Raport national 2012

Pagina 49 din 130  31.07.2012 - Insolvenţă - 43 de cauze; - Dreptul muncii - 73 de cauze; - Drept civil - 2 cauze; - Pretenţii - 37 cauze; - Obligaţia de a face - 11 cauze; - Achiziţii 4; - Comunicare informaţii publice - 5 cauze. Din numărul total de dosare finalizate în anul 2012, respectiv de 275, 94% din acestea au fost soluţionate favorabil ANRE. Raportat la obiectul de activitate al ANRE de a reglementa piaţa de energie electrică și gaze naturale menţionăm că toate ordinele și deciziile ANRE care au fost contestate în instanţă de către operatorii economici din domeniul energiei electrice și gazelor naturale și care au făcut obiectul dosarelor de contencios administrativ 100 % au fost soluţionate favorabil ANRE. Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei Pagina 50 din 130  31.07.2012 3. Piața energiei electrice 3.1. Aspecte privind reglementarea activităților de rețea 3.1.1. Separarea activităților În condiţiile în care reţeaua de transport de energie electrică din România este proprietatea publică a statului, modelul de separare ales a fost cel al operatorului independent de sistem. Acest model permite certificarea operatorului de transport şi sistem cu respectarea prevederilor comunitare, concomitent cu păstrarea regimului juridic de proprietate existent, asigurând în acelaşi timp, o separare efectivă a intereselor legate de transportul energiei electrice faţă de cele legate de producerea şi furnizarea energiei electrice. În acest scop, legea energiei electrice și gazelor naturale – Legea nr. 123/2012 - aprobată în luna iunie 2012, stabilește cerinţe clare de independenţă atât în sarcina operatorului de transport şi de sistem, cât şi a proprietarului reţelei de transport. Decizia finală de certificare a operatorului de transport și sistem aparţine autorităţii de reglementare (ANRE), pe baza avizului Comisiei Europene. În vederea certificării, pentru transpunerea integrală a prevederilor referitoare la independenţa operatorului de transport şi de sistem, prin act normativ al Guvernului elaborat la propunerea ministerului de resort, se stabileşte entitatea publică ce reprezintă statul ca acţionar majoritar la operatorii economici care desfăşoară activităţi de producere şi furnizare, pe de o parte, precum şi entitatea publică ce reprezintă statul ca acţionar majoritar la operatorul de transport şi sistem, pe de altă parte. Întrucât măsurile de separare cerute de lege au fost adoptate abia în anul 2013, prin Ordonanţa de urgenţă a Guvernului nr. 18/2013, care a intrat în vigoare la data de 27 martie 2013 decizia de certificare nu a putut fi emisă în anul 2012. Separarea legală a activităţilor de producere, transport, distribuţie/furnizare a energiei electrice în România a fost realizată încă din anul 2000 prin HG nr. 627/2000, în urma căreia CN Transelectrica SA a preluat integral activitatea de transport/servicii de sistem, devenind unicul operator din România pentru aceste activităţi. Compania este concesionarul serviciului de transport şi al bunurilor proprietate publică aferente reţelei electrice de transport (>110 kV) şi asigură funcţionarea SEN în condiţii de maximă siguranţă şi stabilitate, îndeplinind standardele de calitate şi garantând, în acelaşi timp, accesul reglementat la reţeaua electrică de transport, în condiţii de transparenţă, nediscriminare şi echidistanţă pentru toţi participanţii la piaţă. CN Transelectrica SA administrează şi operează sistemul electric de transport şi asigură schimburile de electricitate între ţările Europei Centrale şi de Răsărit, ca membru al ENTSO- E (Reţeaua Europeană a Operatorilor de Transport şi Sistem pentru Energie Electrică). Lungimea reţelei de transport este de aprox. 9850 km (statistici ENTSO-E, 2012). Structura de proprietate a CN Transelectrica SA este următoarea: 58,7% din capitalul social – statul român, 13,5% din capitalul social - Fondul Proprietatea, 27,8% din capitalul social – alți acţionari. Compania este listată la Bursa de Valori București din luna august 2006. În anul 2012, în piaţa de energie electrică din România şi-au desfăşurat activitatea un număr de 44 de operatori de distribuţie a energiei electrice licenţiaţi, din care 8 sunt cu peste 100000 clienţi fiecare. Toate cele 8 societăţi au încheiat procesul de separare legală a activităţii de distribuţie de cea de furnizare a energiei electrice. Operatorii de distribuţie a energiei electrice Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei Pagina 51 din 130  31.07.2012 cu mai puţin de 100000 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. Structura de proprietate a celor 8 operatori de distribuţie care deţin mai mult de 100000 consumatori se prezintă astfel: 1. SC CEZ Distribuţie SA.: CEZ a.s. - 100% din capitalul social; 2. SC Enel Distribuţie Banat SA : Enel Investment Holding B.V., deţinătoare a 51,003 % din acţiuni, S.C. Electrica S.A., deţinătoare a 24,869 % din acţiuni, Fondul Proprietatea S.A., deţinătoare a 24.128 % din acţiuni; 3. SC Enel Distribuţie Dobrogea SA: Enel Investment Holding B.V.