Administrarea pietei angro de energie electrica

ADMINISTRAREA PIETEI angro DE ENERGIE ELECTRICA.

Introducere

Administrarea Pietei Angro de energie electrica din Romania are doua etape:

Administrarea in conformitate cu vechiul Cod Comercial (iulie 2000 - iunie 2005). Prin Ordin ANRE in 12.07.1999 s-a aprobat vechiul Cod Comercial, iar prin HG 627 din 13.07.2000 s-a infiintat Operatorul Comercial (OPCOM).

Administrarea in conformitate cu noul Cod Comercial (incepand cu iulie 2005). Prin Ordinul ANRE nr. 25 din 22.10.2004 s-a aprobat noul Cod Comercial. Perioada ianuarie - iunie 2005, a fost o etapa de testare, iar in iulie 2005 a intrat in vigoare noul Cod Comercial.

Pentru a se vedea evolutia Pietei Angro de energie electrica din Romania si a se putea face o analiza comparativa, se va prezenta modul de administrare si functionare a pietei in cele doua etape.

Administrarea pietei angro de energie electrica in conformitate cu vechiul Cod Comercial.

Piata Angro de energie electrica este administrata de catre Operatorul Comercial, de la infiintarea sa in anul 2000. OPCOM avea urmatoarele responsabilitati:

Coordonarea activitatilor de prognoza;

Programarea unitatilor dispecerizabile;

Analiza functionarii SEN si sinteze;

Administrarea aranjamentelor contractuale;

Supravegherea functionarii pietei de energie;

Dezvoltarea pietei de energie electrica (strategii, cooperare internationala, dezvoltarea noilor activitati: mecanisme de garantare si instrumente financiare).

OPCOM realiza programarea unitatilor de productie dispecerizabile pe baza ordinei de merit fara restrictii, pe criterii comerciale si ordonarea crescatoare a ofertelor producatorilor, distinct pentru fiecare ora din ziua de dispecerizare.

La intalnirea prognozei de consum a energiei electrice pe termen scurt, cu oferta de producere, se stabileste pretul marginal de sistem.

La stabilirea ordinei de merit, OPCOM tinea seama de urmatoarele prioritati ale sistemului energetic (existente la momentul respectiv):

debitele de servitute si alte obligatii privind utilizarea apei din lacurile de acumulare;

preluarea energiei electrice produsa la centrala Cernavoda;

incarcarea grupurilor energetice in cogenerare la nivelul impus de sarcina termica, pentru asigurarea termoficarii centralizate a localitatilor;

arderea unor cantitati prestabilite de carbune, din productia interna;

respectarea contractelor pe termen lung a unor producatori de energie electrica;

respectarea contractelor consumatorilor eligibili de energie electrica;

respectarea contractelor de import/export si de portofoliu.

Prioritatile sistemului energetic se stabilesc si se modifica de catre Ministerul Economiei si Comertului si ANRE.

Deschiderea pietei de energie electrica creeaza premizele unei concurente reale, a unor servicii mai bune si a unor preturi stabilite de reguli transparente si echidistante.

Piata de energie electrica s-a infiintat in anul 2000, astfel ca la 21.02.2000 piata avea un grad de deschidere de 15%.

Gradul de deschidere a pietei a evoluat astfel: 25% la 24.12.2001, 33% la 01.02.2002, 40% la 31.12.2003, 55% la 01.11.2004, 83% la 01.07.2005, urmand ca pana la 01.07.2007 sa ajunga la 100%.

Numarul participantilor la piata de energie electrica a evoluat astfel: 21 in 2000, 30 in 2001, 75 in 2002, 21 in 2003, 133 in 2004, 170 in 2005, 830 in 2006.

Pe piata de energie romaneasca, in baza reglementarilor existente exista urmatorii participanti licentiati sau acreditati:

Operator de transport (OT);

Operatori de distributie;

Operator de sistem (OS);

Producatori;

Furnizori;

Consumatori eligibili.

Piata de energie electrica are doua parti: cea reglementata si cea concurentiala.

In Fig. 1.1 se prezinta modul de programare a unitatilor de dispecerizabile, de catre OPCOM.

