Post on 20-Oct-2019
1 1
Transelectrica SA
Operatorul de Transport și Sistem al Sistemului Electroenergetic Național al României STRATEGII INVESTIȚIONALE ÎN
REȚEAUA ELECTRICĂ DE TRANSPORT
Forumul Operatorilor de Reţele Electrice
din România
Organizator Govnet
23 Apr 2015
We lead the power
2 2
Concesiune rețea &
Licență de operare
cadru multianual stabil
Concesiune Rețea
49 ani
până în 2053
(Guvern)
Transelectrica are obligația întreținerii,
modernizării și extinderii Rețelei Electrice de
Transport
Licență Operare Transport&Sistem
25 ani
până în 2025
(ANRE)
Calitatea și costul serviciului de transport
sunt monitorizate permanent de ANRE
Proprietatea activelor RET & control operațional
Rețeaua Electrică de Transport este
proprietate publică a statului
Român
Conform Legilor României rețelele
electrice de transport sunt active de interes
național strategic
Controlul operațional este
acordat Transelectrica
(OTS)
Investițiile noi în rețea sunt amortizate
de Transelectrica. Odată recuperate
valoric, activele sunt transferate în
proprietatea statului
OTSElectricitate
Profit permis
Transport(venit plafon, CPI-X)
Transport intern
Alocarea capacității de
interconexiuneServicii de sistem funcționale
(cost plus)
Profit zero
Servicii de sistemtehnologice
(venit=cost)
Piața de echilibrare(serviciu de clearing)
Alte activități
Cogenerare(administrare schemă
suport)
Piața cuplată CEE(serviciu clearing
export/import RO-HU)
Tarif
reglementat
Regulated
tariff
Tarif
reglementat
Tarif
reglementat
Tarif
reglementat
Portofoliul de servicii
TRANSELECTRICA - PROFIL GENERAL
Profilul operaţiunilor
România
Sectorul energetic
Transportul energiei electrice
Operator al serviciul public de
transport – separat de piață (producție
și furnizare)
Tarife reglementate
Profil financiar defensiv
Caracteristici generale
Producție Transport Consum
Licenţiere şi proprietate active
Operator de Transport si Sistem (TSO)
complet separat şi independent de
zona concurenţială a sectorului
(producţie şi furnizare)
Tarife reglementate de reţea
Monitorizare strictă de către ANRE
(calitatea şi costul serviciului)
3 3
Licenţa de operare:
• Transportul energiei electrice
• Servicii de sistem
• Administrarea pieţei de echilibrare
Transport:
• Asigurarea accesului liber la reţea
• Asigurarea unui grad ridicat de
disponibilitate a serviciului
• Întreţinerea, extinderea şi
modernizarea reţelei
• Operarea şi dezvoltarea
interconexiunilor electrice
transfrontaliere
Servicii de sistem:
• Monitorizarea permanentă în timp
real a stării sistemului
• Planificarea operaţionala a
echilibrului producţie-consum
• Dimensionarea rezervelor pentru
echilibrarea sistemului
• Gestionarea congestiilor de reţea
• Planificarea dezvoltării reţelei
• Planificarea retragerilor din
exploatare față de PAM
Reţeaua Electrica de Transport
infrastructura suport esenţială pentru
dezvoltarea pieţei energiei electrice în România
Piaţa de echilibrare:
• Echilibrarea în timp real a producţiei
şi consumului
• Măsurarea şi decontarea
dezechilibrelor şi a energiei de
