1 Planul de Dezvoltare a RET perioada 2014- 2023 Proiect 2 Responsabil de lucrare:Director de program Dana Petrescu ntocmit: Echipa de program (pag.158) Aviz CTES Transelectrica: nr.404 /2013 Aprobat, Directorat: Preedinte MembruMembru Membru Membru tefan Buc#taruMih#i Boangiu Ciprian Diaconu Gabriel MusteaConstantin V#duva3 CUPRINS

Pag Lista de Anexe .........................................................................................................5 Prescurtri...............................................................................................................7 1Scopul #i obiectivele Planului de dezvoltare a RET........................................9 2Cadrul de reglementare.....................................................................10 2.1Legisla&ia primar#........................................ ........................................................... 10 2.2Legisla&ia secundar#................................................................................................14 3.Principii, metodologii #i programe de calcul utilizate la elaborarea Planului deDezvoltare a RET........................................................................................... 15 3.1Principii utilizate la elaborarea Planului de Dezvoltare a RET...............................15 3.2Metodologii utilizate la elaborarea Planului de dezvoltare a RET.........................17 4.Analiza regimurilor actuale de func&ionare a RET #i infrastructurii asociate...17 4.1.Capacit#&i de producere a energiei electrice..............................................................17 4.2.Adecvan&a sistemului la vrful de sarcin# ...............................................................19 4.3.Capacit#&i interne de transport al energiei electrice 'i interconexiuni.......................24 4.4.Gradul de nc#rcare a elementelor RET.....................................................................29 4.5.Nivelul admisibil de tensiune, reglajul tensiunii n nodurile RET, compensarea puterii reactive......................................................................................................... 41 4.6.Pierderi de putere pe palierele caracteristice ale curbei de sarcin# 'i energie electric# anual#, n RET............................................................................................ 43 4.7.Nivelul curen&ilor de scurtcircuit n nodurile RET...................................................46 4.8.Verificarea RET la condi&iile de stabilitate static# 'i tranzitorie............................. .47 4.8.1.Verificarea RET la condi&iile de stabilitate static#............................................47 4.8.2.Stabilitatea tranzitorie 'i eventuale m#suri de protec&ie n nodurile RET52 4.9.Nivelul de continuitate n furnizarea serviciului de transport..................................55 4.10.Sistemul de conducere operativ# prin dispecer - EMS/SCADA............................. 59 4.11.Serviciile de sistem tehnologice................................................................................61 4.12.Sistemele de contorizare a energiei electrice 'i monitorizare a calit#&ii energiei electrice............... ................................................................................................... 63 4.13.Sistemul de telecomunica&ii.....................................................................................65 5.Securitatea instala&iilor #i managementul situa&iilor de urgen&66 6.Protec&ia mediului asociat RET............................................................................67 6.1.Impactul re&elelor de transport asupra mediului........................................................67 6.2.Cerin&e legislative pentru noile instala&ii 'i pentru cele existente.............................68 6.3.M#suri pentru reducerea impactului RET asupra mediului......................................71 7.Situa&ia actual Sintez72 8.Scenarii privind balan&a produc&ie-consum pentru Planul de dezvoltare a RET - perioada 2014-2023.............................................................................................. 79 8.1.Principii generale.......................................................................................................79 8.2.Scenarii privind evolu&ia consumului de energie electric# n SEN.............................80 8.3.Scenarii privind soldul schimburilor de energie electric#...........................................84 8.4.Scenarii privind evolu&ia parcului de produc&ie..........................................................84 8.5.Analiza adecvan&ei parcului de produc&ie din SEN..............................................89 8.6. Acoperirea sarcinii SEN de c#tre grupurile generatoare Cazuri analizate pentru verificarea adecvan&ei RET...................................................................................... 93 9.Analiza regimurilor de func&ionare a RET......................................................94 9.1.Analiza regimurilor sta&ionare..................................................................................95 9.2.Gradul de nc#rcare a elementelor RET....................................................................101 4 9.3.Nivelul de tensiune, reglajul tensiunii 'i compensarea puterii reactive....................101 9.4.Pierderi de putere n RET, la palierele caracteristice ale curbei de sarcin#.............101 9.5.Solicit#rile la scurtcircuit............................................................................102 9.6.Verificarea RET la condi&ii de stabilitate static#.....................................................104 9.7.Stabilitatea tranzitorie 'i m#suri de protec&ie n nodurile RET................................106 9.8.Concluzii privind regimurile de func&ionare a RET n perspectiv#.............................109 10.Strategia de mentenan& a activelor din cadrul RET pe urmtorii zece ani........ 112 10.1.Strategia de mentenan a instala&iilor din componen&a RET...................................112 10.2.Strategia de mentenan a sistemului de contorizare................................................124 11.Strategia de dezvoltare a activelor fixe.................................................................125 11.1.Evolu&ii care determin# necesitatea dezvolt#rii activelor fixe....................................125 11.2.Strategia de dezvoltare a RET....................................................................................127 11.2.1Necesit#&i de nt#rire a RET determinate de evolu&ia SEN n perioada 2014-2023 127 11.2.2Incertitudini privind evolu&ia SEN 'i tratarea acestora n Programul de dezvoltare a RET......................................................................................................................... 129 11.2.3Programuldedezvoltare,retehnologizare/modernizare'imentenanmajor#a instala&iilor din RET................................................................................................... 131 11.2.4Solu&ii tehnice promovate prioritar............................................................................ 138 11.3.Strategia de dezvoltare a sistemului de conducere operativ prin dispecer................139 11.4.Strategia de dezvoltare a sistemului de contorizare a energiei electrice 'i a sistemului de monitorizare a calit#&ii energiei electrice............................................ 142 11.5.Strategia de dezvoltare a sistemului de telecomunica&ii............................................148 11.6.Strategia de dezvoltare a protec&iei infrastructurii critice...........................................148 12.Evaluarea cheltuielilor de investi&ii ............................................................................150 13.Surse de finan&are ..................................................................................................152 14.Direc&ii de analiz pentru etapa urmtoare..........................................................154 Bibliografie156 Echipa de Program 158 5 Lista de Anexe Anexa AConstruirea cazurilor 'i analiza regimurilor de func&ionare n vederea dimension#rii RET Anexele BAnaliza regimurilor actuale de func&ionare a RET Anexa B-1Consumuri realizate pe sta&iiAnexa B-2Componentele RETAnexa B-3nc#rcarea echipamentelor RET VDV 2013 Anexa B-4nc#rcarea echipamentelor RET VSI 2012-2013 Anexa B-5Tensiuni in sta&iile din RET VDV 2013 Anexa B-6Tensiuni in sta&iile din RET VSI 2012-2013 Anexa B-7Curen&i si puteri de scurtcircuit - 2011 Anexa B-8Situa&ia calific#rii grupurilor 'i a furnizorilor pentru realizarea serviciilor tehnologice de sistem Anexele CPrognoza balantei productie/consum de energie electric n perspectiv - perioada 2014 2023 Anexa C-1Prognoza consumului de energie electric# pe zone 2014 2023 Anexa C-2Evolu&ia parcului de produc&ie (nu se public#) Anexa C-3nc#rc#ri grupuri la paliere caracteristice (nu se public#) Anexele DAnaliza stabilit&ii statice Tabelul 1 - Analiza stabilit#&ii statice - TM Tabelul 2 - Analiza stabilit#&ii statice - TLAnexele EStrategia ac&iunilor de mentenan& a RET Anexa E-1E'alonarea lucr#rilor 'i cheltuielilor de mentenan LEA (nu se public#) Anexa E-2E'alonarea lucr#rilor 'i cheltuielilor de mentenan sta&ii (nu se public#) Anexele FStrategia ac&iunilor de dezvoltare a activelor fixe Anexa F-1Costuri unitare utilizate la evaluarea costului proiectelor de dezvoltare a RET (nu se public#) Anexa F-2E'alonarea cheltuielilor pentru investi&ii (nu se public#) 6 7 Prescurtri AGCAutomatic Generation Control (control automat al gener#rii) ANREAutoritatea Na&ional# pentru Reglementare n domeniul Energiei ATAutotransformator ATRAviz Tehnic de Racordare BARBaza reglementat# a activelor BCBobin# de Compensare CEECentral# Electric# Eolian# CEFCentral# Electric# Fotovoltaic#CETCentral# Electric# 'i de Termoficare CHECentral# Hidroelectric# CHEAPCentral# Hidroelectric# cu Acumulare prin Pompare CNECentral# Nuclearoelectric# CPTConsum Propriu Tehnologic (pierderi Joule 'i Corona, consumuri servicii interne) CTECentral# Termoelectric# CVCertificate Verzi DENDispecerul Energetic Na&ional DETDispecer Energetic Teritorial DRRIDispozitiv de rezerv# la refuz de ntrerup#tor EMS/SCADASistem de management a energiei/ Sistem de comand#, supraveghere 'i achizi&ie date ENTSO-EEuropean Network of Transmission System Operators for Electricity (Re&eaua european# a operatorilor re&elelor de transport pentru electricitate) GNVGol de Noapte Var# LEALinie Electric# Aerian# LSTLucru Sub Tensiune MTMedie Tensiune OMEPAOperatorul pentru m#surarea energiei electrice tranzitate pe piata angroOPCOMS.C. OPCOM S.A. - Operatorul pie&ei de energie electric# din RomniaOTSOperator de Transport 'i de Sistem OUGOrdonan de Urgen a Guvernului PAM Programul de Asigurare a Mentenan&ei PMUPhase Measurement Unit (unitate de m#surare a fazei) PNAERPlanul Na&ional de Ac&iune n domeniul Energiei din Surse Regenerabile PDBProtec&ie Diferen&ial# de Bar# PiPutere instalat# POS-CCEProgram Opera&ional