Comunica experienta
MonitorulJuridic.ro
────────── Aprobată prin ORDINUL nr. 157 din 24 iunie 2019, publicat în Monitorul Oficial, Partea I, nr. 541 din 2 iulie 2019.────────── CAP. I Scop şi domeniu de aplicare ART. 1 Prezenta metodologie are scopul de a stabili etapele principale, principiile şi criteriile ce trebuie avute în vedere la elaborarea analizelor cost-beneficiu privind: a) extinderea aplicării uneia sau mai multor cerinţe prevăzute în normele tehnice de racordare la instalaţiile existente de producere a energiei electrice, locurile de consum existente racordate la sistemul de transport, instalaţiile de distribuţie existente racordate la sistemul de transport, sistemele de distribuţie existente, inclusiv sistemele de distribuţie închise existente, unităţile consumatoare utilizate de un loc de consum existent sau de un sistem de distribuţie închis existent pentru a furniza servicii de consum comandabil, astfel cum sunt definite în normele tehnice de racordare aplicabile, aprobate prin ordine ale preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei; b) extinderea aplicării cerinţelor prevăzute în normele tehnice de racordare unităţilor generatoare şi centralelor electrice clasificate diferit de categoriile stabilite prin ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei pentru aprobarea clasificării unităţilor generatoare şi a centralelor electrice, ca urmare a modificării pragurilor de putere şi încadrării acestora într-o altă categorie; c) acordarea de derogări de la obligaţia de îndeplinire a uneia sau mai multor cerinţe prevăzute în normele tehnice de racordare pentru instalaţiile de producere a energiei electrice, locurile de consum racordate la sistemul de transport, instalaţiile de distribuţie racordate la sistemul de transport, sistemele de distribuţie, inclusiv sistemele de distribuţie închise, unităţile consumatoare utilizate de un loc de consum sau de un sistem de distribuţie închis pentru a furniza servicii de consum comandabil, sistemele de înaltă tensiune în curent continuu şi modulele generatoare din centralele electrice racordate la reţelele electrice de interes public prin sisteme de înaltă tensiune în curent continuu, definite conform prevederilor normelor tehnice de racordare aplicabile, aprobate prin ordine ale preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei. ART. 2 Prevederile prezentei metodologii se aplică de către operatorul de transport şi de sistem, operatorii de reţea relevanţi, operatorii sistemelor de distribuţie şi ai sistemelor de distribuţie închise, gestionarii instalaţiilor de producere a energiei electrice şi ai locurilor de consum în cazul propunerilor de extindere a aplicării uneia sau mai multor cerinţe prevăzute în normele tehnice de racordare la instalaţiile existente sau în cazul solicitării de derogări de la obligaţia de îndeplinire a uneia sau mai multor cerinţe prevăzute în normele tehnice de racordare, după caz. CAP. II Terminologie şi abrevieri ART. 3 (1) Termenii utilizaţi în prezenta metodologie au semnificaţia prevăzută în următoarele acte normative: a) Legea energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare; b) Regulamentul (UE) 2016/631 al Comisiei din 14 aprilie 2016 de instituire a unui cod de reţea privind cerinţele pentru racordarea la reţea a instalaţiilor de generare, denumit în continuare Regulamentul (UE) nr. 631/2016; c) Regulamentul (UE) 2016/1.388 al Comisiei din 17 august 2016 de stabilire a unui cod de reţea privind racordarea consumatorilor, denumit în continuare Regulamentul (UE) nr. 1.388/2016; d) Regulamentul (UE) 2016/1.447 al Comisiei din 26 august 2016 de instituire a unui cod de reţea privind cerinţele pentru racordarea la reţea a sistemelor de înaltă tensiune în curent continuu şi a modulelor generatoare din centrală conectate în curent continuu, denumit în continuare Regulamentul (UE) nr. 1.447/2016; e) regulamentul privind racordarea utilizatorilor la reţelele electrice de interes public, aprobat prin ordin al preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei; f) codul tehnic al reţelei electrice de transport aprobat prin ordin al preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei; g) criteriile de acordare a derogărilor unităţilor generatoare şi centralelor compuse din module generatoare de la obligaţia de îndeplinire a uneia sau mai multor cerinţe din norma tehnică de racordare, aprobate prin ordin al preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei; h) criteriile de acordare a derogărilor locurilor/nodurilor de consum racordate la reţelele electrice de transport şi de distribuţie de la obligaţia de îndeplinire a uneia sau mai multor cerinţe din norma tehnică pentru racordare, aprobate prin ordin al preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei; i) criteriile de acordare a derogărilor pentru sistemele de înaltă tensiune în curent continuu care se racordează la reţeaua electrică de transport sau de distribuţie şi pentru modulele generatoare dintr-o centrală electrică care se racordează printrun sistem de înaltă tensiune în curent continuu la reţeaua electrică de transport sau de distribuţie de la obligaţia de îndeplinire a uneia sau mai multor cerinţe din normele tehnice pentru racordare, aplicabile acestora, aprobate prin ordin al preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei; j) norma tehnică privind cerinţele tehnice de racordare la reţelele electrice de interes public pentru grupurile generatoare sincrone, aprobată prin ordin al preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei; k) norma tehnică privind cerinţele tehnice de racordare la reţelele electrice de interes public pentru module generatoare, centrale formate din module generatoare şi centrale formate din module generatoare