Subcapitolul 7 - 3.7. Transformarea, transportul, distribuţia energiei şi răspunsul cererii de energie - Plan National din 2015 de acţiune în domeniul eficienţei energetice - versiunea 2014
M.Of. 169 bis
În vigoare Versiune de la: 11 Martie 2015
SUBCAPITOLUL 7:3.7. Transformarea, transportul, distribuţia energiei şi răspunsul cererii de energie
Având în vedere rolul energiei pentru societate precum şi pentru toate ramurile economice este necesar crearea unui sector energetic modern, corespunzător principiilor Uniunii Europene de liberalizare a pieţelor de energie electrică şi gaze naturale capabil să satisfacă cererea consumatorilor de energie atât în prezent cât şi pe termen mediu şi lung la un preţ acceptabil, adecvat unei economii moderne de piaţă şi unui standard de viaţă civilizat în condiţii de calitate, siguranţă în alimentare, respectându-se principiile dezvoltării durabile.
Guvernul României acorda o atenţie deosebită dezvoltării şi funcţionării Sistemului Electroenergetic National (SEN) şi Sistemului Naţional de Transport al Gazelor Naturale.
Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE) are rolul de a reglementa, monitoriza şi controla funcţionarea sectorului energiei şi pieţelor energiei electrice şi gazelor naturale în condiţii de concurenţă, transparenţă, eficienţă şi protecţie a consumatorilor, precum şi de a implementa şi monitoriza măsurile de eficienţă energetică la nivel naţional şi de a promova utilizarea la consumatorii finali a surselor regenerabile de energie. ANRE îşi desfăşoară activitatea în baza atribuţiilor stabilite de Legea nr. 123 a energiei electrice şi gazelor naturale, şi a Legii nr. 160/2012, privind organizarea şi funcţionarea Autorităţii Naţionale de Reglementare în domeniul Energiei, aceste legi transpun în legislaţia naţională prevederile celui de-al treilea pachet legislativ al Uniunii Europene privind piaţa internă de energie.
SECŢIUNEA 1:3.7.1. Criteriile de eficienţă energetică în tarifele de reţea şi reglementări
Existenţă pieţelor de energie electrică şi gaze naturale, a impus procesul de elaborare, completare şi dezvoltare a cadrului de reglementare necesar funcţionarii şi dezvoltării pieţei de energie electrică şi gaze naturale. Ca o consecinţă a rezultatelor de aplicare obţinute până în prezent şi a solicitărilor operatorilor economici din sector are loc un proces continuu de modificare a reglementarilor. În continuare se prezintă modul în care reglementările existente stimulează acţiunile pentru creşterea eficienţei energetice pe piaţa de energie electrică şi a gazelor naturale.
SUBSECŢIUNEA 1:3.7.1.1. Energie electrică
(1)_
ANRE are următoarele atribuţii şi competenţe în domeniul tarifării energiei electrice:
- elaborează şi aprobă metodologiile de calcul necesare stabilirii preţurilor şi tarifelor reglementate;
- aprobă preţurile şi tarifele practicate între operatorii economici din cadrul sectorului energiei electrice pe piaţa reglementată de energie electrică, tarifele pentru serviciile de sistem, de transport şi de distribuţie a energiei electrice, preţurile şi tarifele practicate pentru activităţile şi serviciile aferente producerii energiei termice în cogenerare destinate populaţiei, pe bază de consultări, în scopul asigurării protecţiei consumatorului final;
- monitorizează piaţa de energie electrică în vederea evaluării nivelului de eficienţă, transparenţă şi concurenţă a acesteia pe bază de reglementări proprii;
- exercită controlul cu privire la respectarea de către operatorii economici din sectorul energiei electrice a reglementărilor emise, a sistemului de preţuri şi tarife în vigoare şi aplică sancţiuni în cazul nerespectării acestora;
- stabileşte contractele-cadru de furnizare, pe cele dintre operatorii economici privind vânzarea, achiziţia, transportul, serviciul de sistem şi distribuţia energiei electrice, precum şi pe cele de vânzare a energiei termice produse în cogenerare;
- mediază neînţelegerile precontractuale în sectorul energiei electrice, conform procedurilor proprii.
Pe piaţa de energie electrică tranzacţiile se desfăşoară angro sau cu amănuntul.
Piaţa angro cuprinde totalitatea tranzacţiilor desfăşurate între participanţi, cu excepţia celor către consumatorii finali de energie electrică, care se desfăşoară pe piaţa cu amănuntul.
Modelul pieţei angro de energie electrică este structurat în următoarele componente:
- contracte bilaterale (reglementate, negociate sau încheiate prin licitaţii pe pieţele centralizate de contracte);
- tranzacţii încheiate pe piaţa pentru ziua următoare, PZU, în care participanţii îşi ajustează poziţia contractuală sau pentru a obţine profit din diferenţa între preţurile de contract şi preţul spot;
- piaţa de echilibrare (PE), care asigură acoperirea diferenţelor dintre producţia notificată şi consumul prognozat, pentru dezechilibrele înregistrate participanţii asumându-şi responsabilitatea financiară;
- piaţa intra-zilnică de energie electrică (PI), nou mecanism de tranzacţionare ce permite participanţilor la piaţă o echilibrare a portofoliului mai aproape de momentul livrării contribuind la reducerea dezechilibrelor.
Pentru tranzacţionarea prin mecanisme transparente a contractelor pe piaţa concurenţială, a fost organizată Piaţa centralizată a contractelor bilaterale, ce include două modalităţi de tranzacţionare, respectiv modalitatea de tranzacţionare conform căreia contractele sunt atribuite prin licitaţie publică (PCCB) şi modalitatea de tranzacţionare conform căreia contractele sunt atribuite printr-un proces combinat de licitaţii şi negociere (PCCB-NC).
Tot în piaţa angro sunt incluse şi tranzacţiile realizate pe piaţa serviciilor de sistem tehnologice (STS) şi piaţa capacităţilor de interconexiune cu sistemele electroenergetice ale ţărilor vecine (ATC).
Piaţa de servicii tehnologice de sistem este piaţa pe care se încheie contracte între producătorii calificaţi pentru furnizarea fiecărui tip de serviciu tehnologic şi CN Transelectrica SA având ca obiect punerea la dispoziţia SEN, contra plată, a unor capacităţi de producţie care să poată fi mobilizate la cererea Dispecerului Energetic Naţional (DEN), în condiţii determinate de capabilităţile tehnice ale respectivelor unităţi de producţie (conform tipurilor de servicii de sistem pentru care au fost calificate); contractele se concretizează în obligaţia ofertării capacităţilor respective pe piaţa de echilibrare, urmând ca eventualele cantităţi de energie produse/reduse să facă obiectul decontării pe piaţa de echilibrare.
Existenţa pieţei de energie electrice face ca preţurile să se stabilească în mediu concurenţial între participanţii la piaţă acoperindu-se întregul lanţ valoric de la producere la furnizarea finală de energie electrică. Existenţa mediului concurenţial încurajează creşterea eficienţei în sectorul producerii energiei electrice şi termice în cogenerare cu rezultate pozitive în reducerea consumurilor specifice de combustibili.
În prezent există consumatori care îşi aleg furnizorul de energie electrică şi consumatori captivi (casnici şi non-casnici) care nu au uzat de dreptul de eligibilitate.
Pentru consumatorii captivi există o metodologie de tarifare având rolul de a fundamenta stabilirea preţurilor, în timp ce pentru cei non-captivi, preţul este stabilit pe piaţa concurenţială. Consumatorii captivi au posibilitatea să îşi schimbe furnizorul, ieşind astfel de pe piaţa reglementată, dacă doresc acest lucru, dar nemaiavând posibilitatea de a se întoarce la statutul de captivi (pe piaţa reglementată).
ANRE prevede că toate costurile furnizorului legate de achiziţionarea de energie electrică pentru aprovizionarea consumatorilor captivi, de serviciile de transport (tarif de transport), de serviciile de sistem, de tranzacţiile pe piaţă, de serviciile de distribuţie (tarif de distribuţie), taxe şi accize, se transferă asupra clientului final, inclusiv orice alte costuri justificate de furnizare a energie electricei. Fiecare dintre aceste componente este reglementată, inclusiv marja de profit a furnizorului, fixată la 2,5% din costul de achiziţie a energiei furnizate.
Metodologia de stabilire a preţurilor şi tarifelor la consumatorii finali care nu uzează de dreptul de eligibilitate (Ordinul ANRE nr. 30/2012) a stabilit următoarele principii:
- de determinare a coşului de achiziţie a cantităţilor reglementate de energie electrică pentru furnizorii de ultimă instanţă;
- de determinare a grilelor tarifare reglementate de energie electrică pentru consumatorii finali care nu uzează de dreptul de eligibilitate;
- de determinare a preţului mediu reglementat de achiziţie a energiei electrice de către furnizorul de ultimă instanţă pentru consumatorii finali care nu uzează de dreptul de eligibilitate;
- de determinare a tarifului de energie electrică denumit Componenta de piaţă concurenţială aplicat de furnizorul de ultimă instanţă clienţilor finali care nu au uzat de eligibilitate.