Sectorial - Cre'terea competitivit#&ii economice RARReanclan'are Automat# Rapid# RDRegim de Dimensionare REDRe&ea Electric# de Distribu&ie RESSurse regenerabile de energieRETRe&ea Electric# de Transport RKRepara&ie capital# RMBRegim Mediu de Baz# RTURemote Terminal Unit SCCSistem Comand# Control SECISoutheast European Cooperative Initiative (Ini&iativa de cooperare sudest european#) SnPutere aparent# nominal# TTransformator 8 TCTransformator de Curent TMTermen mediu (5 - 10 ani) TLTermen lung (peste 10 ani) TranselectricaC.N.T.E.E. Transelectrica S.A. VDVVrf de Diminea Var#VSIVrf de Sear# Iarn#9 1 Scopul #i obiectivele Planului de dezvoltare a RET Conformcompeten&elor'iatribu&iilorstabiliteprinLegeaenergieielectrice'ia gazelor naturale nr. 123/2012 'i Condi&iilor asociate Licen&ei nr. 161 pentru transportul de energieelectric#'ifurnizareaserviciuluidesistem,CompaniaNa&ional#deTransportal EnergieiElectriceTranselectricaS.A.planific#dezvoltareaRET,&inndseamade stadiulactual'ievolutiaprognozat#aconsumului,parculuide produc&ie'ischimburilor deenergieelectric#'ielaboreaz#lafiecare2aniunPlande dezvoltarepentru urm#torii 10 ani succesivi, aprobat de c#tre autoritatea competent#. Planificarea dezvoltrii RET urmre#te urmtoarele obiective: a.func&ionareansiguranaSEN'itransportulenergieielectricelaniveluride calitate corespunz#toare condi&iilor normate de Codul tehnic al RET 'i Standardul de performan#$ pentru serviciile de transport i de sistem ale energiei electrice; b.dezvoltareaRETastfelnctaceastas#fiecorespunz#tordimensionat#pentru transportulenergieielectriceprognozateafiprodus#,consumat#,importat#, exportat# 'i tranzitat#; c.asigurarea infrastructurii de transport necesare pentru buna func&ionare a pie&ei de energie electric#; d.asigurareaaccesuluisolicitan&ilorlare&eauadeinterespublic,ncondi&iile prev#zute de normele n vigoare. Obiectivele principale ale Planului de dezvoltare a RETPlanul de dezvoltare a RET este un document public n care sunt prezentate aspectele principale referitoare la situa&ia actual# 'i dezvoltarea preconizat# a RET n contextul SEN pentru urm#torii zece ani. Acest document este pus de Transelectrica la dispozi&ia tuturor p#r&ilor interesate pentru facilita: informareaasupracapabilit#&ii,actuale'inperspectiv#,are&eleidetransport,dea r#spundecerin&elorutilizatorilor'iinteresuluipublic,avndnvedereobiectivele strategiei 'i politicii energetice na&ionale 'i legisls&ia n vigoare; creareacondi&iilorpentrucorelarea,ntreOTS'iparticipan&iilapia,petermen mediu 'i lung, a ac&iunilor/investi&iilor care pot avea impact asupra performan&elor de siguran a SEN; informareaasupra oportunit#&ilorzonalepentruracordarealaRET'iutilizareaRET, n func&ie de prognozele de evolu&ie a consumului 'i capacit#&ilor de produc&ie; informarea asupra evolu&iei capacit#&ilor deschimb de energie cu sistemelevecine n contextul pie&ei interne europene de electricitate; nivelulderezerv#nSENpentruasigurareaacopeririicereriicuproduc&ie'i transportul energiei electrice la vrf de consum;necesarul de resurse pentru dezvoltarea RET 'i sursa acestora. 10 2 Cadrul de reglementare 2.1 Legisla&ia primarPrincipalele actenormative carereglementeaz# domeniul energiei n Romnia 'i care au un impact major asupra dezvolt#rii RET sunt: Legea nr. 123/2012 Legea energiei electrice 'i a gazelor naturale; Legeanr.220/2008Legepentrustabilireasistemuluidepromovareaproducerii energieidinsurseregenerabiledeenergie,modificat#'icompletat#prinLegea 139/2010'iLegea134/2012pentruaprobareaOUGnr.88/2011,OUGnr.57/2013 privind modificarea 'i completarea Legii nr. 220/2008; Legeanr.199/2000cuprivirelautilizareaeficient#aenergiei,republicat#cu modific#rile 'i complet#rile ulterioare; Legeanr.255/2010privindexpropriereapentrucauz#deutilitatepublic#,necesar# realiz#rii unor obiective de interes na&ional, jude&ean 'i local; Legea220/2013pentrumodificareasicompletareaLegiinr.255/2010privind expropriereapentrucauzadeutilitatepublica,necesararealizariiunorobiectivede interes national, judetean si local. Lege nr. 220/2013Regulamentulprivindracordareautilizatorilorlare&eleleelectricedeinterespublic, aprobat prin HG nr. 90/2008. Hot#rrea de Guvernnr. 2288/2004 pentru aprobarea repartiz#rii principalelor func&ii desprijinpecareleasigur#ministerele,celelalteorganecentrale'iorganiza&iile neguvernamentale privind prevenirea 'i gestionarea situa&iilor de urgen. nceeaceprive'tedezvoltareare&eleidetransport,Legeaenergieielectrice'ia gazelor naturale nr.123/2012 prevede urm#toarele: Art. 35 Planuri de dezvoltare (1) Operatorul de transport i de sistem are obliga#ia de a elabora planuri de investi#ii i de dezvoltare a re#elei de transport pe 10 ani, n concordan#$ cu stadiul actual i evolu#ia viitoareaconsumuluideenergieiasurselor,inclusivimporturileiexporturilede energie. (2)Planurilededezvoltareprev$zutelaalin.(1)con#inmodalit$#iledefinan#arei realizareainvesti#iilorprivindre#eleledetransport,culuareanconsiderareia planurilor de amenajareisistematizareateritoriuluistr$b$tut de acestea,ncondi#iile respect$rii normelor de protec#ie a mediului. (3) Planurile prev$zute la alin. (1) se aprob$ de c$tre ANRE. ............. Art. 36 Obliga#iile operatorului de transport i de sistem ... (7): Operatorul de transport i de sistem desf$oar$, n principal, urm$toarele activit$#i: a) asigur$ capacitatea pe termen lung a re#elei de transport de a satisface cererile rezonabile de transport de energie electric$ i exploateaz$, ntre#ine, reabiliteaz$ idezvolt$ncondi#iieconomicere#eauadetransportpentrua-iasigura siguran#a,fiabilitateaieficien#a,curespectareanormelorprivindprotec#ia mediului; 11 b)garanteaz$mijloaceleadecvatepentrundeplinireaobliga#iilordeserviciu public; c)contribuielarealizareasiguran#einalimentareacuenergieelectric$,prin asigurareaunorcapacit$#idetransportadecvateiprinmen#inereafiabilit$#ii acestora; ........ (11)Cheltuielilepentrumodificareainstala#iilordetransportalenergieielectrice,ca urmare a racord$rii de noi utilizatori sau a schimb$rii caracteristicilor energetice ini#iale ale utilizatorilorexisten#i,inclusiv pentrueliberarea unor amplasamente,suntsuportate conform reglement$rilor n vigoare. ....... Art. 37 Atribu#iile proprietarului re#elei de transport (1) Proprietarul re#elei de transport: a)coopereaz$cuoperatoruldetransportidesistemnvedereandeplinirii atribu#iilor acestuia, furnizndu-i toate informa#iile relevante; b) finan#eaz$ i/sau i d$ acordul asupra modalit$#ii de finan#are a investi#iilor n re#eaua de transport, stabilite de operatorul de transport i desistem i aprobate de ANRE; c) de#ine r$spunderea privind activele re#elei de transport, cu excep#ia r$spunderii privind atribu#iile operatorului de transport i de sistem; d) ofer$ garan#ii pentru facilitarea finan#$rii eventualelor extinderi ale re#elei, cu excep#iainvesti#iilorpentrucarei-adatacorduls$fiefinan#atedec$treorice parteinteresat$,inclusivdec$treoperatoruldetransportidesistem,potrivit prevederilor lit. b). Cadrullegislativcarereglementeaz#domeniulenergieinRomniaaparcurs modific#ri semnificative pe m#sura desf#'ur#rii procesului de reform# a sectorului. De la 1ianuarie2007,Romniaafostadmis#camembr#aUniuniiEuropeneiarlegisla&ia'i reglement#rile UE n domeniu sunt asimilate n legisla&ia romneasc#.Principalelereglement#rieuropenecuimpactasupraactivit#&iiOTSdeplanificarea RET sunt: DIRECTIVA 2009/72/CE A PARLAMENTULUI EUROPEAN I A CONSILIULUI din13iulie2009 privindnormelecomunepentrupia&aintern#aenergieielectrice'i de abrogare a Directivei 2003/54/CE; REGULAMENTUL(CE)NR.714/2009ALPARLAMENTULUIEUROPEANI ALCONSILIULUIdin13iulie2009privindcondi&iiledeacceslare&eapentru schimburile transfrontaliere de energie electric# 'i de abrogare a Regulamentului (CE) nr. 1228/2003 DIRECTIVA2005/89/CEaParlamentuluiEuropeansiaConsiliuluidin18ianuarie 2006privindmasurilemenitesagarantezesigurantaaprovizionariicuenergie electrica si investitiile n infrastructuri REGULAMENTUL(UE,EURATOM)NR.617/2010ALCONSILIULUIdin24 iunie2010privindinformareaComisieicuprivirelaproiecteledeinvesti&iin infrastructura energetic# din cadrul Uniunii Europene 'i de abrogare a Regulamentului (CE) nr. 736/96 12 REGULAMENTUL (UE, Euratom) NR. 833/2010 AL COMISIEI din 21septembrie 2010deimplementareaRegulamentului(UE,Euratom)nr.617/2010alConsiliului privindinformareaComisieicuprivirelaproiecteledeinvesti&iininfrastructura energetic# din cadrul Uniunii Europene Al3-leaPachetlegislativpentrupia&aintern#deelectricitate(cuprinznd DIRECTIVA2009/72/CE,REGULAMENTUL(CE)NR.713/2009'i REGULAMENTUL (CE) NR. 714/2009), intrat n vigoare n martie 2011 prevede cerin&e decooperareeuropen#ndomeniulenergetic,nscopuldezvolt#riiinfrastructurii'i schimburilor transfrontaliere. Articolul 5 al REGULAMENTUL (CE) NR. 714/2009 prevede constituirea ENTSO-E ca grup de cooperare al OTS europeni constituit sub denumirea de grupul de lucru Ten-Year Network Development Plan.n art. 8.3 se stabile'te obliga&ia acestuia de a elabora 'i publica, la fiecare doi ani, un plan de dezvoltare a re&elei pe zece ani la nivel comunitar, neobligatoriu, incluznd o evaluare asupra adecvan&ei produc&iei. Planuleuropeantrebuies#aib#nvederemodelulintegratalre&eleieuropene, elaborarea de scenarii 'i s# evalueze rezilien&a sistemului.Conform art. 8.4 al Regulamentului, evaluarea cu privire la adecvarea capacit#&ilor de producereacoper#capacitateageneral#asistemuluideenergieelectric#deasatisface cerereadeenergieelectric#existent#'iprognozat#pentruurm#toareaperioad#decinci ani,precum'ipentruoperioad#cuprins#ntrecinci'i15anideladatalacareafost realizat# respectiva evaluare. Evaluarea european# cu privire la adecvarea capacit#&ilor de producere se realizeaz# pe baza evalu#rilor na&ionale cu privire la adecvarea capacit#&ilor, preg#tite de fiecare operator de transport 'i de sistem individual.Regulamentulsus-men&ionatrecomand#oabordarelanivelregional,prinstructuri regionalencadrulstructuriigeneraledecooperare,garantnd,nacela'itimp,faptulc# rezultatele la nivel regional sunt compatibile cu planurile la nivel comunitar. n cadrul ENTSO-E au fost create 'ase grupuri regionale (fig. 2.1) n cadrul c#rora se analizeaz# 'i se finalizeaz# planurile regionale de dezvoltare a re&elei. Fig. 2.1 Regiunile ENTSO-E (sursa: ENTSO-E) Transelectrica are reprezentan&i n dou# Grupuri Regionale: Continental centru est 'i Continental sud est. 13 Planuleuropeancuprindeproiecteledeintereseuropean,cuimpactmaimareasupra sistemului,planurileregionaleinclud'iproiectealc#rorinteresestedoarregional,iar planurilena&ionalelecompleteaz#cuproiectecuimpactmaimicasupracelorlalte sisteme,darnecesarepeplanna&ional.Prinmoduldelucru,celetreiniveluride planificare sunt coordonate, iar planurile rezultate sunt deplin compatibile. PrimulPlanpilotde dezvoltareare&eleipezeceaniafostfinalizatdeENTSO-En mai 2010, iar n 2012 a fost finalizat urm#torul Plan. Aceste planuri, publicate pe site-ul ENTSO-E(www.entsoe.eu),auinclus'iproiectelemajorededezvoltareaRETdin Romnia. Oprioritateactual#aUniuniiEuropeneestereducereaemisiilordecarbon'i ncurajareaconsumuluideenergieelectric#dinsurseregenerabile.Pachetullegislativ privind schimb#rile climatice 'i energiile din surse regenerabile, ap#rut n 23.01.2008, 'i propune ca 20% din consumul comunitar s#fie acoperit din resurse regenerabile pn# n anul 2020.nRomnia,Legea220/2008Legepentrustabilireasistemuluidepromovarea produceriienergieidinsurseregenerabiledeenergie,republicat#cumodific#rile'i complet#rileulterioare,stabile'te,printrealtem#suridepromovareaenergieidinsurse regenerabile,prioritatea acestor produc#tori din punctul de vedere al accesuluila re&elele de interes public 'i al transportului: Art. 9(1)Operatorul de transportsisistemsioperatorii de distributiesunt obligatisa garantezetransportul,respectivdistributiaenergieielectriceprodusedinsurse regenerabile de energie, asigurand fiabilitatea si siguranta retelelor de energie electrica. (2)Racordarea producatorilor de energieelectrica dinsurseregenerabilelaretelele de energieelectricaserealizeazainbazaRegulamentuluiprivindracordareautilizatorilor lareteleleelectricedeinterespublic,emisinbazaart.11alin.