Raport national 2012

viciul de furnizare, fără a include costul cu achiziţionarea certificatelor verzi. Prin aplicarea tarifului CPC în perioada 01.09.2012-31.12.2012, corelat cu creșterea tarifelor reglementate la energia electrică livrată de furnizorii de ultimă instanță consumatorilor necasnici care nu și-au exercitat dreptul de eligibilitate, a rezultat o majorare a preţului mediu al energiei electrice facturate acestei categorii de consumatori. Odată cu intrarea în vigoare, la data de 26 iulie 2012, a Legii nr. 134/2012, publicată în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 505/23.07.2012, care a modificat și completat legislaţia pentru stabilirea sistemului de promovare a producerii energiei din surse regenerabile, valoarea certificatelor verzi se facturează separat de tarifele/preţurile pentru energia electrică, și se evidenţiază separat pe factura de energie electrică. Valoarea certificatelor verzi regăsită în factură reprezintă produsul dintre: - valoarea cotei anuale obligatorii de achiziţie de certificate (CV/MWh), cotă estimată de către ANRE; - cantitatea de energie electrică facturată (MWh); - preţul mediu ponderat al certificatelor verzi tranzacţionate pe piaţa centralizată. Din sinteza datelor aferente consumatorilor eligibili şi a celor care nu au optat pentru schimbarea furnizorului a rezultat preţul de vânzare pentru categoriile de consumatori cuprinse în tabelul următor. Euro/MWh Taxe Tarife aplicate Preţ de tarifelor achiziţie Preţ Tip de consumator reţea de reţea energie Taxe total Consumator casnic cu un consum anual cuprins între 1000 şi 2500 kWh/an 47.52 - 31.53 30.23 109.28 Consumator comercial cu un consum anual cuprins între 2000 şi 20000 MWh/an 20.16 - 53.08 19.07 92.32 Consumator industrial mediu cu un consum anual cuprins între 20000 şi 70000 MWh/an 17.66 - 49.72 17.00 84.38 Consumator mare industrial cu un consum cuprins între 70000 şi 150000 MWh/an 12.31 - 49.75 15.63 77.68 Cursul anual din 2012 pentru Euro: 4,4560 RON În vederea diminuării impactului negativ al procesului de eliminare a tarifelor/preţurilor reglementate asupra consumatorilor, în cadrul memorandumului aprobat de Guvern referitor la calendarul de eliminare treptată a tarifelor/prețurilor reglementate, au fost propuse o serie de măsuri de protecție a consumatorilor, printre care: identificarea consumatorilor vulnerabili, asigurarea unor subvenţii directe acestora, intensificarea activităţii furnizorilor de informare a Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei Pagina 29 din 130  31.07.2012 consumatorilor cu privire la procesul de liberalizare a pieţei, revederea prevederilor privind schimbarea furnizorului. Legea energiei electrice si gazelor naturale nr.123/2012 definește „clientul vulnerabil” ca fiind clientul final aparţinâd unei categorii de clienţi casnici care, din motive de vârstă, sănătate sau venituri reduse, se află în risc de marginalizare socială, și care, pentru prevenirea acestui risc, beneficiază de măsuri de protecţie socială, inclusiv de natură financiară. Măsurile de protecţie socială, precum și criteriile de eligibilitate pentru aceștia se stabilesc prin acte normative. Clienţii vulnerabili vor fi principalii beneficiari ai ajutoarelor sociale avute în vedere în procesul de renunţare treptată la preţurile/tarifele reglementate. Stabilirea categoriilor de clienţi vulnerabili și a modalităţilor de protejare a acestora la nivel naţional, cât și promovarea legislaţiei privind implementarea măsurilor de protecţie de natură financiară a clienţilor vulnerabili se află în lucru, constituind unul din subiectele negocierilor cu FMI, CE și Banca Mondială. Până la introducerea unor astfel de programe, ca instrument de protecţie socială pentru asigurarea unui nivel minim de consum de energie electrică se utilizează tariful social. Astfel, în conformitate cu prevederile “Procedurii privind condiţiile şi modul de acordare a tarifului social consumatorilor casnici de energie electrică”, aprobată prin Ordinul ANRE nr. 38/2005 cu modificările şi completările ulterioare, consumatorii vulnerabili cu venitul mediu lunar pe membru de familie mai mic sau egal cu salariul minim pe economie stabilit prin Hotărâre de Guvern au dreptul să opteze pentru tariful social. Tariful social a fost proiectat pe tranşe de consum cu preţuri diferenţiate progresiv crescătoare, astfel încât până la limita de 90 kWh/lună preţul mediu de revenire este mai mic decât cel rezultat prin aplicarea oricărui alt tarif pentru consumatorii casnici alimentaţi la joasă tensiune. De acest tarif social beneficiază cca. 1.118.809 de consumatori (cu 4,8% mai puţini decât în anul 2011) din totalul de 8.437.104 de consumatori casnici. Precizăm că prin Standardul de performanţă pentru serviciul de distribuţie a energiei electrice aprobat prin Ordinul ANRE nr. 28/2007, este stabilită obligaţia operatorilor de distribuţie de a oferi consumatorilor vulnerabili cu probleme de sănătate sau handicap fizic o serie de facilităţi precum: număr de telefon de urgenţă, înregistrarea ca instalaţie care necesită atenţie specială din motive umanitare şi evitarea deconectării. 