Anexa A 1 - Metodologii si programe - Transelectrica

Principii, metodologii şi programe de calcul
utilizate în elaborarea Planului de Perspectivă al RET
1. Prognoza necesarului de energie electrică şi termică
Anexa A-1
Pentru determinarea necesarului de energie electrică şi termică se utilizează modelul
MAED (Model for Analysis of the Energy Demand), care face parte din pachetul de programe
de planificare energetică integrată ENPEP (Energy and Power Evaluation Program), elaborat
de Laboratorul Naţional Argonne, SUA (Figura 1) şi distribuit ţărilor membre de către
Agenţia Internaţională pentru Energia Atomică (AIEA).
Figura 1 Structura pachetului de programe ENPEP
Analize pentru întregul sistem
al energiei
Analize detaliate pentru
sistemul electroenergetic
MACRO DEMAND BALANCE IMPACTS
PLANTDATA
Modelul MAED (Figura 2) calculează necesarul de energie electrică, ca parte a
consumului total de energie al ţării, alături de energia termică, combustibili şi carburanţi, şi în
mod diferenţiat pentru sectoare de consum: agricultură, construcţii, minerit, industrie
prelucrătoare, transporturi, servicii şi populaţie.
MAED
LDC
ELECTRIC
ICARUS

Figura 2 Organigrama modelului MAED
Subrutina
DEMAND
Modelul
WASP
Casnic /
servicii
Industrie
Transport
Pregatire
scenarii
Scenarii
Subrutina
MACRO
Energie
utila
Modulul 3
Curbe clasate de sarcina
electrica
Alegerea unui set de factori care
influenteaza major cererea de energie
Energie
finala
Modulul 1
Cerere de energie
Energie
electrica
Alte
forme de
energie
Modulul 2
Cerere orara de energie
electrica
Parametrii de intrare ai modelului MAED care influenţează major consumul de energie
sunt:
ritmul creşterii economice, exprimat prin rata de creştere a produsului intern brut (PIB) şi
structura acestuia pe ramuri ale economiei;
rata de creştere a populaţiei, structura sa pe medii (urban, rural) şi gradul de dotare cu
aparatură electrocasnică;
intensitatea energetică a sectoarelor de consum.
Ca urmare a faptului că tratează în mod diferenţiat particularităţile consumului de
energie al fiecărui sector de consum, modelul MAED este, în principiu, adecvat pentru ţările
aflate în tranziţie, în care se produc schimbări structurale ample, care influenţează nivelul şi
structura consumului de energie.
În condiţiile actuale din România, în care nu există o politică de dezvoltare
macroeconomică pe termen lung, politici sectoriale de dezvoltare şi de eficienţă economică,
utilizarea modelului MAED este însă dificilă, ceea ce impune recurgerea la metode
simplificate de prognoză, bazate pe corelaţiile existente între consumul de energie electrică şi
principalii parametri macroeconomici şi de eficienţă energetică care-l determină.

2. Prognoza curbelor de sarcină electrică şi termică
Pentru determinarea programelor de dezvoltare cu costuri minime a capacităţilor de
producţie, care presupun analize complexe de optimizare pe termen mediu şi lung, sunt
necesare curbe clasate de sarcină electrică. Acestea pot fi prognozate cu ajutorul următoarelor
modele:
modelul MAED, care permite trecerea de la consumul anual de energie electrică la curbe
cronologice de sarcină orară şi la curbe clasate pe perioade ale anului;
modelul LDC (Load Duration Curve), care face parte, de asemenea, din pachetul ENPEP
şi permite generarea de curbe de sarcină clasate, pornind de la o curbă cronologică de
sarcină orară realizată în trecutul apropiat sau prin aproximare polinomială, astfel încât să
fie respectate nivele date ale vârfului de sarcină, duratei de utilizare a vârfului şi, eventual,
a sarcinii minime.
Pentru simularea detaliată a funcţionării ansamblului capacităţilor de producţie din
SEN sunt necesare curbe cronologice de sarcină orară. Acestea pot fi generate fie printr-o
procedură complexă cu ajutorul modelului MAED, fie printr-o metodă rapidă de ajustare a
unei curbe cronologice de sarcină realizată în trecutul apropiat, astfel încât să satisfacă o
energie anuală şi un vârf de sarcină anual prognozate pentru viitor. Această metodă rapidă este
inclusă în modelul PowrSym3, dezvoltat de Compania Operation Simulation Associates, Inc.
(OSA) din SUA şi primit de CONEL în cadrul unui proiect Phare.
Întrucât C.N. Transelectrica S.A. nu dispune de un program dedicat prognozării
curbelor de sarcină termică, acestea au fost generate prin utilizarea într-un mod
neconvenţional a modelului MAED, proiectat iniţial numai pentru curbe de sarcină electrică.
