06_Introducere in piata de energie electrica

8/7/2019 06_Introducere in piata de energie electrica

1/27

INTRODUCERE N PIAA DE ENERGIE ELECTRIC

1. Introducere

Peste tot n lume deschiderea pieelor de energie electric a urmrit eliminarea

monopolului natural i a integrrii pe vertical a sectorului energetic i nlocuirea acestora cu

mecanisme concureniale, care s ofere consumatorilor posibilitatea de a -i alege n mod liberfurnizorul.

Astfel, pieele de energie se cristalizeaz de regul n jurul unui nucleu format din doi

actori principali, i anume operatorul de sistem care asigur coordonareatehnic a pieei

respectiv bursa de energiecare asigur coordonarea pieei la nivel comercial.

Acestui nucleu i se altur ceilali actori ai pieei: operatorii de transport idistribuie,

productorii, consumatorii i furnizoriide energie electric, ultimii acionnd ca intermediari

ntre primii doi. O categorie aparte de furnizori o reprezint cea a aa-numiilor agregatori, care

cumpr sau vnd energie din i n sistem, n numele mai multor consumatori, de regul mici

consumatori casnici sau comerciali (Fig. 1).

Fig. 1Principalii actori pe piaa de energie electric.

OPCOM /

BURSA DE

ENERGIE

PRODUCTOR

AGREGATOR

AGREGATOR

CONSUMATOR

FURNIZORFURNIZOR

Ali furnizori Mari consumatori

OPERATOR DE

TRANSPORT

OPERATOR DE

DISTRIBUIE

Mici consumatori


2/27

Iniial, accesul la componenta comercial a pieei de energie electric este permis numai

productorilor i furnizorilor. Pe msura deschiderii i dezvoltrii pieei, toi actorii inclusiv

consumatorii pot avea acces direct la bursa de energie. Astfel, productorii vnd energia pe

care o produc i sunt obligai s cumpere energia pe care nu au putut -o produce, dar pe care

trebuie s o livreze conform contractelor bilaterale. De partea cealalt, consumatorii cumprpreponderent energie, ns pot aciona i ca vnztori, atunci cnd din diferite motive nu

consum o parte din energia contractat. n sfrit, un furnizor poate aciona pe pia n funcie

de poziia pe care o ocup n balana proprie, ca productor sau consumator de energie

electric.

Pot fi imaginate mai multe criterii de clasificare a modelelor de organizare a pieelor de

energie electric. n cele ce urmeaz, vom discuta numai dou dintre acestea, i anume criteriul

concurenei i criteriul accesului la reea. Dac clasificarea modelelor de pia se face dup

gradul de concuren ntre diferiii actori ai pieei, se pot identifica patru modele principale de

organizare, care corespund unor grade diferite de monopol, concuren i libertate de alegere:

Modelul monopolului la toate nivelele. n acest caz, o singur companie deine

monopolul producerii, transportului i distribuiei energie electrice. Concurena lipsete,

dar monopolul natural garanteaz deservirea tuturor consumatorilor. Acesta este

modelul clasic al companiilor cu integrare pe vertical i a dominat industria electricitii

n ntreaga lume pn de curnd.

Modelul cumprtorului unic introduce concurena ntre productori, dar menine

monopolul la nivelul segmentelor de transport i distribuie. n cazul acestui model

apare o entitate nou operatorul de sistem care asigur condiii echitabile de

concuren ntre productori.Modelul concurenei pe piaa angro are la baz principiul accesului liber la reeaua de

transport a tuturor participanilor la pia i menine concurena ntre productori.

Companiile de distribuie i furnizorii i menin monopolul asupra consumatorilor finali

dintr-o anumit zon.

Modelul concurenei pe piaa cuamnuntul are la baz concurena ntre productori i

libertatea tuturor consumatorilor de a-i alege furnizorul de energie electric. Acest

model corespunde liberalizrii totale a pieei de energie, consumatorii resimind la

minimum efectele monopolului. Pentru funcionarea acestui model este necesar s se

asigure accesul liber al participanilor att la reeaua de transport, ct i la reeaua dedistribuie.

Transferul energiei electrice, prin reelele de transport i distribuie, de la productori la

consumatorii finali presupune posibilitatea de acces la reea pentru toi participanii implicai n

acest proces. Accesul la reea reprezint dreptul unui productor, distribuitor, furnizor sau

consumator de a se racorda la reelele electrice de transport i distribuie, n condiiile cerute


3/27

de normele tehnice. La nivelul transportului, accesul liber presupune transferul puterii prin

reeaua de transport de la productori, ctre cumprtorii angro. La nivelul distribuiei, accesul

liber asigur distribuia energiei provenit de la un furnizor, ctre consumatorul final, prin

reeaua de distribuie.

Funcionarea corect a pieei de energie electric presupune accesul liber inediscriminatoriu la reelele de transport i distribuie pentru toi participanii. n principiu,

exist trei tipuri de acces la reea, dup cum urmeaz:

Accesul negociat. Pentru acest model productorii i consumatorii stabilesc relaii

contractuale directe pentru energia produs i consumat, ns accesul la reea este

negociat cu operatorul reelei de transport / distribuie. Negocierile au n vedere tarifele

de transport / distribuie i alte condiii de natur tehnic sau financiar. Indiferent de

partea care negociaz accesul la reea, balana de pli la productor i consumator este

(Fig. 2):

o productor: (P T) * W - ncasat

o consumator: [(P T) + T] * W = P * W - achitat

adic taxa de acces la reea T este pltit ntotdeauna de productor, iar consumatorul

pltete numai preul negociat P.

Productor

OperatorIndependent de

Sistem

Consumator / Furnizor

W

LEGEND

Fluxuri de energie

Pli pentru cazul I Pli pentru cazul II

P W

(P T) W

W T WT W

Fig2 Modelul Accesului negociat la reea


4/27

Productor 1

Productor 2

Productor n

Cumprtorunic

Consumator / FurnizorW

LEGENDFluxuri de energie Pli ntre participani

P W

W

P W

(P P) W

Fig. 3Modelul Cumprtorului unic

Accesul reglementat. Relaiile contractuale directe ntre productori i consumatori se

pstreaz, ns accesul la reelele de transport i distribuie se face pe baza unor tarife

publice, stabilite de organismele de reglementare.

Cumprtorul unic. Cumprtorul unic este o persoan juridic care asigur

desfurarea centralizat a operaiunilor de vnzare i cumprare a energie electrice.Tarifele pentru utilizarea nediscriminatorie a reelelor de transport i distribuie sunt

stabilite periodic de ctre cumprtorul unic care, de regul, este i operatorul reelei

de transport. n cadrul acestui model se pstreaz legtura contractual direct ntre

productori i consumatori, iar cumprtorul unic nu are cunotin despre termenii

contractuali. Din punct de vedere economic modelul cumprtorului unic produce

acelai efect ca i accesul reglementat (Fig.3).