offshore (situate în larg), aprobată prin ordin al preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei; l) norma tehnică privind cerinţele tehnice de racordare la reţelele electrice de interes public pentru locurile/nodurile de consum, aprobată prin ordin al preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei; m) norma tehnică privind cerinţele tehnice de racordare la reţelele electrice de interes public a sistemelor de înaltă tensiune în curent continuu şi a centralelor electrice formate din module generatoare, care se racordează la reţelele electrice de interes public prin intermediul sistemelor de înaltă tensiune în curent continuu, aprobată prin ordin al preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei; n) procedura privind acordarea derogărilor instalaţiilor de producere a energiei electrice de la obligaţia de îndeplinire a uneia sau mai multor cerinţe prevăzute în norma tehnică de racordare, aprobată prin ordin al preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei; o) procedura privind acordarea derogărilor locurilor/nodurilor de consum racordate la reţelele de interes public de la obligaţia de îndeplinire a uneia sau mai multor cerinţe din norma tehnică de racordare, aprobată prin ordin al preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei; p) procedura privind acordarea derogărilor sistemelor de înaltă tensiune în curent continuu şi a centralelor electrice formate din module generatoare, care se racordează la reţelele electrice de interes public prin intermediul sistemelor de înaltă tensiune în curent continuu, de la obligaţia de îndeplinire a uneia sau mai multor cerinţe prevăzute în normele tehnice de racordare, aprobată prin ordin al preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei. (2) În înţelesul prezentei metodologii, următorii termeni au următoarele semnificaţii: a) analiza calitativă a costurilor şi a beneficiilor - o comparaţie preliminară între situaţia existentă (scenariul de referinţă) şi situaţia în care s-ar aplica o anumită cerinţă prevăzută în normele tehnice de racordare, la instalaţiile existente (scenariul alternativ), din punctul de vedere al beneficiilor potenţial a fi obţinute prin aplicarea respectivei cerinţe în raport cu costurile estimative aferente investiţiilor necesare în respectivele instalaţii pentru a le aduce în conformitate cu cerinţa considerată; b) analize de sensibilitate - analize elaborate cu scopul de a îmbunătăţi fiabilitatea rezultatelor analizelor cost-beneficiu şi de a constata impactul modificării anumitor valori ale datelor de intrare asupra rezultatelor. Analizele de sensibilitate au un rol important în tratarea incertitudinilor şi a inconsistenţelor în ceea ce priveşte datele utilizate şi ipotezele avute în vedere; c) analiza multicriterială - este utilizată în situaţiile în care impacturile sunt dificil de cuantificat şi descrie orice abordare structurată utilizată pentru a determina preferinţele generale dintre mai multe opţiuni alternative, opţiuni ce conduc la îndeplinirea unui anumit număr de obiective. Permite luarea în considerare a mai multor indicatori, inclusiv cei nemonetari; d) beneficiul socioeconomic - indicator general privind bunăstarea socioeconomică dobândită de întreaga societate, inclusiv de gestionarul/operatorul instalaţiei afectate; e) date generice - date standard valabile pentru toate cazurile dintr-o anumită categorie, utilizate când nu se cunosc particularităţile şi detaliile cazului analizat; f) durata de recuperare actualizată (DRA) - reprezintă perioada de timp necesară pentru recuperarea costurilor actualizate cu investiţia, din beneficiile anuale actualizate, şi se calculează cu formula: (a se vedea imaginea asociată) unde: V_t - venitul incremental obţinut în anul t în urma realizării investiţiei [u.m./an]; I_t - investiţia realizată în anul t [u.m./an]; C_t - costul incremental din anul t obţinut în urma realizării investiţiei [u.m./an]; a - rata de actualizare [%/an]. Condiţia pentru acceptarea investiţiei este ca DRA să fie mai mică decât o durată de recuperare maximă admisă. Alternativ, poate fi utilizată formula termenului de recuperare (T), care exprimă perioada de timp în care investiţia se recuperează din profitul anual. T= It/Pt, în care T = termenul de recuperare al investiţiei; I_t = investiţia totală; Pt_t = profitul mediu anual. Condiţia pentru acceptarea investiţiei este ca T să fie mai mic decât un termen maxim admis; g) eficienţa economică globală - capacitatea unei investiţii de a aduce beneficii socioeconomice mai mari decât costurile aferente. Se măsoară prin indicatori de fezabilitate generali, ce reprezintă criterii de decizie furnizate de analiza cost-beneficiu, precum venitul net actualizat, raportul beneficiu/cost, rata internă de rentabilitate sau durata de recuperare actualizată a investiţiei; h) instalaţie nouă/existentă - termen generic utilizat pentru instalaţiile de producere a energiei electrice, locurile de consum racordate la sistemul de transport, instalaţiile de distribuţie racordate la sistemul de transport, sistemele de distribuţie, inclusiv sistemele de distribuţie închise, unităţile consumatoare utilizate de un loc de consum sau de un sistem de distribuţie închis pentru a furniza servicii de consum comandabil, sistemele de înaltă tensiune în curent continuu şi modulele generatoare din centralele electrice racordate la reţelele electrice de interes public prin sisteme de înaltă tensiune în curent continuu, prevăzute în normele tehnice de racordare în vigoare; i) îmbunătăţirea siguranţei în funcţionare a sistemului electroenergetic naţional - este performanţa sistemului electroenergetic naţional măsurată prin intermediul următorilor indicatori, dar fără a se limita la:
