ORDIN   Nr. 42 din 16 octombrie 2007

privind aplicarea de catre Compania Nationala de Transport al Energiei Electrice „Transelectrica" - S.A. a procedurii operationale „Mecanismul de compensare a efectelor utilizarii retelelor electrice de transport pentru tranzite de energie electrica intre operatorii de transport si de sistem"

ACT EMIS DE: AUTORITATEA NATIONALA DE REGLEMENTARE IN DOMENIUL ENERGIEI

ACT PUBLICAT IN: MONITORUL OFICIAL  NR. 754 din 6 noiembrie 2007

In temeiul art. 9 alin. (2), (8) şi (9), al art. 11 alin. (1), alin. (2) lit. a), c) şi i) şi alin. (3) lit. a) din Legea energiei electrice nr. 13/2007, cu modificările şi completările ulterioare, precum şi al art. 3 alin. (3) din Regulamentul de organizare şi funcţionare al Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei, aprobat prin Hotărârea Guvernului nr. 410/2007,

având în vedere:

- Directiva 2003/54/CE privind regulile comune pentru piaţa internă de energie, care abrogă Directiva 96/92/CE;

- Reglementarea nr. 1.228/2003/CE privind condiţiile de acces la reţea pentru schimburile transfrontaliere de energie electrică;

- Tratatul de constituire a Comunităţii Energiei, semnat la Atena la 25 octombrie 2005, ratificat prin Legea nr. 231/2006;

- referatul de aprobare întocmit de Departamentul preţuri şi tarife în domeniul energiei electrice,

în conformitate cu Procesul-verbal al şedinţei Comitetului de reglementare al Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei din data de 16 octombrie 2007,

preşedintele Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei emite următorul ordin:

Art. 1. - (1) Se aprobă aplicarea de către Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice „Transelectrica" - S.A. a procedurii operaţionale „Mecanismul de compensare a efectelor utilizării reţelelor electrice de transport pentru tranzite de energie electrică între operatorii de transport şi de sistem", prevăzută în anexa nr. 1, care face parte integrantă din prezentul ordin.

(2) Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice „Transelectrica" - S.A. transmite procedura spre aprobare Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei ori de câte ori aceasta se modifică.

Art. 2. - Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice „Transelectrica" - S.A. percepe de la operatorii economici care încheie contracte pentru prestarea serviciului de tranzit al energiei electrice din/spre ţările perimetrice prin Sistemul electroenergetic naţional un tarif reglementat de tranzit, exprimat în euro/MWh, exclusiv TVA, care se aprobă prin ordin al preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei.

Art. 3. - Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice „Transelectrica" - S.A. transmite Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei, lunar, până în data de 25 a lunii curente, prin e-mail, în fişiere format MS Excel, date privind tranzitul de energie electrică pentru luna anterioară, conform machetei prevăzute în anexa nr. 2, care face parte integrantă din prezentul ordin.

Art. 4. - Prezentul ordin se publică în Monitorul Oficial al României, Partea I.

Art. 5. - Departamentele de specialitate din cadrul Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei vor urmări respectarea prevederilor prezentului ordin.

Art. 6. - La data intrării în vigoare a prezentului ordin se abrogă Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 56/2005 pentru aprobarea aplicării Procedurii operaţionale de implementare a mecanismului privind comerţul transfrontalier cu energie electrică (CBT) în regiunea din sud-estul Europei, publicat în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 7 din 4 ianuarie 2006.

p. Preşedintele Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei,

Nicolae Opriş

ANEXA Nr. 1

PROCEDURA  OPERAŢIONALĂ

„Mecanismul de compensare a efectelor utilizării reţelelor electrice de transport pentru tranzite de energie electrică între operatorii de transport şi de sistem"

1. Introducere

Pe baza acordurilor încheiate la întâlnirea Comitetului director de la Viena la 15 decembrie 2006 şi de la Ljubjiana la 16 martie 2007, ETSO1 a propus mecanismul descris mai jos pentru compensarea efectelor utilizării reţelelor electrice de transport pentru tranzite de energie electrică între operatorii de transport şi de sistem, denumit în continuare Mecanismul interimar ITC2. Acest nou mecanism este o îmbunătăţire a actualului mecanism CBT3, ca o etapă către viitorul mecanism ITC.