Începând cu data de 1 septembrie 2012, corelat cu calendarul de eliminare a tarifelor reglementate (tabelul 3.30) furnizorii de ultimă instanţă aplică în factura clienţilor finali care nu au uzat de eligibilitate noul tarif denumit "Componenta de piaţă concurenţială" fundamentat pe baza costurilor de achiziţie a energiei electrice din piaţa concurenţială.
Tabelul 3.30 Calendarul propus de eliminare a tarifelor reglementate
Date de implementare | Procentul din achiziţie din piaţa concurenţială (consumatori non-casnici) (%) | Procentul din achiziţie din piaţa concurenţială (consumatori casnici) (%) |
01.09.2012 | 15 | 0 |
01.01.2013 | 30 | 0 |
01.04.2013 | 45 | 0 |
01.07.2013 | 65 | 10 |
01.09.2013 | 85 | 10 |
01.01.2014 | 100 | 20 |
01.07.2014 | 100 | 30 |
01.01.2015 | 100 | 40 |
01.07.2015 | 100 | 50 |
01.01.2016 | 100 | 60 |
01.07.2016 | 100 | 70 |
01.01.2017 | 100 | 80 |
01.07.2017 | 100 | 90 |
31.12.2017 | 100 | 100 |
"Metodologia de stabilire a preţurilor pentru energia electrică vândută de producători pe bază de contracte reglementate şi a cantităţilor de energie electrică din contractele reglementate încheiate de producători cu furnizorii de ultimă instanţă" (Ordinul ANRE nr 83/2013) se aplică pe perioada calendarului de eliminare a tarifelor reglementate, respectiv până la data de 31 decembrie 2017 ANRE stabilind anual pentru producători de energie electrica obligaţii de vânzare a unor cantităţi ferme de energie electrică pe bază de contracte reglementate, în vederea asigurării următoarelor condiţii:
- menţinerea unor valori rezonabile şi comparabile ale tarifelor reglementate pentru energia electrică furnizată clienţilor casnici;
- modificarea graduală a preţurilor medii de vânzare a energiei electrice furnizate clienţilor finali cu regim reglementat;
- reducerea etapizată a cantităţilor de energie electrică vândute de producători pe bază de contracte reglementate.
Ca elemente de noutate în această metodologie se evidenţiază:
- stabilirea cantităţilor de energie electrică din contractele reglementate cu respectarea procentelor de achiziţie din piaţa concurenţială aferente fiecărei etape cuprinse în Calendarul de eliminare a tarifelor reglementate, aprobat prin Memorandumul de Înţelegere semnat de Guvernul României cu Comisia Europeană în data de 13 martie 2012;
- limitarea aplicabilităţii prevederilor privind stabilirea/modificarea/ajustarea de către ANRE a preţurilor/cantităţilor de energie electrică din contractele reglementate până cel mai târziu la data încheierii Calendarului de eliminare a tarifelor reglementate (31 decembrie 2017);
- introducerea unei ordini de prioritate pentru stabilirea obligaţiilor de vânzare a unor cantităţi ferme de energie electrică pe bază de contracte reglementate;
- stabilirea unei limite maxime pentru cantitatea anuală de energie electrică ce poate fi preluată pe bază de contracte reglementate pentru producătorii care deţin/exploatează comercial grupuri nuclear-electrice şi/sau hidroelectrice dispecerizabile;
- preluarea opţională pe contract reglementat, în ordinea preţului, a energiei electrice livrate din: grupuri termoelectrice dispecerizabile care beneficiază de prevederile unor Hotărâri de Guvern privind accesul garantat la reţelele electrice sau exceptarea de la respectarea structurii amestecurilor de gaze naturale stabilite/avizate de ANRE; grupuri/centrale care beneficiază de schema de sprijin de tip bonus sau cu certificate verzi;
- aplicarea preţurilor reglementate stabilite prin reglementările specifice în cazul producătorilor care beneficiază de schema de sprijin de tip bonus şi în cazul producătorilor care beneficiază de scheme de sprijin alternative de tip feed-in;
- considerarea în calculul preţului mediu reglementat, după caz, a veniturilor din contractele de servicii tehnologice de sistem şi a veniturilor din vânzarea energiei termice (stabilite conform reglementărilor specifice);
- posibilitatea preluării unor cantităţi ferme de energie electrică pe bază de contracte reglementate de la producătorii care beneficiază de schema de sprijin cu certificate verzi, la preţuri stabilite conform ofertei transmise de aceştia la ANRE, numai în cazul în care preţurile ofertate sunt mai mici sau cel mult egale cu preţul reglementat stabilit pentru producătorii care deţin/exploatează comercial grupuri hidroelectrice dispecerizabile;
- flexibilizarea procedurii de modificare a cantităţilor de energie electrică din contractele reglementate.
Stabilirea cantităţilor şi a preţurilor din contractele reglementate de vânzare-cumpărare a energiei electrice se face pe baza următoarelor elemente:
- prognoza orară de consum din anul respectiv, transmisă de furnizorii de ultimă instanţă (FUI) pentru clienţii finali care nu au uzat de eligibilitate;
- prognoza orară a consumului propriu tehnologic transmisă de operatorii de reţea pentru anul respectiv;
- cantităţile orare de energie electrică necesar a fi asigurate de furnizorii de ultimă instanţă prin achiziţionarea acestora de la producători, pe contracte reglementate, determinate în funcţie de gradul de dereglementare din fiecare etapă prevăzută în Calendarul de eliminare a tarifelor reglementate;
- cantităţile orare de energie electrică livrate din grupurile dispecerizabile, rezultate din rularea programului PowerSym pentru anul respective ce precizează ierarhizarea producătorilor;
- cantităţile de energie electrică estimate ca fiind produse în cogenerare de înaltă eficienţă şi disponibile pentru a fi livrate pe contracte reglementate în anul respectiv, cu luarea în considerare a prevederilor cadrului legislativ şi de reglementare referitoare la comercializarea prin contracte reglementate a energiei electrice aflate sub incidenţa schemei de sprijin de tip bonus;
- nivelul şi structura costurilor estimate de producători pentru anul respectiv, comparativ cu nivelul considerat justificat pentru fiecare categorie de cost la aprobarea anterioară a preţului reglementat, precum şi cu valorile realizate cu un an în urmă, luând în considerare fundamentarea din memoriul justificativ.
Valorile preţului de referinţă şi ale preţurilor reglementate pentru energia electrică aplicabile producătorilor de energie electrică şi termică în cogenerare care beneficiază de bonus, valorile bonusurilor de referinţă pentru energia electrică produsă în cogenerare de înaltă eficienţă şi valorile preţurilor de referinţă pentru energia termică produsă în cogenerare aferente celor trei tipuri de combustibil majoritar (combustibil solid, gaze naturale din reţeaua de transport, gaze naturale din reţeaua de distribuţie), pentru toată perioada de aplicare a schemei de sprijin se aprobă anual de ANRE.
Fiecare producător participant la contractele reglementate are stabilit şi comunicat de către ANRE nivelul justificat al preţului mediu de achiziţie a combustibilului pentru anul următor, pe baza analizei comparativ detaliate a preţului mediu de achiziţie a combustibilului realizat în anul curent şi a valorilor estimate pentru anul următor. La stabilirea acestuia se ţine seama de creşterile prudent estimate pentru anul următor ale preţurilor fiecărui tip de combustibil.
ANRE aprobă anual, prin ordin, valoarea contribuţiei pentru promovarea cogenerării de înaltă eficienţă.
Trimestrial, ANRE publică pe pagina de internet rapoarte de monitorizare a schemei de sprijin pentru promovarea cogenerării bazate pe cererea de energie termică utilă.
Fiecărui producător participant la contractele reglementate are stabilit şi comunicat de către ANRE nivelul justificat al costurilor fixe pe baza analizei comparativ detaliate a costurilor fixe considerate la stabilirea anterioară a preţurilor reglementate, a costurilor fixe realizate în anul curent şi a ratei inflaţiei estimată pentru anul următor.
ANRE stabileşte şi comunică fiecărui producător participant la contractele reglementate nivelul justificat al costurilor cu combustibilul pe baza preţului mediu de achiziţie a combustibilului stabilit, a valorilor de referinţă armonizate ale eficienţelor de producere separată a energiei electrice, aprobate prin Ordin al preşedintelui ANRE şi, după caz, a unei eficienţe globale de producere a energiei electrice şi termice de minim 70 %.
Conform acestei metodologii se încurajează adoptarea măsurilor de creştere a eficienţei energetice la producătorii de energie electrică şi termică în cogenerare.