3. Prognoza consumului de putere electrică la palierele caracteristice ale curbei de
sarcină
Pentru prognoza consumului de putere la palierele caracteristice ale curbei de sarcină pe
centru de consum sunt necesare următoarele date de bază:
a) consumul de energie electrică pe centre de consum şi structura consumului din
centrul respectiv an de an sau pe etape, pe perioada analizată;
b) curbele de sarcină tip sub formă de coeficienţi de modulaţie pentru fiecare tip de
consumator în parte, faţă de puterea maximă de consum în zi de lucru şi zi de
sărbătoare iarna şi vara;
c) puterea înregistrată pe centre de consum la paliere caracteristice ale curbei de
sarcină;
d) Indicatori caracteristici ai curbelor de sarcină:
• durata de utilizare a puterii maxime;
• indicatori de reducere a sarcinii maxime din zilele de sărbătoare, înainte şi
după sărbătoare faţă de sarcina maximă din ziua medie de lucru (δ);
• indicator de reducere a sarcinii maxime din ziua medie de lucru din sezonul de
vară, faţă de sarcina maximă din ziua medie de lucru din sezonul iarnă (β).
În scopul estimării puterii de consum la palierele de iarnă pe total sistem pentru fiecare
an (etapă) din perioada de prognoză se foloseşte relaţia:

pal
P =
ani
∑ ∑
j∈Tip
−
c consum
⎛
⎜
⎜
⎝
E
D
i
j
i
j
⎞
⎟
⎟
⎠
k
j,
h
unde:
- Ej i – consumul de energie electrică din anul i pentru consumatorul de tip j din
centrul de consum c din SEN;
- Dj i – durata de utilizare a puterii maxime de consum din anul i pentru tipul de
consumator j;
- kj,h – coeficientul de modulaţie din curba tip pentru categoria de consumatori de tip
j la ora h – oră în jurul căreia s-a înregistrat vârful de consum la nivel SEN în anul
de referinţă.
Pentru estimarea puterii de consum pe total sistem la palierele de vară zi de lucru, pentru
fiecare an (etapă) din perioada de prognoză se utilizează relaţia:
⎜E
j ⎟
∑ ∑ ⎜ i ⎟βjk
j∈Tip
− Dj
pal
P =
ani
c consum
⎛
⎝
i
⎞
⎠
j,
h
unde:
- Ej i , Dj i , kj,h – au semnificaţia de mai sus;
- βj – indicator de reducere a sarcinii maxime din ziua medie de lucru din sezonul de
vară, faţă de sarcina maximă din ziua medie de lucru din sezonul iarnă.
Pentru estimarea consumului de putere la palierele de vară zi de lucru, pentru fiecare an
din perioada de prognoză se utilizează relaţia
pal
P =
ani
⎜E
j ⎟
∑ ∑ ⎜ i ⎟βjk
c j∈Tip
−consum
Dj
⎛
⎝
i
⎞
⎠
j,
h
unde:
- Ej i , Dj i , kj,h – au semnificaţia de mai sus;
- βj – este coeficientul de trecere de la puterea maximă de consum iarna la puterea
maximă de consum vara.
Pentru estimarea consumului de putere la palierele de vară zi de sărbătoare pentru
fiecare an (etapă) din perioada de prognoză se utilizează relaţia:
⎛ i ⎞
⎜Ej
⎟
P = ∑ ∑ ⎜ i ⎟βjm
j
ani
c j∈Tip
−consum
⎝Dj
⎠
pal k
j,
h
unde:
- Ej i , Dj i , kj,h – au semnificaţia de mai sus;
- mj – coeficientul de trecere de la puterea maximă de consum vara zi de lucru la
puterea maximă de consum vara zi de sărbătoare.

4. Regimuri de funcţionare pentru analiza dimensionării RET
Performanţele de funcţionare a RET se stabilesc prin analiza regimurilor de
funcţionare a SEN la palierele extreme ale curbei de sarcină anuală.
Analiza dimensionării RET la diferite orizonturi de prognoză este realizată în
conformitate cu prevederile Normativului pentru proiectarea sistemului energetic national
(PE026/1992). Se calculează regimuri staţionare, regimuri de verificare a stabilităţii statice şi
regimuri tranzitorii.
Deoarece documentul menţionat a fost redactat cu câţiva ani în urmă, acesta nu are
prevederi pentru centralele eoliene. În aceste condiţii şi cunoscând specificul aparte al acestor
centrale, considerăm că este necesară completarea prevederilor PE 026/92 după cum urmează:
• În RMB centralele eoliene existente (deja incluse în model) vor fi considerate cu o
producţie de maximum 50 % din puterea instalată.
• În RD vor fi operate următoarele schimbări faţă de RMB:
Producţia centralelor eoliene din zona analizată va fi crescută de la 50 %
(nivelul standard în RMB) la 100 %. Incarcarea centralelor eoliene din
celelalte zone geografice va rămâne ca în RMB.