Consumatorul ncheie cu productorul un contract bilateral pentru cantitatea de energie

W, la preul P. Pe pia ns energia va fi cumprat de consumator de la Cumprtorul

unic la preul de vnzare stabilit de acesta P, inclusiv tariful pentru acces la reea T. Larndul su, Cumprtorul unic este obligat s achiziioneze energia de la productor la

un pre P, egal cu preul de vnzare P, din care se exclude tariful de acces la reea T.

n final, productorul pltete consumatorului diferena care rezult din abaterea

preului de vnzare al Cumprtorului unic fa de preul de contract: (P- P)*W. Balana

de pli la productor i consumator este:


5/27

o productor: P * W (P P) * W = P * W T - ncasat

o consumator: P * W (P P) * W = P * W - achitat

Se constat c, indiferent de preul stabilit de vnztorul unic, consumatorul pltete

energia conform condiiilor contractuale, iar taxa de acces la reea este pltit deproductor.

Un caz particular de interes practic este cel al modelului care folosete preuri

marginale nodale, diferite n funcie de poziia nodului de alimentare n reea. Pentru ilustrarea

acestui caz, se consider situaia din Fig. 4, pentru care consumatorul nu are legturi comerciale

cu operatorul de sistem, ci direct cu productorul, cruia i pltete energia W, la preul P,

ambele valori fiind stabilite n contract.

Dispecerizarea este asigurat de operatorul independent de sistem, iar productorul nu

are garania c va intra n ordinea de merit stabilit pe piaa pentru ziua urmtoare i va

produce cantitatea de energie W. Indiferent dac productorul intr sau nu n ordinea de merit,el va cumpra energia W contractat cu consumatorul de pe pia, la preul marginal de sistem,

PS. Dac productorul k intr n ordinea de merit, contravaloarea energiei produse W va fi

pltit la preul marginal al nodului k, PM k. Balana de pli la productor este n acest caz:

PM k * W PS * W + P * W T k

Productor 1

Productor 2

Productor n

Productor k

Operator

Independent de

Sistem

PM 2

PM 1

PM n

PM k

T 1

T 2

T n

T kPS W

Consumator / Furnizor

W

PW

Productorul cumpr energie

LEGEND

Fluxuri de energie

Pli ctre pia Pli ctre productor

Fig. 4Modelul cu preuri marginal nodale.


6/27

unde: PM k preul marginal din nodul k; T k taxa de transport n nodul k; PS preul

marginal de sistem; W energia absorbit de consumator conform contractului bilateral cu

productorul k; P preul energiei stabilit n contract.

Dac productorul k nu intr n ordinea de merit (W = 0; T k = 0), el va ncasa numai

suma (P PS) * W, iar dac preul marginal de sistem PS depete preul din contractulbilateral, productorul pierde. Pe de alt parte, exist posibilitatea ca atunci cnd preul

marginal de sistem scade sub valoarea celui de contract, productorul s ctige fr a produce

energie.

Dac productorul intr n ordinea de merit i furnizeaz ntreaga energie contractat

(W = W), suma ncasat de el va fi (PM k PS) * W + P * W T k. Lsnd la o parte taxa de

acces la reea, productorul va fi n ctig sau n pierdere fa de condiiile contractuale, dup

cum preul marginal n nodul k este mai mare sau mai mic dect preul marginal de sistem.

Acest model ncurajeaz concurena ntre productori, dar las izolat consumatorul de

efectele acestei concurene. n felul acesta consumatorul nu este expus riscului de pia, dar

totodat nu poate beneficia de eventuala reducere a preului energiei ca urmare a concurenei.

2. Dereglementarea / Rereglementarea sectorului energiei electrice

2.1. Restructurarea sectorului energetic n Europa

La nivel mondial, primele reforme n domeniul energiei electrice au avut loc n anii 1970,

n Chile, fiind iniiate de grupul de economiti cunoscui sub numele de Chicago Boys. Alturi

de alte msuri progresiste de reform economic, acetia au introdus concepte noi precum

privatizarea i liberalizarea pieei de energie, Gavrilas et al. (2007).n Europa, primele iniiative ce vizau formarea i liberalizarea pieei de energie electric

au aparinut Marii Britanii, care a demarat acest program n anul 1990. Scurt timp dup aceea,

n anul 1992, n cursa pentru restructurarea sectorului electricitii s-au nscris, rnd pe rnd,

i alte state europene, cum ar fi Norvegia, Suedia, Germania, Finlanda, Danemarca sau Spania.

Amploarea tot mai mare pe care a cunoscut-o aceast micare pe ntregul continent a convins

organismele Uniunii Europene de necesitate analizei critice a situaiei existente i adoptrii unui

punct de vedere comun pentru ntreaga comunitate european. n urma dezbaterilor care au

urmat, n decembrie 1996, a luat natere Directiva 96/92/EC a Parlamentului i Consiliului

European privind reglementrile comune pentru piaa intern de electricitate, prezentat nDirective (1996).

n concepia Consiliului Europei, restructurarea sectorului electricitii are la baz

separarea activitilor din sector: producere, transport i distribuie etc. Directiva 96/92/EC

definete trei tipuri de separare, i anume:

separarea complet / prin lege;


7/27

separarea funcional / managerial i

separarea contabil.

Dintre acestea, cea mai slab form de separare este cea contabil; n cazul societilor

integrate este obligatorie inerea de evidene contabile distincte pentru activitile de

producere, transport i distribuie i a oricrei altei activiti colaterale. Cea mai puternicform de separare este separarea total, n cazul creia, prin hotrri legislative, se realizeaz

scindarea vechii societi integrate n societi independente specializate pe cele trei activiti

din sector. ntre cele dou extreme se gsete soluia separrii funcionale, cnd se menine o

proprietate comun pentru o parte din activiti, care funcioneaz ns ca i componente

distincte, controlate de structuri manageriale separate.

n faza iniial, de tranziie ctre piaa concurenial, nu toi consumatorii au beneficiat

de relaii contractuale directe cu productorii sau furnizorii de energie electric i de acces

nediscriminatoriu la reea. Pentru a beneficia de aceste drepturi un consumator trebuia s aib

un consum anual de energie electric de cel puin 100 GWh. Un asemenea consumator estedenumit consumator eligibil (se mai folosete i termenul de consumator calificat) .

Consumatorii care nu satisfac aceast condiie sunt denumii consumatori captivi. n faza iniial

trecerea consumatorilor din categoria captivi, n categoria eligibili s-a fcut gradual, n trei

etape:

pn la 19 februarie 1999 consum minim anual 40 GWh (26% deschidere);

pn la 19 februarie 2000 - consum minim anual 20 GWh (28% deschidere);

pn la 19 februarie 2003 - consum minim anual 9 GWh (33% deschidere).

n anul 2003, Directiva 96/92/EC a fost nlocuit cu Directiva 54/2003, care prevedeandeplinirea urmtoarelor obiective pn cel trziu n iulie 2007, conform Jamasb (2005):

garantarea accesului liber pentru activitatea de producie;

separarea complet a activitii de transport de restul sectorului i generalizarea

modelului de acces reglementat;

deschiderea pieei pentru toi consumatorii n afar de cei casnici pn n 2004 i

deschiderea total a pieei pn n 2007;

promovarea produciei de electricitate din surse regenerabile;

reglementarea schimburilor transfrontaliere n vederea sporirii gradului de

interconexiune;

ntrirea rolului reglementatorilor;

formarea unei piee comune la nivel pan-european.