ANRE are obligaţia de a aproba tarife reglementate de reţea pentru serviciile prestate de operatorii de reţea în beneficiul utilizatorilor reţelelor electrice publice de transport şi de distribuţie a energiei electrice, percepute pe baza contractelor reglementate pentru serviciul de transport şi serviciul de distribuţie a energiei electrice. Acestea sunt:
- tarifele pentru serviciul de transport al energiei electrice;
- tarifele pentru serviciul de distribuţie a energiei electrice;
- tarifele pentru serviciul de sistem;
- tariful practicat de operatorul pieţei de energie electrică.
"Metodologia de stabilire a tarifelor pentru serviciul de transport al energiei electrice" aprobată prin Ordinul ANRE nr. 53/2013, nu a schimbat principial modul de determinare a tarifelor pentru serviciul de transport faţă de perioada a doua de reglementare, ci reprezintă o formă îmbunătăţită a metodologiei stimulative de tip venit plafon, aplicată de ANRE începând cu anul 2005. Astfel, metodologia urmăreşte:
- 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 (CN Transelectrica SA) şi clienţii serviciului de transport;
- cadrul pentru funcţionarea eficientă a CN Transelectrica SA;
- prevenirea obţinerii de către CN Transelectrica SA oricăror avantaje posibile cauzate de poziţia de monopol;
- 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 CN Transelectrica SA.
- informarea publică şi transparentă privind procesul de reglementare.
Metodologii, are în vedere că veniturile reglementate anuale aferente serviciului de transport sunt prognozate pentru întreaga perioadă de reglementare (2014-2018) pe baza prognozei de costuri cu prestarea serviciului considerate justificate, precum şi pe baza programelor de investiţii anuale propuse de CN Transelectrica SA şi acceptate de ANRE.
Metodologia conţine mecanisme de stimulare a eficienţei serviciului de transport al energiei electrice prin promovarea investiţiilor eficiente în reţeaua electrică de transport, reducerea consumului propriu tehnologic, reducerea costurilor de operare şi mentenanţă şi creşterea calităţii serviciului.
Tariful de transport este de tip monom şi are două componente - de introducere a energiei în reţele şi de extragere a energiei electrice din reţele. Componentele tarifului de transport sunt diferite pe zone tarifare diferite, în funcţie de impactul pe care îl are introducerea sau extragerea energiei electrice în/din nodurile reţelei electrice, exprimat prin costul marginal nodal al transportului. Reţeaua de transport are şase zone de introducere (G) şi opt zone de extragere (L) a energiei electrice, prezentate în figura 3.5.
Figura 3.5 Reţeaua de transport cu zone de introducere şi extragere a energiei electrice
Nodurile reţelei electrice de transport se grupează pe zone tarifare, astfel:
- zonele de introducere a energiei electrice în reţea reprezintă grupări de noduri producătoare;
- zonele de extragere a energiei electrice din reţea reprezintă grupări de noduri consumatoare.
Criteriile de grupare a nodurilor pe zone de introducere/extragere a energiei electrice în/din reţea sunt următoarele:
- nivelul costurilor marginale datorate consumului propriu tehnologic de energie electrică este într-o marjă de variaţie de ±20% faţă de costul marginal mediu zonal aferent CPT, pentru minim 70% din numărul de noduri din zona tarifară;
- secţiunile caracteristice de reţea includ integral una sau mai multe zone tarifare.
Criteriul de grupare a nodurilor pe zone de extragere a energiei electrice din reţea ţine seama şi de delimitările relevante (de exemplu judeţe) ale reţelelor de distribuţie.
Tariful zonal transport (de introducere a energiei electrice în nodul producător sau de extragere a energiei electrice din nodul consumator) se determină ca suma între costul marginal datorat consumului propriu tehnologic şi cel datorat congestiilor în nodul respectiv şi un cost mediu nodal. Tarifele de transport sunt diferite pe zone tarifare diferite, în funcţie de impactul pe care îl are introducerea sau extragerea energiei electrice în/din nodurile reţelei electrice. Acest impact se exprimă prin costul marginal nodal al transportului.
Principalele aspecte pe care noua Metodologie le-a completat, îmbunătăţit, clarificat, având în vedere experienţa de aplicare a acestui tip de reglementare, sunt:
- definirea un mecanism suplimentar de stimulare a reducerii preţului de achiziţie a CPT cu posibilitatea reţinerii unei cote din câştigul valoric de eficienţă rezultat;
- stabilirea unor criterii de prioritizare a proiectelor de investiţii, unor condiţii privind determinarea duratei normale reglementate de viaţă a mijloacelor fixe rezultate din investiţii şi unor condiţii de recunoaştere în baza reglementată a activelor a investiţiilor realizate suplimentar faţă de planul de investiţii aprobat;
- includerea prevederilor din Regulamentul (CE) nr. 714/2009 şi din Regulamentul (UE) nr. 838/2010, potrivit cărora veniturile şi costurile rezultate din aplicarea mecanismului de compensare între operatorii de transport şi de sistem precum şi tariful reglementat de tranzit se determină de reţeaua europeană a operatorilor de transport şi de sistem de energie electrică - ENTSO-E şi nu de ANRE;
- includerea prevederilor din Regulamentul (UE) nr. 347/2013, potrivit cărora proiectele de interes european constituie o categoria aparte din cadrul investiţiilor esenţiale, a căror sursă de finanţare o constituie veniturile din alocarea capacităţii de interconexiune, respectiv alte fonduri europene;
- includerea prevederilor din Regulamentul (CE) nr. 714/2009, potrivit cărora veniturile realizate de operatorul de transport şi de sistem din alocarea capacităţii de transport pe liniile de interconexiune se utilizează pentru garantarea disponibilităţii reale a capacităţii alocate şi/sau pentru menţinerea sau creşterea capacităţilor de interconexiune prin investiţii în reţeaua de transport şi, în special investiţii în noi capacităţi de interconexiune.
(2)_
1.CN Transelectrica SA are obligaţia să prezinte anual la aprobare la ANRE Planul de investiţii justificând fiecare proiect de investiţie şi valoarea acestuia în funcţie de scopul urmărit, cum ar fi:
- înlocuirea mijloacelor fixe uzate, cu durată de viaţă depăşită;
- reducerea consumului propriu tehnologic (CPT);
- îmbunătăţirea calităţii serviciului de transport;
- creşterea capacităţii de transport a reţelei electrice;
- creşterea capacităţilor de interconexiune etc.
2.CN Transelectrica SA ierarhizează proiectele de investiţii după cum urmează:
a)proiecte esenţiale, în sensul proiectelor de investiţii care au ca scop crearea de active imobilizate esenţiale, destinate să asigure siguranţa în funcţionare a reţelei de transport şi a SEN, eliminarea congestiilor sistematice, precum şi asigurarea capacităţii reţelei de transport de a face faţă pe termen mediu fluxurilor de energie ce trebuie transportate prin SEN sau sistemele vecine, cu respectarea condiţiilor de siguranţă şi continuitate stabilite de normele tehnice în vigoare;
b)proiecte necesare în sensul proiectelor de investiţii care au ca scop crearea de active imobilizate necesare, destinate modernizării reţelei electrice de transport, reducerii consumului propriu tehnologic, asigurării calităţii şi performanţei serviciului de transport conform normelor şi standardelor aplicabile;
c)proiecte justificabile în sensul proiectelor de investiţii care au ca scop crearea de active imobilizate ce pot fi justificate prin cheltuielile generate în raport cu beneficiul pe care îl duc clienţilor. Se consideră proiecte justificabile următoarele: înlocuirea echipamentelor existente distruse, deteriorate sau depăşite moral, pentru care nu există piese de schimb şi pentru care nu mai pot fi executate lucrări de mentenanţă corespunzătoare, modificarea liniilor electrice prin creşterea nivelului de tensiune, înlocuirea conductoarelor/transformatoarelor pentru reducerea CPT, dublarea circuitelor sau a transformatoarelor pentru îmbunătăţirea siguranţei în funcţionare sau pentru reducerea CPT.
(3)_
"Metodologia privind tarifele pentru serviciul de distribuţie a energiei electrice prestat de operatorii de distribuţie concesionar" a fost modificată în anul 2013 şi a fost aprobată prin Ordinul ANRE nr. 72/2013. Aceasta metodologie determină tarifele reglementate în perioada a treia de reglementare (2014-2018) şi este o metodologie stimulativă de tip price cap.
Aplicarea acestui tip de reglementare stimulativă asigură:
- alocare echitabilă a câştigurilor rezultate prin creşterea eficienţei peste ţintele stabilite de ANRE, între operatorul de distribuţie şi beneficiarii serviciului de distribuţie;
- viabilitatea financiară a societăţilor de distribuţie;
- funcţionarea efectivă şi eficientă a societăţilor de distribuţie;
- prevenirea abuzului de poziţie dominantă a operatorului de distribuţie;
- promovarea investiţiilor eficiente în reţeaua de distribuţie a energiei electrice;
- promovarea unor practici eficiente de exploatare şi mentenanţă a reţelei de distribuţie a energiei electrice;
- folosirea eficientă a infrastructurii existente;
- operarea în condiţii de siguranţă a reţelei de distribuţie;
- îmbunătăţirea calităţii serviciului de distribuţie;
- abordare transparentă privind procesul de reglementare.