Centrala eoliană care se analizează va fi considerată (inclusă în model) cu 100
% din puterea instalată în regimurile cu “N” elemente în funcţiune.
Centrala eoliană care se analizează şi centralele eoliene din zonă vor fi
considerate (incluse în model) cu 70 % din puterea instalată în regimurile cu
“N-1” elemente în funcţiune (la verificarea respectării criteriului “N-1”).
Precizăm că aceste valori sunt stabilite pe baza informaţiilor obţinute din literatura de
specialitate şi în urma discuţiilor purtate de specialiştii companiei cu reprezentanţii unor
companii care operează volume semnificative de centrale eoliene, deoarece în prezent nu
avem centrale eoliene în funcţiune în România, care să ofere repere suficiente privind nivelul
de încărcare a acestora şi probabilitatea asociată.
După darea în funcţiune a unui volum relevant de centrale eoliene în SEN, CNTEE
“Transelectrica” S.A. are în vedere actualizarea valorilor enunţate pe baza analizei statistice a
măsurătorilor.
4.1 Regimurile staţionare se calculează cu ajutorul programului de calcul PSS/E.
Regimurile staţionare calculate sunt analizate din punct de vedere al:
- gradului de încărcare a elementelor RET;
- nivelului de tensiune în nodurile RET;
- nivelului pierderilor de putere activă în RET.
4.2 Verificarea dimensionării RET la condiţii de stabilitate statică - Determinarea puterilor
maxime admisibile în secţiune
Conform PE 026/92 reţeaua electrică de transport interzonal trebuie să asigure o
rezervă de stabilitate statică de minimum 20% în configuraţie cu N elemente în funcţiune şi de
minimum 8% în configuraţie cu N-1 elemente în funcţiune.
Pentru determinarea regimului critic şi a valorii maxime admisibile a puterii tranzitate
printr-o secţiune a SEN din considerente de stabilitate statică, analiza porneşte de la un regim
staţionar maxim anual (VDI) la care se operează modificări diferenţiate în analiza
dimensionării secţiunilor deficitare sau excedentare ale SEN.
Astfel, pentru dimensionarea capacităţii de transport a reţelei de alimentare a unei zone
deficitare, se consideră regimul iniţial la palierul de sarcină maximă (deficit maxim în zonă) în
prezenţa indisponibilităţii suplimentare în această zonă a unui grup de putere unitară maximă,
considerând o putere corespunzătoare produsă suplimentar în zona excedentară cea mai
îndepărtată.

Pentru verificarea dimensionării capacităţii de transport a reţelei de evacuare a puterii
dintr-o zonă excedentară cu mai multe centrale, se consideră regimul iniţial la palierul de
sarcină maximă, în care suplimentar se încarcă cea mai mare centrală şi CHE-urile din zonă la
puterea disponibilă, oprindu-se corespunzător surse de putere în zonele deficitare. Această
oprire se face fie proporţional cu puterea generată în regimul iniţial în toate aceste zone, fie
numai în zonele deficitare de capăt, spre care se dimensionează arterele de evacuare,
alegându-se situaţia cea mai defavorabilă.
Pentru determinarea regimului critic şi a regimului cu rezervă normată de stabilitate
statică pentru o secţiune deficitară de putere a SEN, regimul de dimensionare definit anterior
în configuraţie cu N elemente în funcţiune, la palierul de sarcină maximă (VDI), se
înrăutăţeşte în paşi succesivi prin creşterea puterii generate a grupurilor din secţiunile
excedentare şi reducerea corespunzătoare a puterii generate de generatoarele din secţiunea
deficitară (până la atingerea puterii active minimum tehnic), sau prin creşterea puterii
consumate în secţiunea deficitară.
Pentru fiecare regim în configuraţie N elemente, calculat cu caracteristica de consum
Pc=ct, Qc=ct, se examinează contingenţe simple (N-1 elemente), cu considerarea unor
caracteristici de consum Pc=ct,
2
⎛ Uc N 1 ⎞
QcN 1 Qc N ⎜ −
− = α
+ ( 1 − α)
⋅ QcN
Uc ⎟
unde α=0,6.
⎝ nom ⎠
Calculul se opreşte la apariţia primului regim instabil şi se consideră regim critic,
ultimul regim stabil. În raport cu regimul critic, în configuraţie N şi N-1, se determină regimul
cu rezervă normată de 20% în configuraţie N elemente şi 8% în configuraţie N-1 elemente.