1  ETSO - European Transmission System Operators (TSO).

2 ITC - Inter TSO Compensation.

3 CBT - Cross Border Trade.

Lista ţărilor care au semnat Contractul ITC interimar de decontare şi clearing (Contract ITC) este prezentată la pct. 4.

2. Principiile Mecanismului interimar ITC

Pentru definirea mecanismului interimar ITC, s-au urmărit 4 componente:

2.1.  compensarea costurilor cu infrastructura;

2.2. compensarea costurilor cu consumul propriu tehnologic în reţeaua electrică de transport;

2.3. finanţarea fondului de compensare;

2.4.  decontarea diferenţelor dintre obligaţiile de plată şi drepturile de încasat.

2.1. Compensarea costurilor cu infrastructura

Sistemul de compensare pentru costurile cu infrastructura urmăreşte:

•  măsura în care reţeaua electrică de transport a unei ţări (parte ITC) semnatare a Contractului ITC este folosită de către terţe părţi care fac schimburi transfrontaliere de energie electrică între ele;

• repartizarea corespunzătoare a costurilor reţelei unei părţi ITC, datorate de celelalte părţi.

In cadrul sistemului de compensare pentru costurile de infrastructură se calculează:

• compensările pe clase de active;

• factorii de senzitivitate şi schimburile de referinţă pe baza unui set de regimuri care descriu funcţionarea reală a reţelei electrice în orele stabilite.

Definirea claselor de active

Conform Mecanismului interimar ITC, se consideră 6 clase de active pentru descrierea reţelei electrice de transport a fiecărei ţări (parte ITC) semnatare a Contractului ITC:

• clasa A: linii de curent alternativ de peste 300 kV;

• clasa B: linii de curent alternativ de la 220 kV la 300 kV;

• clasa C: alte linii de curent alternativ;

• clasa D: linii de curent continuu pentru orice tensiune;

•  clasa E: transformatoare de putere între activele din clasa B şi clasa A;

•  clasa F: transformatoare de putere între activele din clasa C şi clasa B şi transformatoare de putere între activele din clasa Aşi clasa C.

Fiecare parte ITC furnizează o repartizare a costurilor reglementate pentru infrastructura de reţea pe clasele de active definite mai sus.

Alocarea costurilor staţiilor între linii şi transformatoare poate să difere de la o parte ITC la alta. Această discrepanţă este atenuată prin reducerea numărului de clase de active atunci când se efectuează calculul compensărilor. Ca urmare, costurile transformatoarelor (clasele de active E şi F) sunt adunate la costurile clasei de active ce reprezintă nivelul lor secundar de tensiune (B şi C) astfel încât calculul compensărilor să fie realizat luându-se în considerare numai 4 clase de active, astfel:

A* = A; B* = B+E; C*= C+F şi D* = D.

Modelarea reţelei

Regimurile de funcţionare reală privind topologia reţelei, caracteristicile tehnice, distribuţia consumurilor şi a producţiei se consideră pentru un număr limitat de ore predefinite, deoarece colectarea unui set de informaţii complet care să descrie situaţiile de funcţionare reală în toate cele 8.760 de ore din an nu este posibilă. Fiecare oră h din an este simulată printr-un model similar unuia dintre regimurile de funcţionare reală predefinite T

Pentru fiecare lună se utilizează 6 regimuri de funcţionare reală la orele CEP4: 3,30 h, 11,30 h şi 19,30 h din cea de-a treia miercuri şi din duminica precedentă.

Formatul convenit pentru transmiterea regimurilor de funcţionare reală este:

• formatul UCTE pentru reţelele din ţările UCTE;

• formatul PSS/E 29 pentru reţelele din ţările nordice (Nordel) şi ţările baltice.

Calculul factorilor de senzitivitate absoluţi

Pentru fiecare regim de funcţionare predefinit T, se calculează factorii de senzitivitate absoluţi τk_net,.ij (T,K) pentru fiecare clasă de active k(A, B, C, D) a oricărei părţi ITC k prin simularea unui schimb de 100 MW între ţara i şi ţara j, astfel:

• în ţara i se distribuie o putere generată de 100 MW în toate nodurile producătoare;

•  în ţara j se distribuie un consum de 100 MW în toate nodurile consumatoare.

