2. PIAŢA DE ENERGIE: PARTICIPANŢI, STRUCTURĂ

Prin Codul Comercial, aprobat prin ordinul ANRE 25/2004, s-au stabilit regulile pieţei angro de energie electrică, reguli aplicabile de la 01 iulie 2005.

Piaţa Angro de Energie Electrica reprezintă cadrul organizat în care energia electrică este achiziţionată de furnizori de la producători sau de la alţi furnizori, în vederea revânzării sau consumului propriu, precum si de operatorii de reţea în vederea acoperirii consumului propriu tehnologic.

Pe Piaţa angro de energie electrică au acces în vederea efectuării de tranzacţii:

a) producători si autoproducători de energie electrică;b) furnizori;c) operatorii de reţea.

Organizarea pieţei angro de energie electrică este prezentată în figura 3.1.

Figura 3.1. Organizarea pieţei angro de energie electrică

Pe piaţa de energie electrică se disting două tipuri de consumatori:- consumatori eligibili – consumatori care au dreptul de a-şi alege

furnizorul, tarifele fiind negociate între părţi;- consumatori captivi – consumatori care din motive de configuraţie a

reţelei sau prin reglementare nu pot sau nu au dreptul de a-şi alege furnizorul.Schema de funcţionare a pieţei pentru cele două tipuri de consumatori,

figura 3.2, relevă tipurile de contracte dintre părţi:- contracte reglementate, pe piaţa reglementată, pentru consumatorii

captivi;- contracte negociate, pe piaţa concurenţială, pentru consumatorii eligibili.

Figura 3.2. Piaţa concurenţială şi piaţa reglementată

Tranzacţiile pe piaţa angro de energie electrică au ca obiect vânzarea – cumpărarea de:

a) energie electrică;b) servicii de sistem tehnologice.

  Piaţa angro de energie electrica se compune din următoarele pieţe specifice:

a) Piaţa centralizată a contractelor bilaterale PCCB;b) Piaţa pentru Ziua Următoare PZU;c) Piaţa de Echilibrare PE;d) Piaţa serviciilor de sistem tehnologice STS.e) Piaţa certificatelor verzi.

Participanţii la piaţa angro de energie electrică sunt persoane juridice române sau străine, titulari de licenţă, care s-au înregistrat ca:

a) participanţi la PZU;b) participanţi la piaţa de echilibrare;c) participanţi la licitaţii;d) părţi responsabile cu echilibrarea.

Schema bloc de funcţionare a pieţei de energie este prezentată în figura 3.3. Între producători şi furnizori există contracte bilaterale, apoi fiecare dintre aceştia ofertând către operatorul pieţei perechile cantitate-preţ pentru energia electrică pe piaţa pentru ziua următoare.

Cantităţile de energie neacoperite de piaţa pentru ziua următoare, precum şi eventualele dezechilibre, vor fi acoperite de piaţa de echilibrare.

Operatorul de transport şi de sistem transmite ajustări ale programului de funcţionare.

Figura 3.3. Schema bloc de funcţionare a pieţei de energie

3.1. Piaţa contractelor bilaterale cu energie electrică PCCB

Pe Piaţa Angro de energie electrica, titularii de licenţă sunt liberi să se angajeze în tranzacţii bilaterale cu energie electrică, inclusiv în tranzacţii bilaterale de export sau import de energie electrica, în conformitate cu legislaţia specifică, cu prezentul Cod Comercial si cu condiţiile lor de licenţă.

Tranzacţiile bilaterale pe piaţa angro de energie electrică se certifică prin contracte de vânzare–cumpărare energie electrică pe durate determinate.

Contractele bilaterale sunt atribuite prin licitaţie publică. Caracteristicile acestei pieţe sunt:

Identitatea si intenţia de ofertare a participanţilor la piaţa este cunoscuta de către întreg mediul de afaceri.

Ofertele nu sunt standardizate din punct de vedere al cantităţilor ofertate, perioadelor si termenelor de livrare.

Piaţa este deschisa participării producătorilor, furnizorilor si consumatorilor eligibili.

După deschiderea ofertelor transmise ca răspuns la ofertele publicate, lista ofertanţilor este publică.