(2)lit.q)dinLegea energieielectricenr.13/2007,cumodificarilesicompletarileulterioare. (3)Investitiile realizate de operatorii de transport si/sau distributie in baza prevederilor alin. (2) se considera active reglementate, recunoscute in acest sens de catre ANRE. ........Legeanr. 220/2008 a fost modificat#'i completat# cu prevederile OUGnr. 57/2013, viznd aplicarea schemei de promovare a RES 'i procesul de racordare la re&elele electrice de interes public. Cele mai semnificative modific#ri sunt: -energia electric# produs# de CEF situate pe terenuri, care la data intr#rii n vigoare a OUG nr. 57/2013, erau n circuitul agricol nu beneficiaz# de schema de sprijin; -energia electric# produs# de CEF dispecerizabile, suplimentar#fa de notificarea fizic#, nu beneficiaz# de schema de sprijin; -amnarea par&ial# a acord#rii CV n func&ie de RES (dup# 01.04.2017 pentru MHC 'i CEF, respectiv 01.01.2018 pentru CEE); -introducerea de c#tre operatorii de re&ea,n procesul de racordare, a unor garan&ii finaciare al c#ror cuantum l va stabili ANRE; -ncepnddela1iulie2013,acreditareadec#treANREacentralelorbazatepe REScarebeneficiaz#desistemuldepromovareserealizeaz#pn#lanivelul capacit#&ilor instalate stabilite pentru fiecare an prin hot#rre a Guvernului pe baza datelor reactualizate din PNAER.Re&eaua electric# de transport este considerat#, conform Legii nr.123/2012 (art.3 - 66) de interes na&ional 'i strategic 'i ca atare o mare parte a activelor aflate n componen&a sa seafl#nproprietateapublic#astatului.Cadrullegalcarereglementeaz#statutul 14 patrimoniului public 'i condi&iile de concesionare a acestuia este reprezentat de Legea nr. 213/1998 privind proprietatea public#'i regimulacesteia -cu modific#rile ulterioare - 'i respectiv OUG 54/2006 privind regimul contractelor de concesiune de bunuri proprietate public#. Uniunea Europeana a stabilit abordarea unitar# a protec&iei infrastructurilor energetice ("Protec&iainfrastructurilorcriticenluptampotrivaterorismului"adoptat#deCEn 2004). La nivelul UE, a fost elaborat# Cartea Verde pentru un Program European privind Protec&iaInfrastructurilorCritice(COM(2005)576final),careidentific#re&eauade transport printre infrastructurile critice. ncontextulimportan&eisecurit#&iienergeticepentrusecuritateana&ional#, Transelectricaacord#toat#aten&iaimplement#riilegisla&ieiaferentesistemelorintegrate de securitate a protec&iei informa&iilor clasificate 'i a protec&iei infrastructurii critice:1. Legea nr. 333 din 8 iulie 2003 privind paza obiectivelor, bunurilor, valorilor si protectia persoanelor 2.HotarreadeGuvernnr.1010din25iunie2004(pentruaprobareanormelor metodologice si a documentelor prevazute la Art. 69 din Legea nr.333/2003 privind paza obiectivelor, bunurilor, valorilor si protectia persoanelor) 3. Hotarrea de Guvern nr. 781 din 25 iulie 2002 privind protectia informatiilor secrete de serviciu 4. Legea nr. 182 din 12 aprilie 2002, privind protectia informtiilor clasificate. 5.Hot#rreadeGuvernnr.585din13iunie2002,pentruaprobareaStandardelor na&ionale de protec&ie a informa&iilor clasificate n Romnia. 6.HotarreadeGuvernnr.718din13iulie2011pentruaprobareaStrategieinationale privind protectia infrastructurilor critice 2.2 Legisla&ia secundar Legisla&iasecundar#ndomeniucuprindeaceleinstrumentedereglementare obligatoriipentruparticipan&iilasectorulenergetic,pentrucaacestas#func&ioneze coordonat'isincronizat.Urm#toarelereglement#rireprezint#legisla&iesecundar#cu impact asupra dezvolt#rii 'i utiliz#rii RET: Codul Tehnic al RET Revizia I, aprobat prin Ordin ANRE nr. 20/2004, modificat si completat prin Ordin ANRE nr. 35/2004; CodulTehnicalRetelelorElectricedeDistributie-aprobatprinDeciziaANREnr. 101 /2000 CodulComercialalpie&eiangrodeenergieelectric#,aprobatprinOrdinANREnr. 25/2004; Licen&e 'i Autoriza&ii: activitatea CNTEE Transelectrica - S.A. se desf#'oar# n baza Condi&iilorasociateLicen&einr.161/2000pentrutransportuldeenergieelectric#'i furnizareaserviciuluidesistem,Revizia2/2005,modificat#prindeciziaANRE 867/30.04.2009 'i 121/2012; Codul de m#surare a energiei electrice - aprobat prin Ordin ANRE nr. 17/2002; Regulamentdeconducere'iorganizareaactivit#&iidementenan-aprobatprin Ordinul ANRE nr. 35/2002; 15 Standarduldeperformanpentruserviciiledetransport'idesistemaleenergiei electrice, aprobat prin Ordin ANRE nr. 17/2007; Standardul deperformanpentruserviciuldedistribu&ieaenergieelectrice,aprobat prin Ordin ANRE nr. 28/2007; Ordine'ideciziipentrureglementareatarifelorpentruactivit#&iledemonopol (transport'idistribu&ie)precum'ipentruenergiaelectric#produs#pepia&a reglementat#; Metodologiadestabilireatarifelor pentruserviciuldetransportalenergieielectrice, aprobata prin Ordinul nr. 60/13 decembrie 2007 al pre'edintelui ANRE; Metodologiadestabilireatarifelorpentruserviciuldesistem,aprobataprinOrdinul nr. 20/ 13 iulie 2007 al pre'edintelui ANRE; Regulamentulprivindstabilireasolu&iilorderacordareautilizatorilorlare&elele electricedeinterespublic,aprobatprinOrdinulnr.129/11decembrie2008al pre'edintelui ANRE; Proceduraopera&ional#Mecanismuldecompensareaefectelorutiliz#riire&elelor electrice de transport pentru tranzitedeenergie electric# ntre operatorii de transport 'i de sistem aprobat# prin Ordinul nr. 6/11 februarie 2010 al pre'edintelui ANRE; Ordinulnr.29/2013alpre'edinteluiANRE,privindmodificarea'icompletarea Normeitehnice,,Condi&iitehnicederacordarelare&eleleelectricedeinterespublic pentrucentraleleelectriceeolieneaprobat#prinOrdinulnr.51/3aprilie2010al pre'edintelui ANRE; Ordinulnr.30/2013alpre'edinteluiANRE,privindaprobareaNormeitehnice Condi&iitehnicederacordarelare&eleleelectricedeinterespublicpentrucentralele electrice fotovoltaice; Ordinulnr.32/2013alpre'edinteluiANRE,privindaprobareaRegulamentuluide programare a unit#&ilor de produc&ie 'i a consumatorilor dispecerizabili;Ordinul nr. 60/2013 al pre'edintelui ANRE, privind aprobarea instituirii unor reguli pe pia&a de echilibrare; Normatehnic#,,Condi&iitehnicederacordarelare&eleleelectricedeinterespublic pentrucentraleleelectricefotovoltaiceaprobat#prinOrdinulnr.30/17mai2013al pre'edintelui ANRE; PE 134/1995 Normativ privind metodologia de calcul al curen&ilor de scurtcircuit n re&elele electrice cu tensiunea peste 1 kV; Ordinul Ministrului Economiei 'i Comer&ului nr. 660/2004 privind aprobarea Ghidului de identificare a elementelor de infrastructur# critic# din economie. 3 Principii #i metodologii utilizate la elaborarea Planului de dezvoltare a RET 3.1 Principii aplicate la elaborarea Planului de dezvoltare a RETPlanificarea RET urm#re'te men&inerea, ncondi&ii de eficien economic#, a calit#&ii serviciuluidetransport'idesistem'iasiguran&einfunc&ionareasistemului electroenergeticna&ional,nconformitatecureglementarilenvigoare'icustandardele asumatencomun,laniveleuropean,deoperatoriidetransportasocia&incadrul ENTSO-E. 16 Transelectricadezvolt#'imodernizeaz#re&eauadetransportpentruaasigura adecvarea acesteia la necesit#&i rezultate din evolu&ia SEN: -evolu&ia consumului; -apari&ia unor noi grupuri produc#toare; -evolu&ia cererii pentru schimburile de energie electric# transfrontaliere; -uzura fizic# 'i moral# a echipamentelor de transport; -retragerea din exploatare a unor capacit#&i de produc&ie; -modific#ri ale fluxurilor dominante de putere n re&ea. n cazulidentific#rii uneinecesit#&i de dezvoltare a RET, selectarea solu&iilor se face nurmauneianalizecost/beneficiubazatepeevaluareaunorindicatoritehnici'i economici specifici.Din punct de vedere tehnic, avnd n vedere incertitudinile privind evolu&ia sistemului 'iacadruluieconomic,secaut#solu&iirobuste'iflexibile,cares#fac#famaimultor scenarii posibile, diminund astfel riscurile. Pentrufiecareproiect,searenvederereducereaimpactuluiasupramediului nconjur#tor,nfunc&iedeultimeleperforman&etehnologiceaccesibile'ilegisla&ian vigoare. Suntdeasemeneaurm#ritectevadirec&iistrategicecareaudreptscopcre'terea eficacit#&ii 'i eficien&ei serviciului prestat: realizarea mentenan&ei bazate pe fiabilitate a RET; implementarea tehnologiilor noi performante; promovarea teleconducerii instala&iilor din sta&iile Transelectrica; asigurarea infrastructurii adecvate n concordan cu nivelul de dezvoltare a pie&ei de energie electric#; promovarea solu&iilor care conduc la reducerea pierderilor n RET; reducerea congestiilor n RET. n scopul aplic#rii principiului dezvolt#rii 'i utiliz#rii optime a sistemului de transport s-aimplementatstructuratarifuluizonaldetransport,cusemnaleloca&ionalepentrua stimula: amplasarea noilor consumatori, de preferin, n zonele excedentare ale sistemului; amplasarea noilor produc#tori, de preferin, n zonele deficitare ale sistemului; utilizarea ct mai eficient# a capacit#&ilor de transport existente. Implementareatarifuluizonaldetransportnuareprezentatunstimulentsuficientde puterniccares#determineproduc#torii/consumatoriis#seamplasezenzone deficitare/excedentare,alegereaamplasamentuluifiindcondi&ionat#nprincipalde disponibilitatea surselor primare, terenului, for&ei de munc# etc.DezvoltareaRETsefacenconformitatecucerin&ele'ipriorit#&ileprev#zutenstrategia 'i politica energetic#na&ional#. Acesteaconstituie referin&e determinante pentru identificarea direc&iilor prioritare 'i prognoza tendin&elor de evolu&ie a sectorului energiei avute n vedere la planificare. 