Pe de alt parte, raportul pe anul 2006 al ERGEG (European Regulators' Group for

Electricity and Gas) referitor la crearea pieei comune europene de electricitate a scos n

eviden o serie de probleme ce stau n calea realizrii acestui obiectiv, conform EER (2006):


8/27

un grad insuficient de armonizare al regulilor de pia pentru statele UE, pieele de

energie rmnnd n continuare predominant naionale;

meninerea integrrii pe vertical a produciei, transportului i distribuiei n multe

piee naionale;

insuficiena capacitilor de interconexiune ntre statele vecine;piee de echilibrare incompatibile;

lipsa transparenei privind informaiile de pia;

nencrederea participanilor la pia n mecanismele de formare a preurilor;

coordonare insuficient ntre operatorii de transport i sistem.

2.2. Restructurarea sectorului energetic n Romnia

n Romnia, dup cum se menioneaz n ANRE www (2009) i OPCOM www (2009),

primele demersuri legate de restructurarea sectorului energetic au fost fcute o dat cu

nfiinarea Autoritii Naionale de Reglementare n domeniul Energiei (A.N.R.E.)n 1998, care a

iniiat pregtirea cadrului legal pentru transformarea acestui sector. n anul 1998, din fosta

Regie Naional de Electricitate (RENEL) se separ C.N. Nuclearelectrica i se formeaz

Compania Naional de Electricitate (CONEL), structur care ngloba n cadrul unui monopol cu

integrare pe vertical restul entitilor ce intr n componena sistemului energetic naional.

Doi ani mai trziu, n 2000, se produce dezagregarea CONEL, din care se desprind viitorii

actori ai pieei de energie electric, separai dup natura activitii:

Productorii Hidroelectrica, Termoelectrica i o serie de productori independeni,

precum i Nuclearelectrica, existent deja ca entitate de sine stttoare;

Operatorul de transport i dispecer Transelectrica;

Operatorii de distribuie Electrica, cu cele 8 filiale ale sale.

A.N.R.E. delimiteaz cadrul general de funcionare a pieei de energie electric, care se

deschide la data de 15 august 2000, fiind administrat de Operatorul Comercial(OPCOM), care

funcioneaz n cadrul Transelectrica. A.N.R.E. concepe i legifereaz principalele reglementri

ale sectorului energetice, cum sunt: Codul comercial (1999), Regulamentul de Programare i

Dispecerizare (1999), Codul Tehnic al Reelei de Transport (2000), Codul Tehnic al Reelei de

Distribuie (2000), Codul Tehnic de Msurare (2002) i Regulamentul de Furnizare (2004).

Simultan, are loc licenierea furnizorilor de energie electric, al cror principal rol esteacela de a asigura componenta comercial a legturii ntre productori i consumatori.

Totodat, se introduce noiunea de consumator eligibil (acel consumator care i poate alege

furnizorul, negociind cu acesta preul energiei), n opoziie cu cea de consumator captiv (acel

consumator care continu s primeasc energie la preuri reglementate, de la furnizorul special

desemnat).


9/27

Fig. 5 Evoluia gradului de deschidere a pieei de energie electric n Romnia.

Fig. 6Evoluia pragului de eligibilitate a consumatorilor pe piaa de energie electric n

Romnia.

Iniial, dreptul de exercitare a eligibilitii a fost acordat acelor consumatori cu un consum

anual de energie electric de cel puin 100 GWh. Ulterior acest prag a fost redus treptat, dup

cum urmeaz: 40 GWh n decembrie 2001, 20 GWh n ianuarie 2004 i 1 GWh n noiembrie

2004. ncepnd cu luna iulie 2006, toi consumatorii, cu excepia celor casnici, au cptat

dreptul de a-i exercita eligibilitatea, iar din luna iulie 2007 piaa de energie electric s-a deschis

15%25%

33%40%

55%

83%

100%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Feb. 2000 Dec. 2001 Feb. 2002 Dec. 2003 Nov. 2004 Iul. 2006 Iul. 2007

Graduldedeschiderealpietei

Momentul

100

40 40

201 0 0

0

20

40

60

80

100

Feb. 2000 Dec. 2001 Feb. 2002 Ian. 2004 Nov. 2004 Iul. 2006 Iul. 2007

Praguldeeligibilitate(GWh/an)

Momentul


10/27

n totalitate. Din acel moment, toi cei 8.5 milioane de consumatori din Romnia, dintre care

majoritatea aproape 8 milioane sunt consumatori casnici, pot opta pentru furnizori

alternativi, pe baza cererii i ofertei.Evoluiile gradului de deschidere a pieei i a pragului de

eligibilitate a consumatorilor pe piaa de energie electric din Romnia sunt prezentate n Fig. 5

i 6.

3. Piee concureniale de energie electric

Pe piaa de energie electric din Romnia tranzaciile cu energie electric ntre diferiii

participani la pia se desfoar pe dou tipuri de piee:

Piaa reglementat, care funcioneaz pe baza contractelor reglementate (cantiti

i preuri stabilite de reglementator, n spe A.N.R.E) i

Piaa concurenial, care funcioneaz dup principiul cererii i ofertei, pe baza

legislaiei elaborate de A.N.R.E. La rndul ei, piaa concurenial are alte

componente, i anume:

o Piaa angro, pe care energia electric este achiziionat de furnizori de la

productori sau de la ali furnizori, n vederea revnzrii sau consumului

propriu, precum i de operatorii de reea n vederea acoperiri i consumului

propriu tehnologic, respectiv

o Piaa cu amnuntul, pe care energia electric este achiziionat de

consumatorii finali sau agregatorii acestora, n vederea consumului propriu.

o Piaa certificatelor verzi, care asigur tranzacionarea certificatelor verzi n

cadrul sistemului de cote obligatorii pentru promovarea energiei electrice din

surse regenerabile.

Piaa reglementat funcioneaz, teoretic, pn la atingerea unui grad de deschidere de

100% al pieei concureniale. n Romnia, dei acest grad de deschidere a fost legiferat

ncepnd cu data de 1 iulie 2007, datorit unor dificulti de implementare i a unui grad redus

de pregtire a micilor consumatori rezideniali, comerciali i de alte tipuri, precum i a

furnizorilor i agregatorilor pentru participarea la piaa cu amnuntul, a fost meninut n

funciune i piaa reglementat.

Principalele instrumente folosite pentru tranzacionarea energiei electrice pe piaa

concurenial sunt urmtoarele:

contracte bilaterale cu productorii interni ale furnizorilor, ncheiate n vederea

asigurrii consumului aferent consumatorilor eligibili;

contracte de import ale productorilor interni, pentru asigurarea obligaiilor din

contractele bilaterale

contracte de import ale furnizorilor;


11/27

contracte de export;

contracte ale operatorilor de transport i distribuie n vederea prestrii serviciului de

transport i serviciilor de sistem, respectiv a serviciului de distribuie;

tranzacii pe piaa spot, la preulde nchidere al pieei

tranzacii pe piaa certificatelor verzi;Legislaia din ara noastr prevede c piaa de energie electric are caracter

concurenial la nivelul productorilor si furnizorilor de energie electric, n timp ce activitile

de transport i distribuie, considerate ca monopol natural, sunt reglementate, n vederea

asigurrii de ctre operatorii de reea a accesului la reelele de transport i distribuie a

deintorilor de licene.