echilibrare
TRANSELECTRICA - OPERAŢIUNILE DE BAZA
4 4
TRANSELECTRICA vs. STAKEHOLDERI
CONSUMATORI
Industriali şi casnici • Securitatea alimentării cu energie electrică la nivelul
Reţelei Electrice de Transport
PRODUCĂTORI
Surse tradiţionale şi regenerabile
• Acces liber reglementat la Reţeaua Electrică de Transport
• Preluarea sigură în reţea a energiei produse
COMUNITATE
Mediul înconjurător
• Integrarea în sistemul energetic a surselor regenerabile
• Minimizarea impactului rețelei de transport asupra mediului
• Eficienţă energetică în reţeaua de transport
AUTORITĂŢI PUBLICE
Naţionale şi Europene
• Politica UE integrată energie-mediu
• Interconectivitate mărită pentru integrarea pieţei unice, PCIs
• Strategia energetică naţională
FINANŢATORI
Creditori, acţionari • Investiţie financiară sigură şi stabilă pe termen lung
• Randamente financiare adecvate riscului general al afacerii
5 5
CONSUM
PRODUCŢIE
EXPORT
UTILIZARE CAPACITATE
INTERCONEXIUNE
VOLUME TRANSPORTATE ÎN CREȘTERE
CIFRE OPERAȚIONALE 2014
53,5TWh ▲2,0%
CONSUM INTERN NET (include pierderile în rețele)
6.083MW
CONSUM NET MEDIU ORAR
60,7TWh ▲11,3%
PRODUCȚIE INTERNĂ NETĂ
6.925MW
PRODUCȚIE NETĂ MEDIE ORARĂ
7,1TWh 2,0TWh
EXPORT NET
8,5TWh / 1,4TWh 4,7TWh / 2,7TWh
EXPORT / IMPORT
79% SERBIA, 75% UNGARIA
GRAD DE UTILIZARE A CAPACITĂȚII ALOCATE
X3,5 față de
2013
2014 / 2013
PARAMETRI OPERAȚIONALI
6 6
Mixul producției Structura parcului
de producție
CPT în RET Balanța SEN
19,6%
Regenerabile
30,0%
Hidro
24,7%
Carbune
6,1%
Nuclear
19,6%
Gaz
60,7 TWh PRODUCȚIE NETĂ INTERNĂ
53,5 TWh CONSUM NET INTERN
7,1 TWh EXPORT (8,5 TWh EXPORT – 1,4 TWh IMPORT)
FLUX FIZIC TRANSFRONTALIER NET
6.083 / 8.464 CONSUM NET ORAR (MEDIU / MAXIM)
21.135 MW PUTERE NETĂ TOTALĂ INSTALATĂ ÎN SEN
(01-01-2015)
4.138 MW PUTERE NETĂ SRE* INSTALATĂ ÎN SEN
(01-01-2015)
42,85 TWh (40,90 TWh in 2013) ENERGIE VEHICULATĂ ÎN RET
2,40 % CONSUM PROPRIU TEHNOLOGIC ÎN RET
REPERE OPERAŢIONALE 2014 / 2013
2,9
24,8
60,7
53,5 8,5
1,4
1,03 41,8
42,9
TWh TWh
▲11,3%
▲2,0%
▲2,0% / ▲1,8 %
▲4,8%
▼0,12 pp
2014
13,6%
Regenerabile
30,7%
Hidro
26,1%
Carbune
17,7%
Nuclear
11,9%
Gaz
*SURSE REGENERABILE: EOLIAN, FOTOVOLTAIC, BIOMASĂ, GEOTERMAL
(NU SUNT INCLUSE MICROHIDROCENTRALELE)
SEN: Sistemul Electroenergetic din România
RET: Rețeaua Electrică de Transport
Import
Producție netă internă
Export
Consum intern net
Energie intrată în RET
CPT în RET
Energie extrasă din RET
21.135
MW
60,7 TWh
CIFRE OPERAȚIONALE 2014
7 7
150
175
200
225
250
Ian Feb Mar Apr Mai Iun Iul Aug Sep Oct Nov Dec
2014 20132014/2013
-21,1%
Le
i /
MW
h
PCCB
180,8Lei 229,2Lei
100
125
150
175
200
225
Ian Feb Mar Apr Mai Iun Iul Aug Sep Oct Nov Dec
2014 20132014/2013
-1,6% 159,0Lei 161,6Lei
Le
i /
MW
h
PZU
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
Ian Feb Mar Apr Mai Iun Iul Aug Sep Oct Nov Dec
Interval 2011-2014
2014
2013
20142013
2014/2013
-0,12PP 2,40%
2,52%
%
2,45 2,52 2,35 2,43 2,55 2,27 2,10 2,22 2,31 2,37 2,41 2,76
2,69 2,72 2,78 2,78 2,84 2,70 2,08 2,08 2,39 2,34 2,60 2,34