Dacă în regimurile cu rezervă normată, nivelul tensiunilor nu se încadrează în limitele
admisibile, sau încărcarea pe elementele reţelei depăşeşte încărcarea maximă (curentul limită
termic pe linii, puterea nominală la AT-uri), puterea tranzitată prin secţiune se reduce până la
obţinerea unui regim de funcţionare în care toate aceste mărimi se încadrează în limite
admisibile. Această putere reprezintă puterea maximă admisibilă sau capacitatea maximă de
transport din condiţii de stabilitate statică. În conformitate cu PE-026/92 analiza stabilităţii
statice se efectuează pentru schema cu N şi N-1 elemente în funcţiune. În aceste scheme nu se
utilizează reglajul de ploturi la AT sau trafo sau posibilitatea de funcţionare a grupurilor în
regim inductiv caracterizat de absorbţie de putere reactivă.
4.3 Verificarea criteriilor de stabilitate dinamică a variantei de reţea se efectuează pentru
următoarele tipuri de perturbaţii în următoarele condiţii:
A. Pentru determinarea soluţiei tehnice din punct de vedere al performanţei necesare a
echipamentelor de reglaj, comutaţie şi protecţie, în regimurile staţionare cu rezervă
normată de stabilitate statică asociate fiecărei secţiuni caracteristice a SEN, la palierul de
sarcină maximă (VDI) în configuraţia cu N elemente în funcţiune se calculează:
(1) timpul critic de eliminare a defectului pe liniile electrice de 400 kV sau 220 kV
adiacente barei la care se racordează grupul, lângă staţie - la scurtcircuit permanent
trifazat, eliminat prin acţionarea corectă a protecţiei de bază şi a întreruptoarelor, cu
considerarea dispozitivelor RAR; pentru scenariul la care s-a identificat timpul critic,
se reia simularea cu extinderea intervalului de simulare la 20-30 secunde, pentru a
identifică eventuala necesitate a echipării cu PSS pentru amortizarea oscilaţiilor;
(2) timpul critic de eliminare a defectului pe barele de 400 kV sau 220 kV adiacente barei
la care se racordează grupul (separate de această bara printr-o linie, un transformator

sau o cuplă) - la scurtcircuit trifazat; se identifică eventualele situaţii de neamortizare
a oscilaţiilor;
(3) timpul critic de eliminare a defectului pe bara de 400 kV sau 220 kV la care se
racordează grupul - la scurtcircuit trifazat, pentru verificarea efectului asupra
grupurilor existente.
B. Pentru verificarea criteriilor de stabilitate dinamică pentru soluţia propusă, în regimurile
staţionare cu rezervă normată de stabilitate statică asociate fiecărei secţiuni caracteristice a
SEN, la palierul de sarcină maximă (VDI) în configuraţia cu N-1 elemente în funcţiune se
calculează:
(1) scurtcircuit monofazat pe liniile electrice de 400 kV sau 220 kV adiacente barei la care
se racordează grupul, eliminat prin acţionarea corectă a protecţiilor de bază şi a
întrerupătoarelor, urmat de RARM nereusit şi declanşare trifazată;
(2) scurtcircuit trifazat permanent (bifazat cu pamântul sau trifazat) pe liniile electrice de
400 kV sau 220 kV adiacente barei la care se racordează grupul, eliminat prin
acţionarea corectă a protecţiilor de bază şi a întrerupătoarelor, pentru vârf de consum
vara.
Pentru fiecare linie sunt calculate două regimuri dinamice, considerând, pe rând,
apariţia scurtcircuitului la ambele capete ale liniei. În funcţie de tipul instalaţiilor de RAR şi
teleprotecţiei cu care este echipată linia respectivă, s-au utilizat următoarele scenarii de
evoluţie a regimului tranzitoriu analizat:
− în cazul în care linia nu este prevăzută cu teleprotecţie şi RAR trifazat, scurtcircuitul
trifazat apărut la un capăt al liniei este eliminat definitiv prin protecţia de distanţă;
− în cazul în care linia este prevăzută cu RART, scurtcircuitul trifazat permanent este
eliminat prin protecţia de distanţă, cu reconectarea pe defect din capătul în care
dispozitivul RART este prevăzut cu “control lipsă tensiune”, după care linia este
deconectată definitiv prin acţionarea protecţiei;
− în cazul liniilor fără instalaţii de teleprotecţie, scurtcircuitul trifazat permanent este
eliminat de protecţia de distanţă în trepte, cu o temporizare de 0,4 s între acţionarea celor
două întreruptoare de la capetele liniilor respective;
− în cazul liniilor echipate cu instalaţii de teleprotecţie, scurtcircuitul trifazat este eliminat
prin protecţie la ambele capete, cu considerarea timpului de transmisie a semnalului de
deblocare, de cca. 60 ms.
4.4 Valorile curenţilor maximi de scurtcircuit trifazat, monofazat şi bifazat cu pământul în
nodurile reţelelor 220-400kV ale SEN sunt determinate în conformitate cu PE 134/1995
“Normativ privind metodologia de calcul al curenţilor de scurtcircuit în reţelele electrice cu
tensiunea peste 1kV”, ediţie ce a avut drept obiectiv încadrarea acestei prescripţii în
prevederile CEI.