Până la intrarea în livrare a contractului încheiat, cantităţile de energie contractate urmare tranzacţiilor încheiate pe aceasta piaţă pot fi tranzacţionate într-o sesiune de licitaţie ulterioara. Caracteristicile ofertelor sunt următoarele:

Cantitatea de energie electrica tranzacţionată printr-un contract. Aceasta cantitate reprezintă fracţie din volumul pe care participantul la PCCB doreşte sa îl tranzacţioneze si este stabilită funcţie de criteriile proprii de rentabilitate.

Perioada de livrare a energiei – ofertele tranzacţionate pe aceasta piaţă, transmise pentru livrare/consum de energie electrica, sunt pentru perioade de livrare de cel puţin o lună.

Preţul  minim la care cantitatea de energie tranzacţionată printr-un contract

va fi ofertata în deschiderea licitaţiei în Lei/MWh organizata pentru o oferta de vânzare publicata;

maxim la care cantitatea de energie tranzacţionată printr-un contract va fi ofertata în deschiderea licitatiei în Lei/MWh organizata pentru o oferta de cumpărare publicata.

În stabilirea ofertelor, participanţii vor ţine seama de criteriile de eficienţă tehnico-economice proprii precum si de strategiile comerciale proprii.

Succesiunea activităţilor: 1) Primirea ofertelor pentru care se doreşte organizarea de sesiuni de licitaţie

si publicarea anunţului de organizare a licitaţiei. 2) Primirea în plic închis a ofertelor de răspuns fata de ofertele publicate,

înregistrarea orei de primire si sigilarea plicului de către Comisia de licitaţie.

3) Deschiderea sesiunii de licitaţie, deschiderea ofertelor de răspuns si validarea ofertelor funcţie de conţinutul ofertei si valoarea garanţiilor.

4) Anunţarea ofertelor de răspuns validate si stabilirea ofertei câştigătoare. 5) În cazul în care au fost înregistrate doua sau mai multe oferte de

cumpărare cu acelaşi preţ, sesiunea de licitaţie se va relua pentru participanţii ce au înaintat acele oferte după modificarea preţului de oferta.

6) OPEE transmite rezultatele licitaţiei. 7) Sunt încheiate contractele bilaterale în conformitate cu rezultatele

tranzacţiilor.

3.2. Piaţa pentru ziua următoare PZU

Piaţa pentru Ziua Următoare (PZU) este o componentă a pieţei angro de energie electrică pe care se realizează tranzacţii orare ferme cu energie electrică activă  cu livrare în ziua următoare zilei de tranzacţionare.

Regulile Pieţei pentru Ziua Următoare  sunt prevăzute în cadrul cap. 5 din Codul Comercial al Pieţei Angro de Energie Electrică, aprobat prin Ordinul Preşedintelui ANRE nr. 25 /22 .10. 2004.

Piaţa pentru Ziua Următoare creează un cadru centralizat pentru vânzarea şi cumpărarea energiei electrice de către participanţii la piaţa angro de energie electrică din România, necesar pentru:

a) facilitarea formării unei pieţe angro de energie electrică în condiţii de concurenţă, transparenţă şi  nediscriminare;

b) reducerea preţurilor de tranzacţionare a energiei electrice;

c) stabilirea preţurilor de referinţă pentru alte tranzacţii din piaţa angro.Piaţa pentru Ziua Următoare pune la dispoziţia Participanţilor un

instrument funcţional pentru a realiza orar, pentru ziua de livrare, echilibrul între portofoliul de contracte bilaterale, prognoza de consum şi disponibilitatea tehnică a unităţilor de producere. Surplusul sau deficitul de energie electrică activă se poate echilibra prin vânzarea sau cumpărarea acesteia pe PZU.

Participarea la această piaţă este voluntară şi este permisă tuturor Titularilor de licenţă înregistraţi ca Participanţi la PZU (producători de energie electrică, furnizori şi operatori de reţea). Una din condiţiile obligatorii pe care un Titular de licenţă trebuie să o îndeplinească  pentru înregistrarea la PZU este încheierea cu OTS  a  Convenţiei de asumare a responsabilităţii echilibrării sau dovada transferării responsabilităţii echilibrării către altă Parte Responsabilă cu Echilibrarea.

Titularii de licenţă trebuie să încheie cu S.C. OPCOM - S.A. Convenţia de participare la Piaţa pentru Ziua Următoare şi să respecte obligaţiile cuprinse în aceasta.

