Workshop mass-media | ACUE...• Ediţia curentă 2016 (2016-2025) • Ediţia următoare 2018...

1 1

Workshop mass-media | ACUE

www.transelectrica.ro

Transelectrica SA

Operatorul de Transport și Sistem al Sistemului Electroenergetic Național al României

We lead the power

Bazele activităţii de

transport al energiei electrice

Prezentare pentru mass-media

ACUE

28 noiembrie 2016

2 2



Transportul energiei electrice

• Operarea, întreținerea și dezvoltarea

rețelei

• Operarea interconexiunii

transfrontaliere de energie electrică

• Acces liber reglementat la rețea

Servicii de sistem

• Monitorizarea în timp real a

sistemului energetic național

• Planificarea balanței producție-

consum şi a soldului SEN

• Dimensionarea rezervelor de putere

pentru echilibrarea sistemului

Piața de echilibrare

• Compensarea și decontarea

dezechilibrelor balanței producție-

consum

Activităţi de bază OTS

3 3



Emitere Certificate Verzi

• Registru unic emitere CV

(certificatele sunt tranzacţionate

ulterior pe piaţa centralizată Opcom)

Administrare schemă de sprijin

pentru cogenerarea de înaltă

eficienţă

• Colectare contributii de la furnizori si

plata bonus catre producatorii in

cogenerare calificati

Agent de transfer pe piata de

energie PZU cuplata 4MMC

(CZ+SK+HU+RO)

• Decontarea pozitiei nete de

export/import a pietei pe granita

RO-HU

Activităţi auxiliare

4 4



8.834 km

Lungime rețea

≈55 TWh

Consum intern 2015

400/220/110 kV

Niveluri tensiune operate

99,9986 %

Disponibilitate rețea 2015

81 Stații de transformare

8.488 MW

Vârf consum 2015

Cifre operaționale

5 5



Cărbune 6385 MW

26%

Gaz 5656 MW

23% Nuclear

1413 6%

Hidro 6741 MW

27%

Eolian 3023 MW

12%

Solar 1334 MW

5%

Biomasă 121 MW

1%

Parcul național de

producere energie electrică (putere instalată)

1 Iulie 2016

24,672 MW

Centrală MW

Turceni 1.600

Rovinari 965

Mintia 960

Petrom Brazi 885

Porțile de Fier (I) 1.166

Ciunget (Lotru) 510

Porțile de Fier (II) 247

Marișelu 220

Vidraru 220

Cernavodă 1.413

Capacități de producere (putere instalată)

Capacitate de producere

6 6



Casnic

Industrial

Hidroelectrica

Nuclearelectrica

CE Oltenia

CE Hunedoara

Electrocentrale

TRANSELECTRICA

Operator de

Transport și Sistem

acoperire națională

ENEL

ENEL

ENEL

E.ON

CEZ

Electrica

Electrica

Electrica

OPCOM

Bursa de energie

(piața angro)

ENEL Energy

CEZ Vânzare

EON Furnizare

Electrica - Furnizare

Alți furnizori

independenți

Eolian

Solar

OMV- Petrom

Romgaz

100%

Producție Transport Distribuție Furnizare Consum

Alți producători

Monopoluri reglementate (rețele) Concurență Concurență Liberalizare prețuri

Vedere sectorială

Stadiu liberalizare:

• casnic - termen 2017

• industrial - finalizat

2017

7 7



Segmente unde a fost

introdusă concurenţa

Producţie Transport

(TSO) Distribuţie Furnizare

Segmente reglementate

Reţele - monopoluri naturale

Unbundling

Transelectrica deţine o poziţie neutră şi

echidistantă pe piaţa energiei electrice în

calitate de Operator de Transpot şi Sistem

Transelectrica este independentă de

interese comerciale din zonele concurenţiale

ale sectorului: producţie şi furnizare

Certificare model “ownership unbundling”

• ANRE (MO 08 Dec 2015)

• CE (JO 08 Ian 2016)

8 8



Piață Rol Transelectrica

Piața energiei electrice Operator al infrastructurii de transport care

face posibilă livrarea energiei tranzacționate Tranzacții proprii în piață: cumpărare energie pentru acoperire CPT

