Raport national 2012

Directivei 72/2009/CE privind regulile comune pentru piaţa comună de energie electrică. Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei Pagina 7 din 130  31.07.2013 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 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. În luna decembrie 2012 pe această piaţă operau 22 producători, care deţineau un număr total de 139 unităţi dispecerizabile si erau înregistrate 108 PRE. Volumul total tranzacţionat pe PE în anul 2012 a scăzut cu 21% faţă de anul 2011, dar este cu 25% mai mare decât volumul total tranzacţionat în anul 2010. Valoarea lunară s-a situat constant sub cea tranzacţionată pe PZU; relaţionarea celor două pieţe (PZU si PE) în anul 2012 este, în general, corectă, în condiţiile în care principalul producător hidro – Hidroelectrica - a prelungit până la sfârșitul lunii aprilie 2012 „forţa majoră” declarată în octombrie 2011, respectiv a reactivat-o pentru perioada august-noiembrie 2012. Începând cu luna ianuarie 2012, producția prioritară necontrolabilă (produsă din surse regenerabile) suportă cheltuielile înregistrate cu dezechilibrele pe piaţa de echilibrare. 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. Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei Pagina 8 din 130  31.07.2013 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. 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. Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei Pagina 9 din 130  31.07.2013 Timpul mediu de emitere a avizelor tehnice de racordare în anul 2012 pentru România a fost de 13.5 zile. Termenul maxim de 30 de zile a fost respectat de fiecare OD. Timpul mediu de emitere a contractelor de racordare a fost de 4 (mai exact 3,8) zile, variind între 1 zi pentru Enel Banat şi 10 zile pentru Enel Dobrogea și Enel Muntenia. 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. Un studiu al Băncii Mondiale (Doing Bussiness in Romania, 2012) aprecia în România un timp mediu de conectare la rețea de aprox. 7 luni, de la prezentarea cererii de racordare până la finalizarea acesteia. În conformitate cu prevederile art. 9, lit q) din Legea nr. 160/2012 privind organizarea şi funcţionarea ANRE, autoritatea de reglementare aprobă regulamentul privind racordarea utilizatorilor la reţelele electrice de interes public. În aceste condiții, autoritatea de reglementare a început procesul de revizuire a prevederilor regulamentului existent pentru a-l adapta și aproba în conformitate cu cerințele legislației în vigoare. 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. Luna februarie 2012 s-a caracterizat printr-o situaţie energetică dificilă, ajungându-se la situaţia de lipsă de rezervă de energie la vârfurile de sarcină, din cauza lipsei de combustibil în centralele pe hidrocarburi, a opririi centralelor eoline și lipsei apei de alimentare din cauza îngheţului în unele centrale. Măsurile luate de autoritățile competente sunt detaliate în capitolul 3.3. Situația conectării și dispecerizării energiei electrice produse din surse regenerabile. Plata dezechilibrelor În anul 2012, operatorul de transport și sistem a înregistrat 65 de cereri de conectare la rețea, dintre care una pentru unități de producere de energie utilizând combustibil convențional (450 MW) și 64 pentru unități utilizând surse regenerabile de energie (5903 MW). Solicitările de racordare la rețea pentru unitățile utilizând surse regenerabile de energie au crescut semnificativ din momentul aplicării prevederilor Legii 220/2008 pentru stabilirea sistemului de promovare a producerii energiei din surse regenerabile de energie, republicată, cu modificările și completările ulterioare. Numărul total de racordări efectiv realizate în cazul rețelei de transport, în anul 2012, au fost de 26 din care 5 pentru unități utilizând combustibil convențional (890 MW) și 21 pentru unități utilizând surse regenerabile de energie (620 MW). 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. Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei Pagina 10 din 130  31.07.2013 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. Modul de dispecerizare a energiei electrice produse din surse regenerabile este reglementată prin Ordinul ANRE nr. 33/2012 privind instituirea unor reguli pe piața de echilibrare producătorilor de energie electrică ce beneficiază de sisteme de promovare, care stabileşte dispecerizarea sa cu prioritate. Unitățile de producere utilizând surse regenerabile dispecerizabile sunt responsabile pentru plata dezechilibrelor generate. 