Conform ultimei variante a Codului comercial elaborat de A.N.R.E., piaa angro de

energie electric are urmtoarele componente specifice:

Piaa contractelor bilaterale

Piaa pentru ziua urmtoare

Piaa de echilibrare i

Piaa serviciilor de sistem tehnologice

Diferitele componente ale pieei concureniale de energie electric sunt descrise succint

n cele ce urmeaz, n conformitate cu datele din Codul comercial (2009).

3.1. Piaa centralizat a contractelor bilaterale (PCCB)

Codul comercial (2009) prevede dou tipuri de contracte de vnzare cumprare a

energiei electrice, i anume:

contracte reglementate, al crui coninut cadru este stabilit de A.N.R.E. i

contracte nereglementate, al crui coninut este stabilit de pri prin negociere

direct

Contractele reglementate se ncheie ntre productori i furnizorii consumatorilor

captivi, acionnd ca mecanisme de asigurare a prilor contractante mpotriva riscului de

variaie a preului de nchidere al pieei (PIP) de pe Piaa pentru ziua urmtoare (PZU). Totui,

cantitile de energie electrici preurile orare din contractele reglementate sunt determinate

pe baze concureniale, prin simularea funcionrii optime a unitilor de producere a energieielectrice n vederea minimizrii costurilor la nivel de SEN.

Contractele nereglementate sunt negociate i atribuite prin licitaie public pe PCCB. La

PCCB pot participa toi productorii, furnizorii i consumatorii eligibili de energie electric.

Ofertele de vnzare i cumprare nu sunt standardizate din punctul de vedere al cantitilor

ofertate, a perioadelor i termenelor de livrare. n plus, dup atribuirea unui contract bilateral,


12/27

pn la realizarea livrrii propriu-zise de energie, termenii contractului pot fi renegociai, ntr-o

sesiune de licitaie ulterioar.

Productorii i furnizorii care particip la PCCB stabilesc oferte tip de vnzare /

cumprare a energiei electrice profilateorar, innd seama de posibilitile de producere ale

unitilor aflate n portofoliu, respectiv de curba orar de variaie a sarcinii pe piaa de energieelectric. Ofertele tip de energie electric vor fi dimensionate pe cel puin una din urmtoarele

durate de utilizare a puterii:

oferte la putere medie orar constant pe perioada de ofert (oferte n band);

oferte pe dou sau mai multe paliere de putere medie orar constant pe perioade

orare zilnice bine definite (oferte n semiband);

oferte n orele de vrf de sarcin;

oferte n gol de sarcin.

Aceste oferte conin urmtoarele elemente componente:

Cantitatea de energie electricofertat, pe care participantul la PCCB dorete s o

tranzacioneze, valoare stabilit n funcie de criteriile proprii de rentabilitate.

Perioada de livrare a energiei, care trebuie s fie de cel puin o lun.

Dou valori pentru preul de vnzare / cumprare la care cantitatea de energie

tranzacionat prin contract va fi ofertat la deschiderea licitaiei:

o preul minim i

o preul maxim.

3.2. Piaa centralizat pentru ziua urmtoare (PZU)

Piaa pentru Ziua Urmtoare (PZU), numit uneori i pia spot, reprezint cadrul

organizat n care au loc tranzacii cu energie electric, profilate pe intervale de tranzacionare (

1 or), pentru ziua urmtoare, numit zi de livrare. Deoarece tranzaciile se desfoar separat

pentru fiecare interval de tranzacionare, PZU conine 24 de piee independente ,

corespunztoare livrrii de energie electric la o putere constant de-a lungul intervalului de

tranzacionare respectiv.

PZU reprezint un instrument la dispoziia participanilor pentru asigurarea, n ziua de

livrare, a echilibrului ntre portofoliul de contracte bilaterale, prognoza de consum i

disponibilitatea tehnic a unitilor de producere. Surplusul sau deficitul de energie electricactiv se poate echilibra prin vnzarea sau cumprarea acesteia pe PZU.

Pentru fiecare interval de tranzacionare, participanii la PZU pot transmite la OPCOM

oferte de cumprare i oferte de vnzare, fiecare asemenea ofert putnd conine pn la 25

perechi pre-cantitate. Pentru fiecare pereche pre-cantitate, termenul pre va reprezenta:


13/27

preul unitar maxim, la care participantul la PZU este dispus s cumpere o cantitate

de energie electric ce nu depete cantitatea menionat n perechea pre-

cantitate.

preul unitar minim la care participantul la PZU este dispus s vnd o cantitate de

energie electric ce nu depete cantitatea menionat n perechea pre-cantitate.Ofertele se transmit ctre OPCOM n format electronic, prin canalele de comunicaie

specializate, pentru fiecare zi de livrare pn la ora de nchidere a PZU (ora 11:00 a zilei de

tranzacionare anterioar zilei de livrare).

Dup validarea ofertelor de vnzare / cumprare transmise nainte de ora de nchidere a

PZU, operatorul comercial calculeaz Preurile de nchidere a Pieei (PIP) i a cantitile de

energie electric tranzacionate, pentru fiecare interval de tranzacionare din ziua de livrare.

Mai nti se determin curbele agregate ale ofertei i cererii.

Curba ofertei se obine prin combinarea ntr-o ofert unic a tuturor perechilor pre-

cantitate din ofertele de vnzare ale participanilor, sortate n ordine cresctoare a preurilor,ncepnd cu perechea pre-cantitate cu preul cel mai mic pn la cea cu preul cel mai mare. La

rndul ei, curba cererii se obine prin combinarea ntr-o ofert unic a tuturor perechilor pre-

cantitate din ofertele de cumprare, sortate n ordinea descresctoare a preurilor, ncepnd cu

perechea pre-cantitate cu preul cel mai mare, pn la cea cu preul cel mai mic.

Dup determinarea curbelor ofertei i cererii, acestea se suprapun n vederea

determinrii PIP, n punctul de intersecie al celor dou curbe (Fig. 7).

n funcie de modul n care se produce intersectarea curbelor ofertei i cererii, PIP se

calculeaz diferit, dup cum se indic n Fig. 8. Astfel, punctual sau punctele de intersecie ntre

cele dou curbe reprezint punctual n care se realizeaz echilibrul ntre ofertele de vnzare icumprare agregate la nivelul ntregului sistem. n cazul n care exist un singur punct de

intersecie (aa cum se ntmpl n Fig. 8. a sau b) sau atunci cnd toate punctele de intersecie

au un acelai pre (aa cum se ntmpl n Fig. 8.c), preul asociat acestui punct sau acestor

puncte reprezint PIP.