Piața serviciilor de sistem (rezerve de putere pentru echilibrarea SEN)

Cumparător unic (prin proceduri concurențiale: licitații)

Piața de echilibrare

Administrator piață

(decontare dezechilibre consum-producție)

PRE propriu: CPT, Schimburi neplanificate

Piața capacității de transfer

transfrontalier

Alocare capacitate disponibilă către piață (prin proceduri concurențiale în situațiile în care cererea de capacitate

transfrontalieră depășește capacitatea disponibilă)

Piața certificatelor verzi Emitent certificate verzi (certificatele emise de Transelectrica se tranzacționează pe piața

centralizată Opcom)

Piețe de energie și conexe

9 9



• Piata Contractelor Bilaterale (PCCB) – piata la

termen (livrarea energiei are loc la intervale de timp

mari de la momentul tranzactiei)

• Piaţa pentru Ziua Următoare (PZU) şi Piaţa Intra-

zilnică (PI) – piete pe termen scurt (livrarea energiei

are loc la intervale de timp mici - 1 zi sau mai putin - de

la momentul tranzactiei);

Notificari fizice – suma tuturor volumelor tranzactionate

pe pietele de mai sus (premergatoare Pietei de

Echilibrare);

• Piata de Echilibrare (PE) rezolva in timp real

dezechilibrele productie-consum aparute in

functionarea efectiva

• PE este obligatorie pentru toate unitatile

dispecerizabile (oferte pentru echilibrare)

• Energia de echilibrare se achizitioneaza pe PE intr-un

cadru concurențial

• PE asigură îndeplinirea integrală a obligațiilor

contractuale asumate de cumpăratori/vânzători pe

piețele anterioare (PCCB, PZU, PI)

1 24232221201918171615141312111098765432

P [MW]

Time

Bilateral Contracts

Purchasing DAM+ID Sale DAM+ID Physical notificationDemand Forecast

1 24232221201918171615141312111098765432

P [MW]

Time

Balancing Market Control

Physical notification

Real Time Demand

Piaţa de echilibrare

10 10



Tarife Transelectrica

Activitate Tarif

Transportul energiei electrice costuri justificate: operare și mentenanță rețea,

investiții, consum propriu tehnologic, congestii (limitări: costuri de natură controlabilă, consum propriu tehnologic)

Racordarea la rețeaua

electrică de transport

costul racordării la rețea a utilizatorului

(echipamente, lucrări de instalare)

Servicii de sistem funcționale (dispecerizare SEN)

costuri justificate: operare și mentenanță

infrastructură de dispecerizare, investiții,

schimburi neplanificate cu țările vecine

Servicii de sistem tehnologice (rezerve de putere pentru echilibrarea SEN)

costuri cu achiziția rezervelor de putere (reglaj

secundar, reglaj terțiar rapid, reglaj terțiar lent)

11 11



Costuri

recunoscute

Venituri

permise=

BARAmortizare

active

Cost finanţare active

Durate de viaţă

WACC

CAPEX

ConsumPropriu

Tehnologic

Congestii reţea

Inter-TSOTranzit

O&MNecontrolabil

O&MControlabil

OPEX CPT %

Preţ unitar

Energieintrată în reţea

Factoreficienţă

Venit din surse

non-tarif

Venit din Tarif

(venitreglementat)

: Volum (MWh)

Tarif (Lei/MWh)

Alocare capacitate

Tranzit ţări perimetrice

Alte venituri

5Y

5Y

Y

5Y

5Y

Y

Y

Y

Y

Y

Y

Y

Y

Y

5Y

Y

Corecţii ex-post aplicate o dată la 5 ani

Corecţii ex-post aplicate anual

Venit plafon

inflaţie – ţinte eficienţă

Perioade de reglementare de

5 ani

Revizuiri anuale ale tarifului

Sistem de colectare a

venitului reglementat bazat

pe energie ca unitate

facturată

(Leu/MWh)

Cadru de calcul ex-ante (cu corecții ex-post)