┌┬───┬─────────────────────────────────┐
││ │energia preconizată a nu fi │
││ │livrată utilizatorilor/ neprodusă│
││(i)│în centrale (EENS - Expected │
││ │Energy Not Served), în decursul │
││ │etapei de analiză: │
└┴───┴─────────────────────────────────┘
(a se vedea imaginea asociată) unde: j - indice aferent palierelor caracteristice curbei de sarcină; p_j - probabilitatea de a avea consum nealimentat/putere neprodusă (probabilitatea de apariţie a evenimentului care conduce la nealimentarea consumului/neproducerea puterii); t_j - ponderea duratelor de nealimentare a consumului/neproducere a puterii în durata totală a perioadei analizate (raportul dintre numărul de ore cu consum nealimentat/ putere neprodusă şi numărul total de ore ale perioadei de analiză); N_ore - numărul de ore ale perioadei de analiză (un an, zece ani etc.);
┌───────────┬────┬─────────────────────┐
│P_j - │ │ │
│consumul │ │ │
│nealimentat│ │ │
│sau puterea│ │ │
│neprodusă, │ │ │
│după caz │ │ │
│[MW]. │ │ │
├───────────┼────┼─────────────────────┤
│ │ │durata preconizată │
│ │ │pentru pierderea │
│ │ │consumului/ │
│ │ │producţiei (LOLE - │
│ │ │Loss of Load │
│ │ │Expectation) │
│ │(ii)│reprezentând numărul │
│ │ │de ore în care, pe │
│ │ │termen lung, este │
│ │ │probabil să nu fie │
│ │ │alimentat consumul/ │
│ │ │evacuată puterea │
│ │ │respectivă: │
└───────────┴────┴─────────────────────┘
(a se vedea imaginea asociată) unde: N_ore - numărul de ore ale perioadei de analiză (un an, zece ani etc.); LOLP (Loss of Load Probability) - probabilitatea de pierdere a furnizării sau de întrerupere în alimentarea cu energie electrică este definită de frecvenţa cazurilor în care un anumit consum rămâne nealimentat. (a se vedea imaginea asociată) unde: j - indicele aferent palierelor caracteristice curbei de sarcină; p_j - probabilitatea de a avea consum nealimentat (probabilitatea de apariţie a evenimentului care conduce la nealimentarea consumului); t_j - ponderea duratelor de nealimentare a consumului în durata totală a perioadei (raportul dintre numărul de ore cu consum nealimentat şi numărul total de ore ale perioadei de analiză); j) lista proceselor aferente sistemului electroenergetic naţional - include următoarele procese, dar fără a se limita la: reglajul de stabilizare a frecvenţei, reglajul de restabilire a frecvenţei asigurat automat, respectiv manual, reglajul tensiunii, reglajul puterii active şi reactive a centralelor electrice, circulaţiile de putere activă şi reactivă; k) lista proceselor aferente pieţei de energie electrică - include, fără a se limita la: dispecerizarea unităţilor generatoare, managementul congestiilor; l) norme tehnice de racordare - termen generic utilizat pentru normele tehnice de racordare la reţelele electrice de interes public, elaborate în temeiul prevederilor Regulamentului (UE) nr. 631/2016, ale Regulamentului (UE) nr. 1.388/2016 şi ale Regulamentului (UE) nr. 1.447/2016, aprobate prin ordine ale preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei; m) paliere caracteristice ale curbei de sarcină - intervale orare dintr-un an care au anumite caracteristici legate de consumul sau producţia de energie electrică (de exemplu, vârf de sarcină iarnă, vârf de sarcină vară, gol de noapte iarnă, gol de noapte vară, producţie mare în CHE, producţie mare în CEE etc.); n) proceduri privind acordarea derogărilor - termen generic utilizat pentru procedura privind acordarea derogărilor instalaţiilor de producere a energiei electrice de la obligaţia de îndeplinire a uneia sau mai multor cerinţe prevăzute în norma tehnică de racordare, procedura privind acordarea derogărilor locurilor/nodurilor de consum racordate la reţelele electrice de interes public de la obligaţia de îndeplinire a uneia sau mai multor cerinţe din norma tehnică de racordare şi procedura privind acordarea derogărilor sistemelor de înaltă tensiune în curent continuu şi centralelor electrice formate din module generatoare, care se racordează la reţelele electrice de interes public prin intermediul sistemelor de înaltă tensiune în curent continuu, de la obligaţia de îndeplinire a uneia sau mai multor cerinţe prevăzute în normele tehnice de racordare, aprobate prin ordine ale preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei; o) rata de actualizare - rata rentabilităţii folosită pentru a converti o sumă de bani, care trebuie plătită sau primită în viitor, în valoarea ei actualizată. Trebuie să reflecte costul de oportunitate al capitalului, precum rata rentabilităţii ce poate fi obţinută de un capital, dacă acesta este destinat altor utilizări cu acelaşi risc; p) rata internă de rentabilitate (RIR) - rata de actualizare pentru care, pe durata de studiu luată în considerare, venitul net actualizat este nul (VNA = 0) (a se vedea imaginea asociată) unde V_t, I_t şi C_t au semnificaţiile prevăzute la lit. f). D - perioada de analiză care include durata de execuţie şi durata de viaţă economică [ani] RIR se măsoară în [%/an] şi indică în ce măsură investiţia este profitabilă faţă de rate mai mari de actualizare decât rata aleasă în calcul. Condiţia necesară pentru acceptarea investiţiei este RIR > a, unde a are semnificaţia prevăzută la lit. f); q) raportul beneficiu/cost (B/C) - raportul dintre suma tuturor beneficiilor şi suma tuturor cheltuielilor actualizate pe durata de studiu (a se vedea imaginea asociată) unde: V_t, I_t, C_t şi a au semnificaţiile prevăzute la lit. f). Condiţia necesară pentru acceptarea investiţiei este ca B/C >1; r) venitul net actualizat (VNA) - eficienţa economică a investiţiei analizate pentru o perioadă de studiu considerată şi o rată de actualizare aleasă VNA se măsoară în unităţi monetare [u.m.] şi se calculează utilizând formula: (a se vedea imaginea asociată) unde: V_t, I_t, C_t şi