42,85 TWh ENERGIE INTRODUSĂ ÎN RET 2014
41,82 TWh ENERGIE EXTRASĂ DIN RET 2014
2,40% (1,03 TWh) CPT ÎN RET 2014
CONSUM PROPRIU TEHNOLOGIC
181 Lei/MWh PREȚ MEDIU PCCB
159 Lei/MWh PREȚ MEDIU PZU
308 Lei/MWh PREȚ MEDIU PE
PREȚURI CPT PE PIEȚE
184 Lei/MWh PREȚ MEDIU TOTAL
55%PCCB / 36%SPOT / 9%PE MIX ACHIZIȚIE CPT (CANTITATIV)
PREȚ MEDIU / MIX ACHIZIȚIE
Piața de
Echilibrare
PE
Piața la termen
PCCB Piața Centralizată a
Contractelor
Bilaterale
Piața spot
PZU + PI Piața pentru Ziua
Următoare +
Piața Intrazilnică
CONSUMUL PROPRIU TEHNOLOGIC
55% 36%
9%
CONSUMUL PROPRIU TEHNOLOGIC
8 8
42,85 TWh ENERGIE INTRODUSĂ ÎN RET 2014
41,82 TWh ENERGIE EXTRASĂ DIN RET 2014
2,40% (1,03 TWh) CPT ÎN RET 2014
CONSUM PROPRIU TEHNOLOGIC
CONSUMUL PROPRIU TEHNOLOGIC
INVESTIȚII ÎN ECHIPAMENTE NOI
Eficiență energetică în rețea (stații, linii)
TARIFE DE TRANSPORT ZONALE
Promovarea utilizarii eficiente a rețelei
STRUCTURA PRODUCȚIEI
Determinată de tranzacțiile din piață
Factori de influență asupra nivelului pierderilor tehnice în R.E.T.
• Sub controlul operatorului rețelei / reglementatorului
• În afara controlului operatorului rețelei
CONDIȚIILE METEOROLOGICE
Ploaia, ceața, chiciura cresc pierderile
2.28
2.55
2.69
2.48
2.33
2.52
2.40
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
%
Nivelul istoric al pierderilor tehnice în R.E.T.
9 9
DEZVOLTAREA REŢELEI ELECTRICE DE TRANSPORT
CONSUMUL INTERN
Industrial şi casnic
Plan naţional de dezvoltare a reţelei pe 10 ani
• Frecvenţa actualizării 2 ani
• Ediţia curentă 2014 (2014-2023) - iulie 2014
• Ediţia următoare 2016 (2016-2025)
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, două reactoare nucleare noi
Interfața vestică (Serbia, Ungaria)
Interfața estică (Moldova)
Transilvania Nord-Vest, Moldova (închidere inel național 400 kV)
10 10
Priorităţi strategice pentru S.E.N.
• PARCUL DE PRODUCŢIE ÎN DOBROGEA
Premise:
• Dezvoltare rapidă a parcului de producție
• Creștere rapidă a capacității de producție din surse
regenerabile: eolian și fotovoltaic
• Două reactoare nucleare noi la Cernavodă
• Peste un nivel total al capacitatilor noi de producție de
3000 MW în Dobrogrea (indiferent de sursa primară)
apare necesitatea întăririi rețelei de transport pentru
evacuarea puterii în condiții sigure
Investiții planificate:
• LEA 400kV d.c. Smârdan-Gutinaș
• LEA 400kV d.c. Cernavodă-Stâlpu-Brașov
• LEA 400kV d.c. Stâlpu-Brașov
• Trecerea la 400kV a LEA 220kV Brazi-Teleajen-Stâlpu
• LEA 400kV s.c. Suceava-Gădălin
• Racord LEA s.c. Stupina-Varna și s.c. LEA Rahman-
Dobrudja în stația Medgidia Sud
• LEA 400kV d.c. Medgidia Sud-Constanța Nord
DEZVOLTAREA REŢELEI ELECTRICE DE TRANSPORT
Soluții de decongestionare 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)
11 11
Investitii 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. (Portile de Fier - Arad)
Moldova
• LEA 400kV s.c. Suceava-Bălți (MD)
• LEA 400kV s.c. Suceava-Gădălin
• LEA 400kV Iași-Ungheni-Strășeni (MD) în analiză
Turcia
• Cablu submarin HVDC (în analiză)
Priorităţi strategice pentru S.E.N.