În conformitate cu prevederile acestei Metodologii, veniturile reglementate anuale aferente serviciului de distribuţie sunt prognozate pentru întreaga perioadă de reglementare (2014-2018) pe baza prognozei de costuri cu prestarea serviciului considerate justificate, precum şi pe baza programelor de investiţii anuale propuse de operatori şi acceptate de ANRE. Metodologia conţine mecanisme de stimulare a eficienţei serviciului de distribuţie a energiei electrice prin promovarea investiţiilor eficiente în reţea, reducerea consumului propriu tehnologic, reducerea costurilor de operare şi mentenanţă şi creşterea calităţii serviciului.
Tarifele de distribuţie sunt de tip monom (lei/MWh), fiind diferenţiate pe trei niveluri de tensiune: înaltă tensiune, medie tensiune, joasă tensiune. Tarifele de distribuţie sunt aprobate de ANRE pentru fiecare operator de distribuţie ţinând seama de caracteristicile specifice reţelelor de distribuţie din zona de consum.
Pentru perioada a treia de reglementare au fost stabilite şi prevederi noi faţă de cele aplicate în perioada a doua de reglementare. Printre aceste prevederi noi se subliniază următoarele:
- s-au inclus explicit obligaţii privind încadrarea lucrărilor de investiţii şi a lucrărilor de mentenanţă în cadrul costurilor justificate;
- venitul reglementat se reduce în cazul nerealizării investiţiilor din programul anual la un nivel de cel puţin 80 %;
- rata reglementată a rentabilităţii este egală pentru toţi operatorii şi se acordă un spor de rentabilitate pentru investiţiile în implementarea sistemelor de măsurare inteligentă;
- ANRE urmează să ajusteze şi să stabilească nivelul costurilor de operare şi mentenanţă controlabile, precum şi ţintele de consumuri proprii tehnologice în urma unui proces de analiză comparativă între operatori, pe baza datelor şi rezultatelor activităţii din primele două perioade de reglementare.
De asemenea, începând cu anul 2013, operatorii de distribuţie concesionari achiziţionează energie electrică pentru acoperirea consumului propriu tehnologice în regim concurenţial, din piaţa de energie electrică.
Metodologia aprobată prin Ordinul ANRE nr. 72/2013, conţine un mecanism de stimulare a reducerii costului cu CPT în reţelele electrice, prin recunoaşterea în venitul reglementat cu prestarea serviciului de reţea, a unui preţ de achiziţie a energiei electrice pentru acoperirea CPT care ar rezulta dintr-o achiziţie considerată optimă pe piaţa concurenţială de energie electrică.
Realizarea unui preţ de achiziţie cât mai mic presupune atât realizarea unei prognoze cât mai precise cât şi posibilitatea tranzacţionării energiei electrice pentru acoperirea CPT pe pieţele concurenţiale la un moment cât mai aproape de momentul de consum.
Având în vedere acest aspect, ANRE a elaborat şi supus dezbaterii publice un proiect de ordin prin care să se aprobe regulile privind tranzacţionarea energiei electrice pe piaţa concurenţială de energie electrică pentru achiziţionarea energiei electrice necesare acoperirii CPT în reţelele electrice, aplicabil atât operatorului de transport cât şi operatorilor de distribuţie concesionari.
Tarifele de distribuţie se aplică în baza unui contract de distribuţie tuturor utilizatorilor racordaţi la reţeaua electrică de distribuţie a operatorului de distribuţie, în concordanţă cu nivelul de tensiune la care este introdusă/extrasă energia electrică.
Tarifele de distribuţie sunt aprobate de ANRE pentru fiecare operator de distribuţie în parte fiind unice pentru reţeaua de distribuţie deţinută de operator.
ANRE verifică fundamentarea tarifelor de distribuţie pentru fiecare an al perioadei de reglementare. În procesul de verificare, Astfel ia în considerare la solicitarea transmisă de operatorul de distribuţie pentru perioada de reglementare, în principal, de:
- cantitatea justificată de energie electrică prognozată a fi distribuită, cu luarea în considerare a indicelui de creştere economică prognozat de Comisia Naţională de Prognoză pentru perioada respectivă;
- standardele de performanţă şi alte cerinţe impuse operatorului de distribuţie conform legislaţiei în vigoare;
- stabilitatea tarifelor;
- CPT reglementat pe niveluri de tensiune conform planului de reducere aprobat de ANRE;
- dezvoltarea optimă a reţelelor electrice de distribuţie;
- rata reglementată a rentabilităţii aplicată bazei reglementate a activelor reţelei de distribuţie;
- taxele stabilite de autorităţile centrale sau locale aferente serviciului de distribuţie;
- viabilitatea financiară a operatorului de distribuţie.
Programul de reducere a CPT se propune de operatorii de distribuţie şi se fundamentează pe baza următoarelor elemente: structura reţelelor electrice de distribuţie, volumul de instalaţii, structura energiei electrice distribuite pe niveluri de tensiune, tranzitul de energie electrică prin reţelele de distribuţie, costul investiţiilor necesare estimate etc.
În anul de referinţă al perioadei de reglementare, până la data de 1 octombrie, operatorii de distribuţie transmit la ANRE un program de reducere anuală a CPT pe niveluri de tensiune, corelat cu programele de investiţii anuale, aferente perioadei de reglementare. Acest programul conţine, pentru fiecare an al perioadei de reglementare şi fiecare nivel de tensiune,cerinţele de CPT pe care operatorul de distribuţie se obligă să le atingă, denumite ţinte CPT.
În programul de reducere anuală a CPT, operatorii de distribuţie au în vedere că ţinta CPT pe fiecare nivel de tensiune pentru primul an al oricărei perioade de reglementare trebuie să fie mai mică decât procentul de CPT realizat pe nivelul de tensiune respectiv în anul de referinţă al perioadei.
ANRE analizează programele de reducere anuală a CPT stabileşte ţintele CPT pentru fiecare operator de distribuţie. Ţintele CPT stabilite se utilizează atât la prognoza costurilor cu CPT reglementat, cât şi la efectuarea corecţiilor anuale ale veniturilor datorate modificării cantităţilor de energie electrică aferente CPT reglementat. ANRE are dreptul să impună modificarea programului de reducere anuală a CPT propus de operatorul de distribuţie,pe baza unei analize comparative între operatorii de distribuţie şi având în vedere ţinta CPT pentru anul de referinţă al perioadei de reglementare.
La aprobarea programului de reducere a CPT pe niveluri de tensiune, ANRE are în vedere reducerea cu prioritate a CPT pe nivelul de joasă tensiune.
Câştigul de eficienţă obţinut de operatorul de distribuţie pe fiecare nivel de tensiune din realizarea unui CPT mai mic decât ţinta aprobată este lăsat la dispoziţia operatorilor de distribuţie în proporţie de 25% pentru nivelurile de înaltă şi medie tensiune, respectiv de 50% pentru nivelul de joasă tensiune.
În tabelul 3.31 se prezintă evoluţia consumului propriu tehnologic recunoscut în tarif de ANRE în perioada 2008-2012 pentru diferiţi operatori de distribuţie.
Tabelul 3.31 Evoluţia consumului propriu tehnologic recunoscut în tarif de ANRE
Operatorul de Distribuţie | Consum propriu tehnologic recunoscut în tarif de ANRE [%] | ||||
Anul 2008 | Anul 2009 | Anul 2010 | Anul 2011 | Anul 2012 | |
ENEL Distribuţie Banat | 11,67 | 11,32 | 10,78 | 10,24 | 9,50 |
ENEL Distribuţie Muntenia | 13,05 | 12,16 | 11,27 | 11,39 | 9,50 |
ENEL Distribuţie Dobrogea | 10,70 | 10,39 | 10,07 | 9,75 | 9,50 |
CEZ Distribuţie Oltenia | 10,27 | 10,20 | 10,20 | 10,20 | 9,50 |
Având în vedere influenţa circulaţiilor de energie electrică reactivă asupra nivelelor de tensiune din SEN şi asupra consumului propriu tehnologic a fost elaborată şi "Metodologia pentru stabilirea obligaţiilor de plată a energiei electrice reactive şi a preţului reglementat pentru energia electrică reactivă" (Ordinul ANRE nr. 33/2014) care se aplică de către operatorii de reţea pentru stabilirea obligaţiilor de plată a energiei electrice reactive tranzitate prin punctele de decontare ale:
- locurilor de consum de energie electrică;
- locurilor de producere de energie electrică, precum şi ale locurilor de producere şi consum de energie electrică.