17 3.2Metodologii/analize utilizate la elaborarea Planului de dezvoltare a RET Elaborarea Planului de dezvoltare a RET presupune parcurgerea urm#toarelor etape de analiz#: Prognoza cererii de energie electric# pe ansamblul SEN pentru perioada analizat#; Prognozaconsumuluideenergie'ianiveluluideputereelectric#(activ#'i reactiv#)pepalierecaracteristicealecurbeidesarcin#(vrf'igoldesarcin#n sezoanele de iarn# 'i var#), n profil teritorial 'i pentru fiecare sta&ie; Prognoze de import/export/tranzit de energie 'i putere electric#; Estimareadisponibilit#&iicapacit#&ilordeproduc&ie,considerndprogramelede cas#ri, reabilit#ri 'i instalare de grupuri noi; Elaborareabalan&elordeputeriactive'ireactivepenodurialeRET'izone energetice ale SEN, la palierele caracteristice ale curbei de sarcin#; Analiza regimurilor de func&ionare a RET n perioada de referin: ocircula&iiledeputerelapalierelecaracteristicealecurbeidesarcin#,n regimuri medii 'i extreme; opierderile de putere n RET; oasigurarea stabilit#&ii tensiunii 'i a ncadr#rii ntrelimiteleminime 'i maximeadmisibilen nodurile RET prin posibilit#&ile 'i mijloacelede reglajexistente 'i prin dezvoltarea acestora; olimitele'i valorilecuren&ilor 'i puterilor de scurtcircuit n nodurile RET; oanaliza'iasigurarearezervelor destabilitatestatic# 'iastabilit#&iitranzitorii n func&ionareaSEN; Evaluarea st#rii tehnice a instala&iilor din re&eaua de transport a energiei electrice; Evaluarea importan&ei sta&iilor de transport; Calculul indicatorilor de fiabilitate pentru nodurile RET; Stabilireaac&iunilor'int#ririlornecesarepentruaasiguraadecvareare&elei'i satisfacerea performan&elor normate ale serviciului de transport; Stabilirea solu&iilor tehnice optime tehnico-economic de modernizare 'i dezvoltare a RET 'i a m#surilor de reducere a impactului asupra mediului; Stabilirea priorit#&ilor 'i a programelor de realizare a moderniz#rii/dezvolt#rii RET'i a infrastructurii asociate; Identificareasurselorposibiledefinan&arepentruinvesti&iiledinPlanulde dezvoltare a RET. Metodologiadeconstruireacazurilor'ideanaliz#aregimurilordefunc&ionaren vederea dimension#rii RET este prezentat# n Anexa A. 4 Analiza situa&iei actuale a RET #i infrastructurii asociate4.1 Capacit&i de producere a energiei electrice nSENsuntnfunc&iune,dinpunctdevederealsurseiprimaredeenergie, urm#toarele tipuri de grupuri generatoare: hidroelectrice, termoelectrice clasice (cu 'i f#r# 18 producerecombinat#deenergieelectric#'itermic#)bazatepec#rbunisaugaze, nuclearelectrice, eoliene, fotovoltaice si termoelectrice bazate pe biomasa. Astfel: -cele mai mari grupuri din sistem sunt unit#&ile nucleare de 707 MW de la Cernavod# (a doua unitate a fost pus# n functiune in august 2007); -grupurihidroelectricecuputeriunitaredelavalorimaimicide1MW,pn#la 194,4MW (puterea instalat# dup# reabilitare a grupurilor din CHE Por&ile de Fier I); -grupuritermoelectriceclasicecuundomeniulargdevaria&ieaputeriiunitare instalate: de la c&iva MW pentruunelegrupuri ale autoproduc#torilor, pn# la 330 MW puterea unitar# agrupurilor de condensa&iepe lignit din centralele Rovinari 'i Turceni; -grupuri eoliene cu puteri unitare mai mici de 3 MW, ns# prin agregarea unui num#r mare de astfel de grupuri rezult# centrale electrice eoliene (CEE) care pot ajungela sute de MW. n sta&ia de 400 kV Tariverde este racordat 'ifunc&ioneaz# o central# eolian# cu o putere instalat# de 600 MW, clasat# drept cea mai mare central# eolian# terestr# din Europa la momentul finaliz#rii. -Pi total# nCEE a evoluat rapid, putereainstalat# lasfr'itul anului 2010 fiind 425 MW,lasfr'itulanului20111140MW,lasfr'itulanului20121941MW,iarn octombrie 2013 2325 MW; -cre'tererapid#aputeriiinstalateaCEF;dac#naprilie2013aceastaatingeau94 MW, n iulie 2013 Pi n CEF s-a dublat, ajungnd 203,5 MW; -totn2013sesemnaleaz#apari&iaobservabil#acentralelorpebiomas#,totaliznd 41,9 MW, la 1 iulie. In perioada 09.06.2011 30.09.2011 s-au racordat la barele de 400 kV si 220 kV ale statiei400/220/110kVBraziVestgrupurilecentraleipecondensatiecuciclucombinat Petrom Brazi: la 400 kV un grup TG cu Pi=285,6 MW si un grup TA Pi=314,6 MW, iar la 220 kV un grup TG cu Pi=285,6 MW. Puterea disponibila total#neta acentralelor electrice din SENla 31.12.2012(Tabelul 4.1.1)afostde18756MW,dincare33%ncentralehidroelectrice,7%ncentrale nucleare, 50% n centrale termoelectrice 'i 9% in centrale eoliene. Tabelul 4.1.1 Putere instalata Putere instalata* [MW] Putere disponibil neta** [MW] TOTAL2242818756 Centrale hidroelectrice65636196 Centrale nuclearoelectrice14131300 Centrale termoelectrice conven&ionale124449460 Centrale eoliene19411753 Centrale fotovoltaice2920 Centrale biomasa3827 * Nu sunt incluse grupurile aflate in conservaresi grupurileretrase din exploatare pentru o perioada mai maredeunancareseaflainreabilitare.Sunt inclusesigrupurileaflateinprobetehnologiceinvedereapunerii in functiune. **Conformmetodologiei ENTSO-E,putereadisponibil$net$nuincludereducerilepermanentedeputere i nici consumul propriu tehnologic n centrale. Pentru centralele hidroelectrice s-a considerat puterea net$ (exclusiv CPT centrale) f$r$ indisponibilit$#ile legate de hidraulicitate. 19 4.2 Adecva&a sistemului la vrful de sarcinDup#ce,nperioada20002008,cuexcep&iaanului2002,consumulbrutinterna crescut anual cu 0,42% 4,47%, n anul 2009 consumul brut intern a scazut cu 8,3% fata deanul2008,caurmareacrizeieconomice'ifinanciare.Sc#derilelunareaufostde 3,5%14,0%,comparativculunasimilaraaanului2008.Inperioadaoctombrie- noiembrie 2009, descresterea consumului s-a mai redus, iar din luna decembrie s-a reluat untrend decre'tere.Anul2010anregistratocre'terecu 5,4%aconsumuluinet(4,8% consumbrut),fadeanul2009,nanul2011consumulbrutacrescutcu3,7%fade 2010, iar n anul 2012 consumul brut a nregistrat o sc#dere de 1,5% fa de anul anterior. n fig. 4.2.1 este prezentat# evolu&ia consumului. Variatia consumului mediu brut anual in perioada 2000-2012 (MWh/h) 583559995974624163416485664167706871630166066852675052005400560058006000620064006600680070002000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012[MWh/h]-0,4%2,8%4,5%1,6%2,3%2,4%1,9%1,5%-8,3%4,8%3,7%1,5% Fig. 4.2.1 Dac# valoarea medie a consumului a crescut n 2010 fa de 2009 cu aprox. 300 MW, diferen&a dintre valorile de vrf a fost chiar mai mare, ajungnd la aprox. 400 MW. n 2011, consumul a continuat s# creasc#, diferen&a ntre valorile medii fiind de aprox. 250 MW, iar cea ntre valorile de vrf de aprox. 50 MW. n2012,consumulmedius-amen&inutlavaloriapropiatecelordinanul2011(Fig. 4.2.2). 20 6606437394356852443194936750438595200200040006000800010000[MWh/h]2010 2011 2012Evolutia consumului (MWh/h) mediu, minim si maxim in anii 2010 - 2012 medii anuale minime anuale maxime anuale(citiri la ore fixe) Fig. 4.2.2 Schimburile fizice de energie electric# cu sistemele vecine sunt n fiecare moment un rezultatalsumeintreexporturile'iimporturilerealizatenbazacontractelorntre participan&iilapia&adeenergieelectric#,lacareseadaug#schimburiletehnicedatorate circulatiilornbucl#ntresistemeleinterconectate'ischimburilorpentrureglajul frecven&ei (Fig. 4.2.3 'i 4.2.4). Fig. 4.2.3 2732334965214311751268615930Export 2012 =4300 GWhImport 2012 =4548 GWh Sold 2012 =248 GWh21 Variatia importului, exportului si a soldului schimburilor de energie cu vecinii in perioada 2007-2012 (valori medii anuale)-692-802-554-392 -404-358451297271149245379-241-505-283-243-15921-1000-800-600-400-200020040060080010002007 2008 2009 2010 2011 2012[MWh/h]export import sold schimburi Fig. 4.2.4 Seconstat#osc#dereaschimburilornultimiipatruani,probabilcaoconsecina crizei economice 'i financiare. SoldulschimburilorSENs-amen&inutnfiecareanpeexport,cuexcep&iaanului 2012,cndexportuldeenergieelectric#afostmaimicdectimportul,rezultndimport net. Poate fi observat# suprapunerea, peste circula&iile determinate de fluxurile interne de puteredinsprecentralesprezoneledeconsum,aunortranzitedeterminatedeschimburi ntresistemelevecine,cuotendindecre'terenultimaperioad#pedirec&iileN S'i E V.Produc&iagrupurilorgeneratoaredinsistemtrebuies#acoperenfiecaremoment consumul 'i soldul import/export. Referitorlastructura peresurse primareaproduc&ieideenergieelectric#,n2009se remarc# sc#derea accentuat# a contribu&iei centralelor electrice pe c#rbune 'i hidrocarburi (sc#dereaproduc&ieicu16%,respectiv19%fadeanulanterior)laacoperirea consumului.In2009,produc&iacentraleloreolieneacrescutcu23,6%,comparativcu 2008. n2010,contribu&ieicentralelorelectricepec#rbune'ihidrocarburiafostchiarmai mic#,scznd cu 5%, respectiv 8% fa de 2009, deoarece s-a nregistrat o hidraulicitate foarte bun# 'i produc&ia centralelor hidroelectrice a crescut cu 30% fa de anul anterior.In anul 2011, alaturi de cresterea accentuata a contributiei centralelor electrice eoliene dela0,5%dintotalproductiein2010la2%dintotalproductiein2011,seremarcao crestereaproductieitermoelectrice(carbuni:dela36%in2010la42%in2011; hidrocarburi:dela11%in2010la13%in2011),caurmareascaderiidrasticea productieihidroelectricecu10%in2011,comparativcu2010.n2010,produc&ia centraleloreolieneacrescutcu 39%,comparativcu 2009,corelatcuocre'tereaputerii instalate la 323 MW.n2011seremarcacrestereancontinuareacontributieicentralelorelectriceeoliene (2% din total productie in 2011) comparativ cu anul 2010 (0,5% din total productie). Ca urmare a sc#derii accentuate a produc&iei hidroelectrice cu 10%, s-a nregistrat o crestere a ponderiiproductieitermoelectrice(c#rbuni:dela36%n2010la42%n2011; hidrocarburi: de la 11% n 2010 la 13% n 2011). 22 n2012seremarcacrestereasemnificativ#acontributieicentralelorelectriceeoliene (5% din total productie in 2012) comparativ cu anul 2011 (2% din total productie).Structura produc&iei este prezentat# n Tabelul 4.2.1. Tabelul 4.2.1 [GWh] [MW] [%] [GWh] [MW] [%]TOTAL PRODUCTIE, din care: 59042 6717 100.0 61931 7069 100.0Centrale pe carbune, din care: 23821 2711 40 25795 2944 42lignit 20017 2278 34 21882 2497 35- huila huila 3804 433 6 3913 447 6 hidrocarburi 8344 947 14 8043 918 13 ape 12381 1409 21 14954 1707 24 nuclear 11466 1305 19 11747 1341 19 eoliana 2794 318 5 1208 138 2.0 biomasa 228 26 0 183 21 0 fotovoltaica 8 1 0 1 0 0anul 2012 anul 2011 Structura pe resurse primare [GWh;%] a productiei de energie electrica in anul 2012 hidrocarburi; 8344; 14% ape; 12381; 21% nuclear; 11466; 19%biomasa; 228; 0%fotovoltaica; 8; 0%eoliana; 2794; 5% carbune; 23821; 41%huila; 3804; 6%lignit; 20017; 35% 23 Structura pe resurse primare [GWh;%] a productiei de energie electrica in anul 2011 hidrocarburi; 8043; 13% ape; 14954; 24% nuclear; 11747; 19%biomasa; 183; 0%eoliana; 1208; 2%fotovoltaica; 1; 0%carbune; 25795; 43%huila; 3913; 6%lignit; 21882; 36% Fig. 4.2.5 Din Tabelul 4.2.2 se observ# c#, din punct de vedere al adecvantei sistemului, estimat# conformmetodologieiENTSO-E,capacitateainstalat#inSENafostsuficient#pentru acoperirea varfului de sarcin# din decembrie 2012 'i a exportului, n condi&ii de siguran nfunc&ionareaSEN.Valoareaexcedentuluideputerenlunadecembrie2012a reprezentat peste 33% din puterea net# instalat# n SEN. 24 Tabelul 4.2.2 4.3Capacit&iinternedetransportalenergieielectrice#iinterconexiunicualte sisteme Re&eauaelectric#esteansambluldelinii,sta&iielectrice'ialteechipamente electroenergetice conectate ntre ele, inclusiv elementele de sus&inere, control 'i protec&ie a acestora. ConformLegiienergieielectricesi agazelornaturalenr.123/2012,re&eauaelectric# detransport(RET)estere&eauaelectric#deinteresna&ional'istrategiccutensiuneade linienominal#maimarede110kV.RETrealizeaz#interconectareantreproduc#tori, re&elele