(a) (b) (c)

Fig. 7Determinarea PIP pe baza curbelor agregate ale ofertei i cererii. (a) curba cererii; (b)curba ofertei i (c) determinarea PIP.

p [Lei/MWh]

Q [MWh]

p [Lei/MWh]

Q [MWh]

p [Lei/MWh]

Q [MWh]


14/27

(a) (b)

(c) (d)

Fig. 8Determinarea PIP pe baza curbelor agregate ale ofertei icererii n diferite ipotezeprivind modul de intersectare a acestora.

n situaia n care exist mai multe puncte de intersecie crora le corespund mai multe

preuri (aa cum se ntmpl n Fig. 8.d), PIP se determin ca o medie aritmetic dintre valorile

maxim pmaxi minim pminale preurilor corespunztoare punctelor de intersecie, adic:

PIP = (pmax + pmin) / 2

n cazul n care curba cererii sau curba ofertei are cantiti agregate egale cu zero, atunci PIP

este nedefinit i se aplic proceduri speciale pentru nchiderea pieei.

Pe situl OPCOM se prezint zilnic situaia privind tranzaciile pe PZU, sub forma valorilor

orare ale PIP i volumului de energie electric tranzacionat. De exemplu, n Tabelele 1 i 2,

respectiv n Fig. 9 i 10 se indic rezultatele PZU pentru ziua de 29.04.2009.

p [Lei/MWh]

Q [MWh]Q

p

p [Lei/MWh]

Q [MWh]Q

p

p [Lei/MWh]

QQ

p

p [Lei/MWh]

Q [MWh]Q

p


15/27

Tabelul 1 Perechile PIP cantitate tranzacionat pe PZU pe data de 29.04.2009(OPCOM).

OraPIP

[Lei/MWh]Volum tranzacionat

[MWh/h]

1 121 721.000

2 119 623.215

3 98 575.298

4 80 557.019

5 94 548.504

6 100 607.323

7 150 643.497

8 150 731.920

9 180 853.303

10 180 941.717

11 175 851.068

12 175 858.884

13 170 822.512

14 175 831.729

15 150 781.841

16 175 661.152

17 150 615.283

18 150 563.965

19 111 573.276

20 139 646.883

21 180 984.415

22 250 983.05523 200 878.176

24 169 759.678

Tabelul 2 valori medii PIP cantitate tranzacionat pe PZU pe data de 29.04.2009(OPCOM).

CategoriePre mediu(lei/MWh)

Volum

(MWh)

Baz (1-24) 151.71 17614.713

Vrf (7-22) 166.24 12344.500Gol (23-24 i 1-6) 122.66 5270.213


16/27

Fig. 9 Valorile orare ale PIP pentru ziua de 29.04.2009 (OPCOM).

Fig. 10Valorile orare ale cantitilor tranzacionate pentru ziua de 29.04.2009 (OPCOM).

3.3. Piaa de echilibrare (PE)

Piaa de echilibrare (PE) este una din componentele pieei angro de energie electric,

organizat de Operatorul de Transport i de Sistem n scopul colectrii ofertelor de livrare a

energiei de echilibrareintroduse sau extrase din sistem de participanii la acest tip de pia i a

le utiliza pentru asigurarea siguranei i stabilitii n funcionare a SEN i pentru a rezolva

eventualele restricii de reea care se pot manifesta. La rndul su, energia de echilibrare este

definit ca reprezentnd cantitatea de energie ce poate fi pus la dispoziia Operatorului deTransport i de Sistem de o unitate dispecerizabil sau de unconsumator dispecerizabil n

intervalul de dispecerizare considerat.

Astfel, pe PE participanii vor cumpra sau vinde energie electricastfel nct s asigure

compensarea abaterilor de la valorile prognozate ale produciei si ale consumului si pentru

rezolvarea comercial a restriciilor de sistem. Prin intrarea pe PE, fiecare participant i asum


17/27

responsabilitile financiare pentru dezechilibrele fizice pe care le creeaz prin abateri ntre

producia programati cea realizat sauntre schimburile programate si cele realizate.

Elementul central n asumarea acestor responsabiliti financiare este Partea

Responsabil cu Echilibrarea (PRE). Fiecare participant la piaa de energie, n particular la PZU,

este obligat s ncheie cu Operatorul de Transport i Sistem o convenie de asumare aresponsabilitii echilibrrii sau s aduc dovada transferrii acestei responsabiliti ctre o alt

Parte Responsabil cu Echilibrarea. Definirea PRE n cadrul Codului comercial (2009) asigur

condiiile necesare pentru efectuarea tranzaciilor cu energie electric n mod ordonat, pentru

stabilirea balanei energiei electrice a SEN, pentru separarea tranzaciilor financiare de cele

fizice i pentru decontarea corect a tranzaciilor pe piaa de energie electric.

Astfel, o PRE i asum responsabilitatea financiar fa de Operatorul de Transport i

Sistem pentru decontarea dezechilibrelor totale rezultate din agregarea dezechilibrelor

individuale ale fiecrui participant care s-a nscris n acea PRE. Reunirea n cadrul unei PRE a mai

muli participani la piaa de energie electric permite compensarea reciproc a dezechilibrelor

create de fiecare participant i redistribuirea costurilor i beneficiilor. Acest lucru se obine prin

adoptarea n cadrul PRE a unei metode acceptate de toi participanii pentru alocarea intern a

costurilor sau beneficiilor generate de dezechilibrele nete ale PRE.

Astfel, reglementarea PRE (2007) emis de A.N.R.E., prevede posibilitatea utilizrii a trei

metode de alocare intern, ntre participanii inclui n aceeai PRE, a costurilor sau beneficiilor

generate de Dezechilibrele Nete ale PRE i anume:

Alocare proporional cu valoarea absolut total a consumului i/sau produciei

lunare;

Alocare proporional cu valoarea absolut a consumului i/sau produciei orare;

Redistribuire intern a plilor.

Utilizarea acestor metode este ilustrat n continuare prin exemple corespunztoare, preluate

din PRE (2007).

3.3.1. Cazul de baz

Se consider cazul unei PRE cu 3 participani care i pot asuma responsabilitatea

echilibrrii fie individual, fie n cadrul PRE. Situaia privind producia net (+) sau consumul net

() ale fiecrui participant i pe ansamblul PRE, pentru patru ore pe lun, considerate

semnificative, este prezentat n Tabelul 3.

n continuare, se consider c dezechilibrele fizice (n MWh) pozitive corespund unui

excedent de energie vndut, iar cele negative corespund unui deficit de energie necesar a fi

cumprat. Pe de alt parte, valorile financiare (n ) pozitive reprezint costuri, iar cele

negative venituri.


18/27

Pentru situaia de referin, n care fiecare din cei 3 participani i asum

responsabilitatea echilibrrii individual fa de OTS, costurile suportate de fiecare dintre acetia

pentru dezechilibrele crete sunt cele din Tabelul 4.

Valorile din rubricile Total PRE din Tabelul 4 corespund situaiei formrii PRE, caz n

care dezechilibrul net (n MWh) i costurile asociate acestuia (n ) sunt mai mici dect nsituaia de referin.

Tabelul 3 - Producia i consumul net (+ / ) pentru fiecare participant i poziia net a PRE.