În conformitate cu metodologia este definit "Factorul de putere neutral" ce reprezintă factorul de putere limită până la care consumul de energie electrică reactivă nu influenţează semnificativ pierderile şi reglajul de tensiune/putere reactivă în reţeaua electrică, având valoarea stabilită experimental de 0,92 pentru regimul inductiv şi 1 pentru regimul capacitiv.
Consumul de energie electrică la un factor de putere mai mic decât factorul de putere neutral conduce la creşterea pierderilor de energie şi de putere în reţelele electrice, respectiv la reducerea eficienţei energetice a reţelelor electrice.
De aceea obligaţiile de decontare şi cea de plată a energiei electrice reactive reprezintă o măsură care are drept scop încurajarea utilizatorilor să limiteze tranzitul energiei electrice reactive prin punctele de decontare ale locurilor de producere/consum cu reţelele electrice publice prin:
- asigurarea schimbului nul de energie electrică reactivă cu reţetele la care acesta este racordat;
- consum la factor de putere mai mare sau egal cu factorul de putere neutral;
- aplicarea măsurilor de compensare a factorului de putere mediu al energiei electrice consumate prin montarea de echipamente specifice în instalaţiile de utilizare care îi aparţin.
Preţul reglementat pentru energia electrică reactivă se aprobă anual de ANRE pentru reţeaua electrică de transport şi distribuţie a energiei electrice. Aceste preţuri reglementate se stabilesc având în vedere creşterea pierderilor de energie electrică activă în reţelele electrice publice ca urmare a tranzitului de energie electrică reactivă. Preţul reglementat al energiei electrice reactive aprobat de ANRE pentru reţeaua electrică de transport, respectiv pentru toate reţelele electrice de distribuţie din zona de concesiune a fiecărui operator de distribuţie concesionar se stabileşte ca fiind 30% din preţul mediu estimat al energiei electrice active pentru acoperirea consumurilor proprii tehnologice în reţele aprobat de ANRE pentru CN Transelectrica SA, respectiv pentru operatorii de distribuţie concesionari.
În concluzie, se subliniază că metodologiile de stabilire a preţurilor şi tarifelor în domeniul energiei electrice încurajează creşterea eficienţei în activităţile participanţilor la piaţa de energie electrică în reducerea consumurilor proprii tehnologice. ANRE are obligaţia monitorizării modului în care se respectă metodologiile aprobate.
SUBSECŢIUNEA 2:3.7.1.2. Gaze naturale
ANRE are următoarele atribuţii şi competenţe:
- elaborează, aprobă şi aplică reglementări pentru organizarea şi funcţionarea pieţei de gaze naturale, privind asigurarea continuităţii şi siguranţei alimentarii cu gaze naturale a consumatorilor;
- elaborează, aprobă şi aplică criterii şi metode pentru aprobarea preţurilor şi pentru stabilirea tarifelor reglementate în sectorul gazelor naturale;
- elaborează şi aprobă contractele-cadru pentru furnizarea gazelor naturale, contractele-cadru pentru prestarea serviciilor de înmagazinare, de transport şi de distribuţie, precum şi contractele-cadru pentru activităţile conexe, desfăşurate în baza unor tarife reglementate;
- elaborează şi aprobă reglementări şi norme tehnice la nivel naţional care stabilesc criteriile de siguranţă tehnică, cerinţele tehnice minime de proiectare, execuţie şi exploatare, necesare pentru funcţionarea în condiţii de eficienţă şi siguranţă a obiectivelor din domeniul gazelor naturale;
- monitorizează respectarea reglementărilor privind organizarea şi funcţionarea pieţei de gaze naturale; respectarea reglementărilor privind accesul la conductele din amonte, depozitele de înmagazinare şi la sistemele de transport şi de distribuţie; aplicarea regulilor privind gestionarea şi alocarea capacităţilor de interconectare, împreună cu autoritatea sau cu autorităţile de reglementare din statele cu care există interconectare; modul de rezolvare a problemei capacităţii supraaglomerate a SNTGN TRANSGAZ SA; separarea efectivă a conturilor pentru activităţile de înmagazinare, transport, distribuţie şi furnizare a gazelor naturale şi a gaz natural lichefiat(GNL), a gaz petrolier lichefiat(GPL), a gaz natural comprimat pentru vehicule(GNCV), pentru evitarea subvenţiilor încrucişate între acestea.
Metodologia de tarifare a gazelor naturale are la bază un ansamblu de reguli imperative care corespund atât prevederilor europene, cât şi practicilor internaţionale în domeniul stabilirii preţurilor şi tarifelor.
"Metodologia pentru aprobarea preţurilor şi stabilirea tarifelor reglementate în sectorul gazelor naturale" (Ordinul ANRE nr. 22/2012) are ca scop stabilirea:
- preţurilor reglementate din sectorul gazelor naturale, la care se realizează furnizarea reglementată a gazelor naturale, denumite în continuare preţuri finale reglementate;
- tarifelor reglementate pentru serviciile de transport al gazelor naturale printr-un sistem de transport;
- tarifelor reglementate pentru serviciile de înmagazinare a gazelor naturale în depozite subterane;
- tarifelor reglementate pentru serviciile de distribuţie a gazelor naturale prin sistemele de distribuţie, denumite în continuare tarife de distribuţie printr-un sistem de transport.
La fel ca în cazul pieţei de energie electrică, ANRE defineşte şi pentru piaţa de gaze naturale principii clare şi metodologii detaliate privind stabilirea tarifelor de furnizare, transport, tranzit, înmagazinare şi distribuţie a gazelor naturale.
Tarifele sau preţurile finale de furnizare a gazelor naturale sunt împărţite pe categorii de consumatori: consumatori casnici (inclusiv consumatorii noncasnici care produc energie termică în centrale în cogenerare şi în centrale termice pentru populaţie) şi noncasnici (alţii decât cei descrişi anterior), în funcţie de ponderea acestora în coşul final de consum la gazele naturale din producţia internă sau de import.
Ca şi în cazul pieţei de energie electrică, autoritatea de reglementare a propus un calendar de liberalizare a preţurilor la gaze naturale, începând cu 1 decembrie 2012 pentru consumatorii noncasnici, şi cu 1 iulie 2013 pentru cei casnici. Piaţa pentru consumatorii noncasnici va fi complet liberalizată până la sfârşitul lui 2014, în timp ce în cazul consumatorilor casnici aceasta se va întâmpla până pe 1 octombrie 2018.
Alocarea costurilor între activităţile reglementate are la bază următoarele principii:
- cauzalitatea - costurile sunt atribuite în concordanţă cu activitatea care le determină;
- obiectivitatea - costurile sunt atribuite pe baze obiective fără a se urmări un interes ori obţinerea unor beneficii nemeritate;
- transparenţa - permite identificarea costurilor atribuite pe fiecărei activităţi;
- continuitate - regulile prin care costurile sunt atribuite pe activităţi sunt aplicate constant în timp.
În general, ANRE permite operatorilor de distribuţie să includă în tarif toate costurile justificate.
În general, acestea vor include, în primul rând, costurile operaţionale (OPEX), valoarea bazei activelor iniţiale reglementate înmulţită cu costul unitar de capital (de asemenea, reglementat), amortizarea activelor recunoscută de ANRE şi un câştig sau o creştere a rentabilităţii.
În cadrul OPEX este inclus şi consumul tehnologic calculat conform normelor,normativelor şi sau altor reglementări legale în vigoare.
Consumul tehnologic include în limitele acceptate de ANRE toate consumurile operatorului, inclusiv pierderile şi diferenţele de măsurare cu excepţia consumului energetic al acestuia. Diferenţa dintre costurile aferente consumului tehnologic, realizat anual de operatorul de distribuţie/transport/înmagazinare şi costurile estimate şi incluse în venitul de bază, la începutul perioadei de reglementare se regularizează anual în cadrul perioadei de reglementare având în vedere şi planul de reducere anuală a consumului tehnologic stabilit la începutul perioadei de reglementare şi se utilizează la ajustarea anuală a venitului. ANRE decide asupra valorii anuale inclusă în formula de ajustare a diferenţelor apărute. Astfel ajustările se realizează numai în măsura în care se obţine creşterea eficienţei economice conform ţintelor impuse de ANRE.
"Metodologiei de calcul al consumului tehnologic din sistemele de distribuţie a gazelor naturale" (Ordinul ANRE nr. 18/2014) are drept scop stabilirea unei metode unitare de calcul al consumului tehnologic de gaze naturale în sistemele de distribuţie.
