Tranzactionarea centralizata a energiei electrice pe piata angro

TRANZACTIONAREA CENTRALIZATA A ENERGIEI ELECTRICE PE PIATA ANGRO

Pietele centralizate de energie electrica administrate de OPCOM

Anul 2003 a reprezentat fara indoiala un moment de cotitura in istoria pietei rationale de energie electrica din Romania.In baza elaborarii Foii de parcurs in domeniul energiei electrice' s-au stabilit principiile pe termen lung pentru dezvoltarea pietei angro de energie electrica din Romania, optandu-se pentru conceptul multi-piata si principiul zonal de stabilire a pretului.

Codul comercial al pietei angro de energie electrica, adoptat in 2004, a implementat principiile foi de parcurs, astfel ca in perioada iulie 2005 - noiembrie 2006, ceea ce poarta numele "noua platforma de tranzactionare', a reprezentat baza de organizare a comercializarii energiei electrice in Romania. Implementand con­ceptul multi-piata prin cele trei segmente: contracte bilaterale, piata pentru ziua urmatoare si piata de echilibrare, asociate principiului auto-programarii, aceasta noua platforma de tranzactionare asigura cumpararea si vanzarea concurentiala a energiei electrice pentru trei orizonturi de timp diferite. Lansarea noii platforme la data de 30 iunie 2005 a fost sustinuta totodata de cresterea gradului de deschidere a pietei la 83,5%, ceea ce insemna libertatea de a alege furnizorul pentru toti consu­matorii finali cu exceptia celor casnici. La un an de la aceasta crestere a gradului de deschidere, reprezentand teoretic circa 600 000 participanti la piata concurentiala, deschiderea efectiva a pietei a fost de circa 50%.

Fig 8. Ilustrarea conceptului multi-piata.

In timp ce piata de echilibrare, piata de servicii de sistem si piata de capaci­tati transfrontaliere sunt administrate de CN Transelectrica SA ca operator de trans­port si sistem, operatorul pietei de energie electrica SC OPCOM SA furnizeaza un mediu de tranzactionare transparent pentru orizonturile de timp lung si mediu, ofe­rind doua produse diferite ca piete centralizate: piata contractelor bilaterale, unde este tranzactionat aproape 5% din consumul net si, respectiv, pentru orizont de timp scurt, prin piata pentru ziua urmatoare, care a atins o cota medie de 7% in pri­mele 12 luni si a depasit 10% in luna octombrie 2006. Astfel, OPCOM indeplineste asteptarile Comisiei Europene, Directia Generala Transport si Energie, exprimate in documentul de strategie si documentul de optiune pentru sud-estul Europei si intentioneaza sa evolueze in viitor pentru dezvoltarea celor doua produse in sensul imbunatatirii standardizarii primului si a imbunatatirii sigurantei in tranzactionare al celui de al doilea. De asemenea, OPCOM administreaza piata de certificate verzi.

Piata de energie electrica in prezent

Codul Comercial al pietei angro de energie electrica in vigoare contine reguli ce guverneaza operarea pietei din momentul lansarii noii platforme de tranzactio­nare. Principiul fundamental al pietei angro, conform Directivei 54/2003 este liber­tatea producatorilor si furnizorilor de a se angaja in tranzactii pentru vanzarea si cumpararea energiei electrice. Piata contractelor bilaterale presupune angajarea unor obligatii pe termen lung, in timp ce piata pentru ziua urmatoare reprezinta mediul transparent, anonim si nediscriminatoriu de contractare a energiei electrice pe ter­men scurt (o zi). Pe cele doua orizonturi de timp, tranzactiile sustin acoperirea cererii de consum printr-un volum de productie corespunzator. Conform acelorasi princi­pii, o piata de echilibrare permite operatorului de sistem echilibrarea cererii si a ofertei in timp real.