de distribu&ie, consumatorii mari 'i sistemele electroenergetice nvecinate. Re&eauadetransportesteinstrumentulcarepermiteOTSasigurareadinpunctde vederetehnicaserviciilorcuprinsenobiectuldeactivitatealCNTEETranselectrica S.A.,conformprevederilorCoduluitehnicalRET'icondi&iilorasociatelicen&eipentru transportul de energie electric# 'i furnizarea serviciului de sistem. Nr. crt.Putere disponibila net inSEN a 3-a miercuri a lunii decembrie 2012 - ora 12 RO (ora 11 CET) [MW] 1centrale hidroelectrice 6196 2centrale nucleare 1300 3centrale termoelectrice conventionale 9460 4resurse energetice regenerabile (eolian, fotovoltaic, biomasa)1800 5alte centrale0 6Capacitatea de produc&ie net [6=1+2+3+4+5]18756 7Putere indisponibil# (Reduceri temporare+conservari)479 8Putere in repara&ie planificat#988 9Putere in repara&ie accidental#1773 10Rezerva de putere pentru servicii de sistem 695 11Puterea disponibil net asigurat[11=6-(7+8+9+10)]14821 12Consum intern 7728 13Abatere consum fa& de consumul maxim al lunii659 14 Capacitate rmas ( fr considerarea schimburilorcu alte sisteme) [14=11-12] 6434 Schimbul de puterecu alte sisteme 15Import312 16Export627 17Sold Import-Export [17 = 15 - 16]-315 18 Capacitate rmas (cu considerareaschimburilor cu alte sisteme) [18 = 14 + 17] 6119 25 LEGENDA:-LEA 110 kV :-LEA 220 kV : -LEA 400 kV :( : func&ioneaz# la 220 kV :LEA400kVN#dabOradeancursde finalizare) -LEA 750 kV: Fig. 4.3 Re&eaua Electric# de Transport Iulie 2013 nTabelul4.3.1esteprezentat#sinteticcomponen&aRET,iarnAnexaB-2(Linii, Statii, Bobine) sunt prezentate n detaliu elementele RET: linii, transformatoare, bobine pe careTranselectricaleexploateaz#ncalitatedeconcesionar,proprietarsaunbazaaltui temei legal, conform Licen&ei.Transelectrica exploateaz# toate liniile de interconexiune, inclusiv cele de 110 kV. 26 La 31.12.2012, RET era compus# din:Tabelul 4.3.1Instala&iile RET STA'II Tensiunea[kV] Sta&ii[nr.] Unit&i de transformare>=100 MVA T/AT [nr.] Putere nominal aparent T/AT [MVA] LEA [km] 750121.250155 40038 2 20 30 500 400 250 4.704 22042 2 81 1 400 200 100 3.947 11000038 TOTAL8113836.1008.844 Liniile'ista&iileelectricecarealc#tuiescsistemulna&ionaldetransportaufost construite,nmajoritate,nperioadaanilor1960-1980,lanivelultehnologicalacelei perioade.Estederemarcat,ns#,c#stareatehnic#real#ainstala&iilorsemen&inelaunnivel corespunz#tor, ca urmare a faptului c# se desf#'oar# un program riguros de mentenan 'i c#s-aimpusunprogramsus&inutderetehnologizare'imodernizareainstala&iilor'i echipamentelor.Investi&iile efectuate pn# n prezent au permis men&inerea la un nivel corespunz#tor ainfrastructurii de conducere prin dispecer 'i a infrastructurii necesare func&ion#rii pie&elor de electricitate: re&ea na&ional# de fibr# optic#, sistem de monitorizare 'i conducere EMS-SCADA,sistemdem#surareacantit#&ilordeenergieelectric#tranzac&ionatepepia&a angro, platforme IT de tranzac&ionare 'i decontare. Este in curs de desf#'urare programul de modernizare a ntregii re&ele la nivelul celor mai nalte standarde europene cu lucr#ri de modernizare'i retehnologizarea sta&iilor electrice cele mai importante din RET, precum 'i de dezvoltare a capacit#&ii de transport pe linii de interconexiune. Lucr#rile de modernizare/retehnologizare efectuate n re&ea au urm#rit n permanen adoptareadeechipamentelanivelultehnicalperioadeirespective,ceeaceapermis'i alegereaunorschemedeconexiunisimplificatepentrusta&iileelectrice. Transformatoarele'iautotransformatoarelenoiinstalatensta&iileretehnologizatese caracterizeaz# prin parametri de func&ionare mbun#t#&i&i 'i solu&ii constructive f#r# unit#&i de reglaj sau unit#&i monofazate, m#rind siguran&a n func&ionare 'i reducnd semnificativ costuriledementenan,impactulnegativasupramediului'ipierderiledeenergie electric# n re&ea.Au fost finalizate pn# n prezent mai multe proiecte de retehnologizare, modernizare, mentenanmajor#:sta&iileelectricePor&iledeFier,Ureche'ti400kV'i220kV, )nreni, Arad 400 kV, Oradea Sud, Dr#g#ne'ti Olt 400 kV, Ro'iori, Gutina' 400 kV 'i 220kV, Slatina, BraziVest, Bucure'ti Sud 400kV, 220 kV 'i 110 kV, Fntanele 110kV, 27 BaiaMare 110kV,Veti',Pite'tiSud,Constan&aNord,Iernut, SibiuSud,Fundeni,Salaj, Paroseni, G#d#lin, Lacu S#rat, Mintia. n ceea ce prive'te LEA, au fost instala&icca. 4700 km fibr# optic# pe conductoarele de protec&ie 'i 120 km fibr# optic# n zone urbane. Invedereacre'teriicapacit#&iidetransport'iareduceriipierderilordeenergie electric#nre&ea,s-acrescuttensiuneadefunc&ionaredela220kVla400kVpentru ctevaliniidimensionateprinproiectla400kV.Astfel,s-atrecutlatensiuneade func&ionare de 400 kV (de la 220 kV) LEA Ro'iori Oradea Sud 'i LEA Gutina' Bac#u S Roman N Suceava 'i s-au pus in func&iune sta&iile noi de 400 kV Bac#u S, Roman N 'i Suceava.In anul 2008 s-a pus n func&iune a doua linie de interconexiune Romnia Ungaria: LEA 400 kVN#dab Bekescsaba (Ungaria) 'iLEA400 kV Arad N#dab (linienou#). Urmeaz#s#fiepus#nfunc&iune'iLEA400kVOradeaN#dab(linienou#),ac#rei finalizare a fost ntrziat# de dificult#&ile ntmpinate n ob&inerea dreptului de proprietate asupra terenului necesar. nanii2010,2011'i2012aucontinuatlucr#rilederetehnologizare,nvederea cre'teriiperforman&eiserviciului'incadr#riinnormelenvigoareinsta&iiimportante dinRET,s-aupusnfunc&iuneelementenoidere&ea'is-aurealizatlucraride implementareasistemuluidecomandacontrolprotec&iinunelesta&ii,lucr#ride modernizare a protec&iilor la transformatoarele de 250 MVA, dup# cum urmeaza: Anul 2010 -Modernizare sisteme protectie aferente AT 200 MVA si PDB nstatiile 220/110 kV: Ghizdaru, Gr#di'te, Mosti'tea, Calafat, Alba Iulia; -Modernizare sisteme comanda-control n statiile 220/110 kV: Baia Mare 3, FAI; -InlocuiriAT,T,TC'iechipamentedecomuta&iensta&iileelectrice:Gheorghieni (AT1),S#laj,OradeaSud,Stlpu(inlocuirecufostulAT2200MVABucuresti Sud), FAI (AT1).Au fost realizate lucr#ri de mentenan major# sau retehnologizare a sta&iilor:I'alni&a 220kV'i110kV,BaiaMare3 220/110kV,Gutina'110kV,TurnuM#gurele110kV, Gura Ialomi&ei 110 kV'i 20 kV, FAI 220 kV 'i110 kV, Lacu S#rat 400 kV, Pesti' 220 kV 'i 110 kV, Gheorghieni 220 kV, Por&ile de Fier 22 kV, G#d#lin (inclusiv nlocuire BC 400 kV). S-a pus n func&iune sta&ia 400 kV Tariverde, statie noua destinata racordarii la SEN a CEEFantaneleEst,aCEEFantaneleVestsiaCEECogealac,racordat#intrareie'ire prinsec&ionareaLEA400kVConstan&aNordTulceaVest.Statiaestedetipsistem dublu de bare. S-apusnfunc&iuneextindereastatieiexistente400/220kVBraziVest,nvederea racordarii la SEN a CCCC Brazi Petrom. Anul 2011 - Modernizare sisteme protectie aferente AT 200 MVA si PDB n statiile 220/110 kV: Teleajen 110 kV, Arad 110 kV, Trgu Jiu N 110 kV.- InlocuiriAT,T,TC'iechipamentedecomuta&iensta&iileelectrice:Smrdan110 kV, Lacu S#rat (AT2, AT3, AT4), S#rd#ne'ti 220 kV (inclusiv AT), Baia Mare 3 (AT2), Barbo'i (AT1, AT2), Drste 110 kV, Timi'oara (AT1), Cluj Flore'ti (AT1). 28 - Aufostrealizatelucr#ridementenanmajor#sauretehnologizareasta&iilor:Lacu S#rat 220 kV 'i 110 kV, FAI 110 kV, BraziV 110 kV (GIS), Cetate 220 kV, Mintia 220 kV. S-a pus n func&iune LEA 400 kV Isaccea Varna (linie de interconexiune Romania Bulgaria),dupatrecereaacesteiadela750kVla400kVpeteritoriulBulgarieisi realizarea celulei 400 kV in statia Varna. Deoarecee'alonarealucr#rilordemodernizare/retehnologizaresevantindepeo lung#perioad#detimp,caurmareavaloriimariaacestorlucr#ri'inecesit#&iide mobilizarearesurselorfinanciarenecesare,oparteainstala&iilordinRETvorfisupuse programelor'iproiectelordereabilitarentr-oabordaretehnic*'imanagerial*unitar*, avndcafinalitatereaducereainstala&iilorlastareatehnic*'ideoperarepentrucareau fost proiectate. Anul 2012 S-au pus n func&iune: - sta&ia 400/ 110 kV Rahman cu un transformator 400/110 kV 250 MVA, statie noua destinataracordariilaSENamaimultorcentraleeoliene,racordat#intrareie'ireprin sec&ionarea LEA 400 kV Isaccea Dobrudja. Statia este de tip sistem dublu de bare; - sta&ia 400/ 110 kV Stupina cu un transformator 400/110 kV 250 MVA, statie noua destinataracordariilaSENamaimultorcentraleeoliene,racordat#intrareie'ireprin sec&ionarea LEA 400 kV Isaccea Varna. Statia este de tip sistem dublu de bare; -LEA220kVPor&iledeFierCetate'iLEA220kVCetateCalafat,liniinoi rezultate prin sec&ionarea LEA 220 kV Por&ile de Fier Calafat n dreptul sta&iei Cetate; - al doilea transformator 220/110 kV n Oradea Sud. Anul2012areprezentatpentrumentenan&asta&iilorelectriceatt unandefinalizare cu succes a unor importante contracte de mentenan major# (cu valori cuprinse ntre 3 'i 10milioaneEurofiecare),ct'iunuldedemarareaunornoi'iimportanteproiecte similare. Astfel,au fost finalizate 'i s-a efectuat recep&ia final#la contractele pentru proiectele de mentenan major# aferente sta&iilor electrice 220/110 kV: Baia Mare 3, FAI (220 kV), Pesti', Gheorghieni.Acesteproiecteauconstituitconfirmareaviabilit#&iistrategieidementenana Companieindomeniulsta&iilorelectriceprinabordareaunitar#amentenan&eimajorea fiec#reista&iincadrulunuiMASTERPLANcuprinzndtoatelucr#rilenecesarede reabilitare(componenteelectrice,infrastructur#,p#r&iconstruc&iietc)pentrureaducerea sta&iei la nivelul de siguran n exploatare pentru care a fost proiectat#.S-au desf#'urat lucr#ri de mentenan major# 'i retehnologizare nsta&iileCetate 220 kV,Drste110kV,Ghizdaru 220/110kV,Gr#di'te220kV,LacuS#rat 110kV,Mintia 220/110 kV, Mosti'tea 110 kV, Smrdan 400/110 kV, Dr#g#ne'ti Olt 110 kV. S-auefectuatlucr#rideimplementareasistemelordecomand#-control-protec&ii'i modernizare protec&ii n sta&iile: Alba Iulia 220 kV, Arad 400 kV, Bradu 400 kV, Craiova N 220 kV, H#'dat 220 kV, Pesti' 220 kV, Trgu Jiu 220/ 110 kV, Tulcea V 110 kV. S-aunlocuitTC peanumite elementedere&eansta&iileAref110kV,Bac#uS400 kV, Bradu 110 kV, Craiova N 220 kV. 29 S-a nlocuit AT 220/110 kV 200 MVA n File'ti. ncursulanului2012,nconformitatecuOrdinulANREnr.35/16.12.2002pentru aprobarea Regulamentului de conducere 'i organizare a activit#&ii de mentenan 'i Legea nr. 123/2012, s-au derulat lucr#ri de mentenan pe LEA 220 kV Gutina' Foc'ani Vest, LEA 400 kV Gutina' Bra'ov, LEA 220 kV Por&ile de Fier Cetate Calafat, LEA 220 kV Paroseni Trgu Jiu Nord, LEA 220 kV Deriva&ia Mosti'tea, LEA 400 kV Isaccea Dobrudja,LEA400kVMintiaSibiu.Aufostremediateproblemelecarepuneaun pericol stabilitatea stlpilor, precum alunec#ri de teren, viituri, prin consolidarea terenului 'iafunda&iilorstlpilor.Pentrustlpiimonitoriza&icafiindnpericoldepierderea stabilit#&iiaufostntocmitedocumenta&iideproiectare.Oac&iuneimportant#afost eliminareaevenimenteloraccidentalecarearfipututs#apar#nurmafurturilorde componentedininstala&iileliniilorelectriceaeriene.Astfelaufostridica&istlpinoisau consolida&i cei existen&i pe liniile de transport a energiei electrice unde s-au produs astfel de evenimente.nurmancheieriiprotocoluluintreTranselectrica'iESO-EAD,OTSdinBulgaria, au fost finalizate lucrarile de demontare a conductoarelor de traversare a Dun#rii pe LEA 220 kV I'alni&a Kozlodui, linie care