Consumul tehnologic al unui sistem de distribuţie (SD) a gazelor naturale rezultă din însumarea volumelor de gaze naturale achiziţionate în vederea:
- asigurării presiunii de lucru într-un SD nou, în tronsoanele de conducte noi sau reabilitate;
- creşterii presiunii de lucru în SD existent;
- asigurării presiunii de lucru ca urmare a disipărilor de gaze naturale prin defecte ale obiectivelor din cadrul SD, montate suprateran;
- asigurării presiunii de lucru ca urmare a unor incidente tehnice în SD;
- asigurării presiunii de lucru ca urmare a permeabilităţii conductelor din polietilenă;
- compensării abaterilor înregistrate de echipamentele/sistemele de măsură în lipsa dispozitivelor de corecţie a cantităţilor de gaze naturale.
Consumul tehnologic se raportează, se transmite şi este certificat de către operatorii sistemelor de distribuţie (OSD) conform prevederilor Metodologiei de monitorizare a pieţei gazelor naturale, aprobată prin Ordinul preşedintelui ANRE nr. 5/2013.
OSD are obligaţia de a transmite lunar ANRE, pe adresa de email darag@anre.ro, în format electronic editabil, un fişier cu toate informaţiile detaliate, pentru fiecare eveniment care a generat un calcul de volum conform prezentei metodologii.
OSD are obligaţia să deţină documentele fiscale de achiziţie a cantităţilor de gaze naturale necesare asigurării consumului tehnologic calculat conform prevederilor prezente metodologii şi să prevadă în contractele de execuţie a lucrărilor clauze potrivit cărora toate pierderile de gaze naturale generate de vicii de execuţie, în perioada de garanţie a lucrărilor, sunt suportate de către executant; perioada de garanţie a lucrărilor nu poate fi mai mică de 2 ani de la data punerii în funcţiune a obiectivului.
OSD are obligaţia să ia toate măsurile necesare, inclusiv prin modernizarea SD şi/sau intensificarea activităţii de detectare a pierderilor de gaze naturale, astfel încât consumul tehnologic anual calculat conform prezentei metodologii, convertit în unităţi de energie, să nu depăşească o limită maximă acceptată de ANRE.
Aplicarea acestei metodologi asigură determinarea corectă a consumului tehnologic şi adoptarea măsurilor ce se impun pentru reducerea acestuia în vederea creşterii eficienţei energetice.
Rezultă astfel preocuparea permanentă pentru creşterea eficienţei energetice pe piaţa de gaze naturale sprijinită prin metodologiile de tarifare aprobate.
SUBSECŢIUNEA 3:3.7.1.3. Energie termică
Spre deosebire de piaţa energiei electrice şi a gazelor naturale, piaţa energiei termice din România are două autorităţi de reglementare principale: ANRE, pentru energia termică produs în cogenerare şi ANRSC (Autoritatea Naţională de Reglementare pentru Serviciile Comunitare de Utilităţi Publice), pentru energia termică produsă din alte surse decât cogenerarea.
În general, tarifele la energie termică includ costuri justificate de producţie, transport, distribuţie şi furnizare a energiei termice, inclusiv costuri pentru dezvoltarea şi modernizarea sistemului de alimentare centralizat cu energie termică, pierderi tehnologice, cheltuieli legate de protecţia mediului şi o marjă de profit (de maximum 5%).
Metodologia de stabilire a tarifului este similară cu cele din domeniul energiei electrice sau al gazelor naturale. Însă tarifele la energie termică sunt stabilite la nivel local (oraş sau comună), preţurile locale de referinţă fiind aprobate de autorităţile de reglementare. Faţă de preţurile locale de referinţă, autorităţile locale pot oferi subvenţii de diferite niveluri, în funcţie de anumiţi factori (sezonul de iarnă, veniturile consumatorilor casnici, etc.), rezultând, astfel, preţuri diferite la nivel de ţară.
SECŢIUNEA 2:3.7.2. Uşurarea şi promovarea răspunsului cererii
O dată cu intrarea în vigoare a noii Legi a energiei electrice şi gazelor naturale nr. 123/2012, structura pieţei angro de energie electrică a fost modificată substanţial, prin introducerea obligativităţii desfăşurării transparente, publice, centralizate şi nediscriminatorii a tuturor tranzacţiilor de pe piaţa concurenţială de energie electrică. În acest fel, noile tranzacţii între participanţii la piaţa angro de energie electrică trebuie să se încheie exclusiv în urma participării la una din pieţele centralizate organizate la nivelul operatorului de piaţă de energie electrică (SC OPCOM SA), singurul deţinător de licenţă ANRE pentru derularea respectivei activităţi (PZU, PCCB cu cele două modalităţi de tranzacţionare şi PI). Pentru a acoperi diversitatea nevoilor de tranzacţionare ale participanţilor la piaţa angro de energie electrică, la nivelul operatorului de piaţă sunt în fază de dezvoltare alte două modele de pieţe centralizate (Cadrul organizat de contractare a energiei electrice pentru clienţii finali mari şi respectiv Piaţa centralizată cu negociere dublă continuă a contractelor bilaterale de energie electrică).
Ordinele de dispecer (oferte acceptate) primite de producători determină energia angajată pe piaţa de echilibrare.
Pe piaţa angro de energie electrică au loc tranzacţii între diferitele categorii pe participanţi (producători, furnizori, distribuitori de energie electrică).
Dimensiunea pieţei angro este determinată de totalitatea tranzacţiilor desfăşurate pe aceasta de către participanţi, depăşind cantitatea transmisă fizic de la producere către consum; totalitatea tranzacţiilor include revânzările realizate în scopul ajustării poziţiei contractuale şi obţinerii de beneficii financiare. Astfel, pe piaţa angro sunt încheiate: contracte reglementate şi negociate bilateral între producători şi furnizori, contracte reglementate pentru asigurarea consumului propriu tehnologic în reţele, contracte negociate bilateral între producători sau între furnizori (încheiate direct sau prin intermediul platformelor de brokeraj), contracte reglementate între producători, precum şi obligaţii contractuale încheiate pe pieţele centralizate. Astfel participanţii la piaţa de energie electrică au acces la piaţa centralizată a contractelor bilaterale cu cele două modalităţi de tranzacţionare conform cărora contractele sunt atribuite prin licitaţie publică (PCCB) sau printr-un proces combinat de licitaţii şi negociere (PCCB-NC), la Ringul energiei electrice al BRM (Bursa Română de Mărfuri), la Piaţa pentru Ziua Următoare (PZU), la Piaţa de Echilibrare (PE) şi la Piaţa intrazilnică de energie electrică (PI).
Pe piaţa de energie electrică activează atât de operatori economici a căror activitate principală o constituie furnizarea de energie electrică; dintre aceştia unii sunt furnizori care îşi desfăşoară activitatea doar pe piaţa angro şi alţii care sunt furnizori activând şi pe piaţa cu amănuntul (inclusiv furnizorii impliciţi care acţionează atât pe segmentul reglementat, cât şi pe segmentul concurenţial al pieţei cu amănuntul).
Structura tranzacţiilor furnizorilor activi numai pe piaţa angro este următoarea:
- Achiziţii (import, contracte negociate cu alţi furnizori, contracte negociate cu producători, tranzacţii pe PCC. tranzacţii pe alte platforme, tranzacţii pe PZU);
- Vânzări (export, contracte negociate cu alţi furnizori, contracte negociate cu producători, tranzacţii pe PCC. tranzacţii pe alte platforme, tranzacţii pe PZU).
Structura achiziţiei de energie electrică pe piaţa angro a furnizorilor impliciţi (realizată înainte de ziua de livrare), pentru alimentarea consumatorilor în regim reglementat, este următoarea:
- contracte reglementate cu producători
- contracte negociate
- tranzacţii PCC
- tranzacţii Intrazilnice
- tranzacţii PZU.
Piaţa de echilibrare este componentă a pieţei angro de energie electrică pe care se manifestă direct concurenţa între producători.
Competiţia între producători se manifestă şi în ceea ce priveşte asigurarea rezervelor (STS) necesare pentru conducerea în siguranţă a sistemului energetic. Din cauza capabilităţilor diferite ale producătorilor de a asigura diferitele tipuri de servicii, competiţia liberă între aceştia nu poate fi echilibrată; ca urmare, s-a considerat necesară acoperirea cu cantităţi şi preţuri reglementate a unei importante cote din această piaţă.
Piaţa pentru ziua următoare (PZU) este o piaţă voluntară, deschisă atât la cumpărare, cât şi la vânzare tuturor participanţilor: producători, furnizori, operatori de reţea, în condiţiile stabilite prin reglementările aplicabile.
Din modul de funcţionare a pieţelor de energie electrică rezultă că se respectă cerinţele art. 15 alin. (8) al Directivei 2012/27/UE furnizorii de răspuns la cerere, inclusiv agregatorii fiind trataţi în manieră nediscriminatorie pe baza capacităţii lor tehnice.
SECŢIUNEA 3:3.7.3. Eficienţa energetică în proiectarea şi funcţionarea reţelei
SUBSECŢIUNEA 1:3.7.3.1. Eficienţa energetică în proiectarea Reţelelor Electrice de Transport
(1)În România există Codul Tehnic al Reţelelor Electrice de Transport ce stabileşte regulile şi cerinţele minimale de ordin tehnic pentru participanţii la piaţa de energie electrică, menite să realizeze funcţionarea sigură şi economică a SEN.