Factorii de senzitivitate absoluţi reprezintă produsul dintre:

• lungimea elementului de reţea I; şi

• diferenţa, în valoare absolută, dintre fluxurile de putere P în regimul iniţial şi fluxurile de putere rezultate după simularea schimbului de 100 MW între ţara i şi ţara j, corespunzătoare fiecărui element de reţea I.

Factorii de senzitivitate absoluţi se numesc şi distanţe electrice.

Distanţa electrică d_ij(T) / d_ij(h) dintre ţările i şi j pentru regimul de funcţionare predefinit 7/pentru fiecare oră pentru care s-a definit regimul de funcţionare T este determinată prin însumarea factorilor de senzitivitate absoluţi ^L,,, (r)  corespunzători elementelor de reţea din toate ţările k.

   

             (3)      şi          d_ij{h)=d_ij{T)         (4)

unde: h = o oră în perioada similară regimului de funcţionare predefinit T.

Factorii de senzitivitate absoluţi T^_abs,ij(T) sunt consideraţi în calculul cheilor de tranzit reprezentând utilizarea relativă a clasei de active K (A, B, C, D) din ţara k, respectiv a compensării datorate ţării k de toate celelalte părţi ITC.

Calculul factorilor de senzitivitate neţi

Pentru fiecare regim de funcţionare predefinit T se calculează factorii de senzitivitate neţi t^(T,k) pentru fiecare clasă de active k (A, B, C, D) a oricărei părţi ITC k prin simularea unui schimb de 100 MW între ţara i şi ţara j , în mod similar cu simularea considerată în determinarea factorilor de senzitivitate absoluţi.

Factorii de senzitivitate neţi reprezintă produsul dintre:

• lungimea elementului de reţea I; şi

• diferenţa dintre fluxurile de putere P în regimul iniţial şi fluxurile de putere rezultate după simularea schimbului de 100 MW între ţara   i şi ţara j.

4 CET - Central European Time.

Factorii de senzitivitate neţi τk_net,.ij (T,K) sunt consideraţi în calculul compensărillor datorate fiecărei părţi ITC pentru fiecare clasă de active.

Calculul schimburilor de referinţă

Schimburile de referinţă se calculează între fiecare pereche de ţări net exportatoare şi net importatoare şi constituie baza pentru calculul drepturilor de încasat (al compensărilor) pentru părţile ITC.

Schimburile de referinţă X_ij(h) pentru fiecare pereche constituită dintr-o ţară net exportatoare i şi o ţară net importatoare j pentru orice oră h vor fi definite astfel încât:

1.  pentru o ţară net exportatoare i , suma schimburilor de referinţă dintre această ţară i şi toate ţările net importatoare; este egală cu exportul său net la ora h:

SUM X_ij  (h) = export net al ţării i(h)   (6)

    i

2.  pentru o ţară net importatoare j, suma schimburilor de referinţă dintre toate ţările net exportatoare /şi această ţară este egală cu importul său net la ora h:

SUM X_ij (h) = import net al ţării j(h)   (7)

    i

3.  schimburile de referinţă X_ij(h) respectând ecuaţiile (5) şi (6) se determină astfel încât utilizarea reţelelor tranzitate să fie minimă, reprezentată prin minimizarea următoarei funcţii-obiectiv:

min SUM (d_ij(h))x_ij(h)       (8)

       i,j

unde dj(h) este distanţa electrică pentru un schimb de 100 MW între ţările / şi j pentru ora h.

Calculul compensărilor

Compensarea cuvenită fiecărei părţi ITC k va reflecta utilizarea reţelei sale de către terţe părţi, care fac schimburi de putere între ele în comparaţie cu utilizarea totală a acestei reţele. Calculul compensărilor ţine seama de clasele de active definite.

Calculul utilizării totale a reţelei fiecărei părţi ITC

Utilizarea totală a oricărei clase de active  K(A,B, C, D) din

ţara k este cantitatea cumulată lunar (Q) [ MWh. km] pe toate elementele de reţea dintr-o clasă de active k.

Cantitatea (Q) corespunzătoare unui element de reţea reprezintă produsul dintre:

• lungimea acestui element de reţea I; şi

• fluxul de putere P prin elementul de reţea rezultat dintr-un calcul de regim permanent efectuat pe o bază de date (T) rezultată din agregarea regimurilor de funcţionare predefinite T din toate ţările.