a au semnificaţiile prevăzute la lit. f). Condiţia necesară pentru acceptarea investiţiei este ca VNA > 0. (3) În cuprinsul prezentei metodologii se utilizează următoarele acronime şi abrevieri: - ANRE - Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei; – ACB - analiză cost-beneficiu; – OD - operator de distribuţie; poate fi operatorul de distribuţie concesionar sau un alt operator care deţine o reţea electrică de distribuţie; – ORR - operator de reţea relevant; – OTS - operatorul de transport şi de sistem; – RES - surse regenerabile de energie electrică; – SEN - Sistemul electroenergetic naţional; – Sistem HVDC - sistem de înaltă tensiune în curent continuu. CAP. III Etapele principale ale realizării ACB SECŢIUNEA 1 Consultarea publică ART. 4 (1) Pentru o perioadă de cel puţin o lună, ORR şi/sau OTS, după caz, supune consultării publice următoarele: a) raportul prevăzut la art. 6 alin. (3) în situaţia propunerii de extindere a aplicării unei anumite cerinţe din normele tehnice de racordare la instalaţiile existente; b) ACB elaborată în vederea solicitării de derogări de categorie sau de clasă, după caz, de la obligaţia de îndeplinire a unei cerinţe prevăzute în normele tehnice de racordare aplicabile, pentru instalaţiile noi/existente, depusă ca anexă la cererile de derogări de categorie sau de clasă, după caz, formulate de ORR şi/sau OTS, după caz. (2) ORR sau OTS, după caz, transmite documentele prevăzute la alin. (1) spre ştiinţa ANRE şi informează ANRE şi părţile interesate cu privire la începerea perioadei de consultare publică. (3) Perioada de timp prevăzută pentru consultarea publică a raportului prevăzut la art. 6 alin. (3) depinde de categoria cerinţei considerate, maturitatea cazului prezentat şi nivelul anterior de implicare a părţilor interesate. SECŢIUNEA a 2-a Etapele principale ale realizării ACB pentru propunerile de extindere a aplicării unei anumite cerinţe prevăzute în normele tehnice de racordare la instalaţiile existente ART. 5 (1) OTS informează părţile interesate şi ANRE cu privire la începerea procesului privind analiza extinderii aplicării unei anumite cerinţe prevăzute în normele tehnice la instalaţiile existente. (2) OTS elaborează o analiză calitativă a costurilor şi a beneficiilor pentru fiecare cerinţă prevăzută în normele tehnice de racordare şi propusă spre a fi aplicată instalaţiilor existente. (3) Analiza calitativă a costurilor şi a beneficiilor trebuie să ia în considerare măsurile alternative disponibile în reţeaua electrică sau pe piaţa de energie electrică. (4) OTS solicită părţilor interesate datele şi informaţiile necesare elaborării analizei calitative a costurilor şi a beneficiilor, referitoare la vechimea instalaţiei existente, posibilitatea tehnică de a fi modificată pentru conformarea cu noile cerinţe prevăzute în normele tehnice de racordare aplicabile, costurile estimative aferente investiţiilor pentru a se conforma noilor cerinţe, precum şi orice alte date şi informaţii considerate a fi relevante pentru elaborarea acestei analize. (5) În situaţia în care rezultatele analizei calitative a costurilor şi a beneficiilor indică faptul că potenţialele beneficii sunt mai mici decât costurile estimate, OTS opreşte procesul aferent propunerii de extindere a aplicării cerinţei respective instalaţiilor existente şi informează părţile interesate. (6) În situaţia în care rezultatele analizei calitative prevăzute la alin. (2) indică faptul că potenţialele beneficii sunt mai mari decât costurile estimate, OTS solicită ANRE aprobarea respectivei analize calitative. (7) ANRE poate solicita informaţii şi analize suplimentare din partea OTS sau a celorlalte părţi interesate, după caz, pentru a-i permite să îşi îndeplinească obligaţiile privind luarea deciziei asupra analizei calitative. (8) În termen de maximum 6 luni de la data primirii analizei calitative complete, inclusiv a informaţiilor şi analizelor suplimentare solicitate conform prevederilor alin. (7), ANRE decide aprobarea sau respingerea analizei calitative, după caz, comunică decizia OTS şi o publică pe pagina proprie de internet. ART. 6 (1) În cazul emiterii de către ANRE a unei decizii de aprobare a analizei calitative a costurilor şi a beneficiilor, OTS elaborează o analiză cantitativă cost-beneficiu pentru respectiva cerinţă prevăzută în normele tehnice de racordare şi avută în vedere pentru aplicarea la instalaţiile existente. (2) Analiza cantitativă cost-beneficiu trebuie să indice: a) evaluarea costurilor suportate de gestionarii/operatorii instalaţiilor existente cu investiţiile necesare pentru punerea respectivelor instalaţii în conformitate cu cerinţa avută în vedere; b) beneficiile socioeconomice care rezultă din aplicarea respectivei cerinţe; c) măsurile alternative prin care se poate atinge performanţa solicitată prin cerinţa avută în vedere, rezultatele estimate privind implementarea acestora, precum şi costurile aferente. (3) În termen de 3 luni de la finalizarea analizei cantitative cost-beneficiu, OTS rezumă constatările într-un raport cost-beneficiu care trebuie să includă: a) prezentarea cerinţei care se propune a fi aplicată instalaţiilor existente; b) analiza cantitativă cost-beneficiu; c) recomandarea pentru modalitatea de abordare privind extinderea aplicării respectivei cerinţe instalaţiilor existente; d) o propunere de perioadă de tranziţie privind implementarea respectivei cerinţe instalaţiilor existente; această perioadă de tranziţie nu trebuie să fie mai mare de 2 ani, calculată de la data emiterii deciziei ANRE cu privire la aplicabilitatea cerinţei respective. (4) În termen de maximum 6 luni de la încheierea perioadei de consultare publică cu privire la raportul cost-beneficiu, OTS elaborează un raport al consultării publice, actualizează