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. 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. Situaţia meteorologică dificilă din zonă și lipsa de combustibil au determinat atât ESO-EAD (OTS-ul din Bulgaria), cât și EMS (OTS-ul din Serbia) să informeze Transelectrica asupra Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei Pagina 30 din 130  31.07.2012 declanșării stării de forţă majoră în Bulgaria (din 08 februarie 2012), respectiv Serbia (11 februarie 2012), având drept consecinţă suspendarea tuturor importurilor dinspre Bulgaria si suspendarea pieţei de alocare a capacităţilor de interconexiune pe direcţia către Serbia. Astfel, în data de 13.02.2012, Transelectrica a fost nevoită să aplice reducerea graficelor de export conform procedurii operaţionale privind „Definirea situaţiilor de urgenţă pentru care Transelectrica poate restricţiona dreptul participanţilor de a utiliza capacitatea de interconexiune câstigată în cazul licitaţiilor si modificarea operativă a graficelor de schimb”, având Avizul ANRE nr. 7/09.02.2012. În conformitate cu prevederile Hotărârii de Guvern nr. 83/2012 privind adoptarea unor măsuri de siguranţă pe piaţa de energie electrică, în perioada 16.02-15.03.2012, Transelectrica a avut dreptul de a adopta în regim de urgenţă măsuri de siguranţă într-o anumită ordine: limitare/sistare livrare la export (excepţie face exportul pentru tranzite), apoi aplicarea Normativului de limitare a consumului de energie în situaţii critice în SEN. Astfel, în perioada 14-23.02.2013 Transelectrica a redus în unele intervale orare capacitatea alocată la licitaţiile zilnice pe direcţiile export către Ungaria si Bulgaria, în vederea realizării unei funcţionări în condiţii de siguranţă a SEN. Din data de 24.02.2012, Transelectrica a sistat reducerile de capacitate alocată pe direcţia export, o dată cu îmbunătăţirea condiţiilor meteorologice și creșterea rezervelor de combustibil în centralele termo și a debitelor afluente pe Dunăre și pe principalele râuri interioare. 3.1 Monitorizarea echilibrului între cerere și ofertă În anul 2012, producţia de energie electrică a fost de 59,04 TWh, cu aproximativ 5% mai mică faţă de cea din anul 2011. Consumul intern a fost de cca 59,3 TWh, cu cca 1,2% mai mic decât cel din 2011, dar care a fost acoperit atât din producția internă cât și din import, pentru prima oară în ultimii cinci ani soldul import-export fiind pozitiv (0,25 TWh). În anul 2012, alături de creșterea contribuției centralelor electrice eoliene de la 2 % din total producție în 2011 la aproximativ 5 % din total producție în 2012, se remarcă o scădere a producției termoelectrice (cărbuni: de la 42 % în 2011 la 40 % în 2012) și hidroelectrice (apă: de la 24 % în 2011 la 21 % în 2012, ca urmare a activării de către S.C. Hidroelectrica S.A. a clauzei de forță majoră, având ca efect imediat diminuarea contractelor către furnizori). Se remarcă în schimb o ușoară creștere a ponderii centralelor pe baza de hidrocarburi (1 %), datorată în mare parte intrării în piață a CCCC Petrom S.A (860 MW). Suma capacităţilor maxime nete de producţie ale centralelor individuale a fost la 31.12.2012 de 18,756 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 2013-2030), prognoza valorilor capacităţii nete de producere şi ale consumului în România în varianta a trei scenarii de lucru este prezentată mai jos: Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei Pagina 31 din 130  31.07.2012 Scenariul A 2012 2015 2016 2020 Ianuarie Iulie Ianuarie Iulie Ianuarie Iulie Ianuarie Iulie 19:00 11:00 19:00 11:00 19:00 11:00 19:00 11:00 pm am pm am pm am pm am Capacitate netă de 18,30 18,10 19,70 19,90 20,20 20,20 22,30 22,30 producere (GW) Consum 8,33 7,43 9,24 7,60 9,48 7,80 10,51 8,62 (GW) Scenariul B 2012 2015 2016 2020 Ianuarie Iulie Ianuarie Iulie Ianuarie Iulie Ianuarie Iulie 19:00 11:00 19:00 11:00 19:00 11:00 19:00 11:00 pm am pm am pm am pm am Capacitate netă de 18,30 