• 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)
• Studiu în derulare privind interconectarea sincronă
Republica Moldova-ENTSOe (finalizare studiu 2015).
Pe termen scurt și mediu se preconizează
interconectarea asincronă prin stații back-to-back pe
teritoriul Republicii Moldova
• Conexiune prin cablu submarin (HVDC link) cu Turcia.
Memorandum multipartit existent pentru analizarea
noilor condiții tehnice (conectarea sincronă cu zona
Europa Continentală din ENTSOe)
DEZVOLTAREA REŢELEI ELECTRICE DE TRANSPORT
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
• Conexiunea cu Turcia va aduce oportunități de export/import
crescând siguranța în alimentarea cu energie a celor două
piețe
12 12
Priorităţi strategice pentru S.E.N.
• ALIMENTARE CONSUM ÎN ZONE DEFICITARE
Premise:
• Secțiunile de alimentare a zonelor Transilvania N-V si
Moldova necesită întariri
Investiții planificate:
Închiderea inelului național de 400kV între
zonele Nord-Est și Nord-Vest ale SEN.:
• LEA 400kV Gădălin-Suceava
• LEA 400kV Oradea-Nădab (finalizare)
Impact estimat:
Creșterea siguranței în alimentarea consumatorilor în
Transilvania N-V și Moldova
DEZVOLTAREA REŢELEI ELECTRICE DE TRANSPORT
• RETEHNOLOGIZAREA REȚELEI EXISTENTE
Investiții planificate:
Retehnologizarea/modernizarea stațiilor electrice
• 400/220/100kV Tulcea Vest
• 220/110/20kV Campia Turzii
• 400/110kV/MT Domnesti
• 400/110kV Medgidia, 400kV Isaccea
• 110kV/MT Suceava
• 400/110kV Smârdan
Impact estimat: Creșterea siguranței în exploatarea rețelei
electrice de transport, scăderea consumului propriu de energie
și a costurilor de exploatare
13 13
[mil lei] 30-Jun-14 31-Dec-13 var 30-Jun-13 Y/Y
neauditat auditat neauditat
Active imobilizate
Imobilizări corporale 3,462 3,573 ▼ 3% 3,578 ▼ 3%
Imobilizări necorporale 42 45 ▼ 6% 47 ▼ 10%
Imobilizări f inanciare 57 52 ▲ 9% 52 ▲ 9%
Total 3,561 3,671 ▼ 3% 3,678 ▼ 3%
Active circulante
Stocuri 37 37 ▲ 0% 39 ▼ 4%
Clienți și conturi asimilate 1,013 844 ▲ 20% 756 ▲ 34%
Numerar și echivalente de numerar 635 601 ▲ 6% 246 ▲ 158%
Impozit pe profit de recuperat 0 0 0
Total 1,685 1,482 ▲ 14% 1,040 ▲ 62%
Active totale 5,246 5,153 ▲ 2% 4,718 ▲ 11%
Datorii pe termen lung
Împrumuturi 857 951 ▼ 10% 873 ▼ 2%
Alte datorii 597 596 ▲ 0% 616 ▼ 3%
Total 1,455 1,547 ▼ 6% 1,489 ▼ 2%
Datorii pe termen scurt
Împrumuturi 226 226 ▼ 0% 329 ▼ 32%
Datorii comerciale și alte datorii 788 712 ▲ 11% 340 ▲ 132%
Alte datorii 96 53 ▲ 79% 56 ▲ 70%
Total 1,110 992 ▲ 12% 726 ▲ 53%
Datorii totale 2,564 2,539 ▲ 1% 2,215 ▲ 16%
Capitaluri proprii 2,682 2,614 ▲ 3% 2,503 ▲ 7%
Capitaluri proprii și datorii 5,246 5,153 ▲ 2% 4,718 ▲ 11%
SITUAȚIA BILANȚULUI CONTABIL
14 14
LEA 400kV Gadalin – Suceava, LEA 400 kV
Suceava – Balti, LEA 400 kV Resita – Pancevo,
trecerea la 400kV a axului vestic Portile de
Fier-Resita-Timisoara- Arad
Creșterea capacității de interconexiune &
completarea inelului național de 400kV