Valorile curenţilor de scurtcircuit calculate pot servi la:
- verificarea instalaţiilor existente şi determinarea etapei în care, eventual, sunt
depăşite performanţele acestora;
- dimensionarea noilor instalaţii la solicitări dinamice şi termice care pot apărea în
reţea;
- stabilirea protecţiei prin relee şi automatizări de sistem;
- determinarea influenţei liniilor de înaltă tensiune asupra liniilor de telecomunicaţii
şi a curenţilor prin priza staţiilor;
- propuneri de măsuri în reţelele de 220kV pentru menţinerea solicitărilor la
scurtcircuit sub valorile plafon ţinând seama de micşorarea importanţei acestor
reţele;

- stabilirea performanţelor echipamentelor şi aparatajului ce urmează a fi asimilate
în perspectivă, la depăşirea actualelor performanţe ale acestora.
Calculele sunt efectuate utilizând metoda simplificată în care se admit următoarele:
- egalitatea în modul şi argument a tuturor tensiunilor electromotoare din nodurile
reţelei;
- neglijarea rezistenţei reţelei;
- neglijarea sarcinilor din noduri.
Aceste simplificări pot conduce la o eroare de cca. 10% în raport cu rezultatele
obţinute printr-un calcul exact şi este considerată admisibilă pentru determinarea valorilor
curenţilor maximi de scurtcircuit.
Calculele de dimensionare a echipamentelor şi aparatajului din instalaţiile electrice, a
prizelor de pământ şi a protecţiei liniilor de telecomunicaţie trebuie să se efectueze pentru
regimul maxim de funcţionare.
Acesta este caracterizat prin:
- toate generatoarele, liniile şi transformatoarele reţelei în funcţiune;
- toate transformatoarele 400/110kV, autotransformatoarele 400/220kV şi
220/110kV considerate cu neutrele legate la pământ;
- toate transformatoarele de bloc din staţiile centralelor funcţionează cu neutrul legat
la pământ.
5. Calculul tarifelor de transport
În prezent tarifele pentru transportul energiei electrice sunt determinate de ANRE pe baza
Metodologiei de Stabilire a Tarifelor pentru Serviciul de Transport al Energiei Electrice,
Ordinul ANRE nr. 60/2007.
5.1 Etapele de stabilire a tarifului de transport
Procesul de stabilire a tarifelor, pentru perioadele tarifare ale unei perioade de
reglementare, cuprinde următoarele faze:
Faza I − Stabilirea venitului de referinţă (Vreferinţă) pentru perioadele tarifare, egal cu
venitul realizat în ultimul an al perioadei de reglementare anterioare, ţinând seama de:
− tariful de transport reglementat;
− cantitatea de energie electrică transportată, prognozată.
Faza II − Stabilirea venitului ţintă iniţial pentru perioadele tarifare ţinând seama de:
− prognoza costurilor justificate;
− prognoza bazei reglementate a activelor;
− prognoza ratei reglementate a rentabilităţii, aceeaşi pentru toate perioadele tarifare ;
− rentabilitatea bazei reglementate a activelor;
− factorul de eficienţă (Xiniţial,eficienţă).
Faza III − Profilarea veniturilor, determinarea factorului de liniarizare (Xfinal,liniar ) şi a
veniturilor liniarizate.
Faza IV − Determinarea venitului reglementat.
Faza V − Stabilirea tarifului mediu de transport, alocarea pe noduri ale RET a
costurilor serviciului de transport şi stabilirea tarifelor nodale de transport.

• Venitul ţintă iniţial (Vţintă,iniţial) pentru orice perioadă tarifară t a perioadei de
reglementare p, se calculează cu formula:
unde:
Vţintă,iniţial,t=CCreferintă×(1–Xiniţial,eficienţă/100) t +CNCt+ AMt +(CPTt)+(CONt)
+(TIt)+KVp+RBARt–Vt (AA t-1)
CCreferinţă reprezintă costurile controlabile de operare şi mentenanţă ale reţelei electrice de
transport, recunoscute de autoritatea competentă, pentru ultima perioada tarifară din cadrul
perioadei de reglementare p-1;
CNCt − costurile necontrolabile de operare şi mentenanţă ale reţelei electrice de transport,
recunoscute de autoritatea competentă, pentru perioada tarifară t;
AMt − suma dintre amortizarea anuală reglementată aferentă activelor ce compun BARt-1
şi cea aferentă activelor prognozate a fi puse în / scoase din funcţiune la jumătatea
perioadei tarifare t;
(CPTt) − costurile de achiziţie a energiei electrice aferente consumului propriu tehnologic,
recunoscute de autoritatea competentă pentru perioada tarifară t;
(CONt) − costurile necesare eliminării congestiilor, reglementate de autoritatea competentă
pentru perioada tarifară t;
(TIt) − costurile datorate transportului de energie electrică între OTS-uri recunoscute de
autoritatea competentă, pentru perioada tarifară t;
KVp − corecţia venitului ţintă iniţial din prima perioadă tarifară a perioadei de reglementare
p ca urmare a erorilor de prognoză a activelor intrate în / ieşite din BAR în perioada de
reglementare p-1 / p-2; această corecţie se efectuează în ultima perioadă tarifară a perioadei
de reglementare p;
RBARt − rentabilitatea bazei reglementate a activelor, în termeni reali, aplicabilă perioadei
tarifare t, calculată înainte de impozitare;
Xiniţial,eficienţă − factorul de eficienţă ce se aplică costurilor controlabile;
Vt(AA t-1) − venituri obţinute din alte activităţi ce utilizează resursele recunoscute pentru
desfăşurarea activităţii de transport aferente perioadei tarifare t-1.