(2)Acest cod are ca obiective:
a)stabilirea unui set de reguli şi norme pentru asigurarea accesului utilizatorilor la RET;
b)stabilirea unui set de reguli şi norme pentru conducerea prin dispecer a SEN;
c)stabilirea responsabilităţilor şi obligaţiilor ale lui CN Transelectrica şi ale tuturor utilizatorilor RET;
d)specificarea parametrilor tehnici de calitate în funcţionarea RET;
e)stabilirea procedurilor de conducere prin dispecer a grupurilor generatoare, în conformitate cu regulile pieţei de energie electrică;
f)stabilirea cerinţelor tehnice pentru racordarea la RET;
g)stabilirea cerinţelor tehnice pentru grupurile dispecerizabile racordate la reţeaua electrică de distribuţie;
h)stabilirea principiilor pentru dezvoltarea RET;
i)stabilirea interfeţelor şi a fluxurilor informaţionale dintre CN Transelectrica SA şi utilizatorii RET.
(3)În conformitate cu capitolul 4 "Planificarea Dezvoltării Reţelelor Electrice de Transport", art. 123, activitatea de planificare a dezvoltării RET urmăreşte realizarea următoarelor obiective:
a.să asigure dezvoltarea RET astfel încât aceasta să fie corespunzător dimensionată pentru transportul de energie electrică prognozată a fi produsă, importată, exportată şi tranzitată şi să elaboreze un plan de dezvoltare în perspectivă;
b.să asigure funcţionarea în condiţii de siguranţă a SEN şi să permită transportul energiei electrice la niveluri de calitate corespunzătoare în conformitate cu prevederile prezentului Cod;
c.să concretizeze rezultatele activităţii de planificare a dezvoltării prin:
- iniţierea procedurilor necesare promovării investiţiilor noi în RET rezultate ca eficienţe;
- evaluarea costurilor marginale pe termen lung în fiecare nod al RET;
- furnizarea de informaţii pentru elaborarea sistemelor de tarife de transport.
(4)Între criteriile de dimensionare a instalaţiilor de compensare a energiei reactive este prevăzut şi criteriu conform căruia dimensionarea instalaţiilor de producere a puterii reactive necesare optimizării funcţionării SEN în scopul menţinerii tensiunii în banda admisibilă de funcţionare şi reducerii consumului propriu tehnologic în stare normală de funcţionare se realizează pentru o perspectivă de până la 5 ani în regimurile de încărcare maximă a RET (art. 134).
(5)Eficienţa investiţiilor în RET pe termen scurt şi mediu trebuie să fie justificată în faza de planificare, cel puţin pe baza duratei de recuperare actualizate unul din criteriile de apreciere a beneficiilor fiind reducerea CPT.
(6)Studiile de planificare a RET pe termen lung de 10 ani trebuie să prezinte soluţii de dezvoltare ierarhizate pe criterii economice avându-se în vedere şi criteriul de creştere a eficienţei energetice.
SUBSECŢIUNEA 2:3.7.3.2. Eficienţa energetică în funcţionarea Reţelelor Electrice de Transport
ANRE a stabilit pentru CN Transelectrica SA ţinte de reducere a ponderii CPT în RET din totalul energiei electrice transportate, energia corespunzătoare acestor ţinte urmând a fi achiziţionată prin contracte reglementate, costul aferent fiind inclus în tariful de transport.
Nerespectarea acestor ţinte conduce la cheltuieli suplimentare cu energia necesară acoperirii CPT-ului, cheltuieli nerecunoscute în tariful de transport şi suportate din bugetul propriu al CN Transelectrica SA.
În anul 2013 CPT exprimat ca pierderi totale de energie electrică a fost de 1,031 TWh reprezentând 2,52% din total surse fiind mai mare ca cel din anul 2012 (2,32% din total surse). Această valoare este mai mare ca norma de 2% aprobată de ANRE.
Evoluţia CPT este un rezultat al evoluţiei mai multor factori şi anume:circulaţii de putere rezultate ca urmare a repartiţiei teritoriale a consumului şi producţiei, performanţele echipamentelor care constituie reţeaua, factorii meteorologici, nivelul tensiunilor în SEN. Consumul propriu tehnologic creşte odată cu volumul de energie electrică transportată, cu distanţa dintre instalaţiile producere şi locurile de consum şi scad odată cu creşterea nivelului de tensiune al reţelei când umiditatea atmosferică este mică, dar pot creşte dacă umiditatea este mare.
CN Transelectrica S.A. urmăreşte în permanenţă, în fazele de proiectare a reţelei, în programarea funcţionării şi în exploatare reducerea CPT. Principalele măsuri aplicate sunt:
- tarife zonale diferenţiate pentru stimularea prin mecanisme de piaţă a reducerii distanţei dintre instalaţiile producere şi locurile de consum;
- reglarea nivelului de tensiune al reţelei corelat cu condiţiile atmosferice;
- achiziţionarea de echipamente moderne cu performante superioare din punct de vedere al pierderilor specifice;
- introducerea centrele de cost nodale, care furnizează informaţii cu privire la cheltuielile cu CPT alocate fiecărui nod al RET şi oportunităţile de investire;
- managementul CPT în instalaţii.
CPT în RET este influenţat în cea mai mare măsură de distanţa între centrele de producţie şi cele de consum, deci de modul în care se distribuie acoperirea sarcinii pe grupurile existente în SEN şi de volumul şi destinaţia schimburilor internaţionale. Din figura 3.6 rezultă situaţia favorabilă din acest punct de vedere a structurii de producţie şi soldului în anii 2007, 2008 şi 2012 care a condus la scăderea ponderii CPT în energia transportată.
Figura 3.6 Evoluţia valorilor anuale ale CPT şi a ponderii acestuia în energia electrică transportată
În acţiunea de reducere a CPT CN Transelectrica SA urmăreşte atât programarea optimă a regimurilor de funcţionare cât şi realizarea retehnologizării staţiilor Bucureşti Sud 400/220/110/10 kV, Braşov 400/110/m.t kV, Barboşi 220/110/kV, Tulcea Vest 400/110/m.t kV, Domneşti 400/110/m.t kV, Ungheni 220/110 kV etc. De asemenea realizează înlocuiri de transformatoare, autotransformatoare şi bobine de compensare şi trecerea la tensiunea de 400 kV a arterei de vest Porţile de Fier, Reşiţa, Timişoara, Arad.
SUBSECŢIUNEA 3:3.7.3.3. Eficienţa energetică în proiectarea Reţelelor Electrice de Distribuţie(RED)
În conformitate cu Codul Tehnic al Reţelelor de Distribuţie planificarea dezvoltării şi modernizării reţelelor electrice de distribuţie în cadrul SEN se realizează de către fiecare Operator de Distribuţie.
Planificarea dezvoltării RED se face corelat cu cea a RET, cu balanţa echilibrată pentru funcţionarea interconectată sincronă a tuturor instalaţiilor la frecvenţa nominală de 50 Hz şi care se verifică de către CN Transelectrica SA la funcţionare interconectată sincronă cu alte sisteme electroenergetice.
Planificarea dezvoltării RED se face având în vedere o funcţionare sigură, stabilă, cu respectarea standardului de performanţă pentru serviciul de distribuţie a energiei electrice şi cu aplicarea următoarelor principii:
- utilizarea capacităţii disponibile a RED, până la limita economică a acesteia;
- alegerea variantei de dezvoltare cu eficienţă economică maximă;
- îndeplinirea condiţiilor impuse prin standardul de performanţă pentru serviciul de distribuţie;
- asigurarea funcţionării economice a reţelelor de distribuţie în condiţiile variaţiei sarcinii;
- încadrarea în prevederile normelor de securitate a personalului, de prevenire a incendiilor şi în legislaţia privind protecţia mediului.
Verificarea dimensionării RED se face conform normelor tehnice energetice în vigoare, ţinând seama de următoarele 4 criterii de proiectare şi anume:
- criteriul economic;
- criteriul stabilităţii termice în regim de durată;
- criteriul stabilităţii termice şi dinamice în regim de scurtcircuit;
- criteriul căderii de tensiune admisibile.
Criteriul economic are în vedere, de regulă, minimizarea unui ansamblu de cheltuieli actualizate la un acelaşi an de referinţă, ansamblu care însumează efortul de investiţii, cheltuieli anuale datorate pierderilor de putere şi energie şi cheltuieli anuale ulterioare de exploatare, precum şi eventuale daune.
Pentru dimensionarea RED de 110 kV cu posibilităţi de funcţionare în schemă buclabilă, se utilizează şi criteriul (n-1). Pentru liniile care evacuează energie de la centrale electrice la acest nivel de tensiune, centralele se consideră cu maxim şi minim de putere în funcţiune. Pentru liniile radiale de 110 kV şi instalaţiile de MT, rezervarea se va stabili pe criterii economice.