Tarif transport

Transport

12 12



Transport Servicii Funcționale de Sistem

Lei /

MWh

Lei /

MWh

Perioada de reglementare este 5 ani

• Concept de baza: venit plafon

• Perioada curenta: 1-Iul-2014 30-Iun-2019

• Parametrii de calcul pentru 5 ani (planul de investitii, cheltuieli de

operare si mentenenta, consumul propriu tehnologic, cerintele de

eficienta) – definiti de ANRE

• Tarifele sunt revizuite anual

Perioada de reglementare este 1 an

• Concept de baza: cost plus

• Perioada curenta : 1-Iul-2016 30-Iun-2017

• Parametrii de calcul pentru fiecare an (planul de investitii, cheltuieli

de operare si mentenenta, cheltuieli cu schimburile neplanificate

cu retelele tarilor vecine) – definiti de ANRE

• Tarifele sunt revizuite anual

-10,8% -6,8%

+1,5% 12,7%

0,0%

4,7%

10,4% 5,4%

5,2%

Jul-16

18,70

Jul-15

20,97

Jul-14

22,50

Jan-14

22,16

2013

21,16

2012

18,77

2011

18,77

2010

17,00

2009

16,13

2008

15,33

-17,6%

-18,4% 52,6%

6,5% 0,0% 7,0%

1,30

0,0% 22,0%

Jul-16

+11,1%

Jul-15

1,17

Jul-14

1,42

Jan-14

1,74

2013

1,14

2012

1,07

2011

1,07

2010

1,00

2009

1,00

2008

0,82

Istoric tarife aprobate

13 13



Structura pretului la final

1: SFS - Servicii Functionale de Sistem (Dispecer), 2: STS - Servicii Tehnologice de Sistem (rezerve pentru echilibrarea SEN)

Sursa: Studiul Boston Consulting Group comandat de ACUE (2015)

Suport Regenerabile

Suport Cogenerare

Furnizare

Retele (Distributie)

Retele (Transport)

Servicii de Sistem

Productie

4.2%

6.5%

TVA

47.7%

6.0%

3.5%

8.8%

4.1%

19.1%

Productie

Servicii de Sistem

Retele (Transport)

Retele (Distributie)

Furnizare

Suport Cogenerare

Suport Regenerabile

TVA

28,2%

2,5% 3,9%

35,2%

2,9%

5,3% 2,5%

19,4%

€

Casnic Industrial

Anul 2014

din care:

SFS1 0.3%

STS2 2.3%

din care:

SFS1 0.5%

STS2 3.7%

14 14



Plateste tarif de

transport

(TG)

Plateste tarif de

transport

(TG)

Plateste tarif de

transport

(TL)

Furnizorul

consumatorului

plateste tarif de

transport

(TL)

Nu se plateste tarif

de transport pentru

import / export

(TG / TL)

Perimetrul de facturare

Clientii de transport

Perimetru de

facturare

15 15



Sursa: ENTSO-E’s annual tariff survey (www.entsoe.eu)

• Diferite modele de venit (cost plus, venit plafon, yardstick)

• Diferite compozitii ale bazei de costuri recunoscute

• Diferite modalitati de remunerare a fondurilor investite in active

Situatie comparativa realizata conform metodologiei ENTSO-E de normalizare a sistemelor tarifare in scopul asigurarii comparabilitatii (2015)

Romania

• Preturi diferite la nivelul tarilor (nivelul de dezvoltare a economiilor nationale)

• Perioade de reglementare diferite (1/3/4/5 ani)

• Baze de facturare diferite (energie MWh vs. putere MW)

Sistemele de tarifare practicate in Europa au un grad inalt de eterogentitate

Eur/MWh

Tariful de transport in Europa

http://www.entsoe.org/

17 17



TRANSELECTRICA S.A.

Web: www.transelectrica.ro

Corespondență: Olteni 2-4, sector 3, București România

E-mail: [email protected]

Tel: +40 213035611

Fax: +40 213035610

Toni Teau Director General Executiv

Mircea Cremenescu Director | Dispecerul Energetic Naţional

George Vişan Director | Pieţe de Energie

Adrian Şuţa Manager | Tarife Reglementate

Miron Savu Manager | Comunicare

Contact

18 18



19 19



174158

465480476

781

909

684570

359

2020 2017 2018 2025 2022 2021 2019 2024 2023 2016

mil lei

≈5,1 mld lei

2016-2025

Retehnologizarea rețelei existente

Creșterea capacității de transport a producției din Dobrogea

Creșterea capacității de interconexiune transfrontalieră

• Platformă integrată de dispecerizare pentru conducerea SEN

• Staţiile Domneşti 400/110/20 kV, Smârdan 400/110/20 kV, Bradu 400/110/20 kV,

Pelicanu 400/110 kV, Isaccea 400 kV, Turnu Severin Est 220/110 kV etc.