Desfasurarea programarii si dispecerizarii se realiza astfel:

a)   In ziua D-2, OPCOM preia de la operatorul de sistem si transmite la producatori modificari ale cantitatilor de servicii de sistem fata de contracte, pana la 16⁰⁰;

b)   In ziua D-1, furnizorii transmit la OPCOM, prognoza consumului net orar de energie electrica, pana la 8⁰⁰;

OPCOM elaboreaza prognoza consumului brut si net orar de energie electrica, pana la ora 10⁰⁰;

Producatorii de energie electrica transmit la OPCOM, ofertele ferme pentru ziua D si orientative pentru ziua D+1, de producere energie electrica si de servicii de sistem, precum si modificari ale caracteristicilor statice si dinamice de functionare pentru fiecare unitate dispecerizabila, pana la ora 10⁰⁰;

Producatorii transmit la OPCOM, modificarile de oferta pana la ora 12⁰⁰ (termenul limita);

OPCOM stabileste ordinea de merit fara restrictii si determina pretul marginal de sistem, pentru fiecare ora a zilei ,,D'', pana la ora 13⁰⁰;

OPCOM transmite la operatorul de sistem (OS ) ordinea de merit fara restrictii si programarea furnizarii serviciilor de sistem, pana la ora 13⁰⁰;

Operatorul de sistem (OS) transmite la OPCOM, variante de eliminare a restrictiilor de retea si de sistem pana la ora 16⁰⁰;

OPCOM stabileste si comunica la OS si la producatori programul de functionare a unitatilor dispecerizabile, pentru ziua D, pana la ora 17⁰⁰;

OPCOM stabileste si transmite la OS si la producatori ordinea de merit fara restrictii, programarea furnizarii serviciilor de sistem pentru ziua D+1, pana la ora 17⁰⁰.

a)   In ziua D, OS dispecerizeaza unitatile de productie conform cu programul de functionare a unitatilor dispecerizabile si cu structurile operative.

Din punct de vedere a sistemului electroenergetic si a centralelor termoelectrice, este indicat sa se evite pornirile si opririle repetate a grupurilor energetice din motive de siguranta si economicitate.

In acest sens s-a stabilit o procedura de evitare a pornirilor si a opririlor grupurilor termoenergetice.

OPCOM stabileste ordinea de merit cu restrictii, care se obtine din cea fara restrictii prin luarea in considerare a urmatoarelor restrictii de retea:

Restrictii de retea;

Unitatile dispecerizabile ce trebuie sa functioneze din motive de sistem la o anumita putere.

Pretul marginal de sistem (PMS) este primit de toti producatorii ce livreaza suplimentar energie electrica, fata de obligatiile contractuale la ora respectiva.

Acest pret este de obicei limitat de ANRE prin ordine. In anul 2003 a fost stabilit la 2.600.000 lei/MWh, iar in 2004 si semestrul I 2005 la 3.200.000 lei/MWh.

Restrictiile de retea pot fi generate de urmatoarele cauze:

Congestiile din retea;

Restrictiile de circulatie de puteri generate de programul de mentenanta al SEN (centrale si retele electrice);

Incadrarea unor grupuri in programele de proba aprobate.

Piata Angro de energie electrica

Piata Angro de energie electrica, conform vechiului Cod Comercial, era destinata tranzactionarii energiei electrice si a serviciilor de sistem intre participantii la piata.

Piata Angro se imparte in:

a)   Piata reglementata, formata din:

Contracte de portofoliu;

Contracte PPA, intre centrala nuclearo-electrica Cernavoda si filialele Electrica;

Contracte de vanzare-cumparare intre producatorii independenti, auto-producatori si filialele Electrica.

b)   Piata concurentiala, formata din:

Contractele bilaterale producatori-furnizori / furnizori ai consumatorilor captivi;

Contracte de furnizare pentru consumatorii eligibili;

Contracte de import;

Contracte de export;

Contracte ale furnizorilor, altii decat cei care vand la tarife reglementate consumatorilor captivi;

Contractele de vanzare-cumparare intre producatorii independenti, auto-producatori si filialele Electrica (la pret negociat).

c)   Piata SPOT, formata din:

Tranzactii la pret marginal de sistem.

d)  Piata de redistribuire, formata din:

Tranzactii la pret reglementat intre furnizorii consumatorilor captivi.

Numarul contractelor de energie electrica, administrate pe piata de energie a crescut de la 10 in anul 2000 cand a luat fiinta, la 1042 in anul 2005 si la 2004 in anul 2006.

Contractele de Portofoliu, intre producatori si furnizori pentru consumatorii captivi se realizeaza la cantitatile ferme si la preturi reglementate de catre ANRE.

Tranzactiile pe Piata Angro de energie electrica

Tranzactiile pe Piata Angro de energie electrica au ca obiect cumpararea/vanzarea de:

a)   Energie electrica;

b)   Servicii de sistem tehnologice;

c)   Servicii de transport;

d)  Servicii de distributie.