Xiniţial,eficienţă − factor de eficienţă ce se aplică costurilor controlabile, stabilit de autoritatea
competentă pe baza unei comparaţii internaţionale cu companii de transport comparabile.
Factorul Xiniţial,eficienţă are o valoare unică pentru toate perioadele tarifare t.
• Între perioadele tarifare ale unei perioade de reglementare este posibil să apară diferenţe
mari între valorile venitului ţintă iniţial, datorită unor diferenţe mari între planurile anuale
de investiţii. Aceste diferenţe se diminuează utilizând o metodă de liniarizare a venitului
prin considerarea unui singur factor (Xfinal,liniar ) pe întreaga perioadă de reglementare,
aplicabil venitului de referinţă.
Valoarea unică a factorului (Xfinal,liniar) se determină astfel încât valoarea actualizată a
fluxului de venituri de referinţă (Vreferinţă) pe întreaga perioadă de reglementare să fie egală
cu valoarea actualizată a veniturilor ţintă,iniţiale (Vţintă,iniţial,t) pe aceeaşi perioadă de
reglementare.
Calculul valorii actualizate a fluxului de venituri liniarizate utilizează rata reglementată a
rentabilităţii (RRR) ca factor de actualizare:
∑
t = 1 , 2 , 3
⎡
⎢
⎣ ( 1
1
× ( 1 − X
× V
t
t
final , liniar
referinta ⎥
+ RRR )
t = 1 , 2 , 3
)
⎤
⎦
=
∑
⎡ 1
⎢
⎣ ( 1 + RRR
)
t
× V
ţintă, initial,
• Venitul reglementat plafon pentru serviciul de transport se calculează formula de mai
t
⎤
⎥
⎦

jos:
unde:
k - numărul de perioade tarifare t ale perioadei de reglementare p;
RIk - valoarea procentuală a ratei realizate a inflaţiei pentru perioadele tarifare anterioare
perioadei tarifare t şi cea prognozată în perioada tarifară t-1 pentru perioada tarifară t ;
X final,
liniar - variaţia procentuală de la o perioadă tarifară la următoarea a venitului
liniarizat;
Vreferinţă - venitul reglementat pentru perioada tarifară anterioară perioadei de reglementare
p;
KVt,c - suma algebrică a corecţiilor venitului liniarizat din orice perioadă tarifară t a
perioadei de reglementare p, rezultate ca urmare a erorilor de prognoză a cantităţilor de
energie electrică transportată, a KRET, a costurilor de achiziţie a CPT, a costurilor necesare
eliminării congestiilor, a costurilor datorate transportului de energie electrică între OTSuri,
a costurilor de operare şi mentenanţă necontrolabile şi a veniturilor din alte activităţi,
estimate / realizate în perioadele tarifare t-2 şi t-1;
KVt,s - corecţie a venitului liniarizat din orice perioadă tarifară t, a perioadei de
reglementare p, reprezentând premierile / penalizările pentru realizarea / nerealizarea
indicatorilor de performanţă ai serviciului de transport peste / sub cei aprobaţi de
autoritatea competentă pentru perioada tarifară t-1; la determinarea acestei corecţii se au
în vedere prevederile
5.2 Calculul tarifului mediu de transport
Tariful mediu de transport al energiei electrice se calculează cu formula:
TTt = Vreglementat,t / ( Qt / KRET, t)
unde:
t
V reglementat
, t = ∏ ,
k =
1
Vreglementat, t reprezintă venitul reglementat în perioada tarifară t;
Qt − cantitatea de energie electrică transportată prognozată la începutul perioadei de
reglementare p pentru perioada tarifară t;
KRET,t − coeficientul de utilizare a reţelei electrice de transport, prognozat la începutul
perioadei de reglementare p pentru perioada tarifară t.
