MW, din care 219 MW în centrale eoliene, 21 MW în centrale hidro cu puteri instalate de cel mult 10 MW, 34 MW în centrale pe biomasă, inclusiv gaz de fermentare a deșeurilor și gaz de fermentare a nămolurilor din instalațiile de epurare a apelor uzate, precum şi 83 MW în centrale fotovoltaice. Evoluţia capacităţii electrice instalate în centrale electrice care au beneficiat de sistemul de promovare şi a energiei electrice produse în aceste centrale pentru perioada 2005÷2014 este prezentată în figura următoare. Se apreciază că în perioada 2005-2014, 4733 MW au beneficiat de schema de sprijin. * - pe parcursul anului 2014 din valorile intrate și ieșite capacitatea instalată a atins valori mai mari de 3935 MW, aceasta reprezentând valoarea de la sfârșitul anului 2014 Numărul total de centrale cu unități de producere în cogenerare care au beneficiat de bonus pentru anul 2014 a fost de 42, aparținând de 36 producători persoane juridice. Cantitatea totală de energie electrică produsă în cogenerare de înaltă eficienţă care a beneficiat de bonus în perioada ianuarie – decembrie 2014 a fost de 5102 GWh (în scădere comparativ cu 2013 cu 9,76%). Referitor la dezvoltarea reţelelor electrice, principalele investiţii propuse a fi realizate în conformitate cu Planul de Dezvoltare al RET - 2014-2023 sunt următoarele: Pentru creşterea capacităţii de schimb prin interfaţa de vest şi sud-vest a României, sunt planificate întăriri ale reţelei în zonă, care vor permite eliminarea congestiilor, atât pe direcţia E - V la graniţa cu Ungaria şi Serbia, cât şi pe direcţia de tranzit N- S, prin întărirea culoarului Porţile de Fier – Reşiţa – Timişoara – Arad. Sursă: CN Transelectrica SA - Proiecte de interes comun Având în vedere contribuţia la implementarea priorităţilor strategice ale Uniunii Europene privind infrastructura energetică transeuropeană, aceste proiecte au fost incluse de Comisia Europeană în prima listă de Proiecte de Interes Comun (PCI) și reluate și în cea de-a doua listă. Proiectele avute în vedere sunt:  LEA 400 kV d.c. Reşiţa (RO) – Pancevo (Serbia); Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei Pagina 30 din 148  31.07.2015  LEA 400 kV Porţile de Fier – Reşiţa şi extinderea staţiei 220/110 kV Reşiţa prin construcţia staţiei noi de 400 kV;  trecere la 400 kV a LEA 220 kV d.c. Reşiţa –Timişoara – Săcălaz – Arad, inclusiv construirea staţiilor de 400 kV Timişoara şi Săcălaz. Proiectele vor permite şi integrarea în SEN a producţiei din centralele eoliene preconizate în zona de sud-vest a ţării (Banat) şi din amenajarea hidroelectrică Porţile de Fier existentă. Pentru creşterea capacităţii de schimb prin interfaţa de est, cu Republica Moldova, este în analiză interconectarea asincronă prin staţii de conversie back-to-back. LEA 400 kV Suceava (RO) – Bălţi (Republica Moldova) va suplimenta capacitatea de schimb asigurată de LEA 400 kV Isaccea (RO) – Vulcăneşti (MD) şi patru LEA de 110 kV. Utilizarea la capacitate maximă a acestui proiect este condiţionată şi de construirea LEA 400 kV Suceava – Gădălin, inclusă în Plan. Pentru creşterea capacităţii de transport între zona de est (în special Dobrogea) şi restul sistemului electroenergetic interconectat au fost planificate mai multe proiecte de întărire a reţelei de transport. La proiectele prevăzute în ediţia 2010 a Planului, s-au adăugat câteva proiecte de creştere a capacităţii unor linii existente de 400 kV şi 220 kV, prin înlocuirea conductoarelor pe toată lungimea sau pe tronsoane cu secţiune mai mică decât restul liniei. Între aceste proiecte, câteva proiecte majore contribuie semnificativ, prin creşterea capacităţii de interconexiune cu Bulgaria şi prin întărirea infrastructurii care va susţine transportul fluxurilor de putere între coasta Mării Negre şi coasta Mării Nordului/ Oceanului Atlantic, la implementarea priorităţilor strategice ale Uniunii Europene privind infrastructura energetică transeuropeană, condiţie obligatorie pentru realizarea obiectivelor politicii în domeniul energiei şi climei. Aceste proiecte au fost incluse de Comisia Europeană în prima listă de Proiecte de Interes Comun (PCI). O parte din aceste proiecte au fost reluate și în cea de-a doua listă de Proiecte de Interes Comun, aflată în prezent în faza de aprobare. Proiectele asociate secţiunii de transport din est (Dobrogea) incluse în Planul de dezvoltare a RET pe următorii zece ani sunt următoarele:  LEA 400 kV d.c. Smârdan – Gutinaş;  LEA 400 kV d.c. Cernavodă - Stâlpu, cu un circuit intrare/ieşire în Gura Ialomiţei, continuată în viitor cu LEA 400 kV Stâlpu – Braşov;  LEA 400 kV s.c. Suceava – Gădălin. Acestora li se adaugă şi alte proiecte de dedicate creşterii siguranţei alimentării consumului din zone deficitare, retehnologizării şi modernizării staţiilor existente. Investiţiile în dezvoltarea reţelei sunt recuperate prin tariful de transport, stabilit de autoritatea competentă pe baza costurilor justificate, în condiţiile unei cote rezonabile de profit. Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei Pagina 31 din 148  31.07.2015 2.4. Piaţa gazelor naturale Evoluțiile semnificative pe piața gazelor naturale au constat în:  Scăderea consumului de gaze naturale cu aproximativ 4% față de anul 2013, pe fondul unei ușoare scăderi a consumului clienților finali. Producția internă a fost de 118.077.461,595 MWh, iar importul de 9.530.621,297 MWh, reprezentând aprox. 7,5% din total consum;  Adaptarea regulilor de tranzacționare pe piața angro de gaze naturale conform experienței obținute, introducerea obligației producătorilor, într-o primă etapă, ulterior a furnizorilor de a tranzacționa pe piața angro de gaze naturale;  Modificări ale Codului de rețea prin introducerea unor mecanisme concurențiale de piață privind practicile actuale de rezervare de capacitate, nominalizare/renominalizare, alocare şi echilibrare astfel încât acestea să fie în conformitate cu practicile promovate prin intermediul codurilor de reţea europene şi să conducă la determinarea exactă a eventualelor dezechilibre provocate de către utilizatorii reţelei în urma utilizării sistemului de transport;  Finalizarea certificării SNTGN Transgaz S.A. în calitate de operator independent de sistem ca urmare a clarificării anumitor aspecte legate de structura corporativă și de proprietate;  Introducerea începând cu data de 1 august 2014 a sistemului de tarifare de tip „intrare- ieşire”, prin Ordinul ANRE nr. 70/2014 fiind aprobate venitul reglementat, venitul total şi tarifele de transport pentru activitatea de transport al gazelor naturale prin SNT, cu valabilitate până la data de 30 septembrie 2015. Introducerea, începând cu data de 1 august 2014, a tarifelor de transport pe tipuri de servicii, pe punct/grup de puncte de intrare/ieşire diferenţiate pe termen lung (cu durata de un an) şi pe termen scurt (zi, lună, trimestru);  Implementarea prevederilor Calendarului de eliminare treptată a preţurilor reglementate pentru clienţii finali. Aplicarea prevederilor legale și monitorizarea permanentă a evoluţiilor în piața gazelor naturale a făcut posibilă, în 2014, reducerea creșterilor prevăzute în calendarele de renunțare la prețuri reglementate, cu 7% în cazul clienților casnici și cu 17% în cazul celor noncasnici;  Aprobarea Planului de Dezvoltare al sistemului de transport gaze naturale în perioada 2014-2023;  Instituirea unui set de măsuri de ordin legislativ care să asigure accesul clienţilor finali la informaţiile privind condiţiile comerciale de furnizare a gazelor naturale, în etapa precontractuală şi în etapa contractuală având în vedere liberalizarea pieţei interne de gaze naturale, dezvoltarea concurenţei și renunțarea la prețurile reglementate pentru clienții non-casnici începând cu 1 ianuarie 2015. În acest context se înscrie aprobarea Ordinului ANRE privind obligaţiile de informare a clienţilor finali de către furnizorii de gaze naturale cu privire la condiţiile comerciale de furnizare a gazelor naturale a instituit un minim de informaţii care să permită clienților evaluarea preţului final facturat și obligaţia furnizorilor de a elabora oferte-tip de furnizare a gazelor naturale;  Completarea cadrului de reglementare cu o serie de prevederi specifice implementării proiectului pilot privind organizarea de licitaţii pentru rezervarea de capacitate comasată în punctul de interconectare Csanadpalota referitoare la: produsul de capacitate oferit, termenii şi condiţiile generale aferente contractelor de transport ce urmează a fi încheiate prin intermediul mecanismului de alocare de capacitate prin licitaţii, modalitatea de stabilire a limitei de credit acordate utilizatorilor de reţea ce intenţioneză să participe la licitaţiile pentru alocarea de capacitate, pentru implementarea prevederilor Regulamentului (UE) nr. 984/2013 al Comisiei din 14 octombrie 2013 de stabilire a unui cod al reţelei privind mecanismele de alocare a capacităţii în sistemele de transport al Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei Pagina 32 din 148  31.07.2015 gazelor şi de completare a Regulamentului (CE) nr. 715/2009 al Parlamentului European şi al Consiliului. 2.4.1. Aspecte privind reglementarea activităților de rețea 2.4.1.1. Separarea activităților Potrivit prevederilor din Legea energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/2012, operatorul de transport și de sistem se organizează şi funcţionează după modelul operator de sistem independent (ISO). ANRE a adoptat decizia finală de certificare în termen de două luni de la primirea avizului Comisiei, cu considerarea observaţiilor formulate de Comisie. Astfel, prin Ordinul ANRE nr. 3/2014, a fost certificată Societatea Națională de Transport gaze Naturale “Transgaz ”- SA Mediaș cu menținerea clauzei rezolutorii, certificarea fiind condiționată de îndeplinirea, în temen de 6 luni, a măsurilor prevăzute în ordin. Ordinul ANRE a fost comunicat Comisiei Europene. ANRE a monitorizat, în primul semestru al anului 2014, îndeplinirea condiţiilor cuprinse în Ordinul ANRE nr. 3/2014 privind certificarea operatorului de transport şi de sistem după modelul “operator de sistem independent” (ISO). În paralel, ANRE a acţionat în sprijinul organismelor relevante ale statului rom