analiza cantitativă cost-beneficiu potrivit raportului consultării publice şi elaborează o propunere privind extinderea aplicării cerinţei avute în vedere la instalaţiile existente. Raportul consultării publice trebuie să includă toate observaţiile şi propunerile primite, precum şi justificările privind acceptarea sau respingerea acestora, după caz. (5) OTS transmite ANRE raportul consultării publice şi propunerea prevăzută la alin. (4) şi informează gestionarii/operatorii instalaţiilor existente afectate cu privire la cuprinsul acestora. (6) Propunerea transmisă de OTS la ANRE, prevăzută la alin. (4), trebuie să includă următoarele elemente: a) o procedură de notificare a OTS pentru a demonstra implementarea respectivei cerinţe de către gestionari/operatori; b) o perioadă de tranziţie pentru implementarea respectivei cerinţe, care să ţină seama de categoria instalaţiilor existente, precum şi de orice obstacole ce pot apărea în cadrul implementării eficiente a modificării/retehnologizării echipamentelor. (7) Prevederile privind emiterea deciziilor ANRE asupra propunerilor de extindere a aplicării uneia sau mai multor cerinţe prevăzute în normele tehnice de racordare la instalaţiile existente sunt stabilite prin normele tehnice de racordare a acestora, aprobate prin ordine ale preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei. SECŢIUNEA a 3-a Etapele principale ale realizării ACB pentru acordarea de derogări de la obligaţia de îndeplinire a uneia sau mai multor cerinţe prevăzute în normele tehnice de racordare ART. 7 (1) Orice cerere individuală de derogare, formulată de către gestionarul/operatorul unei instalaţii, se depune la ORR sau OTS şi trebuie să includă o ACB, în conformitate cu prevederile procedurilor privind acordarea derogărilor. (2) ACB prevăzută la alin. (1) nu se supune consultării publice. (3) ORR, în colaborare cu OTS şi/sau orice OD adiacent afectat, evaluează cererea de derogare individuală şi analiza cost-beneficiu aferentă, depuse de gestionarul/operatorul instalaţiei, urmărind respectarea criteriilor de derogare aprobate prin ordine ale preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei. ART. 8 (1) Cererile de derogare de categorie/clasă sunt depuse de ORR sau OTS, după caz, la ANRE şi trebuie să conţină informaţiile şi documentele prevăzute în procedurile privind acordarea derogărilor, inclusiv ACB. (2) ACB prevăzută la alin. (1) trebuie să includă şi un raport al consultării publice care să includă toate observaţiile şi propunerile primite, precum şi justificările privind acceptarea sau respingerea acestora, după caz. ART. 9 Responsabilităţile şi modul de lucru privind evaluarea cererilor de derogare individuale, respectiv a cererilor de categorie/clasă, precum şi prevederile referitoare la emiterea deciziilor privind cererile de derogare sunt prevăzute în procedurile privind acordarea derogărilor. CAP. IV Modul de realizare a ACB SECŢIUNEA 1 Principii generale ART. 10 (1) Gestionarii/Operatorii instalaţiilor contribuie la elaborarea ACB şi furnizează datele solicitate de către ORR şi/sau OTS în termen de cel mult 3 luni de la primirea solicitării, cu excepţia cazului în care se convine altfel de către ORR sau OTS. (2) Pentru elaborarea ACB de către gestionarul/operatorul unei instalaţii, care evaluează posibilitatea acordării unei derogări în baza unei cereri de derogare individuale în conformitate cu prevederile procedurilor privind acordarea derogărilor, OTS şi ORR sprijină şi contribuie la elaborarea ACB prin furnizarea de date relevante, în termen de maximum 3 luni de la primirea solicitării, cu excepţia cazului în care se convine altfel de gestionarul/operatorul instalaţiei. ART. 11 (1) La elaborarea ACB se au în vedere următoarele principii: a) ACB se realizează pe baza unuia sau mai multora dintre următorii indicatori de fezabilitate generali: (i) venit net actualizat; (ii) raportul beneficiu/cost; (iii) rata internă de rentabilitate; (iv) durata de recuperare actualizată a investiţiei; b) elaboratorul ACB trebuie să ia în considerare următoarele categorii de beneficii socioeconomice: (i) îmbunătăţirea siguranţei în funcţionare a SEN; (ii) beneficii pentru piaţa de energie electrică şi pentru integrarea RES; (iii) reducerea pierderilor de energie electrică în reţea; c) în funcţie de obiectul ACB, beneficiile socioeconomice în ceea ce priveşte îmbunătăţirea siguranţei în funcţionare a SEN includ, fără a se limita la: (i) reducerea probabilităţii de pierdere a producţiei sau de întrerupere în alimentarea cu energie electrică, după caz, pe parcursul duratei de viaţă a modificării (reducere LOLP); (ii) reducerea mărimii şi a duratei probabile a unor astfel de pierderi de producţie sau de întreruperi în alimentarea cu energie electrică, după caz (reducerea EENS, reducerea LOLE); (iii) reducerea valorii energiei nelivrate utilizatorilor/neproduse în centrale şi cuantificarea financiară a acesteia. Îmbunătăţirea siguranţei în alimentarea cu energie electrică se poate cuantifica financiar prin intermediul valorii pierderilor datorate întreruperii alimentării cu energie electrică VOLL (Value of Loss Load), reprezentând estimarea în EUR/MWh a preţului maxim al energiei electrice pe care clienţii sunt dispuşi să îl plătească pentru evitarea unei întreruperi a alimentării cu energie electrică. Îmbunătăţirea sau nu a siguranţei privind evacuarea puterii, după caz, se poate cuantifica financiar prin intermediul valorii energiei neproduse, reprezentând valoarea monetară unitară a unui MWh neprodus; (iv) îmbunătăţirea stabilităţii statice şi tranzitorii a sistemului electroenergetic; (v) îmbunătăţirea răspunsului puterii active la abaterile de frecvenţă; (vi) asigurarea cerinţelor din planul de apărare şi de restaurare SEN; d) în