Cantitatea cumulată lunar (Q) pentru o ţară k şi o clasă de active k (A, B, C, D) este definită cu formula:

           (9)

unde:

nh (T) - este numărul de ore în perioada similară regimului de funcţionare predefinit T.

Calculul cheilor de tranzit

Cheia de tranzit reprezintă utilizarea relativă a clasei de active k (A, B, C, D) din ţara k de toate perechile de terţe părţi care fac schimburi de energie între ele şi este definită după cum urmează:

  (10)

Calculul compensărilor

Compensarea datorată ţării k pentru fiecare clasă de active k* (A*, B*, C*, D*) este dată de formula următoare:

compensare(k,k*) max[cheie tranzit (k,K)xACC(k,K*),0]x0,45  (11)

unde ACC(k,K*) este costul asociat clasei de active k* .

Prin aplicarea funcţiei „max" rezultă că pentru nicio parte ITC nu va rezulta compensare negativă pentru infrastructură. Procentul de 45% reprezintă limitarea ce s-a convenit pentru fondul de compensare. Această procedură de limitare îşi propune să aducă nivelul fondului de compensare pentru costurile cu infrastructura la o sumă apropiată de nivelul convenit.

Calculul fondului de compensare pentru infrastructură

Fondul total de compensare pentru infrastructură este suma tuturor compensărilor pentru infrastructură corespunzătoare părţilor ITC şi claselor de active definite.

2.2. Compensarea costurilor cu consumul propriu tehnologic în reţeaua electrică de transport (CPT)

Metoda „cu şi fără tranzite" (WWT - With and Without Transits) ia în considerare impactul tranzitelor asupra fiecărei părţi ITC participante. Ea se bazează pe o comparaţie între fluxurile de reţea pentru două situaţii: situaţia înregistrată (conţinând fluxurile reale) şi situaţia de după înlăturarea tranzitelor.

In metoda WWT, compensările şi contribuţiile pentru CPT sunt calculate pe baza: „situaţiilor înregistrate" descrise prin regimuri de funcţionare, a costurilor ex-ante pentru pierderi şi a fluxurilor programate dintre ţările participante şi ţările perimetrice.

Acestor rezultate nu li se va aplica nicio limitare.

Compensarea lunară pentru pierderi datorată fiecărei părţi ITC k pentru luna m este:

  (12)

P_pierdere-K - diferenţa între pierderile din reţea în situaţia reală din regimul de funcţionare şi în situaţia în care s-au eliminat tranzitele de putere prin ţara k.

C_pierderi = costul energiei electrice achiziţionate pentru acoperirea pierderilor din reţeaua electrică de transport (RET);

Fondul de compensare lunară global pentru pierderi este egal cu suma compensărilor tuturor părţilor ITC k:

 (13)

2.3. Finanţarea fondului de compensare

Contribuţiile operatorului de transport şi de sistem la fondul de compensare sunt formate din două părţi, în mod similar cu Mecanismul din 2006:

•  prima parte a fondului ia în considerare contribuţia din partea ţărilor perimetrice. Tariful de tranzit (euro/MWh) este determinat ex-ante, aplicat exporturilor (EPC) şi importurilor (IPC) programate din ţările perimetrice în/din ţările participante la mecanismul de compensare;

•  a doua parte a fondului denumită partea de „flux net de energie electrică în direcţia export/import" bazată pe un „tarif pentru fluxul net", care se aplică exporturilor şi importurilor nete. Tariful pentru fluxurile nete se calculează lunar, astfel încât să fie asigurată acoperirea fondului de compensare. Fluxurile nete în direcţia export (NEF) şi fluxurile nete în direcţia import (NIF) se calculează în mod similar celor din contractele CBT anterioare, incluzând regulile pentru ţările „de margine".

Tariful reglementat de tranzit, aplicat importurilor şi exporturilor programate din ţările perimetrice, reprezintă suma dintre tariful aplicat fluxului net pentru compensarea costurilor cu infrastructura (NFP_eaI) şi tariful aplicat fluxului net pentru compensarea costurilor cu pierderile (NFP_eaL), determinate ex-ante (ea).