Ora 1 Ora 2 Ora 3 Ora 4 Total lun Suma valorilor absolute

Participant 1 (MWh) 200 150 150 200 700 700

Participant 2 (MWh) -100 -100 -100 -100 -400 400

Participant 3 (MWh) 50 25 50 75 200 200

Poziia net a PRE 150 75 100 175 500 500

Total absolut 350 275 300 375 1300 1300

Tabelul 4 - Costuri cu dezechilibrele n cazul asumrii individuale a responsabilitii echilibrrii

Ora 1 Ora 2 Ora 3 Ora 4Total

lun

Preul pentru Deficit de Energie (/MWh) - Pdef 50 50 50 50 ---

Preul pentru Excedent de Energie (/MWh) - Pexc 17 40 30 17 ---

Dezechilibre (MWh) DQ

Participant 1 DP1 -4 -2 -1 -5 -12

Participant 2 DP2 -8 4 6 -3 -1

Participant 3 DP3 5 -2 4 -4 3

Total PRE DPRE -7 0 9 -12 -10

Costul Dezechilibrelor () DQ* Pdef sau DQ* Pexc

Participant 1 CP1 200 100 50 250 600

Participant 2 CP2 400 -160 -180 150 210

Participant 3 CP3 -85 100 -120 200 95

Total CP1 + CP2 + CP3 515 40 -250 600 905

Total PRE DPRE * Pdef sau DPRE * Pexc 350 0 -270 600 680

3.3.2. Metoda de alocare proporional cu valoarea absolut total a consumuluii/sau produciei lunare

n cazul n care cei 3 participani formeaz o PRE i cad de acord s realoce costurile /

beneficiile folosind aceast metod de alocare, costurile sau beneficiile suportate de PRE

pentru dezechilibrele nete create n fiecare or se aloc ntre participani proporional cu

valoarea absolut total a consumului net sau produciei nete lunare, aa cum se ilustreaz n

Tabelul 5. Ultima coloan a acestui tabel conine ctigul procentual al fiecrui participant n

raport cu situaia de referin din Tabelul 4. Se constat c, n cazul realocrii pe baza acestei

metode, nu toi participani beneficiaz de pe urma formrii PRE.


19/27


20/27

Costurile / beneficiile individuale ale fiecrui participant se calculeaz prin nmulirea

dezechilibrelor individuale, conform Tabelului 4, cu valorile revizuite ale preurilor

corespunztoaredin Tabelul 7. Rezultatele acestor calcule sunt reproduse n Tabelul 8 . Ultima

coloan a acestui tabel conine ctigul procentual al fiecrui participant n raport cu situaia de

referin din Tabelul 4. Se constat c de aceast dat, suma costurilor individuale estentotdeauna egal cu costurile PRE i toi participanii beneficiaz de avantajele formrii PRE.

Aceast metod de redistribuire a costurilor este singura care garanteaz c

ntotdeauna toi participanii inclui ntr-o PRE beneficiaz de avantajele agregrii

dezechilibrelor. Prin contrast celelalte dou metode pot genera situaii n care unii dintre

participanii inclui n PRE suport costuri mai mari dectn cazul de referin.

Tabelul 7 Determinarea valorilor revizuite ale preului pentru deficit de energie i preuluipentru excedent de energie utilizate pentru decontarea intern.

Ora 1 Ora 2 Ora 3 Ora 4Total

lun

Costuri totale n cazul de referin - Cref 515 40 -250 600 905

Costurile PRE () - CPRE 350 0 -270 600 680

Dezechilibrul absolute al PRE* - DPRE 17 8 11 12

Ctiguri

Absolute () - Cref CPRE 165 40.0 20.0 0.0 225

Unitare (/MWh) - Pun = (Cref CPRE)/DPRE 9.71 5.00 1.82 0.00

Valorile iniialeale preurilor

Preul pentru Deficit de Energie (/MWh) - Pdef 50.00 50.00 50.00 50.00

Preul pentru Excedent de Energie (/MWh) - Pexc 17.00 40.00 30.00 17.00

Valorile revizuite ale preurilor

Preul pentru Deficit de Energie (/MWh) - Pdef- Pun 40.29 45.00 48.18 50.00Preul pentru Excedent de Energie (/MWh) - Pexc - Pun 26.71 45.00 31.82 17.00

*) Suma valorilor absolute ale dezechilibrelor individuale ale paricipanilor: |DP1| + |DP2| + |DP3|,conform datelor din Tabelul 4.

Tabelul 8 - Costurile suportate de participani pentru dezechilibre n cazul formrii unei PREcare utilizeaz pentru decontarea intern metoda de redistribuire intern a plilor.

Ora 1 Ora 2 Ora 3 Ora 4 Total lun Ctiguri

Dezechilibre fizice, conform datelor din Tabelul 4

Participant 1 (MWh) -4 -2 -1 -5 --- ---

Participant 2 (MWh) -8 4 6 -3 --- ---

Participant 3 (MWh) 5 -2 4 -4 --- ---

Costuri / beneficii realocate participanilor conform metodei de redistribuire intern a plilor

Participant 1 () 161.2 90.0 48.2 250.00 549.4 8.4%

Participant 2 () 322.4 -180.0 -190.9 150.00 101.4 51.7%

Participant 3 () -133.5 90.0 -127.3 200.00 29.2 69.3%

Total () 350.0 0 -270.0 600.0 680.0


21/27

3.4. Piaa serviciilor de sistem tehnologice (PSST)

Principalele obiective ale PSST sunt:

asigurarea unei cantiti suficiente de servicii de sistem tehnologice disponibil

pentru OTS i operatorii de distribuie;

achiziionarea ntr-o manier transparent i nediscriminatorie a serviciilor de sistem

tehnologice i a energiei electrice pentru acoperirea pierderilor tehnice n reelele

electrice;

vnzarea sau achiziionarea ntr-o manier transparent i nediscriminatorie a

energiei electrice de ctre OTS n vederea compensrii schimburilor neplanificate;

pstrarea la un nivel minim rezonabil a costurilor pentru achiziionarea serviciilor de

sistem tehnologice i a energiei electrice pentru acoperirea pierderilor tehnice n

reelele electrice.

n categoria serviciilor de sistem tehnologice care cad sub incidena acestei piee intrurmtoarele tipuri de servicii:

rezerva de reglaj secundar i teriar;

puterea reactiv pentru reglarea tensiunii;

alte servicii de sistem tehnologice definite de Codul Tehnic al Re elei Electrice de

Transport

energie electric pentru acoperirea pierderilor tehnice n reelele electrice.

Regulile care se aplic pentru achiziionarea serviciilor de sistem tehnologice din

categoriile menionate sunt prezentate n Codul comercial (2009).

4. Burse de energie electric

Pia financiar sau bursa de energie electric este un centru de tranzacionare

centralizat, unde toi participanii pot tranzaciona contracte de tip derivativ. Principalele

funcii ale bursei financiare sunt:

furnizarea de faciliti necesare pentru activitile dedicate managementului riscului

asigurarea stabilitii i flexibilitii preului

asigurarea transparenei i descoperirea preului

furnizarea de oportuniti de investiii

furnizarea unui cadru legal i de reglementare pentru tranzacionare

furnizarea de servicii de compensare.