Producatorii de energie electrica pot face tranzactii astfel:

Prin contracte de energie electrica, care pot fi reglementate la pret reglementat si prin contracte bilateral,negociate.

Prin oferta de producere energie electrica corelata cu asigurarea serviciilor de sistem. Din aceste oferte se obtine prin programare, o cantitate de energie electrica programata, supusa dispecerizarii.

Prin dispecerizare se creeaza doua posibilitati:

a)   Daca:

,

Se va face achizitie de pe piata spot.

b)   Daca:

Se va face vanzare pe piata spot.

Administrare Pietei Angro de energie electrica in conformitate cu noul Cod Comercial

Noul Cod Comercial este o expresie a evolutiei pietei de energie electrica pe plan national si european.

Contextul legislativ al noului Cod Comercial

La realizarea noului Cod Comercial s-au avut in vedere urmatoarele acte normative ale Uniunii Europene si nationale.

Directiva UE 54/2003, care prevede noi masuri in cea ce priveste cresterea eficientei calitatii serviciilor si gradului de concurenta.

Legea Energiei 318/2003 care stabileste urmatoarele:

Adaptarea prevederilor directivei UE 54/2003 privind regulile comune pentru piata interna la conditiile specifice ale Romaniei, prezentate in Foaia de Parcurs aprobata prin HG 890/2003.

Sarcinile si obiectivele specifice, precum si reperele evolutiei pietei de energie electrica din Romania precizate si prin "Programul de guvernare 2005-2008" aprobat prin HG nr.24/28.12.2004 si de Parlamentul Romaniei.

Instituirea economiei de piata functionale.

Ordin ANRE nr. 25/22.10.2004, care aproba Codul Comercial al Pietei Angro de energie electrica in noua varianta.

Din anul 2005 in Romania se implementeaza un nou model de piata de energie electrica in concordanta cu modelul european.

Noua platforma de tranzactionare pentru Piata Angro de energie electrica.

Dupa intrarea in operativitate a prevederilor noului Cod Comercial al pietei de energie electrica, noul model de piata cuprinde o structura formata din urmatoarele patru piete:

Piata Contractelor Bilaterale, o piata total descentralizata, in care se tranzactioneaza prin intermediul contractelor reglementate de energie electrica sau negociate intre titularii de licenta.

Piata pentru Ziua Urmatoare, o piata centralizata, voluntara administrata de Operatorul Pietei de Energie Electrica.

Piata de Echilibrare, o piata centralizata si obligatorie pe care se tranzactioneaza energie de echilibrare administrata de Operatorul Pietei de Echilibrare.

Piata de Servicii Tehnologice de Sistem, o piata centralizata, care asigura disponibilitatea in cadrul pietei de echilibrare a unei rezerve de cantitati suficiente de energie electrica de reglaj.

Suplimentar mai exista urmatoarele trei piete:

Piata pentru Alocarea Capacitatilor de Interconexiune Internationala, o piata centralizata ce asigura rezervarea de capacitati de transport de catre firmele de import/export de energie electrica pe liniile de interconexiune.

Piata Certificatelor Verzi, o piata centralizata ce asigura vanzarea/cumpararea de certificate verzi.

Piata de Capacitati, pentru crearea fondurilor de investitii necesare realizarii unor noi capacitati de productie sau modernizarea celor existente.

Implementarea noului model de piata angro de energie electrica are o serie de consecinte cum ar fi: cresterea numarului de tranzactii, o incarcare variabila a generatoarelor, o noua variatie a circulatiei de putere in sistemul energetic. Portofoliul de capacitati poate sa fie gestionat pe criterii comerciale si de eficienta.

Deschiderea pietei de energie ar trebui sa creeze premizele unei concurente reale, a unor servicii mai bune si a unor preturi stabilite de reguli transparente si echidistante.

Dupa noul Cod Comercial exista urmatorii operatori si participanti la piata angro de energie electrica:

Operatori

Operatorul pietei de energie electrica (OPEE);

Operatorul de transport si sistem (OTS);

Operatorul de decontare (OD).

Participantii la piata si alte institutii

Participant pe piata pentru ziua urmatoare (PZU);

Participant la piata de echilibrare (PE);

Parte responsabila cu echilibrarea (PRE);

Distribuitor;

Operator de masurare (OM).

Functiile operatorilor si participantilor la piata de energie electrica sunt urmatoarele (Fig. 1.2):

1. Operatorul pietei de energie electrica (OPEE) este OPCOM si realizeaza:

Organizarea si administrarea PZU;

Supravegherea primara a pietei (supravegherea pietei este realizata si de ANRE).