• LEA Gutinaș-Smârdan, LEA Cernavodă-Stâlpu, LEA Constanta Nord - Medgidia Sud (linii

noi), Statia Stalpu 400 kV (statie noua)

• LEA Brazi Vest - Teleajen – Stalpu (trecere la 400 kV)

• Axul Banat: LEA Porțile de Fier – Resita-Timisoara-Sacalaz-Arad (trecere la 400 kV)

• LEA Gădălin-Suceava (linie nouă)

• LEA Suceava (RO) – Bălți (MD) (linie nouă)

• LEA Resita (RO)- Pancevo (Serbia) –(linie noua)

Proiecte selectate (exemplificativ)

1.000+

km linii noi

40 stații

retehnologizate

Axe principale de dezvoltare RET

Nou Platformă nouă

dispecer

calendar capex - plan dezvoltare RET

Plan dezvoltare RET 10 ani

20 20



CONSUMUL INTERN

Industrial şi casnic

Plan naţional de dezvoltare a reţelei pe 10 ani

• Frecvenţa actualizării 2 ani

• Ediţia curentă 2016 (2016-2025)

• Ediţia următoare 2018 (2018-2027)

Planificarea dezvoltării Reţelei Electrice de Transport

Factorii consideraţi în procesul planificării (evoluţii actuale şi prognozate)

PRODUCŢIA INTERNĂ

Structură, amplasare

FLUXURI TRANSFRONTALIERE

Tranzit, export, import

Regimuri de

funcţionare

a reţelei electrice de transport

Planificare integrată a dezvoltării reţelelor la nivel European

Planurile reţelelor naţionale sunt integrate în

planuri regionale şi mai departe în masterplanul

european TYNDP (Ten-Year Network

Development Plan)

• PARCUL DE PRODUCŢIE ÎN DOBROGEA

Priorităţi strategice pentru S.E.N.

• INTERCONECTIVITATE TRANSFRONTALIERĂ

• ALIMENTARE CONSUM ÎN ZONE DEFICITARE

Energie eoliană și fotovoltaică, posibil două reactoare nucleare noi

Interfața vestică (Serbia, Ungaria)

Interfața estică (Moldova)

Transilvania Nord-Vest, Moldova (închidere inel național 400 kV)

• RETEHNOLOGIZARE REȚEA EXISTENȚĂ

Priorităţi investiţionale

21 21




• PARCUL DE PRODUCŢIE ÎN DOBROGEA

Premise:

• Dezvoltare rapidă a parcului de producție

• Creștere rapidă a capacității de producție din surse

regenerabile: eolian și fotovoltaic

• Posibil două reactoare nucleare noi la Cernavodă

• Peste un nivel total al capacităților noi de producție de

3000 MW în Dobrogea (indiferent de sursa primară)

apare necesitatea întăririi rețelei de transport pentru

evacuarea puterii în condiții sigure

Principalele investiții planificate:

• LEA 400kV d.c. Smârdan-Gutinaș

• LEA 400kV d.c./s.c. Cernavodă-Stâlpu

• LEA 400kV d.c. Stâlpu-Brașov

• Statia 400 kV Stalpu

• Trecerea la 400kV a LEA 220kV Brazi-Teleajen-Stâlpu

• Racord LEA s.c. Isaccea-Varna și s.c. LEA Isaccea-

Dobrudja în stația Medgidia Sud

• LEA 400kV d.c. Medgidia Sud-Constanța Nord

Soluții de descongestionare a rețelei pe principalele fluxuri de

energie corespunzătoare culoarelor de transport:

• Nord-Sud (legătura Dobrogea-Moldova)

• E-V/S (legătura Dobrogea-București/sudul continentului)

• E-V (legătura Moldova-SEN Vest)

Puteri

instalate

21-nov-2016

[MW]

România

Dobrogea

(TL+CT)