Cea mai important dintre aceste funcii este cea de protejarea la risc. Astfel,

participanii care realizeaz tranzacii pe piaa spot (PZU) se confrunt cu riscul generat de


22/27

incertitudinea cu privire la evoluia preurilor pe aceast pia. Pentru stabilizarea procesul de

tranzacionare este necesar un instrument care s permit eliminarea sau compensarea acestor

riscuri i un loc unde s obin acest instrument.n acest sens, bursele financiare ofer

instrumente financiare precum contractele futures, forwards, optionsi creeaz un mediu de

tranzacionare pentru aceste contracte financiare.

Bursa de energie electric este deschis participrii productorilor, furnizorilor i marilor

consumatori industriali. Ofertele pe care aceti participani le pot prezenta pe burs sunt

standardizate din punctul de vedere al urmtoarelor aspecte:

puterea ofertat pentru fiecare or pe parcursul perioadei de livrare este standardizat

la valoarea de 1 MW.

durata de utilizare zilnic a puterii:

o oferte n band, ntre orele 00:00 - 24:00

o oferte pentru vrf, ntre orele 06:00 - 22:00 i

o oferte pentru gol, ntre orele 00:00 - 06:00 i 22:00 - 24:00.

termenul de livrare:

o oferte pentru 1 sptmn (de exemplu: sptmna 10_2009)

o oferte pentru 1 lun (de exemplu: 01.03 - 31.03.2009)

o oferte pentru 1 trimestru (de exemplu: 01.01 - 31.03.2009)

o oferte pentru 1 an (01.01 - 31.12.2009).

Pentru simplificarea programrii tranzaciilor bazate pe instrumentele financiare de tipul

contractelor forward, futures sau options se folosete o codificare de forma urmtoare, indicat

pentru cazul particular al contractelor forward:

FWT_D_COD

unde: FWcodificarea variantei de contract, n cazul de fa contract forward;

T codificarea tipului de contract, cu urmtoarele valori posibile: B contracte n

band; Vcontracte la vrf; G contracte la gol.

D codificarea duratei contractului, cu urmtoarele valori posibile: S contract

sptmnal; L contract lunar; TR contract trimestrial; A contract anual.

COD codificarea sptmnii, lunii, trimestrului i anului (Observaie: codur ile de

sptmn (de exemplu: 05_09este codul pentru sptmna a 5-a din anul 2009), lun(de exemplu: MAR_09 este codul pentru luna Martie 2009) i trimestru (de exemplu:

02_09 este codul pentru trimestrul 2 din anul 2009) conin obligatoriu i anul de

referin). Codificarea anului se face prin indicarea direct a acestuia (de exemplu,

2009).


23/27

Tabelul 9 Exemple de codificare pentru contractele de tip forward.Instrument Contract bilateral ncheiat

FWB_S_07_09Contract forwardpentru energie electric livrat n bandpe perioad de osptmn, n sptmna a 7-a din anul 2009.

FWV_L_IAN_09Contract forwardpentru energie electric livrat n vrfde sarcin (6:00

22:00) pe perioad de o lun, pentru luna Ianuarie a anului 2009.

FWG_TR_02_09

Contract forwardpentru energie electric livrat n golde sarcin (00:00 6:00, 22:00 24:00) pe perioad de un trimestru, pentru trimestrul 2 alanului 2009.

FWB_A_2009Contract forwardpentru energie electric livrat n bandpe perioad de unan, pentru anul 2009.

Tabelul 10 Calendarul de tranzacionare pentru contracte forward n band.

Tip Contract DenumirePrima zi de

tranzacionareUltima zi de

tranzacionarePrima zi de

livrare

Ultima zi de

livrare

Sptmnal

FWB_S_20_09 16.03.2009 30.04.2009 11.05.2009 17.05.2009

FWB_S_21_09 23.03.2009 08.05.2009 18.05.2009 24.05.2009FWB_S_22_09 30.03.2009 15.05.2009 25.05.2009 31.05.2009

FWB_S_23_09 06.04.2009 22.05.2009 01.06.2009 07.06.2009

FWB_S_24_09 13.04.2009 29.05.2009 08.06.2009 14.06.2009

FWB_S_25_09 21.04.2009 04.06.2009 15.06.2009 21.06.2009

FWB_S_26_09 27.04.2009 12.06.2009 22.06.2009 28.06.2009

FWB_S_27_09 04.05.2009 19.06.2009 29.06.2009 05.07.2009

FWB_S_28_09 11.05.2009 26.06.2009 06.07.2009 12.07.2009

FWB_S_29_09 18.05.2009 03.07.2009 13.07.2009 19.07.2009

FWB_S_30_09 25.05.2009 10.07.2009 20.07.2009 26.07.2009

FWB_S_31_09 01.06.2009 17.07.2009 27.07.2009 02.08.2009

Lunar

FWB_L_Iun_09 02.12.2008 22.05.2009 01.06.2009 30.06.2009

FWB_L_Iul_09 05.01.2009 23.06.2009 01.07.2009 31.07.2009

FWB_L_Aug_09 02.02.2009 24.07.2009 01.08.2009 31.08.2009

FWB_L_Spt_09 02.03.2009 24.08.2009 01.09.2009 30.09.2009

FWB_L_Oct_09 01.04.2009 23.09.2009 01.10.2009 31.10.2009

FWB_L_Nov_09 04.05.2009 23.10.2009 01.11.2009 30.11.2009

FWB_L_Dec_09 01.06.2009 23.11.2009 01.12.2009 31.12.2009

Trimestrial

FWB_TR_3_09 30.03.2007 23.06.2009 01.07.2009 30.09.2009

FWB_TR_4_09 02.07.2007 23.09.2009 01.10.2009 31.12.2009

FWB_TR_1_10 01.10.2007 23.12.2009 01.01.2010 31.03.2010

FWB_TR_2_10 02.01.2008 24.03.2010 01.04.2010 30.06.2010

FWB_TR_3_10 01.04.2008 23.06.2010 01.07.2010 30.09.2010

FWB_TR_4_10 01.07.2008 23.09.2010 01.10.2010 31.12.2010

FWB_TR_1_11 01.10.2008 24.12.2010 01.01.2011 31.03.2011

FWB_TR_2_11 05.01.2009 24.03.2011 01.04.2011 30.06.2011

FWB_TR_3_11 01.04.2009 23.06.2011 01.07.2011 30.09.2011

AnualFWB_A_2010 03.01.2008 23.12.2009 01.01.2010 31.12.2010

FWB_A_2011 05.01.2009 24.12.2010 01.01.2011 31.12.2011


24/27

De exemplu, n Tabelul 9 se indic cteva dintre codificrile care pot fi ntlnite n

practic pentru contractele de tip forward. Pe de alt parte, calendarul de tranzacionare al

contractelor forward de tipul celor indicate n Tabelul 9 este stabilit pe baza unor reguli

specifice pieelor financiare. De exemplu, n Tabelul 10 se indic calendarul de tranzacionare

pentru contractele n band, conform sitului OPCOM,www.opcom.ro.