2. Operatorul de transport si sistem (OTS) si Operatorul Pietei de Echilibrare (OPE) este Transelectrica prin Dispecerul Energetic National si realizeaza:

Organizarea si administrarea pietei de echilibrare;

Programarea finala a functionarii unitatilor dispecerizabile;

Achizitia si utilizarea serviciilor de sistem.

3. Operatorul de Decontare (OD), este departament separat in cadrul OPCOM si realizeaza:

Decontarea pe Piata pentru Ziua Urmatoare;

Decontarea pe Piata de Echilibrare;

Decontarea dezechilibrelor PRE-urilor;

Decontarea dezechilibrelor de la Notificare;

Decontarea costurilor sau veniturilor suplimentare, provenite din echilibrarea sistemului;

Decontarea veniturilor suplimentare provenite din congestiile pe liniile de interconexiune internationala;

Decontarea rezervelor;

Decontarea altor servicii de sistem si a CPT (consum propriu tehnologic) in retele;

Redistribuirea costurilor sau veniturilor suplimentare aferente productiei prioritare necontrolate.

4. Operatorul de masurare (OM), este un agent economic care instaleaza, intretine, administreaza si opereaza un sistem de masurare a energiei electrice.

5. Participant la Tranzactia pe PZU, poate fi orice parte licentiata (producator, furnizor, operator de retea), care este inregistrata la OPCOM. Consumatorii eligibili, nu pot fi participanti directi la PZU.

6. Participant la Piata de Echilibrare (PE), este orice parte licentiata inregistrata de OTS, care detine unitati dispecerizabile.

7. Parte responsabila cu echilibrarea (PRE), este oricare parte licentiata (producator, furnizor, operator de retea) inregistrata la OTS, care isi asuma responsabilitatea financiara pentru dezechilibrele provocate.

5. Distribuitor, este un agent economic detinator a unei licente de distributie.

In figura 1.3 se prezinta noua platforma de tranzactionare pentru Piata Angro de energie electrica, care cuprinde structura pietei de energie, modul de participare pe piata si participantii.

Piata Angro de energie electrica cuprinde:

a)   Piata Contractelor Bilaterale: reglementate, negociate direct sau tranzactionate pe PCCB;

b)   Piata pentru Ziua Urmatoare, cu participare voluntara, la care participa producatori, furnizori, operatori de retea (pentru achizitii CPT);

c)   Piata de Echilibrare, cu participare obligatorie la care participa: producatori dispecerizabili si consumatori dispecerizabili;

d)  Piata Serviciilor de Sistem, cu participare obligatorie, la care participa: furnizori de servicii de sistem.

Dupa modul de realizare, Piata Angro de energie electrica se imparte in:

Piata Reglementata cu contracte de portofoliu, care sunt contracte ferme cu preturi reglementate, stabilite de ANRE.

Piata Concurentiala, formata din:

Contracte Bilaterale producatori-furnizori, sau furnizori ai consumatorilor captivi;

Contracte de furnizare pentru consumatorii eligibili,

Contracte de import,

Contracte de export,

Contracte ale furnizorilor, altii care vand la tarife reglementate consumatorilor captivi;

Tranzactii pe pietele centralizate (PZU, PE).

Dupa orizontul de timp, Piata Angro de energie electrica are urmatoarea structura:

a)   Contracte Bilaterale, cu un orizont de timp de unul sau mai multi ani;

b)   Piata Fizica pentru Ziua Urmatoare, cu un orizont de timp de 24 de ore;

c)   Piata de Echilibrare, cu un orizont de timp de 15-60 minute.

Contractele bilaterale pot fi:

Reglementate;

Tranzactionate pe piata centralizata a contractelor bilaterale;

Liber negociate.

Piata pentru Ziua Urmatoare este:

Operata de OPCOM;

Voluntara;

Bazata pe oferte ale entitatilor, participante la piata (auto-dispecerizarea producatorilor);

Prin licitatie de ambele parti.

Piata de Echilibrare este:

Operata de OPE;

Obligatorie pentru producatorii dispecerizabili, bazata pe oferta intregului disponibil de putere al producatorilor;

Realizata si cu participarea marilor consumatori dispecerizabili;

Cu oferte in ziua D-1, dupa inchiderea PZU.

Dezechilibrele PRE-urilor se suporta de catre acestea.

In figura 1.4 se prezinta mecanismele contractuale realizate in iulie 2005, pentru piata de energie electrica conform noii platforme de tranzactionare. Se pot vedea operatorii si participantii la piata, precum si tipurile de contracte incheiate.