5.3 Alocarea costului serviciului de transport
t
( 1 + RIk
/ 100)
× ( 1−
X final,
liniar / 100)
× Vreferintã
+ KVt
, c + KVt
s
Pornind de la specificul reţelei electrice de transport din România a fost adoptat un sistem
tarifar diferenţiat pe zone de consum şi de producţie.
Tarifele de transport sunt diferite pe noduri (zone) funcţie de impactul pe care îl are
introducerea sau extragerea energiei electrice în/din nodurile reţelei electrice de transport.
Acest impact se exprimă prin costul marginal nodal al transportului.
În oricare nod al reţelei electrice, costul marginal pe termen scurt reprezintă suma între
costul marginal datorat consumului propriu tehnologic CMCPT şi costul marginal datorat
congestiilor din reţeaua electrică de transport CMCON.

Suma costurilor marginale nu recuperează integral costul total al transportului. Acest cost
se obţine prin considerarea unei componente de cost mediu calculată ca diferenţă între
venitul reglementat şi venitul asigurat prin costurile marginale CMCPT şi CMCON. Costul
mediu se alocă uniform pe nodurile RET .
Costurile marginale şi cantităţile de energie electrică introduse sau extrase în/din reţeaua
electrică de transport în decursul unui an calendaristic se determină, pe baza regimurilor
caracteristice de funcţionare a SEN.
Regimurile caracteristice şi perioadele de timp corespunzătoare se determină, ţinând
seama de:
• perioadele de retragere din exploatare a elementelor principale ale RET;
• energia electrică anuală produsă în fiecare centrală electrică în conformitate cu
cantităţile prevăzute în contractele de portofoliu;
• perioadele de reparaţie planificată ale centralei nucleare;
• perioadele de funcţionare ale centralelor de termoficare;
• funcţionarea CHE pe sezoane cu hidraulicitate diferită;
• palierele caracteristice ale curbei de sarcină (vârf de sarcină şi gol de sarcină) în zilele
lucrătoare şi de sărbătoare;
• factorii de putere înregistraţi în anul anterior anului de referinţă, în staţiile electrice de
110kV din reţeaua electrică de distribuţie;
• consumul de energie şi de putere electrică activă şi reactivă pe staţiile de 110 kV din
reţeaua electrică de distribuţie;
• importul şi exportul de energie electrică prognozat.
În fiecare regim caracteristic se identifică:
- noduri producătoare (G) sunt nodurile RET în care se introduce energie
electrică (soldul producţie-consum este pozitiv);
- noduri consumatoare (L) sunt nodurile RET din care se extrage energie
electrică (soldul producţie-consum este negativ).
Caracterul de nod producător sau consumator se poate schimba de la un regim caracteristic
la altul, oricare din nodurile RET putând fi atât producător cît şi consumator.
Nodurile reţelei electrice de transport se grupează pe zone de reţea, astfel:
• zonele de introducere a energiei electrice în RET reprezintă grupări de
noduri producătoare;
• zonele de extragere a energiei electrice din RET reprezintă grupări de
noduri consumatoare.
Criteriile de grupare a nodurilor pe zone de introducere/ extragere a energiei electrice în/din
RET sunt:
• nivelul costurilor marginale datorate consumului propriu tehnologic de energie
electrică este într-o marjă de variaţie de ± 20% faţă de costul marginal mediu
zonal aferent CPT, pentru minim 70 % din numărul de noduri din zona tarifară;

• secţiunile caracteristice de reţea includ integral una sau mai multe zone de
reţea.
Criteriul de grupare a nodurilor pe zone de extragere a energiei electrice din RET ţine seama
şi de delimitările administrative ale sucursalelor de distribuţie.
Costul marginal orar (CM r CPTi)/(CM r CPTj) al consumului propriu tehnologic din nodul
producător (i) / nodul consumator (j), în regimul caracteristic (r) se determină. ca produs între
variaţia consumului propriu tehnologic de energie electrică în raport cu energia electrică
introdusă în nodul (i) / extrasă din nodul (j) şi costul marginal al achiziţiei energiei electrice
de la producători.
Costul marginal orar (CM r CONi)/(CM r CONj) al eliminării congestiilor din nodul producător (i) /
nodul consumator (j), în regimul caracteristic (r) se determină. ca raport între variaţia
incrementală a costului producţiei şi variaţia incrementală a energiei electrice introduse în
nodul (i)/extrase din nodul (j).
Costul marginal nodal aferent eliminării congestiilor se determină prin utilizarea unui
software adecvat, avizat de autoritatea competentă.
În cadrul fiecărei zone delimitate de secţiunea de reţea restricţionată (s), costul marginal la
variaţia incrementală a energiei electrice introduse în nodul (i) se consideră egal în valoare
absolută, dar de semn schimbat cu costul marginal la variaţia incrementală a energiei electrice
extrase din nodul (j).