1.3. Tarife de rețea și racordare Tarife de rețea Metodologia de stabilire a tarifelor pentru serviciul de transport al energiei electrice, aprobată prin Ordinul ANRE nr. 60 /2007, stabileşte modul de determinare a veniturilor şi de calcul al tarifelor pentru serviciul de transport al energiei electrice. Tariful pentru serviciul de transport se determină prin utilizarea unei metodologii de tip venit plafon. Tariful mediu de transport nu a fost modificat pentru anul 2012. Astfel, acest tarif a fost menţinut în anul 2012 la nivelul de 18,77 lei/MWh, așa cum a fost aprobat prin Ordinul ANRE nr. 45/2010. Tariful mediu de injecţie (TG) a fost de 8,6 lei/MWh, iar valoarea tarifului mediu de extragere (TL) a fost de 10,18 lei/MWh. 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 perioada 1 ianuarie 2012 – 1 iulie 2012 tarifele specifice de distribuţie au fost menţinute la nivelul celor aprobate prin Ordinul ANRE nr. 44/2010, iar prin Ordinul ANRE nr. 24/2012, acestea au crescut începând cu 1 iulie 2012 în medie cu 2,93 % faţă de cele din anul 2011. La nivelul anului 2012 a fost distribuită o cantitate de 41584 GWh energie electrică, în scădere cu circa 1,7 % faţă de anul 2011, an în care s-a distribuit o cantitate de 42318 GWh. Pentru operatorii de distribuţie a energiei electrice cu mai puţin de 100000 clienţi, calculul tarifelor pentru serviciul de distribuţie prestat se realizează în baza Metodologiei de stabilire a tarifului pentru distribuţia energiei electrice de către persoane juridice, altele decât operatorii principali de distribuţie a energiei electrice, precum si a condiţiilor pentru retransmiterea energiei, aprobată prin Ordinul ANRE nr. 3/2007. Metoda de reglementare adoptată este de tip „cost plus”; la total costuri considerate justificate se consideră o rată a profitului de maxim 5%. În anul 2012 ANRE a aprobat tarife pentru serviciul de distribuţie unui număr de 27 de prestatori. Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei Pagina 11 din 130  31.07.2013 Tarife de racordare 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. În conformitate cu prevederile Legii nr. 160/2012 privind organizarea și funcționarea ANRE, regulamentul va fi revizuit și aprobat prin ordin al ANRE. 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 și tranzit de energie electrică a continuat să se realizeze coordonat, prin licitaţii explicite, pe termen lung (anuale si lunare) și pe termen scurt (zilnice si intra-zilnice), pe graniţele cu Ungaria și Bulgaria. Pe graniţa cu Serbia, Transelectrica a organizat licitaţii pe termen lung pentru 50% din capacitate, restul fiind alocaţi de OTS din ţara vecină. În luna decembrie 2012, a fost semnat acordul dintre Transelectrica şi EMS-JP Elektromreza (Serbia) de organizare a procedurilor de alocare bilaterală coordonată şi transparentă pentru 100% din capacitatea de interconexiune dintre cele două ţări, începând cu ianuarie 2013. Astfel, conform noului acord şi pe principiul rotaţiei anuale, în 2013 licitaţiile pe termen lung şi cele intra-zilnice sunt organizate de Transelectrica, în timp ce EMS organizează licitaţiile zilnice. Utilizarea capacităţii obţinute prin licitaţie pe graniţele cu Ucraina și 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. Stabilirea valorii ATC disponibile pentru licitaţiile zilnice si intrazilnice utilizează principiul netuirii, iar participanţii sunt obligaţi să respecte principiul parteneriatului exclusiv (1:1). Capacitatea câstigată în urma desfăsurării acestui tip de licitaţii nu poate fi transferată către un alt participant. În urma licitaţiei anuale, valori ale C1 care denotă existenţa participanţilor dominanţi, au fost înregistrate pe graniţa cu Bulgaria la export (C1=58% si C3=90%), pe graniţa cu Serbia la export (C1=49% si C3=93%) și pe graniţa cu Serbia la import (C1=45% si C3=78%). La licitaţiile lunare, valori superioare nivelului de 40% al cotei de piaţă s-au înregistrat în unele luni pe graniţa cu Bulgaria (ambele direcţii) și la import din Ucraina și Serbia, iar în urma licitaţiilor zilnice, cota de piaţă a depășit limita respectivă pe graniţele cu Bulgaria și Ungaria, în ambele direcţii. În urma organizării licitaţiei anuale pe fiecare graniţă și direcţie pentru 2012 s-au înregistrat preţuri mari pe graniţa cu Bulgaria, pe direcţia import, cu valori cuprinse în intervalul 13,81- 31,58 euro/MW/h (licitaţia anuală a fost organizată pentru 3 perioade diferite, deoarece ATC a fost diferit pentru aprilie-septembrie faţă de restul anului). Pe celelalte graniţe preţurile au fost sub 5 euro/MW/h și mai mici faţă de același tip de preţuri obţinute din licitaţia anuală pentru 2011. În cazul direcţiei export, preţul cel mai mare a fost înregistrat pe graniţa cu Serbia, în perioada septembrie-decembrie 2012, când a atins 14 euro/MW/h. La licitaţiile lunare, preţurile cele mai mari s-au înregistrat tot pe direcţia import, pe graniţa cu Bulgaria, maximul fiind atins în luna ianuarie 2012, când s-a înregistrat preţul de 61,82 euro/MW/h. Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei Pagina 12 din 130  31.07.2013 În urma desfășurării licitaţiilor zilnice, în majoritatea intervalelor orare, pe graniţele cu