- deţinătoare a 51,003 % din acţiuni, S.C. Electrica S.A.- deţinătoare a 24,903 % din acţiuni, Fondul Proprietatea S.A. - deţinătoare a 24,094 % din acţiuni; 4. SC E.ON MOLDOVA DISTRIBUŢIE SA: 51% - E.ON Romania S.R.L.; 27 % - S.C. Electrica S.A.; 22 % - Fondul Proprietatea S.A.; 5. SC FDEE Electrica Distribuţie Transilvania Sud SA, SC FDEE Electrica Distribuţie Transilvania Nord SA, şi SC FDEE Electrica Distribuţie Muntenia Nord SA, au următoarea structura a acţionariatului: 78 % S.C. Electrica S.A.; 22 % S.C. Fondul Proprietatea S.A.; 6. SC Enel Distributie Muntenia SA : Enel Investment Holding B.V - 64.43 %, SC Electrica SA - 23.57%, SC Fondul Proprietatea SA - 12 % . Atât compania de transport cât şi societăţile de distribuţie dispun de sedii, logo şi pagină de Internet proprie. Rapoartele financiare ale OTS şi operatorilor de distribuţie sunt publicate separat. Reglementatorul stabileşte reguli detaliate privind separarea costurilor. Aceste reguli sunt incluse atât în condiţiile de licenţă acordate pentru activităţile de transport şi distribuţie cât şi în metodologiile specifice de calcul a tarifelor de reţea. Actele normative în vigoare prevăd sancţiuni în cazul încălcării cerinţelor privind separarea activităţilor . 3.1.2. 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. Noua legislație adoptată în luna iunie 2012 nu modifică atribuțiile autorității de reglementare în stabilirea regulilor pe această piață. Pentru a asigura disponibilitatea unei energii suficiente în vederea echilibrării sistemului, OTS contractează rezerve (servicii tehnologice de sistem) pe perioade de maxim un an (contracte reglementate sau încheiate pe piaţa de servicii tehnologice de sistem). Fiecare contract de rezerve stabileşte obligaţia vânzătorului de a pune orar la dispoziţia OTS o anumită cantitate de rezerve, de un anumit tip, energia corespunzatoare puterii rezervate trebuind să fie disponibilă pe PE. PE începe în ziua anterioară, după ce notificările fizice au fost acceptate de OTS şi se termină la sfârşitul zilei de livrare. PE este o piaţă obligatorie, ceea ce înseamnă că participanţii care exploateaza unităţi dispecerizabile au obligaţia să oferteze pe aceasta piaţă toată energia Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei Pagina 52 din 130  31.07.2012 electrică disponibilă. Pe PE se tranzacţionează energie de echilibrare corespunzătoare reglajului secundar, reglajului terţiar rapid şi reglajului terţiar lent. Energia de echilibrare se asigură prin : a) creştere de putere, respectiv prin creşterea producţiei unei unităţi dispecerizabile sau prin reducerea consumului unui consumator dispecerizabil sau al unei centrale cu acumulare prin pompare care este înregistrată ca un consum dispecerizabil; b) reducere de putere, respectiv prin reducerea producţiei unei unităţi dispecerizabile sau creşterea consumului unei centrale cu acumulare prin pompare care este înregistrată ca un consum dispecerizabil. Participanţii la PE trebuie să transmită oferte zilnice pentru cantitatea de energie de echilibrare pe care o pot face disponibilă în fiecare interval de dispecerizare (60 de minute) pentru creştere de putere şi pentru reducere de putere. Toate ofertele validate pe piaţa de echilibrare stabilesc obligaţia participantului la PE de a livra cantitatea ofertată pe PE în momentul în care primeşte dispoziţie din partea OTS. Pe PE sunt remunerate numai cantităţile efectiv livrate de energie de echilibrare. Plata pentru energia de echilibrare corespunzatoare reglajului secundar se bazează pe preţul marginal al ofertelor selectate iar pentru reglajul terţiar plata se face la preţul din oferta selectată. Fiecare titular de licenţă trebuie să-şi asume responsabilităţi financiare faţă de OTS pentru asigurarea echilibrului fizic între producţia măsurată, achiziţiile programate şi importurile de energie electrică, pe de o parte, şi consumul măsurat, vânzările programate şi exporturile de energie electrică, pe de altă parte, pentru unul sau mai multe puncte de racordare şi/sau pentru una sau mai multe tranzacţii. Responsabilitatea echilibrării se asumă prin intermediul PRE, înfiinţate de către OTS la solicitarea titularilor de licenţă.Un titular de licenţă se poate înscrie ca PRE sau poate să-şi transfere responsabilitatea echilibrării unei PRE existente. În cazul în care o PRE este în dezechilibru negativ, aceasta va plăti cantitatea de energie electrica pe care a cumpărat-o de la OTS în vederea echilibrării, cu preţul orar pentru deficit de energie, iar în cazul în care o PRE este în dezechilibru pozitiv, va vinde către OTS surplusul de energie la preţul orar pentru excedent de energie. Preţul pentru excedent de energie se