Tariful aplicat fluxului net pentru compensarea costurilor cu infrastructura, determinat ex-ante, este dat de raportul dintre fondul total de compensare pentru infrastructură şi suma fluxurilor considerate în calculul contribuţiei la fond:

 (14)

Tariful aplicat fluxului net pentru compensarea costurilor cu pierderile, determinat ex-ante este dat de următorul raport:

 (15)

Pentru a asigura permanenta egalitate dintre contribuţiile la fond şi compensările pentru infrastructură sau pierderi, lunar (m) se calculează tariful aplicat fluxului net pentru compensarea costurilor cu infrastructura NFP_epI(m) şi compensarea costurilor cu pierderile NFP_epL(m), astfel:

 (16)

 (17)

- contribuţia la fond pentru compensarea costurilor cu infrastructura pentru importurile şi exporturile programate din ţările perimetrice;

- contribuţia la fond pentru compensarea costurilor cu consumul propriu tehnologic în RET pentru importurile şi exporturile programate din ţările perimetrice.

NOTĂ: La finele fiecărei luni (m) se recalculează tariful pentru fluxul net, cumulat într-un „interval extins" (m) care începe din luna (1) până în luna (m).

2.4. Decontarea diferenţelor dintre obligaţiile de plată şi drepturile de încasat

Procedura de decontare lunară

In fiecare lună m sumele destinate obligaţiilor de plată pentru orice parte ITC sunt determinate după calculul ex-post (ep) al compensărilor pentru infrastructură şi pentru pierderi.

Rezultatele finale nete (NR°_ep) datorate în luna m fiecărei părţi ITC k sunt calculate ca diferenţa dintre suma drepturilor de încasat (a compensărilor costurilor) pentru infrastructură (CC_epl) şi pierderi (CC_epL) şi suma obligaţiilor de plată (a contribuţiilor) pentru infrastructură (Ct_epl) şi pierderi (Ct_epL).

Rezultatele finale nete lunare se vor calcula luându-se în considerare diferenţa dintre rezultatele finale ale lunii (m) şi rezultatele finale ale lunii precedente (m - 1).

Procedura de decontare finală

Avându-se în vedere că tariful aplicat fluxului net se recalculează lunar pentru asigurarea egalităţii dintre contribuţiile la fond şi compensaţiile pentru infrastructură şi pierderi, nu mai este necesară nicio altă procedură de decontare finală după încheierea decontărilor lunare.

3. Administratorul de date pentru mecanismul interimar ITC

RWE Transportnetz Strom şi Swissgrid AG (denumite împreună administrator de date) îndeplinesc sarcinile de administrare a datelor prevăzute în Contractul ITC.

4.  Parametri geografici

4.1  Lista ţărilor/blocurilor de control (codurile ISO din două litere)

Albania (AL)                                 Croaţia (HR)

Austria (AT)                                  Ungaria (HU)

Bosnia şi Herţegovina (BA)          Italia (IT)

Belgia (BE)                                   Muntenegru (ME)

Bulgaria (BG)                               Fosta Republică Iugoslavă

Elveţia (CH)                                 Macedonia (MK)

Germania (DE)                             Olanda (NL)

Danemarca de Est (DKE)            Norvegia (NO)

Danemarca de Vest (DKW)          Polonia (PL)

Estonia (EE)                                 Portugalia (PT)

Spania (ES)                                  România (RO)

Finlanda (FI)                                Serbia (RS)

Franţa (FR)                                  Suedia (SE)

Grecia (GR)                                 Slovenia (SI)

4.2 Lista ţărilor perimetrice (codurile ISO din două litere)

Bielorusia (BY)                             Ucraina (UA)

Republica Cehă (CZ)                   Slovacia (SK) Marea Britanie (GB)

Maroc (MA)                                  Letonia ( LV)

Federaţia Rusă (RU)                    Irlanda (IR)

ANEXA Nr. 2

RAPORTARE   LUNARĂ

a Companiei Naţionale de Transport al Energiei Electrice „Transelectrica"- S.A. privind tranzitul de energie electrică prin Sistemul electroenergetic naţional

                                                                                                                                                                      [MWh]

Data		Ora
		1	2	3	4	.	.	.	.	.	.	.	21	22	23	24
	Fluxul de energie electrică înregistrată în direcţia import
	Fluxul de energie electrică înregistrată în direcţia export
	Energia electrică din/spre ţările perimetrice prin Sistemul electroenergetic naţional