Modelul Pieţei pentru Ziua Următoare este definit de următoarele caracteristici:

Ziua de tranzacţionare este orice zi calendaristică; Intervalul de tranzacţionare este ora;

Un Participant la PZU poate transmite o singură ofertă de cumpărare şi o singură ofertă de vânzare pentru Zona Naţională de Tranzacţionare, pentru fiecare interval de tranzacţionare;

Ofertele de vânzare/cumpărare de energie electrică sunt oferte simple care pot conţine până la 25 perechi cantitate - preţ. Fiecare ofertă va indica preţurile la care Participantul doreşte să cumpere şi/sau vândă, în intervalul de tranzacţionare specificat, cantităţile de energie electrică specificate din perechea cantitate - preţ;

Ofertele pot fi transmise doar în orele de tranzacţionare definite în Codul Comercial; Sistemul informatic validează/invalidează ofertele transmise de participanţi în conformitate cu criteriile stabilite prin Procedura operaţională de stabilire a formatului, conţinutului, modului de transmitere şi de validare a Ofertelor pe Piaţa pentru Ziua Următoare.

Ofertele de cumpărare vor fi validate şi din punct de vedere al garanţiilor de validare calculate în conformitate cu Procedura privind constituirea, verificarea şi utilizarea garanţiilor financiare pentru participarea la Piaţa pentru Ziua Următoare

După primirea şi validarea ofertelor, Operatorul Pieţei de Energie Electrică stabileşte pentru fiecare interval de tranzacţionare curbele cererii şi ofertei:

Curba cererii se determină prin combinarea într-o singură ofertă a tuturor perechilor preţ-cantitate din ofertele de cumpărare validate, sortate în ordine descrescătoare a preţurilor, începând cu perechea cu preţul cel mai mare, până la cea cu preţul cel mai mic, figura 3.4.

Figura 3.4. Curba cererii pe PZU

Curba ofertei se va determina prin combinarea într-o singură ofertă a tuturor perechilor cantitate - preţ din ofertele de vânzare validate, sortate în ordine crescătoare a preţurilor, începând cu perechea cu preţul cel mai mic, până la cea cu perechea cu preţul cel mai mare, figura 3.5.

Figura 3.5. Curba ofertei pe PZU

Punctul de intersecţie dintre curba cererii şi cea a ofertei reprezintă echilibrul dintre cerere şi ofertă şi determină Preţul de Închidere a Pieţei (PIP) pentru Zona Naţională de Tranzacţionare, figura 3.6.

LEI

Q MW

P

LEI

Q MW

P

Figura 3.6. Stabilirea preţului de închidere a pieţei

Cantităţile din ofertele de cumpărare al căror preţ este mai mare sau egal cu preţul de închidere a pieţei PIP reprezintă cantităţile de energie electrică tranzacţionate la cumpărare.

Cantităţile din ofertele de vânzare al căror preţ este mai mic sau egal cu PIP reprezintă cantităţile de energie electrică tranzacţionate la vânzare.

Participanţii la PZU  obţin informaţiile referitoare la propriile tranzacţii încheiate în cadrul Pieţei pentru Ziua Următoare prin accesarea Sistemului informatic de Tranzacţionare. Pe baza confirmărilor tranzacţiilor corespunzătoare unei zile de tranzacţionare, Operatorul Pieţei de Energie Electrică va stabili Notificările Fizice corespunzătoare tranzacţiilor pe PZU, pe care le pune la dispoziţia OTS şi Părţilor Responsabile cu Echilibrarea (PRE) la care sunt înregistraţi Participanţii la PZU.

În concordanţă cu prevederile Codului Comercial, tranzacţiile de vânzare/cumpărare cu energie electrică încheiate de Participanţii la PZU, pe această piaţă  reprezintă angajamente comerciale ferme. 

3.3. Piaţa centralizată obligatorie de Echilibrare PE

Pe Piaţa de Echilibrare, Operatorul de Transport si de Sistem cumpără si/sau vinde energie electrică activă de la/către participanţii la piaţă deţinători de unităţi/consumuri dispecerizabile, în scopul compensării abaterilor de la valorile programate ale producţiei si consumului de energie electrică.

Producătorii dispecerizabile sunt obligaţi sa oferteze pe aceasta piaţa, la creştere de putere întreaga cantitate de energie electrica disponibila suplimentar fată de cantitatea de energie electrică notificată iar la Reducere de Putere întreaga cantitate de energie electrică notificată.