determină pentru fiecare interval de dispecerizare ca raport între veniturile rezultate în urma echilibrării sistemului şi cantitatea de energie de echilibrare livrată pentru furnizarea de reducere de putere în intervalul de dispecerizare respectiv. Preţul pentru deficit de energie se determină pentru fiecare interval de dispecerizare ca raport între plăţile pentru echilibrarea sistemului şi cantitatea de energie de echilibrare livrată pentru furnizarea de creştere de putere în intervalul de dispecerizare respectiv. Decontarea dezechilibrelor se realizează în urma determinării valorilor măsurate aferente tuturor punctelor de măsurare ale participanţilor, contestarea/rezolvarea contestaţiilor/aprobarea de către participanţi a acestor valori şi agregarea acestora pe PRE-uri, conform formulelor de agregare anunţate operatorului de măsurare; în aceste condiţii, decontarea dezechilibrelor se face la cca 2 luni după încheierea lunii de livrare. Modelul de piaţă conduce la realizarea de venituri/costuri nete pentru OTS în urma echilibrării sistemului, iar calculul acestora şi redistribuirea lor către furnizori se realizează la aceeaşi dată, proporţional cu consumul consumatorilor alimentaţi de fiecare din aceştia. 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. Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei Pagina 53 din 130  31.07.2012 Standarde de performanță și aspecte privind racordarea la rețea Standardul de performanţă pentru serviciul de transport a fost revizuit în cursul anului 2007, fiind aprobat prin Ordinul ANRE nr. 17/2007. Principalul indicator de performanţă privind continuitatea serviciului de transport al energiei electrice este timpul mediu de intrerupere – 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 Timpul mediu de întrerupere (AIT), min/an 4,434 1,187 0,857 1,792 0,817 2,639 1,059 1,19 De la 1 ianuarie 2008 se aplică Standardul de performanţă pentru serviciul de distribuţie a energiei electrice, aprobat prin Ordinul ANRE nr. 28/2007. Standardul prevede obligaţia OD de a monitoriza continuitatea în alimentarea cu energie electrică, ceea ce presupune înregistrarea tuturor întreruperilor de lungă durată (orice întrerupere cu durata de peste 3 minute). Monitorizarea continuităţii în alimentarea cu energie electrică se realizează prin calculul indicatorilor SAIFI şi SAIDI pentru fiecare nivel de tensiune, separat pentru mediul urban şi rural. SAIFI (System Average Interruption Frequency Index) – Indicele frecvenţa medie a întreruperilor în reţea (sistem) pentru un consumator, reprezintă numărul mediu de întreruperi suportate de consumatorii alimentaţi (deserviţi) de OD. Se calculează împărţind numărul total de consumatori întrerupţi peste 3 minute, la numărul total de consumatori deserviţi. SAIDI (System Average Interruption Duration Index) – Indicele durata medie a întreruperilor în reţea (sistem) pentru un consumator, reprezintă timpul mediu de întrerupere a consumatorilor la nivel de OD (o medie ponderată). Indicatorul se calculează împărţind durata cumulată a întreruperilor lungi la numărul total de consumatori alimentaţi (deserviţi) de OD. In funcţie de tipul întreruperii, indicatorii SAIFI şi SAIDI sunt clasificaţi astfel: a. întreruperi planificate, b. întreruperi neplanificate cauzate de forţa majoră, c. întreruperi neplanificate cauzate de utilizatori, d. întreruperi neplanificate, exclusiv cele cauzate de forţa majoră şi de utilizatori (datorate OD). Cele mai importante sunt valorile indicatorilor pentru întreruperile planificate (a), respectiv pentru întreruperile neplanificate (d), datorate OD. De altfel, in mod normal, valorile indicatorilor pentru cauzele (b) si (c), care nu sunt datorate OD, sunt foarte mici. Valorile medii ale indicatorilor SAIFI si SAIDI pentru România corespunzătoare anului 2012 sunt prezentate mai jos. Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei Pagina 54 din 130  31.07.2012 SAIFI SAIFI Intreruperi SAIFI Zona de activitate Intreruperi neplanificate Intreruperi total planificate datorate OD Urban 0.4 3.9 4.3 Rural 1.6 7.5 9.2 Valori medii pe tara 0.9 5.5 6.5 SAIDI SAIDI Intreruperi SAIDI Zona de activitate Intreruperi neplanificate Intreruperi total planificate datorate OD Urban 101.0 271.0 372.0 Rural 422.0 1063.0 1485.0 Valori medii pe tara 246.0 630.0 876.0 Procedurile şi etapele procesului de racordare, precum şi tariful de racordare sunt reglementate prin Regulamentul de racordare a utilizatorilor la reţelele de interes public, aprobat prin HG nr. 90/2008 şi legislaţia secundară emisă de ANRE. Tot prin standardul de performanţă pentru serviciul de distribuţie sunt monitorizaţi indicatori precum timpul mediu de emitere al avizelor tehnice de racordare sau timpul mediu de emitere a contractelor de racordare. Timpul mediu de emitere a avizelor tehnice de racordare în anul 2012 pentru România a fost de 13.5 zile