a fost scoas# din func&iune 'i valorificat# ca mijloc fix prin casare. ncursulanului2012s-audemarat,nconformitatecuprevederilePlanuluide dezvoltareRETalTranselectrica,contractedeproiectare'ideactualizarea documenta&iilorpentrumentenan&amajor#aferent#altorpatrusta&iielectricefoarte importante pentru sistem:sta&ia 220/110/20 kV Arefu, 220/110 kVRureni, 400/110 kV Cluj Est, 220/110 kV H#'dat, 220/110 kV Dumbrava.Stareatehnic#aRe&eleiElectricedeTransportestereflectat#'instatistica incidentelorproduselaechipamentelecomponentealeacesteia.InTabelul4.3.2se prezint# evolu&ia num#rului de incidente.Ingeneral,datorit#rezerv#riiasigurate,incidenteleprodusenRETnuafecteaz# continuitatea aliment#rii consumatorilor 'i calitatea energiei electrice livrate. Tabelul 4.3.2. Num#r de incidenteInstala&ii200220032004 20052006200720082009201020112012 LEA 8269605935544338464472 Sta&ii 841699569683640489467649770561537 Total RET 923768629742675543510687816605609 4.4 Gradul de ncrcare a elementelor RET AnalizagraduluidencarcareaechipamentelordinRETesteefectuatapecteun regimdereferint#pentrufiecareperioadaanalizatavara2013siiarna2012-2013, caracterizate prin acoperirea consumului cu o structur# de productie probabil#. n calculele de regimuri se iau n considerare consumurile n sta&iile electrice, citite la palierulcaracteristicdeconsumVDV(varfdimineatavara),respectivVSI(varfseara iarna). Trebuiemen&ionatc#inexploatareincarcarileelementelordereteavariaza,datorita modificariipermanenteaniveluluisistructuriiconsumuluisiproductiei,precumsi 30 datoritaretragerilordinexploatarepentrureparatiiplanificatesiaccidentale.Aceasta poate conduce la incarcari mult diferite pe elementele retelei. Deasemenea,limiteledenc#rcareaelementelorRETsunt determinatesipecriterii privind stabilitatea static# a regimului de func&ionare a SEN. 4.4.1Vara 2013 AnalizagraduluideincarcareaechipamentelordinRETesterealizat#,pentruvara 2013, pe o retea in care nu este inca finalizata si data in exploatare linia400 kV Nadab-Oradea,consumulinsuleipasivedinzonaSmardan110kVepreluatpeSEN,iar productia centralelor eoliene este de 70% din puterea instalata. In regim sta&ionar, fluxurile de putere prin echipamentele RET (linii 400 kV, 220 kV, AT400/220kV,T400/110kV,AT220/110kV)sesitueaz#sublimiteletermiceale conductoarelor sau sub puterea nominala a unitatilor de transformare si sunt prezentate in Anexa B-3, Tabelele 1-5, Diagramele 1-5.Din punct de vedere al incarcarii liniilor fata de puterea naturala se constat#: nregimurilesta&ionareanalizate,LEA400kVsuntnc#rcatesubputereanatural# (Pnat=450-500 MW) in proportie de cca. 96%. Cele mai incarcate linii 400kV sunt: linia 400 kV TulceaVest -Isaccea (cca. 560 MW) linia 400 kV Gutinas-Smardan (cca. 485 MW) linia 400 kV TulceaVest-Tariverde (cca. 420 MW) linia 400 kV Pelicanu-Cernavoda (cca. 410 MW) n regimurile sta&ionare analizate, LEA de 220 kV sunt nc#rcate sub puterea natural# (Pnat=120 MW) n propor&ie de cca 80 % din totalul LEA.Cele mai incarcate linii 220 kV, cu circulatie mai mare decat puterea natural#, sunt: linia 220 kV Bucure'ti Sud-Fundeni c2 (cca. 215 MW) linia 220 kV Portile de Fier-Resita c1,2 (cca. 200 MW) linia 220 kV Baru Mare-Hasdat (cca. 190 MW) linia 220 kV Urechesti-Tg.Jiu (cca. 170 MW) nc#rcareaAT'iT(procentedinSn)esteprezentat#sinteticnTabelul4.4.1,iar incarcarealiniilor400si220kV(procentedinIadm)esteprezentat#sinteticnTabelul 4.4.2. Numarul de unitati de transformare necesare a fi in functiune s-a determinat in baza calculelor de verificare a criteriului N-1.Tabelul 4.4.1 Tabelul 4.4.2 Regimnc#rcare AT 400/220 kV (%Sn) nc#rcare AT 220/110 kV (%Sn) nc#rcare T 400/110 kV (%Sn) maxim#mediemaxim#mediemaxim#medie VDV 2013693559265631 RegimLinii 400 kV (%Iadm) Linii 220 kV (%Iadm)maxim#mediemaxim#medie VDV 201351196423 31 4.4.2Iarna 2012-2013AnalizagraduluideincarcareaechipamentelordinRETesterealizat#,pentruiarna 2012/2013,peoreteaincarenuesteincafinalizatasidatainexploatarelinia400kV Nadab-Oradea, consumul insulei pasive din zona Smardan 110 kV epreluat pe SEN, iar productia centralelor eoliene este de 70% din puterea instalata.In regimurile sta&ionare, fluxurile de putere prin echipamentele RET (linii 400 kV, 220 kV, AT 400/220 kV, T 400/110 kV, AT 220/110 kV) se situeaz# sub limitele termice ale conductoarelor sau sub puterea nominala a unitatilor de transformare si sunt prezentate in Anexa B-4, Tabelele 1-5, Diagramele 1-5.Din punct de vedere al incarcarii liniilor fata de puterea naturala se constat#: nregimurilesta&ionareanalizate,uneleLEA400kVsuntnc#rcatepesteputerea natural#(Pnat=450-500MW),restuldecca.90%dintreliniilede400kVfiind incarcate sub puterea naturala.Cele mai incarcate linii 400kV sunt: linia 400 kV Tulcea Vest-Isaccea (cca. 615 MW) linia 400 kV Gutinas-Smardan (cca. 520 MW) linia 400 kV Rosiori-Mukacevo (cca. 480 MW) linia 400 kV Tulcea Vest-Tariverde (cca. 470 MW) n regimurile sta&ionare analizate, LEA de 220 kV sunt nc#rcate sub puterea natural# (Pnat=120 MW) n propor&ie de cca.82 % din totalul LEA.Cele mai incarcate linii 220 kV, cu circulatie mai mare decat puterea natural#, sunt: linia 220 kV Urechesti-Tg.Jiu (cca.195 MW) linia 220 kV Portile de Fier-Resita c1,2 (cca. 185 MW) linia 220 kV Mintia-Alba Iulia (cca. 170 MW) linia 220 kV Bucuresti Sud-Fundeni c1,2 (cca. 165 MW) linia 220 kV Baru Mare-Hasdat (cca. 165 MW) nc#rcarea AT 'i T (procente din Sn) este prezentat# sintetic n Tabelul 4.4.3.Incarcarea liniilor 400 si 220 kV (procente din Iadm) este prezentat# sintetic n Tabelul 4.4.4. Tabelul4.4.3 Tabelul 4.4.4 Regimnc#rcare AT 400/220 kV (%Sn) nc#rcare AT 220/110 kV (%Sn) nc#rcare T 400/110 kV (%Sn) maxim#mediemaxim#mediemaxim#medie VSI 2012/2013 733658286935 RegimLinii 400 kV (%Iadm) Linii 220 kV (%Iadm) maxim#mediemaxim#medie VSI 2012/2013 56226325 32

4.4.3 Concluzii privind ncrcarea re&elei interne 4.4.3.1Palier VDV (vara 2013) -Seconstat#c#liniilede400kVfunctioneazainproportiedecca.96%incarcatesub puterea lor naturala. Cele mai incarcate sunt liniile 400 kV Tulcea Vest-Isaccea, Gutinas-Smardan,Tulcea Vest-Tariverde, Pelicanu-Cernavoda. -Seconstatac#liniilede220kVfunctioneazainproportiedecca.80%incarcatesub puterealornaturala.Celemaiincarcatesuntliniile220kVBucurestiSud-Fundenic2, Portile de Fier-Resita c1,2, Baru Mare-Hasdat, Urechesti-Tg.Jiu; -Gradul de utilizare al RET este scazut in raport cu capacitatea de transport a liniilor si cu Sn a unitatilor de transformare. -Luand in considerare faptul ca in functionarea reala au existat perioade cu functionarea centraleloreolieneinapropiereavaloriiputeriiinstalate,s-aanalizatsiovariantacu productie100%inacestea(lanivelSENcca.2000MW).Inaceastavariantanuse respecta criteriul de siguranta N-1, la declansarea liniei 400 kV Tulcea Vest-Isaccea (apar depasirialecurentiloradmisibiliinreteauade 110kVdin Dobrogea).Nivelulmaximal productiei in centralele eoliene din zona Dobrogea, cu respectarea criteriului de siguranta, estedecca.1600MW.Fatadeputereainstalatainaceastazona,afostnecesarao reducere, care, in functie de centralele eoliene carora li se aplica, se situeaza intre cca. 150 MW-230 MW.Aceste rezultat subliniaza necesitatea urgentarii implementarii sistematizarii si int#ririi retelei din zona Dobrogea. 4.4.3.2Palier VSI (iarna 2012-2013) -Seconstat#c#liniilede400kVfunctioneazainproportiedecca.90%incarcatesub puterea lor naturala.Celemaiincarcatesuntliniile400kVTulceaVest-Isaccea,Gutinas-Smardan, Rosiori-Mukacevo, Tulcea Vest-Tariverde. Pentru respectarea criteriului N-1 elemente n func&iune,ntoateschemeledecalculzonaConstanta-Medgidiafunctioneazabuclatcu zonaTulcea,princonectareaLEA110kVBaia-MihaiViteazu,Zebil-MihaiViteazusi Harsova-Topolog cu derivatie Cismeaua. -Seconstataliniilede220kVfunctioneazainproportiedecca.82%incarcatesub puterea lor naturala.Celemaiincarcatesuntliniile220kVUrechesti-Tg.Jiu,PortiledeFier-Resitac1,2, Baru Mare-Hasdat, Urechesti-Tg.Jiu. -Gradul de utilizare al RET este scazutin raport cu capacitatea de transport a liniilor si cu Sn a unitatilor de transformare. Trebuie mentionat ns# c# specificul de functionare al RET este acela c# limitele de incarcare a elementelor din RET sunt determinate 'i printr-o analiza din punct de vedere al stabilitatii statice a SEN. 33 4.4.4 Capacitatile de transfer totale si bilaterale pe granite Capacitati nete de schimb calculate/estimateIncadrulmanagementuluicongestiilorgeneratedeschimburitransfrontaliere, Transelectrica calculeaza si furnizeaza pentru piata urmatoarele tipuri de capacitati nete de schimb (NTC): a) NTC anuale maxime negarantate Incadrulgrupului delucruENTSO-EModeledereteasiinstrumentede prognoza (Network Models and Forecast Tools) se calculeaza sezonier capacitatilenete de schimb (NTC=NetTransferCapacity)maximenegarantateininterfatadeinterconexiune sincronaaSENpentrusezonulurmator.ValorileNTCmaximeanualepentruanul urmator se calculeaza pe modelul sezonierde iarna. Calculelesefacpentrutopologienormalasiscenariideschimbfavorabile,luandin considerare si punerile in functiune semnificativepentru valoarea NTC care vor avea loc in perioada respectiva. Se calculeaza: - capacitatinetedeschimb bilateraleaditionabileininterfetelepartialeRO/RS+BG, RO+BG/RS,RO/UA+HU,HU/RO+RS(RO=Romnia,BG=Bulgaria,RS=Serbia, HU=Ungaria, UA=Ucraina); - capacitatinetedeschimbtotaleintreRomniasireteauaeuropeanainterconectata sincrona. Se verifica criteriul N-1 si se determina limitele impuse de echipamente si de reglajele protectiilor/automaticilorinfunctiune,tinandcontdeutilizareacomunaainterfetelorde interconexiune si considerand masuri preventive/postavarie.Semen&ineorezerv#defiabilitateTRM(TransmissionReliabilityMargin)pe interconexiuni, pentru a permite ntrajutorarea sistemelor la nivel european prin ac&ionarea reglajuluiprimarncazdeincident'ipentruacomodareaabaterilorregimurilorfade regimurilemediimodelate.Conformcelorconvenite,pentrucalcululcapacitatilor coordonate aditionabile in interfata Romaniei, valoarea TRM s-a stabilit 100MW/granita, 200MW/interfatapartialasi300/400MW/interfataRomanieiexport/import.Valorile bilaterale se armonizeaza cu partenerii.ValorileNTCmaximeanualesuntindicative,negarantatesisuntutilizatepentru estimareavolumului maxim de schimb posibilsidefinirea unor plafoane pentru alocarea lunara.Pentruoestimaremairealistapentruaul2012s-aupropussprearmonizarecu partenerii sipublicare pe site-ul ENTSO-E valorile NTC bilaterale agregabile in interfata de interconexiune a SEN cavalori NTC bilaterale maxime negarantate indicative. b) NTC anuale si lunare ferme Conformacordurilorbilateraleincheiatecuparteneriideinterconexiune(MAVIR- Ungaria, EMS -Serbia, ESO EAD - Bulgaria), Transelectr,cafurnizeaza pentru utilizare comercialaNTCbilateralefermecarepotfiaplicatesimultaninaceeasidirectie export/import,cu rezerveledefiabilitate(TRM)conveniteinconventiilebilaterale,fara periclitarea securitatii sistemului: 34 -NTCanualeferme,garantatepentrutoateprogrameledereparatiianualecoordonate convenite in SEN