funcţie de obiectul ACB, beneficiile socioeconomice pe piaţa de energie electrică, pentru comerţul transfrontalier şi pentru integrarea RES includ, fără a se limita la: (i) creşterea capacităţilor de interconexiune; (ii) creşterea capacităţii de transport printr-o secţiune de reţea; (iii) scăderea costului total al energiei produse datorită reducerii congestiilor; (iv) scăderea costului total al energiei produse datorită integrării RES; (v) scăderea emisiilor de CO_2; (vi) creşterea rezervelor de echilibrare; (vii) furnizarea de putere reactivă; e) ACB trebuie să cuantifice costurile privind extinderea aplicării unei anumite cerinţe la instalaţiile existente sau acordarea de derogări, incluzând, fără a se limita la: (i) costurile directe ocazionate de investiţiile necesare în instalaţiile în cauză; (ii) costurile asociate atribuite pierderii oportunităţii; (iii) costurile aferente modificărilor în operare şi mentenanţă. (2) În cazul în care anumite beneficii nu se pot cuantifica financiar, este necesară elaborarea unei analize multicriteriale, care să ofere posibilitatea obţinerii a cât mai multor informaţii necesare referitoare la impactul extinderii aplicării sau acordării unei derogări privind o anumită cerinţă. ART. 12 (1) Modul de lucru privind elaborarea ACB se referă la: a) stabilirea cadrului de elaborare a ACB prin consultarea părţilor interesate, incluzând definirea perimetrului funcţional, a graniţelor geografice, a orizontului de timp, a ipotezelor tehnice şi economice globale, precum şi a ipotezelor specifice; b) definirea scenariului de referinţă şi a scenariilor alternative prin consultarea părţilor interesate; c) evaluarea beneficiilor socioeconomice rezultate în scenariile alternative, prin comparaţie cu scenariul de referinţă; d) evaluarea costurilor rezultate în scenariile alternative, prin comparaţie cu scenariul de referinţă; e) evaluarea eficienţei economice globale pentru fiecare scenariu alternativ, prin comparaţie cu scenariul de referinţă, după cum urmează: (i) calcularea indicatorului de fezabilitate general pentru fiecare scenariu alternativ; (ii) elaborarea analizelor de sensibilitate. (2) În cazul extinderii aplicării unei anumite cerinţe la instalaţiile existente, OTS trebuie să aibă în vedere natura sau tipul instalaţiilor existente ce ar putea fi afectate precum, dar fără a se limita la durata de viaţă rămasă a instalaţiei, vechimea instalaţiei existente, tipul tehnologiei, posibilitatea de modificare/retehnologizare a instalaţiei pentru a întruni conformitatea cu noua cerinţă, iar în acest scop OTS trebuie să colaboreze cu părţile interesate. ART. 13 (1) ACB trebuie să identifice gestionarii instalaţiilor pentru care extinderea aplicării unei anumite cerinţe la instalaţiile existente sau acordarea de derogări de la obligaţia de îndeplinire a unei anumite cerinţe, după caz, generează costuri şi/sau beneficii. (2) ACB trebuie să indice modalitatea prin care au fost alocate costurile şi beneficiile prevăzute la alin. (1), precum şi criteriile avute în vedere la alocarea acestora. ART. 14 (1) ACB trebuie să identifice impactul scenariilor alternative asupra activelor şi asupra proceselor aferente SEN şi pieţei de energie electrică care sunt afectate direct de propunerile de extindere a aplicării unei anumite cerinţe prevăzute în normele tehnice de racordare la instalaţiile existente sau de acordare de derogări. (2) Părţile interesate convin asupra selectării scenariilor alternative ce urmează să fie evaluate, precum şi asupra listei relevante a proceselor aferente SEN şi a proceselor aferente pieţei de energie electrică asupra cărora trebuie analizat impactul extinderii aplicării unei anumite cerinţe la instalaţiile existente sau al acordării derogărilor de categorie/de clasă, după caz. (3) Pentru cererile individuale de derogare, iniţiatorul acestora se consultă cu ORR şi/sau OTS cu privire la procesele aferente SEN/pieţei de energie electrică asupra cărora se analizează impactul. (4) Decizia privind numărul de scenarii alternative care se analizează în ACB aparţine iniţiatorului cererii individuale de derogare, după consultarea acestuia cu ORR şi/sau OTS. (5) Pentru identificarea clară a impactului asociat diferitelor părţi, trebuie evitată luarea în considerare de două ori a anumitor costuri şi/sau beneficii. (6) Înainte de finalizarea ACB, rezultatele preliminare se transmit părţilor interesate. ART. 15 Gradul de detaliere a ACB se stabileşte în funcţie de obiectul ACB, respectiv în funcţie de cerinţa avută în vedere pentru a fi aplicată la instalaţiile existente, în funcţie de tipul solicitării de derogare sau în funcţie de cerinţa de la care se solicită derogarea, după caz. SECŢIUNEA a 2-a Stabilirea cadrului de elaborare a ACB ART. 16 În scopul stabilirii cadrului de elaborare a ACB se definesc următoarele elemente: a) perimetrul funcţional se referă la cerinţa prevăzută în normele tehnice de racordare pentru care se propune extinderea aplicării la instalaţiile existente sau pentru care se depune cererea de derogare a instalaţiei/instalaţiilor noi de la obligaţia de îndeplinire a acesteia; perimetrul funcţional acoperă caracteristicile tehnice ale instalaţiei şi echipamentelor proprii afectate; b) graniţele geografice aferente ACB sunt definite în funcţie de impactul preconizat al acordării derogării de la obligaţia de îndeplinire a unei anumite cerinţe prevăzute în normele tehnice de racordare sau al extinderii aplicării unei anumite cerinţe la instalaţiile existente. Graniţele geografice pot fi stabilite la nivel european, dacă se preconizează un impact transfrontalier, la nivelul SEN, dacă impactul preconizat este asupra întregului SEN, sau la nivelul unei zone de reţea, dacă impactul este doar la nivel local; c) orizontul