Tariful nodal de transport (tGi) de introducere a energiei electrice în nodul producător (i) se
determină ca sumă între costul marginal CMCPTi şi CMCONi din nodul producător (i) şi
componenta de cost mediu Cmed :
tGi = CMCPTi + CMCONi + Cmed (lei/MWh)
Tariful nodal de transport (tLj) de preluare a energiei electrice din nodul consumator (j) se
determină ca sumă între costul marginal CMCPTj şi CMCONj din nodul consumator (j) şi
componenta de cost mediu Cmed :
tLj = CMCPTj + CMCONj + Cmed
Costul marginal nodal aferent consumului propriu tehnologic se determină prin utilizarea
programuuil de calcul TT - Tarif de Transport.
Schema logică a algoritmului programului TT este dată în figura 8.
Acest program a fost realizat astfel încât să poată determina tariful de transport, pe baza unui
număr de regimuri ale reţelei electrice, previzionate pentru intervalul de timp pentru care
tariful va fi utilizat.
Programul foloseşte ca date de intrare, fişierele cu rezultatele calculelor de regimuri staţionare
menţionate mai sus, operate cu programul NIL din dotarea DC-ST, fişiere de tip DAT şi BNR.

Deoarece aceste fişiere conţin informaţii privitoare la ansamblul reţelei SEN, în programul TT
este prevăzută o subrutină care să decupeze şi să reţină numai reţeaua de transport şi să
deconecteze liniile de 110kV, care se află conectate între staţiile RET.
Pentru fiecare regim caracteristic, se calculează: pierderile în reţeaua de transport şi costul lor,
energia injectată/extrasă în/din nodurile RET şi costurile marginale nodale.
După prelucrarea tuturor regimurilor care însumează numărul de ore din intervalul pentru care
se calculează tariful de transport, se face gruparea nodurilor pe zone tarifare şi se calculează
tarifele de transport zonale de introducere şi de extragere a energiei în/din reţealele electrice.
6. Simularea detaliată a funcţionării ansamblului capacităţilor de producţie din SEN
Pentru Planul de perspectivă a RET, care trebuie să pună în evidenţă
deficitele/excedentele de putere zonale pe diverse paliere caracteristice ale curbelor de
sarcină, şi, prin aceasta, oportunităţile existente de-a lungul orizontului de studiu pentru
utilizatorii RET, este nevoie de un instrument software de simulare detaliată a funcţionării
ansamblului capacităţilor de producţie din SEN. Pentru acest scop este utilizat modelul
PowrSym3.
Principalele caracteristici ale acestui model sunt:
• modelează succesiunea cronologică orară a evenimentelor din sistem;
• urmăreşte satisfacerea simultană a cererii de energie electrică şi a cererii zonale de
energie termică (urbană şi industrială);
• încarcă grupurile în ordine economică, dar poate lua în considerare şi restricţii impuse
de utilizator;
• permite modelarea avariilor grupurilor prin mai multe metode probabilistice;
• calculează costurile de producţie totale şi pe componente, costurile medii pe fiecare
capacitate şi costurile marginale pe ansamblul sistemului;
• poate modela transportul energiei electrice între mai multe zone electrice ale
sistemului (dacă cererea de energie electrică este dată la nivel zonal).
Pentru facilitarea calculării unui număr foarte mare de regimuri staţionare de
funcţionare a SEN (Figura 5), a fost necesară realizarea unei interfeţe între programele de
calcul POWRSYM 3 şi LOAD FLOW NIL.
Funcţiunile principale ale interfeţei (Figura 6) sunt:
• Citirea rapoartelor finale obţinute cu programul POWRSYM 3 şi selectarea din aceste
rapoarte a datelor referitoare la producţia de energie orară livrată în sistem, în zilele
standard, din perioada de analiză;
• Gestionarea unei baze de date cu caracteristici suplimentare ale unităţilor de producţie
necesare în calculul regimurilor staţionare;
• Organizarea datelor nodale (NODURI) în fişiere standard, în format tip pentru rularea
programului LOAD FLOW NIL.
• Organizarea configuraţiei de reţea (RETEA) în fişiere standard, în format tip pentru
rularea programului LOAD FLOW NIL.
Repartiţia consumului orar de energie electrică în teritoriu (staţii 110 kV şi 220 kV)
realizată prin programul CONSTAT este prezentată în principial în Figura 7.

Principalele funcţiuni ale programului CONSTAT sunt:
• Calcularea la nivelul staţiilor de alimentare pentru zilele standard:
o a consumului orar de putere electrică activă;
o a consumului orar de putere reactivă la factorul de putere natural şi de putere
reactivă compensată.
• Generarea fişierelor de date caracteristice consumului orar de putere pe noduri de
reţea.