si interconexiune; - NTC lunare ferme, garantate pentru programele de reparatii planificate lunare in SEN si interconexiune. Tinand seama de : - necesitatea furnizarii NTC anuale ferme inaintea elaborarii planului de retrageri anual al SEN si a planurilor de retragere coordonata in interconexiune, - reprogramarea retragerilor pe parcursul anului, - incertitudini legate deprognoza productieiin puncte cheiecare afecteaza valorile NTC (CHE Portile de Fier+Djerdap etc.) si de respectarea termenelor PIF. NTC anuale ferme se estimeaza luand in considerare: Experientaanuluicurentsianteriorprivindprogramelesimultanedereparatiiin interconexiunesiaposibilitatilordeschimb:celemaimicivaloriNTClunareferme obtinute; Calcule suplimentare, care se efectueazanumai daca sunt prevazute: -programe de retehnologizare in anul urmator care pot duce la valori NTC ferme semnificativ mai mici; -puneriinfunctiunesemnificative(liniisistatiideinterconexiuneetc.)in intervalul intre estimarea NTC anuale si inceperea anului urmator, care pot duce la cresterea valorilor NTC. NTC lunare fermepe granite se calculeaza lunar cu metodologia de calcul dezvoltata In cadrul Transelectrica Dispecerul Energetic Na&ionalpe baza recomandarilor ENTSO-E privindschimburileinterdependenteinretelebuclate:NTCbilateralesedetermina coordonat prin calculul unor NTC compozite in interfata de interconexiune a SEN si alte interfete utilizate in comun cu partenerii, principiu convenit cu toti partenerii. Pentru fiecareluna, Transelectrica calculeazasifurnizeaza pentru piata de energiein lunaanterioaravaloriNTCfermepegranite,utilizabilesimultaninintreagainterfatade interconexiune a SEN in conditii de siguranta, luand in considerare: -schimburileprognozate,NTCanualeferme,incertitudineasursa/destinatiesi posibilitatearealocarilorsuccesive,eliminareasoldarii,utilizareacomunaa interfetelor; - programele de reparatii pentru luna respectiva; prognoza de productie si consum; - statutul automaticilor, masuri operative preventive/postavarie. Calculul NTC la nivel lunar se face pe subperioade cu rezolutie pana la sapatamana si zi, functie de programele de retrageri din luna respectiva, si ca atare valorile NTC obtinute sunt adecvate si pentru alocare saptamanala, zilnica si intra-zi. In functie de actualizareainformatiilor privind desfasurarea programelor de retrageri, incazulunormodificarisemnificative,valorileNTCpotfirecalculatesiarmonizatela nivelde subperioade. Capacitatile suplimentare se pot aloca in licitatile comune zilnice si intra-zipegranitelecuUngariasiBulgaria,siprinlicitatiisuplimentareorganizatepe granita cu Serbia. 35 Tabelul 4.4.5. Capaciati nete de schimb maxime in 2011-2012Anul 200720082009201020112012 ap NTC max. negarantate (prognoza) [MW] RO export175017501950190020502400 RO import 180015001700190021002300 RO->HU6006008001100700700 HU->RO400500600600700700 RO->RS800P-D1700A700P-D1600A650P-D1500A600P-D1600A700P-D1600A800P-D1600A RS->RO400700500300500600 RO->BG600750750600600700 BG->RO600750750600600800 RO->UA200200400 (100*)300200200 UA->RO400500400400400300 Valori maxime ale profilelor NTC lunareferme armonizate [MW] 200720082009201020112012 ap RO export125012501300140015751550*** RO import 10209501250130016501500*** RO->HU300200500500550450 HU->RO300400600600700600 RO->RS450450550550650700 RS->RO100200150300300350 RO->BG450550200300325350 BG->RO120100300200300350 RO->UA505050505050 UA->RO500250200200350200 aparmonizate cu partenerii * valoare UA pentru import; pentru tranzit e necesar contract cu operatorul. *** NTC export/import determinate de Transelectrica 1600 MW/1650 MW, reduse pentru armonizare cu ESO EAD Urmatoriifactoriauinfluentatsemnificativvalorilecapacitatilormaximeanualede schimb din SEN si ale capacitatilor de schimb ferme anuale si lunare n ultimii ani: nModificarea limitei de curent pe LEA 400 kV Portile de Fier-Djerdap: - reducerea limitei de curent de vara in Djerdap la 1300 A din 2011, cu efect negativ asupra capacitatii de export in perioada de vara. nCre'tereaproductieinsud-estulRomniei,prinfunctionareacu2unitatila Cernavoda din august 2007,ceea ce a marit contributia LEA 400 kV Isaccea-Dobrudja la realizarea exportului, cu efect pozitiv asupra capacitatii de export a SEN;nReducereaexportuluiBulgarieiinurmainchideriiin2007aunorunitatidinCNE Kozlodui, ceea ce a determinat : -crestereacu 100-200MW acirculatiilorparaleledinsprenordspresud,generatede tranzactii in restul retelei europene interconectate sincron, - cresterea circulatiilor pe granita RO-BG, 36 -marireacoteideexportspreGreciadinRomaniasidinaltesistemecutranzitprin Romania,cuconcentrareacirculatiilordeexportpegraniteleRomanieicuSerbiasiBulgaria,afectndnegativattNTCdeimportpegranitelecuUcraina,Ungariasi Bulgaria,ctsiNTCdeexportpegranitelecuUngaria,SerbiasiBulgaria,si determinand modificarea distributiei NTC pe granitele cu Serbia si Bulgaria. nPunerea in functiune a statiei 400 kV Nadab cu LEA 400 kV Arad-Nadab-Bekescsaba indecembrie2009, determinandcrestereacapacitatiideimportsiexport pegranitaRO-HU si in interfata SEN. nMarirea reglajelor de vara a unor protectii de suprasarcina pe LEA din Serbia in 2009, cu efect pozitiv asupra capacitatii de export a SEN. nScadereavolumuluideschimburilaniveleuropeandatoritarecesiuniieconomice (2009-2011),determinandreducereacirculatiilorparalelenord-sudprinSEN,cuefect pozitiv asupra capacitatii de export si import a SEN. nInterconectareaTurciei(septembrie2010),careadeterminatoredistribuirea circulatiilorininterfatadeinterconexiuneaRomaniei,incarcareasuplimentaraaLEA 400kVIsaccea-DobrudjasicrestereaNTCexportininterfataRomanieicucca. 50MW (si reducerea NTC import cu 50 MW). nPunerea in functiune a LEA 400 kV Isaccea-Varna in mai 2011, determinand cresterea capacitatii de import si export pe granita RO-BG si in interfata SEN. nModificarea structurii export-import in interconexiune ducand la o utilizare mai mare a LEA de interconexiune Romania-Ungaria, cu efect pozitiv asupra NTC de export. nPunereanfunc&iuneacentraleloreolienensud-estulrii,incepandcuCEE Fantanele(august2010)siatingandoputereinstalatadecca.1050MWiniarna2011-2012, cca. 1450 MW in vara 2012si cca. 1850 MW in iarna 2012-2013, ceea ce a marit contributia LEA 400 kV Isaccea-Rahman-Dobrudja si Isaccea-Stupina-Varna la realizarea exportului, cu efect pozitiv asupra capacitatii de export a SEN;nFunctionareacuproductiescazuta/zeroinCTEIernutdinmotiveeconomice,cu deficitmareinzonadenordintoamna2012siiarna2012-2013,determinandcresterea circulatiei pe LEA 400 kV Rosiori-Mukacevo si reducerea NTC de import. Valorile maxime alecapacit#&ilor nete de transfer lunare ferme suntmaimici decat valorile maxime indicative din mai multe cauze: -Considerareaunorscenariicuschimburisimultaneintremaimultiparteneriprin interfetemultilateralecomunesialoc#risuccesivepemaimultegrani&e,determinandsolicitarea preferen&iala a unor grani&e ale SEN; -Desf#'urareaunorprogramedelucrunre&eacareaunecesitatretrageridelinii semnificative din SEN si reteaua externa chiar in perioada de iarna; - Nivele de produc&ie extreme n anumite centrale 'i zone, semnificativ diferite de valorile considerate in calculul NTC sezoniere maxime; - Variatia structurii schimburilor partenerilor de interconexiune si a circulatiilor paralele. Evolutia sezoniera si lunara a capacitatilor nete de schimb Valorile NTCininterfata Romaniei pot varia peparcursul anuluiintre 20-100%, sub influenta unor factori ca: l Retragerea a unor linii de interconexiune si linii interne care influenteaza valorile NTC;37 l Diferenta de temperatura sezoniera, determinnd: - trecerea la reglajede vara reduse cu cca. 25% pentru unele protectii de suprasarcina in Serbia in perioada aprilie octombrie, cu efect negativ asupra NTC de export; -curentilimitatermicaadmisibilimaimaripediferiteliniidinSENcareinfluenteaza pozitiv valorile NTC de import si export in noiembrie -februarie. l Productiaincentralecheie:CHEPortiledeFiersiDjerdapinspecialinperioadade vara, CTE Iernut in perioada de iarna, CTE Mintia. Inultimiiani,gamadevariatieavalorilorNTClunarefermeininterfatade interconexiune a SEN s-a redus (47-100% in 2012) datorita urmatorilor factori: l MentinereareglajuluidevaramaritalprotectiilordesuprasarcinapeuneleLEAdin Serbia, cu efect pozitiv asupra exportului SEN; l Cresterea productiei instalate in CEE in zona de sud-est a SEN, determinand o mai buna utilizare a LEA 400kV de interconexiune din Dobrogea; l Modificarea structurii export-import in interconexiune ducand la o utilizare mai mare a LEA de interconexiune Romania-Ungaria, cu efect pozitiv asupra NTC de export; l Imbunatatireacoordonariiprogramelorderetragerisemnificativeintreparteneriide interconexiune. Figura de mai jos ilustreaza influenta unora din acesti factori asupra valorilor NTC pe parcursul anului 2012 (Fig. 4.4.1): Fig. 4.4.1 In continuare se pot observa profilele NTC in interfata SEN,armonizate cu partenerii, si programele de schimb in anii 2008-2012 (Fig. 4.4.2). 38 LEA externa SENPif.C.Mogila-Stip (BG-MK) 39 40

Fig. 4.4.2 S-a constatat: cresterea numarului participantilor si a competitiei pe fiecare granita; reducereasemnificativaagraduluideutilizareacapacitatiideexport disponibile niarna2009-2010siprimavara 2010,reflectandreducereaimporturilorinzona: circulatiileprininterfatadeinterconexiuneaRomanieilavarfdesarcina,zile lucratoare, aufost in medie 10-20% din NTC de export in cele 3 luni de iarna, si practic 0% primavara; se observa subperioade cu sold import; restabilirea unei utilizari mai ridicate a capacitatii de export invara 2010 siiarna 2010-2011: 50-60% din NTC de exportla varf de sarcina, zile lucratoare;crestereautilizariicapacitatiideimportsirestabilireauneiutilizarimairidicatea capacitatii de export in in iarna 2011-2012, urmata de utilizare redusa a capacitatii de export si import restul anului, reflectand reducerea importului Greciei; cresterea capacitatilor de schimb disponibile lunare maxime: -export:cu8%inanul2010fatade2009sicu11%in2011fatade2010,ca urmare a punerii in functiune de noi linii de interconexiune; - import: cu 4% in 2010 fata de 2009 si cu 27% in 2011 fata de 2010, ca urmare a finalizariiretehnologizariistatieiGadalinsiapuneriiinfunctiunedenoiliniide interconexiune. n2012s-ainregistratoreducerefatade2011acapacitatilordeschimblunare maximeoferitelapiatadatoritaunorcongestiiinSEBulgarsianecesitatiidea armoniza NTC pe granita RO-BG la valoarea mai mica propusa de ESO EAD:-export: cu -5% (februarie 2012: NTC RO->BG400 MW -> 350MW) -import: cu -9% (iulie 2012: NTC BG->RO450 MW -> 300MW). 