de timp al ACB este stabilit în funcţie de tipul solicitării şi trebuie să permită evaluarea tuturor costurilor şi beneficiilor relevante pentru întreaga durată a scenariului. În cazul extinderii aplicării unei anumite cerinţe la instalaţiile existente, orizontul de timp este determinat având în vedere durata de viaţă ridicată a activelor în domeniul electroenergetic. Pentru solicitările de derogare, orizontul de timp al ACB este egal cu durata de timp pentru care a fost solicitată derogarea respectivă; d) ipotezele tehnice şi economice globale şi datele de intrare se stabilesc prin colaborarea părţilor interesate încă din etapele incipiente ale ACB şi pot include, după caz: (i) rata de actualizare; (ii) performanţa şi costurile generale ale activului; (iii) estimări privind costurile cu energia electrică; (iv) necesarul de rezerve de stabilizare a frecvenţei; (v) costurile cu echilibrarea şi serviciile de sistem; (vi) VOLL. e) ipoteze şi date de intrare specifice ACB ce privesc condiţiile locale aferente reţelei electrice la care este racordată instalaţia nouă sau existentă, după caz, şi condiţiile de funcţionare a SEN. Se stabilesc prin colaborarea părţilor interesate încă din fazele incipiente ale ACB şi pot include, după caz: (i) datele tehnice aferente instalaţiei noi sau existente; (ii) profilul de funcţionare preconizat al instalaţiei noi sau existente. Profilul de funcţionare defineşte inclusiv disponibilitatea capabilităţilor instalaţiei respective, necesare pentru SEN; (iii) profilul preconizat al tensiunii reţelei electrice locale sau regionale; (iv) caracteristicile economice şi tehnice ale măsurilor alternative propuse pentru obţinerea performanţei urmărite prin aplicarea cerinţei avute în vedere; (v) activele şi procesele aferente SEN/pieţei de energie electrică afectate de acordarea derogării pentru instalaţiile noi sau de extinderea aplicării unei anumite cerinţe la instalaţiile existente; (vi) modelele de reţea pe baza cărora se fac analizele de sistem (regimuri permanente, verificarea stabilităţii statice şi tranzitorii etc.) SECŢIUNEA a 3-a Definirea scenariului de referinţă şi a scenariilor alternative ART. 17 (1) Scenariul de referinţă reflectă situaţia existentă, la momentul elaborării ACB, cea în care nu a fost acordată derogarea şi/sau în care nu a fost aplicată cerinţa avută în vedere pentru instalaţiile existente, după caz. (2) Scenariul alternativ caracterizează cazul specific derogării solicitate pentru o instalaţie nouă sau al extinderii aplicării unei anumite cerinţe prevăzute în normele tehnice de racordare la instalaţiile existente, după caz; pot fi analizate mai multe scenarii alternative, în funcţie de complexitatea cazului analizat. ART. 18 Pentru extinderea aplicării unei anumite cerinţe la instalaţiile existente, se iau în considerare scenariile prevăzute în Planul de dezvoltare a reţelei electrice de transport aprobat prin decizie a preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei, în vigoare, adaptate cerinţei tehnice pentru care se solicită aplicarea la instalaţiile existente. ART. 19 (1) În cazul derogărilor individuale sau de categorie/clasă, scenariile alternative pentru derogări derivă din scenariul cel mai bine estimat, prevăzut în Planul de dezvoltare a reţelei electrice de transport în vigoare, cu adaptarea orizontului de timp la perioada solicitată pentru derogarea respectivă. (2) În cazul unei cereri de derogare de categorie/clasă se au în vedere şi scenarii alternative care să ţină seama de alte active de reţea/instalaţii care nu fac obiectul respectivei cereri de derogare, dar care ar putea fi afectate de aceasta. (3) În situaţia prevăzută la alin. (2), evaluarea beneficiilor se realizează şi cu luarea în considerare a faptului că alte active/instalaţii, ce nu fac obiectul solicitării de derogare, pot compensa în mod permanent cerinţa tehnică avută în vedere. SECŢIUNEA a 4-a Evaluarea beneficiilor şi a costurilor ART. 20 (1) În funcţie de cazul analizat, impactul asupra proceselor aferente SEN/pieţei de energie electrică poate fi evaluat prin intermediul: a) metodelor simplificate, care necesită date mai puţin detaliate şi costuri mai mici pentru elaborarea ACB, dar care conduc la rezultate mai puţin precise; sau al b) metodelor avansate, care necesită inclusiv date detaliate ce nu pot fi disponibile publicului şi pot conduce la costuri semnificative pentru elaborarea ACB, dar care furnizează rezultate precise şi robuste. (2) Opţiunea finală asupra metodei pentru evaluarea impactului asupra proceselor aferente SEN trebuie să reprezinte un echilibru între scopul ACB, costurile de realizare şi calitatea ACB şi se agreează între părţile interesate. (3) Datele necesare pentru cuantificarea financiară a beneficiilor, precum şi părţile care trebuie să furnizeze aceste date trebuie identificate încă din etapele incipiente ale ACB. ART. 21 În cazul extinderii aplicării uneia sau mai multor cerinţe prevăzute în normele tehnice de racordare la instalaţiile existente sau în cazul cererilor de derogare, se evaluează categoriile de costuri prevăzute la art. 11 alin. (1) lit. e). ART. 22 Acordarea derogării de la obligaţia de îndeplinire a uneia sau mai multor cerinţe prevăzute în normele tehnice de racordare, pentru instalaţiile noi, poate conduce la reducerea costurilor directe, de operare şi de mentenanţă şi a altor costuri aferente activelor afectate astfel că, prin comparaţie cu scenariul de referinţă, variaţia costurilor poate fi negativă. ART. 23 Identificarea datelor necesare pentru cuantificarea costurilor, precum şi a părţilor care trebuie să furnizeze aceste date se realizează încă din etapele incipiente ale ACB. SECŢIUNEA a 5-a Elaborarea analizelor de sensibilitate ART. 24 (1) Analizele de sensibilitate