Planificarea investiţiilor în RED pe termen scurt şi mediu se va face prioritar, în funcţie de durata de recuperare actualizată.
Studiile de planificare a RED pe termen lung (10 ani) trebuie să prezinte soluţii de dezvoltare ierarhizată pe criterii economice.
SUBSECŢIUNEA 4:3.7.3.4. Eficienţa energetică în funcţionarea Reţelelor Electrice de Distribuţie
ANRE a stabilit pentru Operator de distribuţie ţinte de reducere a ponderii CPT în RED din totalul energiei electrice distribuite, energia corespunzătoare acestor ţinte urmând a fi achiziţionată prin contracte reglementate, costul aferent fiind inclus în tariful de distribuţie.
Nerespectarea acestor ţinte conduce la cheltuieli suplimentare cu energia electrică necesară acoperirii CPT-ului, cheltuieli nerecunoscute în tariful de distribuţie şi suportate din bugetul propriu al Operatorului de distribuţie
Din analiza CPT realizat la diferiţi Operatori de distribuţie în perioada 2008-2012 (tabelul 3.31) se remarcă faptul că cele mai mari cele mai mare CPT apare în reţelele de joasă tensiune şi cel mai mic CPT apare în reţelele de înaltă tensiune ceea ce impune adoptarea unor măsuri de reducerea CPT în special în reţelele de joasă tensiune.
ANRE pentru perioada 2014-2018 a definit CPT reglementat pe nivele de tensiune în scopul stimulării măsurilor de reducere a CPT corelat cu situaţia reală a reţelelor şi a repartiţiei consumurilor de energie electrică. (tabelul 3.32)
Tabelul 3.32 Evoluţia consumului propriu tehnologic reglementat de ANRE pe perioada 2014-2018
Operatorul de Distribuţie | Nivel de tensiune | Consum propriu tehnologic reglementat de ANRE [%] | ||||
2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | ||
ENEL Distribuţie Banat | ÎT | 0,66 | 0,66 | 0,65 | 0,64 | 0,63 |
MT | 3,67 | 3,64 | 3,60 | 3,57 | 3,54 | |
JT | 14,70 | 14,60 | 14,50 | 14,30 | 14,14 | |
ENEL Distribuţie Muntenia | ÎT | 0,63 | 0,62 | 0,61 | 0,60 | 0,59 |
MT | 3,52 | 3,51 | 3,47 | 3,44 | 3,40 | |
JT | 16,04 | 16,00 | 15,96 | 15,64 | 15,34 | |
ENEL Distribuţie Dobrogea | ÎT | 1,72 | 1,72 | 1,72 | 1,71 | 1,71 |
MT | 2,48 | 4,47 | 4,45 | 4,35, | 4,24 | |
JT | 13,25 | 13,24 | 13,23 | 13,22 | 13,21 | |
CEZ Distribuţie Oltenia | ÎT | 1,18 | 1,17 | 1,16 | 1,15 | 1,14 |
MT | 4,01 | 4,00 | 3,99 | 3,98 | 3,97 | |
JT | 22,00 | 20,00 | 19,00 | 18,00 | 17,00 | |
E.ON Distribuţie Moldova | ÎT | 1,00 | 0,99 | 0,98 | 0,97 | 0,96 |
MT | 2,85 | 2,84 | 2,83 | 2,81 | 2,80 | |
JT | 18,50 | 17,50 | 17,00 | 16,50 | 16,00 | |
Electrica Distribuţie Muntenia Nord | ÎT | 1,03 | 1,02 | 1,01 | 1,00 | 0,99 |
MT | 6,20 | 6,05 | 5,90 | 5,75 | 5,50 | |
JT | 14,63 | 14,60 | 14,57 | 14,54 | 14,51 | |
Electrica Distribuţie Transilvania Sud | ÎT | 1,11 | 1,08 | 1,07 | 1,06 | 1",05 |
MT | 4,14 | 4,13 | 4,12 | 4,10 | 4,07 | |
JT | 17,30 | 16,90 | 16,20 | 15,80 | 15,50 | |
Electrica Distribuţie Transilvania Nord | ÎT | 1,13 | 1,12 | 1,11 | 1,10 | 1,00 |
MT | 4,55 | 4,54 | 4,53 | 4,52 | 4,51 | |
JT | 12,43 | 12,16 | 11,73 | 11,20 | 10,82 | |
În vederea reducerii CPT Operatorii de distribuţie execută modernizarea reţelelor de medie şi joasă tensiune prin schimbarea secţiunii conductoarelor, renunţarea la tensiunile de 6 şi 10 kV şi trecerea la tensiunea de 20 kV, înlocuirea transformatoarelor cu pierderi mari şi neadecvate pentru punctul de consum cu transformatoare moderne şi adaptate punctului de consum, montarea de contoare inteligente,etc.
SECŢIUNEA 4:3.7.4. Economii realizate de la toate măsurile privind furnizarea energiei
În tabelul 3.33 se prezintă economiile de energie realizate prin aplicarea măsurilor ce se vor realiza în perioada 2014-2020 prin programele de investiţii aprobate de ANRE cei 8 Operatori de distribuţie.
Tabelul 3.33 Reducerea consumului propriu tehnologic în RED în perioada 2014-2020
Nr. crt. | Operatorul de distribuţie | Lucrarea | UM | Plan 2014-2020 | Total estimat reducere pierderi | |
MWh | tep | |||||
1 | CEZ Distribuţie Oltenia | Modernizare reţea MT | km | 630 | 58.150 | 5.000 |
Modernizare reţea jT | km | 728 | 4.410 | 379 | ||
Înlocuire Trafo pt. reducere pierderi | buc. | 1075 | 2.200 | 189 | ||
Montare contoare inteligente | buc. | 527.000 | 20.000 | 1720 | ||
Total | - | - | 84.760s | 7.288 | ||
2 | E.ON Distribuţie Moldova | Modernizare comutatori ploturi la trafo 110/20 kv | buc. | 3710 | 319 | |
Modernizare reţea jT | km | 18.000 | 1561 | |||
Înlocuire Trafo pentru reducere pierderi | buc. | 9.300 | 800 | |||
Montare contoare inteligente | buc. | 75.000 | 6450 | |||
Total | 106.170 | 9.130 | ||||
3. | ELECTRICA Distribuţie Filialele Muntenia Nord,. | Modernizare reţea MT | km | 1.100 | 78.000 | 6.707 |
Modernizare reţea jT | km | 1.100 | 55.000 | 4.729 | ||
Înlocuire Trafo pentru reducere pierderi | buc. | 3.380 | 27.300 | 2.347 | ||
Montare contoare inteligente | buc | 150.000 | 8.000 | 688 | ||
Total | - | - | 168.300 | 14.471 | ||
4. | ELECTRICA Distribuţie Filiala Transilvania Sud, | Modernizare reţea MT | km | 800 | 70.000 | 6.019 |
Modernizare reţea jT | km | 1.100 | 55.000 | 4.729 | ||
Înlocuire Trafo pentru reducere pierderi | buc. | 2.900 | 23.400 | 2.012 | ||
Montare contoare inteligente | buc. | 200.000 | 10.000 | 860 | ||
Total | - | 158.400 | 12.620 | |||
5 | ELECTRICA Distribuţie Filiala Transilvania Sud | Modernizare reţea MT | km | 1.350 | 75.000 | 6.449 |
Modernizare reţea jT | km | 1.550 | 73.000 | 6.277 | ||
Înlocuire Trafo pentru reducere pierderi | buc. | 3.380 | 27.300 | 2.347 | ||
Montare contoare inteligente | buc. | 150.000 | 7.000 | 602 | ||
Total | - | 182.300 | 15.675 | |||
6 | ENEL Distribuţie Dobrogea ENEL Distribuţie Banat ENEL Distribuţie Muntenia | Modernizare reţea MT | km | 3.100 | 140.467 | 12.078 |
Modernizare reţea jT | km | 4.500 | 175.055 | 15.052 | ||
Înlocuire Trafo pentru reducere pierderi | buc. | 2.700 | 34.960 | 3.006 | ||
Montare contoare inteligente | Buc. | 550.000 | 54.428 | 4.680 | ||
Total | - | 404.910 | 34.816 | |||
Înlocuirea unor transformatoare şi bobine de compensare în perioada 2014-1020 contribuie la reducerea CPT la CN Transelectrica SA cu circa 2000 tep.
SECŢIUNEA 5:3.7.5. Finanţarea măsurilor privind furnizarea energiei
Finanţarea investiţiilor realizate de CN Transelectrica SA şi de Operatorii de distribuţie se va face din surse proprii şi surse atrase. Există posibilitatea susţinerii din Fonduri Europene în conformitate cu precizările din subcapitolul 3.1.1.