5. Promovarea energiei electrice produse din surse regenerabile de

energie Piaa Certificatelor Verzi

La nivelul sistemelor de energie, situaia actual nregistrat pe plan mondial privind

protecia mediului, nclzirea global, reducerea dependenei energetice de importuri,

diversificarea surselor de aprovizionare cu energie de toate forme le, mpreun cu unele motive

de natur economic i socialau determinat n ultimii ani crearea i dezvoltarea unor politici

de promovare a producerii energiei electrice din surse regenerabile (E-SRE).

La nivel european, dup adoptarea protocolului de la Kyoto, Parlamentul i ConsiliulEuropean au adoptat Directiva 2001/77/CE, care prevede cadrul general privind promovarea

energiei electrice produse din surse regenerabile, Directiva (2001). Prin adoptarea HG

443/2003, modificata ulterior prin HG 958/2005, Romnia a fost una din primele ri candidate

la UE care au transpus prevederile directivei menionate n legislaia proprie. Astfel, prin HG

958 (2005)se prevede ca obiectiv naional pentru promovarea SRE ca ponderea energiei

electrice produse din SRE la consumul naional brut de energie electric s ajung la valoarea

de 33% pn n anul 2010, iar prin HG 1892 (2004) a fost stabilit sistemul de promovare a

producerii energiei electrice din SRE.

SRE sunt considerate acele surse regenerabile nefosile cum ar fi: eolian, solar,geotermal, a valurilor, a mareelor, energia hidro, biomasa, gaze de fermentare a deeurilor /

nmolurilor i biogaz, conform HG 443 (2003). Dintre aceste surse, HG 1892 (2004) prevede

aplicarea sistemului de promovare numai pentru SRE din categoria energiilor eolian, solar,

geotermal, biomas, a valurilor, hidrogenului produs din SRE precum i a energiei

hidroelectrice produse n centrale cu o putere instalat mai mic sau egal cu 10 MW, puse n

funciune sau modernizate ncepnd cu anul 2004.

n acest context, HG 1892 (2004) prevede promovarea producerii energiei electrice din

SRE prin aplicarea unui sistem de cote obligatorii combinat cu sistemul de comercializare a

certificatelor verzi. Acest mecanism de promovare funcioneaz dup schema descris ncontinuare.

Fiecare productor de energie electric din SRE vinde energia pe pia ca oricare alt

productor, la preul pieei. Pentru compensarea total a costurilor de producere i obinerea

unui profit rezonabil, productorul respectiv primete pentru fiecare 1 MWh de energie
http://www.opcom.ro/http://www.opcom.ro/http://www.opcom.ro/http://www.opcom.ro/


25/27

electric injectat n reea un certificat verde (CV), care poate fi tranzacionat pe piaa

certificatelor verzi (PCV). Conform definiiei din Codul comercial (2009), un certificat verde este

un document care atest o cantitate de 1 MWh de energie electric produs din surse

regenerabile de energie. Certificatul Verde se poate tranzaciona distinct de cantitatea de

energie electric

asociat

acestuia, pe o pia

bilateral

sau centralizat

.CV sunt emise lunar de Operatorul de Transport i Sistem (OTS), care le transfer

productorilor, corespunztor cantitii de energie electric din SRE produs i livrat n reea.

La rndul lor, Operatorii de Distribuie (OD) transmit lunar OTS datele privind cantitile de

energie electric din SRE livrate n reea de productorii racordai la reelele de distribuie ale

acestora. Aceiai OD, care acioneaz n general i ca furnizori ai consumatorilor captivi, au

obligaia de a achiziiona aceast energie. Astfel, Ordinul ANRE 44 (2007) prevede c furnizorul

care furnizeaz energie electric la consumatorii captivi are obligaia de a achiziiona energia

electric produs din SRE, la solicitarea productorilor deintori de uniti de producie

calificate pentru producia prioritar necontrolabil situate n zona delimitat de licena de

furnizare, la preurile reglementate:

132 lei/MWh pentru energia electric produs de productorii care beneficiaz,

potrivit legii, de schema de susinere prin CV.

140.24 lei/MWh pentru orele de noapte sau 229.87 lei/MWh pentru orele de zi

pentru energia electric produs de productorii care nu beneficiaz, potrivit legii, de

schema de susinere prin CV.

Valoarea de tranzacionare a CV se stabilete pin mecanisme concureniale pe piaa

bilateral sau pe piaa centralizat a CV, ntre o limit minim i alta maxim fixate de ctre

A.N.R.E. pentru perioada 2005-2012 la echivalentul n lei al valorilor de 24 EUR/CV, respectiv 42

EUR/CV.

Pe de alt parte, mecanismul cotelor obligatorii prevede ca obligaie a furnizorilor de

energie electric achiziionarea n fiecare an a unui numr de certificate verzi egal cu produsul

dintre valoarea cotei obligatorii i cantitatea de energie electric furnizat anual consumatorilor

finali de ctre fiecare furnizor. Cu alte cuvinte, toifurnizorii trebuie s cumpere un anumit

numr de CV pentru a-i realiza astfel cota obligatorie din surse regenerabile. Nivelul cotelor

obligatorii ce se vor utiliza pn n anul 2012, n conformitate cu inta asumat de ara noastr

n negocierile de aderare la UE, a fost stabilit prin HG 958 (2005), conform Fig. 11.

Ca particularitate important a sistemului de promovarea a producerii energiei electrice

din SRE se menioneaz faptul c, n conformitate cu legislaia n vigoare, o bun parte din

unitile de producie care folosesc SRE intr n categoria aa -numitei Producii Prioritare

Necontrolabile (PPN), definit n Codul comercial (2009) ca fiind format din unitile de

producie la care productorul nu poate gestiona n mod activ producia real a unitii pentru

a asigura conformitatea cu producia programat. Astfel de uniti de producie sunt

urmtoarele:


26/27

Fig. 11 Nivelul cotelor obligatorii stabilite prin HG 958 (2005).

unitile care utilizeaz energia eolian, energia solar sau alte surse similare de

energie, unde disponibilitatea sursei de energie este caracterizat de fluctuaii

considerabile n timpul zilei i nu poate fi controlat de productor n mod

convenabil;

unitile hidro pe firul apei, dar numai n msura n care aceste grupuri nu pot, sau

nu sunt autorizate s controleze debitul uzinat n nici un fel, chiar pe perioada unei

zile;

centralele de cogenerare, dar numai n msura n care produc ia real de energie

electric este n ntregime n afara controlului prii care exploateaz centrala de

cogenerare i dac producia necesar de energie termic nu poate fi prognozat cu

suficient acuratee;

Din punctul de vedere al productorilor care folosesc uniti de producie bazate pe SRE,

includerea acestora n categoria produciei prioritare necontrolabile reprezint un avantaj,

deoarece le exonereaz de obligativitatea participrii la piaa de echilibrare. Cu alte cuvinte,

deintorii acestor uniti nu pltesc pentru dezechilibrele create prin abaterea produciei

realizate de la valorile prognozate / programate.

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

8%

9%

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

0.70%

2.22%

3.74%

5.26%

6.78%

8.30% 8.30% 8.30%

Coteobligato

rii(%)


27/27

06_Introducere in piata de energie electrica

Documents

Transcript of 06_Introducere in piata de energie electrica