constau în schimbarea valorii unui singur parametru la un moment dat, pentru a determina efectele pe care această variaţie le produce asupra rezultatului. (2) Parametrii pentru analizele de sensibilitate prevăzute în ACB sunt selectaţi în funcţie de condiţiile locale ale ACB şi rezultă dintr-o analiză preliminară a elementelor care au un impact semnificativ asupra costurilor şi/sau beneficiilor. (3) Printre parametrii utilizaţi pentru analizele de sensibilitate se enumeră, dar fără a se limita la: a) rata de actualizare; b) performanţele instalaţiei în cauză, datele tehnice specifice; c) costurile aferente instalaţiei în cauză; d) gradul de integrare a RES. (4) După identificarea parametrilor se stabileşte marja de variaţie a acestora şi se aleg valorile pentru care urmează să se calculeze indicatorii de fezabilitate generali. CAP. V Schimbul de date şi informaţii ART. 25 Fiecare gestionar/operator/ORR/OTS are dreptul să obţină datele necesare pentru elaborarea ACB de la ORR, OTS, gestionarii/operatorii instalaţiilor în cauză sau de la părţi terţe, după caz, cu îndeplinirea tuturor condiţiilor de mai jos: a) datele sunt solicitate în scopul elaborării ACB; b) gestionarul/operatorul/ORR/OTS nu dispune deja de aceste date, fie conform legislaţiei naţionale sau cadrului de reglementare naţional, fie conform legislaţiei europene, fie pe bază contractuală sau a unui alt mecanism juridic angajant. ART. 26 Pentru verificarea corectitudinii datelor şi a informaţiilor primite se iau în considerare, fără a se limita la: a) accesibilitatea surselor de provenienţă a datelor furnizate; b) cunoştinţele şi experienţele curente (şi, acolo unde sunt agreate, domenii de valori, valori stabilite etc.); c) compararea cu alte cazuri similare, acolo unde este posibil; d) validarea prin evaluare independentă a datelor şi a informaţiilor primite, acolo unde s-a convenit între părţi; e) analiza comparativă cu date istorice, de referinţă, standard, de catalog (benchmarking). ART. 27 (1) În cazul unei cereri de derogare pentru instalaţiile noi, pot apărea următoarele situaţii referitoare la colectarea datelor necesare pentru ACB: a) schimbul de date confidenţiale între gestionari/operatori diferiţi ai instalaţiilor implicate în procesul aferent solicitărilor de derogare poate fi problematic având în vedere existenţa unei potenţiale concurenţe între aceştia; b) colectarea şi armonizarea datelor individuale de la un număr mare de gestionari/operatori de instalaţii necesită un timp îndelungat. (2) Pentru situaţiile prevăzute la alin. (1) se utilizează date generice, sub rezerva unui acord între toate părţile interesate. ART. 28 (1) Fiecare gestionar/operator este responsabil pentru calitatea datelor şi a informaţiilor furnizate în scopul elaborării ACB, cu excepţia situaţiei în care acestea provin de la o terţă parte. (2) În cazul excepţiei prevăzute la alin. (1), la momentul transmiterii datelor şi informaţiilor se comunică şi identitatea părţii terţe, pentru a fi permisă verificarea corectitudinii datelor şi informaţiilor transmise, iar terţa parte este considerată responsabilă pentru validitatea acestora. (3) Problemele privind calitatea datelor furnizate sau privind durata transmiterii datelor se rezolvă între părţile interesate. ART. 29 (1) Datele şi informaţiile confidenţiale primite, schimbate sau transmise în scopul elaborării ACB fac obiectul condiţiilor privind confidenţialitatea, stabilite la art. 12 din Regulamentul (UE) nr. 631/2016, art. 11 din Regulamentul (UE) nr. 1.388/2016 şi la art. 10 din Regulamentul (UE) nr. 1.447/2016. (2) Anterior transmiterii datelor şi a informaţiilor necesare pentru elaborarea ACB se încheie acorduri de confidenţialitate între deţinătorul de date, furnizorul de date, gestionar/operator şi elaboratorul ACB, privind nedivulgarea datelor şi a informaţiilor primite. ART. 30 (1) În cazul în care gestionarul/operatorul nu primeşte toate datele şi informaţiile solicitate în scopul elaborării ACB se utilizează datele generice şi informaţiile disponibile, precum şi ipotezele aplicabile privind costurile rezultate din ACB elaborate anterior. (2) În situaţiile în care datele considerate a fi confidenţiale sunt dificil de obţinut de la părţi terţe, acolo unde este posibil, în scopul elaborării ACB se utilizează date generice. (3) ACB trebuie să precizeze clar orice solicitări de date care au rămas fără răspuns, motivele netransmiterii acestora, precum şi datele generice utilizate. CAP. VI Dispoziţii tranzitorii şi finale ART. 31 Pentru instalaţiile de producere a energiei electrice care intră sub incidenţa Regulamentului (UE) 2016/631 al Comisiei din 14 aprilie 2016 de instituire a unui cod de reţea privind cerinţele pentru racordarea la reţea a instalaţiilor de generare, prezenta metodologie se aplică începând cu data publicării în Monitorul Oficial al României, Partea I . ART. 32 Pentru locurile/nodurile de consum care intră sub incidenţa Regulamentului (UE) 2016/1.388 al Comisiei din 17 august 2016 de stabilire a unui cod de reţea privind racordarea consumatorilor, prezenta metodologie se aplică începând cu data de 18 august 2019. ART. 33 Pentru sistemele HVDC şi centralele electrice compuse din module generatoare, racordate la reţelele electrice de interes public prin sisteme HVDC, care intră sub incidenţa Regulamentului (UE) 2016/1.447 al Comisiei din 26 august 2016 de instituire a unui cod de reţea privind cerinţele pentru racordarea la reţea a sistemelor de înaltă tensiune în curent continuu şi a modulelor generatoare din centrală conectate în curent continuu, prezenta metodologie se aplică începând cu data de 8 septembrie 2019. ----
Newsletter GRATUIT
Aboneaza-te si primesti zilnic Monitorul Oficial pe email
Comentarii
Fii primul care comenteaza.