18,10 19,80 20 20,40 20,60 24,40 24.40 producere (GW) Consum (GW) 8,33 7,43 9,24 7,60 9,48 7,80 10,51 8,62 Scenariul EU 2020 2012 2015 2016 2020 Ianuarie Iulie Ianuarie Iulie Ianuarie Iulie Ianuarie Iulie 19:00 11:00 19:00 11:00 19:00 11:00 19:00 11:00 pm am pm am pm am pm am Capacitate netă de 18,30 18,10 20,40 20,80 21 21,20 25,70 25,70 producere (GW) Consum (GW) 7,89 7,74 8,23 8,07 8,42 8,27 9,28 9,11 3.2. Monitorizarea investițiilor în capacități de producere În anul 2012 au fost acordate 151 de autorizații de înființare (centrale fotovoltaice-54, centrale eoliene – 42, centrale pe hidrocarburi -12, centrale hidroelectrice-29, centrale utilizând biogaz – 3, centrale utilizând biomasă - 9, centrale utilizând deșeuri – 1, centrale utilizând cărbune 1). Puterea instalată în capacitățile autorizate utilizând surse regenerabile a fost de 1738 MW (centrale fotovoltaice – 253 MW, centrale eoliene – 1339, centrale hidroelectrice -108 și centrale pe biomasă – 39 MW). Astfel, la sfârsitul anului 2012, puterea electrică instalată în centrale de producere a energiei electrice din surse regenerabile totaliza 2301 MW față de 1225,6MW instalați în anul 2011, din care: 1794 MW în centrale electrice eoliene, 427 MW în centrale hidroelectrice cu puteri instalate de cel mult 10 MW, 26,5 MW în centrale electrice care utilizează biomasa, 2,4 MW în centrale electrice care utilizează gaz de fermentare a deșeurilor, respectiv 51 MW în centrale electrice fotovoltaice. În figura următoare se regăsește evoluția puterii instalate în perioada 2005-2012. Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei Pagina 32 din 130  31.07.2012 Tot în anul 2012 a început să funcționeze și centrala Petrom SA de la Brazi cu o putere netă de 860 MW. Referitor la dezvoltarea rețelelor electrice, principalele investiţii propuse a fi realizate în conformitate cu Planul de Perspectivă (PP) al RET - Perioada 2010-2014 şi orientativ 2019, ultimul plan de perspectivă avizat de ANRE, sunt următoarele:  LEA 400 kV d.c. Reşiţa - Pancevo (linie interconexiune cu Serbia)  LEA 400 kV s.c. Suceava - Bălţi (linie interconexiune cu Moldova)  Racordare LEA 400 kV Isaccea – Varna şi LEA Isaccea - Dobrudja în staţia Medgidia Sud (interconexiunea cu Bulgaria)  Axul LEA 400 kV Porţile de Fier - Reşiţa - Timişoara - Săcălaz - Calea Aradului - Arad  LEA 400 kV s.c. Gădălin - Suceava  LEA 400 kV Cernavodă – Stâlpu. Aceste investiții urmăresc asigurarea evacuării puterii din zona Dobrogea și majorarea capacităților de interconexiune. 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. B. Piaţa gazelor naturale 1. Aspecte privind reglementarea activităților de rețea 1.1. Separarea activităților În condiţiile în care reţeaua de transport de gaze naturale din România este proprietatea publică a statului, modelul de separare ales a fost cel al operatorului independent de sistem. 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, Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei Pagina 33 din 130  31.07.2012 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. Agenţii economici din sectorul gazelor naturale, care practică activităţi reglementate (transport, înmagazinare, distribuţie, furnizare) sunt obligaţi să asigure separarea contabilă, legală, funcţională şi organizatorică a acestora. Companiile de distribuţie care deservesc un număr de cel mult 100.000 de consumatori sunt exceptate de la prevederile privind separarea legală. Operatorii din domeniul gazelor naturale au obligaţia transmiterii evidenţelor contabile reglementate până la data de 1 iulie (pentru activităţile de distribuţie şi furnizare) şi respectiv, 31 august (pentru activităţile de înmagazinare şi transport), ale anului de reglementare următor celui pentru care se efectuează raportarea. Referitor la obligaţia de separare legală a activităţii de înmagazinare subterană, ea a fost realizată de operatorul de înmagazinare S.C. DEPOMUREŞ S.A. Procesul de separare legală a ultimului operator de înmagazinare – S.N.G.N. Romgaz S.A. este încă în derulare. Ceilalţi operatori ai sistemelor de distribuţie, care deservesc mai puţin de 100.000 consumatori racordaţi la reţea, care conform normativelor legale au fost exceptaţi de la obligaţia separării legale, au realizat încă din anul 2007 separarea evidenţelor contabile pentru activităţile reglementate desfăşurate. 1.2. Funcționare tehnică Condiţiile şi regulile de utilizare a SNT al gazelor naturale din România precum şi accesul transparent şi nediscriminatoriu al terţilor sunt reglementate prin Codul reţele