Ofertele si tranzacţiile pe Piaţa de Echilibrare se fac la nivel de unitate/consum dispecerizabilă.

Piaţa de Echilibrare este administrată de Operatorul Pieţei de Echilibrare. 

LEI

PIP

Q MW

3.4. Piaţa centralizată de servicii de sistem tehnologice STS

Serviciile de sistem sunt servicii ale funcţionării interconectate necesare efectuării unui transport de energie electrica între entităţi care cumpără, respectiv vând energie electrica (transport) şi pe care operatorul de transport trebuie să le includă în tariful de transport deschis oricărui utilizator al reţelei.

Asigurarea unei cantităţi suficiente de Servicii de Sistem tehnologice disponibilă pentru Operatorului de Transport si de Sistem , respectiv pentru Operatorii de Distribuţie, se realizează de regulă prin mecanisme nediscriminatorii de piaţă – licitaţii pe perioade determinate si/sau contracte bilaterale.

Asigurarea reglajului primar si menţinerea disponibilităţii rezervei de reglaj primar sunt obligatorii pentru toţi producătorii de energie electrică în conformitate cu prevederile Codului Tehnic al Reţelei Electrice de Transport.

Producătorii care au contractat Servicii de Sistem Tehnologice (rezerva de reglaj secundar si rezerva de reglaj terţiar) sunt obligaţi să ofere pe Piaţa de Echilibrare cel puţin cantităţile de energie electrică corespunzătoare volumelor de servicii de sistem tehnologice contractate.

Asigurarea serviciilor de sistem de la furnizorii externi, participanţi la interconexiune, se va efectua pe baza contractelor şi acordurilor încheiate de Operatorul de Transport şi de Sistem cu Operatorii de Sistem ai sistemelor interconectate.

3.5. Piaţa de certificate verzi

Certificat Verde – Document care atestă o cantitate de 1 MWh de energie electrică produs din surse regenerabile de energie.

Sistem de cote obligatorii – Mecanism de promovare a producerii de energie electrică din surse regenerabile de energie, prin achiziţia de către furnizori a unor cote obligatorii de energie electrică produsă din aceste surse în vederea vânzării către consumatorii deserviţi.

Funcţionarea sistemului de cote obligatorii pentru promovarea energiei electrice din surse regenerabile de energie, presupune parcurgerea următorilor paşi :

Autoritatea de reglementare stabileşte o cotă fixă de energie electrică produsă din surse regenerabile de energie, pe care furnizorii sunt obligaţi să o cumpere.

Autoritatea de reglementare califică anual producătorii de energie electrică din surse regenerabile de energie, pentru a obţine Certificate Verzi.

Producătorii primesc pentru fiecare unitate de energie electrica livrată în reţea (1 MWh), un Certificat Verde, care poate fi vândut separat de energia electrică, pe Piaţa de Certificate Verzi.

Pentru îndeplinirea obligaţiei, furnizorii trebuie sa deţină un număr de Certificate Verzi egal cu cota de energie electrica din surse regenerabile de energie impusă.

Valoarea Certificatelor Verzi reprezintă un câştig suplimentar primit de producători pentru “energia curată” pe care o livrează în reţele.

Preţul energiei electrice este determinat pe piaţa de energie electrică. Preţul suplimentar primit pentru Certificatele Verzi vândute este

determinat pe o piaţă paralelă, unde sunt tranzacţionate beneficiile aduse mediului

Valoarea Certificatelor Verzi se stabileşte prin mecanisme de piaţă: Prin contracte bilaterale între producători si furnizori. Pe o piaţă centralizata organizată si administrată de OPCOM.

Preţul Certificatelor Vezi variază într-un interval [ Pmin ÷ Pmax] stabilit prin Hotărâre de Guvern. Preţul minim este impus pentru protecţia producătorilor, iar preţul maxim, pentru protecţia consumatorilor.

Pentru perioada 2008-2014 valoarea de tranzacţionare a certificatelor verzi se încadrează între o valoare minimă de tranzacţionare de 27 euro/certificat şi o valoare maximă de tranzacţionare de 55 euro/certificat. Valoarea în lei va fi calculată la valoarea medie a cursului de schimb stabilit de Banca Naţională a României pentru luna decembrie a anului precedent. (Legea 220/27.10.2008).