LEA 400 kV Cernavoda – Gura Ialomitei –
Stalpu – Brasov, LEA 400 kV Smardan –
Gutinas, LEA 400 kV Medgidia Sud –
Constanta Nord, Racord LEA Stupina-Varna si
LEA Rahman-Dobrudja in Medgidia Sud
Integrarea E-SRE & eliminarea
congestiilor asociate
Platforma unitară de conducere operativă a
SEN; EMS-SCADA: modernizare + platformă
nouă; sistem modernizat de metering stații
electrice telecomandate
Dezvoltarea capabilităților de operator de
sistem (dispecerizare)
Programe de modernizare pentru stațiile
electrice 400/220/100kV Tulcea Vest,
220/110/20kV Campia Turzii, 400/110kV/MT
Domnesti, 400/110kV Medgidia, 400kV
Isaccea, 110kV/MT Suceava, 400/110 kV
Smârdan etc
Retehnologizarea rețelei existente
(40 / 81 stații electrice modernizate)
PRIORITĂȚI INVESTIȚIONALE
VarnaDobrudja
TURKEY
Paşakoy
Tihau
Stuparei
IaşiMariselu
SERBIA
Stupina
Gadalin
Mintia
Retezat
Tariverde
Medgidia S
Isaccea
Munteni
Smardan
Constanta
Oradea
Suceava
CHEAP Tarnita Lapustesti
Centrale pe combustibili fosili
Centrale eoliene
Pancevo
LEA 400kV
LEA 220kV
LEA 400 kV utilizata la 220 kV
Rahman
Retehnologizare - prima perioada
Linii noi (> 1000 km)
Crestere capacitate
Fluxuri de putere
Volum mare de CEE
CNE Cernavoda
Cresterea capacitatii de interconexiune
Retehnologizare - a doua perioada
Arii investiționale principale
15 15
HU
UA
RS
BG
MD
BG1
BG2
BG3
RS1
RS2 RS1: Interconector nou
Resita (RO) - Pancevo (RS)
Start: 2015
PIF: 2016
RS2: Axul intern Banat
Portile de Fier – Arad
Faza 1
Start: 2014
PIF: 2018
---------------
Faza 2
Start: 2018
PIF: 2023
BG1: Linie internă
Cernavodă – Stâlpu
Start: 2015
PIF: 2019
BG2: Linie internă
Gutinaș - Smârdan
Start: 2016
PIF: 2020
BG3: Linie internă
Gădălin - Suceava
Start: 2017
PIF: 2021
PROIECTE PRIORITARE DE INTERES COMUN U.E.
Proiecte de Interes Comun
U.E.
2 pachete de proiecte cu statut special (Proiecte de Interes Comun)
acordat de Comisia Europeanăt
• Proces accelerat de autorizare (one-stop-
shop fast permitting)
• Asistenţă financiară U.E. (scheme de
garantare / instrumentul de finanţare
Conectarea Europei)
Facilităţi pentru implementarea
proiectelor de interes comun U.E.
România - Serbia România - Bulgaria
• Creșterea capacității de interconexiune pe
interfața vestică (Serbia și Ungaria).
Cresterea capacității de transport pe axul
intern va contribui la creșterea nivelului de
interconectivitate al rețelei de transport cu
sistemele de transport ale țărilor vecine
Impact estimat
• Cresterea capacitatii retelei de integrare a
hub-ului de producție din zona Mării Negre
(S-E Romania și Bulgaria) și de transport
spre zonele de consum în direcția vestică
Impact estimat
16 16
TRANSELECTRICA S.A.
Web: www.transelectrica.ro
Corespondență: Olteni 2-4, sector 3, București România
E-mail: toni.teau@transelectrica.ro
Tel: +40 213035611
Fax: +40 213035610
Director General Executiv (Președinte al Directoratului): Toni Teau
CONTACT
17 17