Eolian 3023 2464 80%


22 22



Investiții planificate:

Vest / Sud-Vest

• LEA 400kV d.c. Oradea-Nădab (finalizare)

• LEA 400kV d.c. Resita (RO) - Pancevo (RS)

• Trecerea la 400kV a axului Banat d.c. (Porțile de Fier - Arad)

• Etapa I: LEA 400kV Porțile de Fier-Anina-Reșița; stațiile Reșița și Porțile

de Fier

• Etapa II, III: LEA 400kV Reșița-Timișoara-Săcălaz-Arad; stațiile

Timișoara, Săcălaz, Arad

Moldova

• LEA 400kV s.c. Suceava-Bălți (MD) condiționată de realizarea

LEA 400kV s.c. Suceava-Gădălin și a MoU Transelectrica-

Moldelectrica


• INTERCONECTIVITATE TRANSFRONTALIERĂ

Premise:

• Istoricul recent și prognozele indică un grad ridicat de

solicitare a rețelei de transport pe granițele cu Ungaria

și Serbia (schimburi de energie cu România și tranzite)

• Catalog de masuri pentru interconectarea sincronă

Republica Moldova + Ucraina la ENTSOe. Pe termen

scurt și mediu se preconizează interconectarea

asincronă prin stații back-to-back pe teritoriul Republicii

Moldova (Statia Vulcanesti)

Impact estimat:

• Finalizarea tronsonului Nădab-Oradea va crește capacitatea

României de a realiza schimburi de energie cu țările C.E.E.

• Creșterea capacității de transport pe culoarul vestic (Porțile de

Fier - Arad) va conduce la creșterea capacității rețelei de a

facilita fluxuri de energie cu Serbia și Ungaria


23 23




• ALIMENTARE CONSUM ÎN ZONE DEFICITARE

Premise:

• Secțiunile de alimentare a zonelor Transilvania N-V si

Moldova necesită întariri


Închiderea inelului național de 400kV între

zonele Nord-Est și Nord-Vest ale SEN.:

• LEA 400kV Gădălin-Suceava

• LEA 400kV Oradea-Nădab (finalizare)

• Trecerea la 400kV a axului Banat d.c. (Porțile de Fier - Arad)

• Etapa I: LEA 400kV Porțile de Fier-Anina-Reșița; stațiile Reșița și Porțile

de Fier

• Etapa II: LEA 400kV Reșița-Timișoara-Săcălaz-Arad; stațiile Timișoara,

Săcălaz, Arad

Impact estimat:

Creșterea siguranței în alimentarea consumatorilor în Transilvania

N-V și Moldova

• RETEHNOLOGIZAREA REȚELEI EXISTENTE


Retehnologizarea/modernizarea stațiilor electrice

• 220/110/20kV Câmpia Turzii

• 400/110kV/MT Domnești

• 400/110kV Medgidia

• 400kV Isaccea

• 400/110kV Smârdan

• 220/110 kV Turnu Severin Est

Impact estimat: Creșterea siguranței în exploatarea rețelei

electrice de transport, scăderea consumului propriu de energie

și a costurilor de exploatare


24 24



Mid Continental East Corridor Trecere la 400 kV a axului

LEA 220 kV d.c. Reşiţa –Timişoara – Săcălaz – Arad,

inclusiv construirea staţiilor de 400 kV Timişoara şi Săcălaz.

Stadiu - proiectare

Termen estimat de finalizare – 2023

LEA 400kV Reşiţa-Pancevo Stadiu - execuție


RS 1

RS 2

BG 1

Black Sea Corridor LEA 400kV Gutinaș-Smârdan

Stadiu - proiectare (modificare traseu)


LEA 400kV Cernavodă-Stâlpu Stadiu – emitere HG indicatori tehnico-economici și expropriere


Proiecte de interes comun (european)

Serbia

(RS)

Bulgaria

(BG)

RS 1RS 2

BG 2

BG 1

BG 2

Workshop mass-media | ACUE...• Ediţia curentă 2016 (2016-2025) • Ediţia următoare 2018...

Documents

Transcript of Workshop mass-media | ACUE...• Ediţia curentă 2016 (2016-2025) • Ediţia următoare 2018...