Energia electrica se tranzacţionează separat de certificatele verzi, aşa cum este reprezentat în figura 3.7.

Figura 3.7.

Cotele obligatorii anuale de certificate verzi pentru perioada 2008 – 2020 sunt:

2008             5,26%2009             6,28%2010-2012    8,3%2013              9,0%2014           10,0%2015           10,8%2016           12,0%2017           13,2%2018           14,4%2019           15,6%2020           16,8%Cotele pentru 2021-2030 se stabilesc de ministerul de resort şi nu vor fi

mai mici decât cota stabilită pentru anul 2020.

3.6. Riscurile la care sunt expuşi producătorii termo pe PZU şi PE

Actualele reguli ale pieţei angro favorizează producătorii cu număr mare de unităţi dispecerizabile, care pot porni în scurt timp mai multe capacităţi şi totodată pot încărca şi descărca rapid cantităţi apreciabile, adică pe cei care dispun de grupuri hidroenergetice.

Producătorii termo au fost organizaţi în special la nivelul unei termocentrale.

Chiar şi producătorii termo cu un portofoliu mare de unităţi dispecerizabile pot avea mari probleme prin participarea pe PZU şi PE. Dacă nu au reuşit să acopere capacitatea optimă de producţie prin contracte bilaterale pe termen lung, PZU nu le asigură certitudinea tranzacţionării tuturor cantităţilor de energie la preţurile dorite, ceea ce poate duce la programe neeconomice sau chiar nefezabile.

Participarea pe PE induce dezechilibre mari şi costuri mari, în cazul unor avarii cu declanşare de grup, până la pornirea unui grup din rezervă sau până la sfârşitul zilei de dispecerizare. De regulă, pornirea unui grup termo durează aproximativ 7 ore, incluzând manevrele pregătitoare, ceea ce înseamnă că producătorul va suporta timp de 7 ore dezechilibrele pe PE.

Pe piaţa de echilibrare sunt practicate două preţuri, unul „de deficit” şi unul „de surplus”. Pentru energia livrată în plus, peste program, este practicat un preţ mult mai mic decât preţul de deficit. Aceste preţuri sunt calculate în funcţie de preţurile la creştere, respectiv la scădere, din ofertele producătorilor.

3.7. Constrângeri generate producătorilor termo de piaţa liberalizată

Preţul unui produs trebuie să acopere toate costurile şi taxele şi să asigure un mic profit, astfel încât producătorul să îşi poată continua activitatea. În cazul pieţei libere, preţul este dat de cerere şi ofertă, fiind format liber.

Ţinând cont de acest aspect, o serie de producători vor obţine profit însemnat, iar alţii se vor găsi în situaţia de faliment.

La grupurile termo există o dependenţă aproape liniară între costurile de producţie şi puterea debitată de generatorul electric. De regulă, puterea de mers economic este apropiată de puterea nominală a grupului.

Costurile sunt date de consumul specific al grupului energetic (cantitatea consumată de combustibil convenţional pentru producerea unui MW).

Astfel, deşi există grupuri care realizează un consum de combustibil foarte mic, dar produc energia electrică mai scumpă decât grupuri cu consum specific mai ridicat. Astfel, o primă constrângere este generată de preţul combustibilului utilizat. Concret, această constrângere apare la producătorii pe bază de hidrocarburi sau pentru cei aflaţi la distanţă de locul de extragere a cărbunelui.

O altă constrângere este aceea că, prin alocarea cantităţilor reglementate, rezultă valori mult diferite între intervalele de gol şi cele de vârf de sarcină. Astfel, în gol de sarcină, în majoritatea zilelor nu este asigurat minimul tehnic necesar pentru funcţionarea grupurilor, iar la vârf grupurile sunt încărcate la capacitate maximă.

Pentru a se evita funcţionarea sub minimul tehnic la gol, pe acele intervale trebuie vândute cantităţi însemnate de energie. Acum aceste tranzacţii se pot efectua numai pe PZU sau PCCB.

Prin particularităţile constructive, producătorii termo au mai multe probleme în piaţa liberalizată, dacă nu se asociază în societăţi mari, la care declanşarea unei unităţi dispecerizabile să nu însemne decât un mic procent din producţie.