Numarul de contracte administrate pe piata de energie electrica a crescut permanent incepand cu anul 2000 si s-au realizat un numar de 25 de contracte in anul 2001, 135 in anul 2002, 230 in anul 2003, 281 in anul 2004 si 1042 de contracte in anul 2005.

In anii 2004 si 2005 producatorii de energie electrica au avut cotele de piata prezentate in tabelul 1.1:

Tabelul

Hidroelectrica a avut o cota de piata de 30,3% in anul 2004 si de 35,2% in anul 2005, iar Nuclear electrica de 9,7%, respectiv 9,1%. Cele patru centrale mari, cu functionare pe carbune Rovinari, Turceni, Craiova si Deva au avut impreuna cotele de piata de 32,7%, respectiv de 30,7%. Daca consideram o cota de piata de 3% pentru centralele mici cu functionare pe carbune, ce apartin Termoelectrica sau producatorilor independenti, rezulta o cota de piata totala de 70-75% a centralelor ce produc energie electrica pe baza de resurse energetice interne (apa, nuclear, carbune). Doar 30-25% din cota de piata apartine producatorilor de energie electrica pe baza de hidrocarburi din tara sau din import si importului de energie electrica. Aceasta structura a pietei de energie electrica ofera sistemului energetic romanesc siguranta in functionare, deoarece are o dependenta redusa fata de resursele energetice importate si are o capacitate buna de reglaj, in principal in centralele hidroelectrice.

In anii 2004 si 2005 Piata Angro de energie electrica a reprezentat 98,2%, respectiv 98,3%, iar CPT in retelele electrice 1,8% respectiv 1,7% din consumul total de energie electrica.

Piata reglementata a fost de 61,1%, respectiv 45,5%, iar piata concurentiala 37,1%, respectiv 52,8% din totalul Pietei Angro de energie electrica. In anul 2005 a crescut piata concurentiala cu 15,7% fata de anul 2004.

Reforma pietei de energie electrica

Reforma pietei de energie electrica are in vedere in principal imbunatatirile aduse de noul Cod Comercial.

Principalele aspecte ale reformei pietei de energie electrica se prezinta in figura 1.5 si reprezinta o comparatie a unor prevederi din cele doua coduri comerciale.

Reforma pietei de energie electrica are in vedere in principal urmatoarele aspecte:

Piata cu o Zi Inainte Obligatorie devine Piata pentru Ziua Urmatoare voluntara si Piata de Echilibrare in timp real;

Serviciile de Sistem reglementate se modifica in sensul procurarii Serviciilor de Sistem prin mecanismele de piata ale energiei electrice;

Ofertarea unilaterala se transforma intr-o ofertare bilaterala;

Programarea centralizata devine o autoprogramare;

Dezechilibrul nepenalizat anterior, devine penalizat;

Comunicarea prin e-mail se inlocuieste cu platforme de tranzactionare moderne, compatibile cu platformele burselor de energie din Europa, cu comunicare prin Internet.

Noile tranzactii pe Piata de Energie Electrica pentru Producatori se prezinta in figura 1.6, iar pentru furnizori in figura 1.7.

Producatorii de energie electrica au contracte reglementate si contracte negociate. Pe PZU, ei fac oferte de vanzare dar pot sa si cumpere energie electrica, daca au nevoie. Pe Piata de Echilibrare sunt obligati sa faca oferte de vanzare pentru a participa la echilibrarea productiei - consum. In baza ofertelor se realizeaza programarea si dispecerizarea grupurilor energetice dispecerizabile de catre OPCOM si OTS.

Furnizorii au contracte reglementate sau negociate. Pe PZU, ei pot sa faca voluntar oferte de vanzare sau de cumparare energie electrica. Ei participa pe piata de echilibrare si suporta costul dezechilibrelor pe care le produc.

In conditiile noului Cod Comercial, OPCOM indeplineste functiile urmatoare (Fig.1.8):

Administrarea Pietei pentru Ziua Urmatoare si stabilirea pretului de inchidere a pietei (PIP);

Inregistrarea pe PZU prin conventie de participare, a participantilor;

Este Operator de Decontare pentru: PZU, Piata de Echilibrare, dezechilibrele PRE, redistribuirea costurilor si veniturilor suplimentare din echilibrarea sistemului, dezechilibrele de la notificare;

Validarea productiei prioritare;

Supravegherea pietei si determinarea unor abuzuri pe piata si informare ANRE;

Elaborarea si transmiterea informatiilor publice;

Instruirea participantilor la piata.