41 4.5 Niveluladmisibildetensiune,reglajultensiuniinnodurileRET,compensarea puterii reactive, calitatea tensiunii NiveluldetensiunedinSENpentruunanumitpalierdeconsum,estereglatcuurmatoarele mijloace de compensare a reactivului:Generatoarelesincrone,prinreglareatensiuniilabornecuutilizareabenziide putere reactiva (primara sau secundara) din diagrama P-Q; Compensatoare sincrone; Bobine de compensare;Ploturile de functionare ale unitatilor de transformare de sistem si bloc; Baterii de condensatoare. In unele situatii de gol de sarcina se aduc in rezerva calda anumite linii de 400 kV sau 220kV,dupaceinprealabils-averificatcaprindeconectarealornuesteafectata siguranta SEN (se respecta criteriul N-1).Pentruanalizelederegimpermanents-aconsideratbanda primara de putere reactiva lageneratoarelemodelatelaborne(bandasecundaraesteluatainconsiderarenumai pentru analizele de stabilitate statica).In Anexele B-5 si B-6 sunt prezentate valorile tensiunilor calculate pentru statiile 400 kVsi220kVaflateingestiuneaTranselectricapentruvara2013,respectivpentruiarna 2012-2013. Inregimuriledevarfdesarcina,pentrumen&inereatensiunilornbandadevalori admisibiles-adeterminatprincalculenecesitateamentineriiinfunctiuneabobinelorde compensare din statiile 400 kV: Cernavoda (o BC), Tantareni (doua BC), Urechesti, Arad, Rosiori.Inregimuriledegoldesarcina,s-adeterminatprincalculenecesitateaaduceriiin functiuneabobinelordecompensaredisponibiledinstatiile400kV.Deasemenea,la reglajul tensiunii este necesar# utilizarea 'i altor mijloace de reglaj: modificarea ploturilor la unit#&ile de transformare, func&ionarea unor generatoare n regim capacitiv.n Tabelul 4.5.1. se prezint# valorile puterii active 'i reactive (soldate) tranzitate RET >RED,determinatepebarade110kVaautotransformatoarelor220/110kV'ia transformatoarelor 400/110 kV. Tabelul 4.5.1 Tranzit soldat RET>RED PQ Regim MWMVAr Iarna 2012/2013 VSI38221203 Vara 2013VDV32111331 Consumatorii alimentati din RED reprezinta cca. 84,5% dinconsumul total de putere activa la palierul de VDV 2012 si 87,1% din consumul total de putere activa la palierul de VSI 2012-2013. 42 Mijloacele de reglaj al tensiunii n RET - modificri n ultimii 5 ani -Au fost finalizate lucrarile de instalare a sistemelor de reglaj secundar a tensiunii pe barele: 400 kV Tariverde, 220 kV Lotru.-A fost inlocuita BC 400 kV Mintia. -A fost pus in functiune ASRU (Automatizare Secundar# de Reglare de Tensiune) n sta&iile Tariverde, Rahman. Calitatea tensiunii n RET Dinseptembrie2007a intratnvigoareStandardul de performanpentruserviciile de transport 'i de sistem ale energiei electrice elaborat de ANRE. Actualele reglement#ri din Romnia (Standardul de performan 'i Codul RET) impun OperatoruluideTransport'iSistems#monitorizeze'is#raportezerespectareacalit#&ii energieielectricenpropriare&ea.Aceast#activitatesedesf#'oar#nconformitatecu proceduraModuldecalcul'iraportareaindicatorilordeperformanaiTranselectrica, conformstandarduluideperformanpentruserviciiledetransport'idesistemale energiei electrice, cod TEL 30.12 - pentru evaluarea 'i respectarea cerin&elor de Calitate a Energiei Electrice n sta&iile proprii 'i de identificare a surselor perturbatoare.Conform CEER (Council of European Energy Regulators - 2001) 'i EURELECTRIC (2006), aspectele legate de calitatea energiei electrice se clasifica n urm#toarele categorii: Calitatea tensiunii cu referire la caracteristicile tehnice ale tensiunii; Continuitateaaliment$riicureferirelacontinuitateanalimentarea consumatorilor; Calitateacomercial$cureferirelarela&iilecomercialedintrefurnizori, respectiv,dintredistribuitori'iutilizatorinceeaceprive'teasigurarea diferitelor servicii.nceeaceprive'temonitorizareacalit#&iitensiuniinnodurileRET,Transelectrica aplic#ostrategiedesupraveghereacalit#&iienergieielectriceattprintr-unsistemde monitorizareacalit#&iienergieielectricegestionatdeOMEPAsipusinfunctiunein aprilie2011,ct'iprintr-unprogramdesupraveghereacalit#&iicurbeidetensiunela cereresauinsituatiisolicitatedecatreDEN(masuratoritemporare),nsta&iile Transelectrica,utiliznd5analizoaremobile.Sistemulcentralizatdemonitorizarea calitatiiapartinanadTranselectricamonitorizeaz#calitateaenergieielectricen41de puncte aflate lainterfa&a RET/RED, la marii consumatori 'i la centralele electrice eoliene conectatedirectlaRET.Masur#toriletemporareauurm#ritrealizareadem#sur#tori simultanedecalitatenmaimultesta&iinvecinateelectric,nscopuldetermin#rii consumatorului perturbator 'i a ariei de vulnerabilitate. n vederea mbun#t#&irii calit#&ii tensiunii n sistem, Transelectrica a realizat: Modernizareaanalizoarelordecalitateutilizatenscopuladuceriilacerin&ele standardelor actuale (EN 50160). Transelectrica 'i propune s# instaleze n sta&ii la care sunt racorda&i consumatori pote&ial perturbatori exclusiv echipamente de clas# A cu certificat PSL; Efectuareadem#sur#toritemporarezonalensta&iilencaresuntracorda&imari consumatori cu scopul de a determina nivelul perturba&iilor induse de ace'tia; Introducereanavizelederacordare/contracte/conven&iideexploatareaunor cerin&e 'i penalit#&i privind respectarea cerin&elor de calitate a curbei de tensiune; 43 Efectuareadem#sur#torinainte'idup#racordareaconsumatorilormari'i poten&ial perturbatori racorda&i n sta&iile 110 kV Transelectrica sau n RET; Efectuareadem#sur#torizonalensta&iilencares-audeterminatabateridela limiteledecalitateaenergieielectrice,nscopuldetermin#riiutilizatorului perturbator;Utilizarea exclusiv a echipamentelor de m#surare dedicate 'i certificate ca fiind de clas# A; Extindereanum#ruluidenoduricumonitorizarepermanent#unsistemde integraream#sur#torilorbazatpeechipamenteclas#Acunc#12analizoaren 2012asigurndunnum#rtotaldepunctedemonitorizarede35denoduri'i suplimentar,introducandnunnumarde6punctedemonitorizarepentru centralele electrice eoliene conectare in RET; Pentrupunctelencareaufostdeterminateabaterimaridelacalitateaenergiei electricesevormontaanalizoaredeclasaAnmontajpermanent.Unexemplu este sta&ia 400/110kV Pelicanu, pentru utilizatorul Donasid; Introducerea in normele tehnice de conectare a grupurilor generatoare a cerin&ei ca toate CEED dispecerizabiles# poat# fi monitorizate in domeniul calit#&ii energiei electrice,cuechipamentedeclasaA,obligatoriupedurataprobelorde performansioptionalintegrareaacestoransistemeledemonitorizarea operatorului de re&ea n care se racordeaz#: RET dac# centralele electrice eoliene saufotovoltaiceseracordeazainRET,respectivinREDdac#acestease racordeaz# n RED. Dinmonitorizareapedurataunuiandefunc&ionareseconstat#c#CEEnuintroduc perturbatiinre&ea,acesteancadrndu-senlimiteleadmisedeStandardulde Performan. 4.6Pierderideputerelapalierelecaracteristicealecurbeidesarcin#ienergie electric anual, n RETPierderiledeenergieelectric#nre&eauaelectric#(consumulpropriutehnologic- CPT) sunt un rezultat al: -fenomenuluiJoule,careconst#npierderidec#ldur#latrecereacurentuluiprinconductoarele electrice ale liniilor 'i nf#'ur#rile de cupru ale transformatoarelor 'i bobinelor; -pierderilor capacitive prin izola&ii ale elementelor aflate sub tensiune;-pierderilor n componentele din fier cauzate de curen&ii Foucault 'i de histerezis; -pierderilor prindescarc#rielectricecareaulocnurmaionizariiaeruluidinjurul conductoarelor care func&ioneaz# la nalt# tensiune. Volumul si structura pierderilor se modific# continuu, odata cu produc&ia 'i consumul din fiecare punct al SEN, cu modific#rile de configura&ie a re&elei ca urmare a lucrarilor de mentenensauaincidentelornre&ea'iodatacuschimbareaniveluluidetensiunen sta&ii.InTabelul4.6.1suntprezentatevalorilecalculatealeconsumuluipropriutehnologic pentru palierelecaracteristiceVDV2012'iVSI2012-2013,petotalSEN'idefalcatpe tipuri de echipamente din RET: liniile 220 kV si 400 kV 'i respectiv pe T, AT de sistem si bobine de compensare. 44 Tabelul 4.6.1 MW MW MW MW MW %2012-2013 VSI 275 105 56 21 7 2.892012 VDV 207 87 29 21 7 2.62DP RET/Pintr.RETDP LEA Corona189DPRET An Palier 144DP LEA JouleDP trafo DP bobineMWDP RETDP total (400-110 kV) Pentrufiecarepaliercaracteristic,nTabelul4.6.2.esteprezentat#structuraputerii transportate prin RET, defalcat# pe: surse ce debiteaz# direct n RET, import din sistemele vecine 'i putere injectata din RED.

Tabelul 4.6.2 MW MW MW%Pintr. RETMW%Pintr. RET%2012-2013 VSI 6534 539 4954 75.82 1041 15.93 51.62012 VDV 5492 208 4446 80.95 838 15.26 55.78Pintr in RET (*)P generat. in RETAport RED->RET An PalierPintr. interconexPgen. RET/ Pgen. SEN (**) (*) valori nete; (**) valori brute Seconstat#preponderen&asurselordeputereactiv#caredebiteaz#directnRET (75,82%) ntotalul puterii transportate fa de aportul de putere dinRED care reprezint# (15,93%) pentru palierulcaracteristicVSI2012-2013'i(80,95%)surse dinRETfade aportuldeputeredinREDcarereprezint#(15,26%)pentrupalierulcaracteristicVDV 2012. Comparativcuanulanterior,raportulntrecontribu&iasurselordeputeredinRET'i ceaaputeriidinREDascazut,caurmareacre'teriiputeriiinstalateinsursecare debiteaz#directnRED,nspecialncentraleleelectriceeoliene.Energiaprodus#n aceste centrale 'i neconsumat# local este preluat# de RED 'i injectat# n RET. Valoareapierderiloresteunrezultatalmaimultorfactori:circula&iiledeputere rezultatecaurmareareparti&ieiteritorialeaconsumului'iproduc&iei,performan&ele echipamentelor care constituie re&eaua, factorii meteorologici, nivelul tensiunilor n SEN. Pierderile de energie electric# cresc odat# cu volumul de energie electric# transportat#, cu distan&a dintreinstala&iile de producere'ilocurile deconsum 'i scad odat# cu cre'terea nivelului de tensiune al re&elei cnd umiditatea atmosferica este mic#, dar pot cre'te dac# umiditatea este mare. InFigura4.6esteprezentataevolutiavaloriloranualealeconsumuluipropriu tehnologic in RET. 45 959.0973.0990.0917.0998.0 990.01119.61080.61018.32.70%2.72%2.50%2.16%2.25%2.50%2.78%2.48%2.33%0.0%0.5%1.0%1.5%2.0%2.5%3.0%010020030040050060070080090010001100120013001400150016002004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012[%]CPT [GWh]anulEvolutia anuala a CPT si a ponderii acestuia in energia transportataCPT CPT/Energie transportata [%] Fig. 4.6.1 Pierderile n re&ea sunt influen&ate n cea mai mare m#sur# de distan&a ntre centrele de produc&ie'iceledeconsum,decidemodulncaresedistribuieacoperireasarciniipe grupurileexistentensistem'idevolumul'idestina&iaschimburilorinterna&ionale. Graficuldemaisusreflect#situa&iafavorabil#dinacestpunctdevedereastructuriide produc&ie 'i soldului n anii 2007, 2008 'i 2012, care a condus la sc#derea ponderii CPT n energia transportat# sub tendin&a pe termen lung. PrincipaliifactoricareauconduslacrestereaCPTinanul2010comparativcuanul 2009, atat in valoare absoluta, cat si raportat la energia intrata in conturul RET, au fost: - cresterea energiei transportate (intrate n RET) de la 40.771 GWhin 2009, la 41.605 GWh in 2010; - scaderea productiei pe hidrocarburi in centralele care debiteaza direct in RET (aflate in zone deficitare din punct de vedere al consumului), de la 1719 GWhin 2009, la 1108 GWh in 2010; - cresterea productiei in centralele hidro care debiteaza direct in RET, de la 7070 GWh in 2009, la 9090 GWhin 2010, cresterea fiind inspeciallaCHE Portile de Fier I, aflata intr-o zona puternic excedentara, n care consumul local este mic; - cresterea exportului pe LEA 400 kV Rosiori-Mukacevo, de la cca. 4 GWh in 2009 la 381 GWh in 2010; - reducerea importului pe LEA 400 kV Rosio