Astfel, in momentul crucial pentru piata regionala din sud-estul Europei al ratificarii tratatului comunitatii energetice din SEE (Stanford engineering everywhere), Romania una dintre cele noua tari semnatare, are o piata angro de energie electrica functionala, cu segmente bine definite: piata contractelor bilaterale, piata spot si piata de echilibrare. Acelasi model a fost adoptat de catre cele mai importante piete de energie electrica din UE, fiind in acelasi timp recomandat pentru tarile din comunitatea energetica.

Piata pentru Ziua Urmatoare (PZU). Codul comercial defineste piata pentru ziua urmatoare in Romania, unde se tranzactioneaza contracte cu livrare fizica pentru energie electrica pentru fiecare ora din ziua urmatoare.

Piata pentru ziua urmatoare, sau piata spot, se bazeaza pe un mecanism de licitatie inchisa, cu ofertare bilaterala. Ofertele orare exprima intentii de vanzare la un pret minim, respectiv de cumparare la un pret maxim. Intersectia ofertelor de vanzare si de cumparare agregate in curba ofertei si cererii determina pretul spot si volumul tranzactionat pentru fiecare interval orar. Din punctul de vedere al partici­pantilor, aceasta piata faciliteaza tranzactionarea pe termen scurt, intr-un mediu voluntar, transparent si neutru. Din punctul de vedere al pietei angro, ea stabileste un pret de referinta pentru celelalte segmente ale pietei angro si pentru viitoarea piata financiara. Din punctul de vedere al sigurantei sistemului electroenergetic si al operarii acestuia, ea contribuie la echilibrarea pe termen scurt a cererii si ofertei.

Ca organizator al tranzactiilor pe piata spot, obiectivele prioritare pentru OPCOM sunt stabilirea unui pret de referinta pentru celelalte segmente ale pietei si pentru viitoarea piata financiara si echilibrarea cererii si ofertei pe termen scurt (cu o zi inainte). Cu cota de 7% pe care aceasta piata o reprezinta, raportat la consumul de energie electrica din Romania, dar si prin volumul prin care aceasta cota se concretizeaza, bursa de energie electrica din Romania este cea mai lichida din estul si sud-estul Europei, pentru fiecare ora tranzactionandu-se in OPCOM mai mult decat tranzactioneaza impreuna bursele din Polonia, Cehia, Austria si Slovenia.

Operator de decontare. Codul Comercial atribuie Operatorului de Decontare, departament distinct organizat in cadrul SC Opcom SA realizarea functiilor de decontare pentru Piata pentru Ziua Urmatoare si Piata de Echilibrare.

Operatorul de Decontare realizeaza:

calcule pentru tranzactiile derulate pe piata pentru ziua urmatoare;

calcule pentru tranzactiile derulate pe piata de echi­librare;

determinarea pretului pentru dezechilibre (pentru deficit si pentru exce­dent de energie);

calcule pentru decontarea dezechilibrelor partilor responsabile cu echilibrarea;

calcule pentru decontarea dezechilibrelor de la notificare;

cal­cule pentru decontarea costurilor sau veniturilor provenite din echilibrarea sistemu­lui si redistribuirea acestora.

Piata Centralizata a Contractelor Bilaterale (PCCB). Pentru imbunatati­rea transparentei, dar si a eficientei in tranzactionare, OPCOM a pus la dispozitia participantilor din cadrul sectorului energetic un mediu transparent de tranzactio­nare a contractelor bilaterale. Piata este deschisa participarii producatorilor, furni­zorilor si consumatorilor eligibili. Mecanismul actual al licitatiilor publice organi­zate in cadrul acestei piete permite initierea procesului atat de vanzator, cat si de cumparator, prin publicarea simultana a ofertei (cantitate, pret, termen) si contrac­tului asociat. Ofertele nu sunt standardizate din punctul de vedere al cantitatilor ofertate, perioadelor si termenelor de livrare. Identitatea si intentia de ofertare a participantilor la piata este cunoscuta de catre intreg mediul de afaceri. Piata este deschisa participarii producatorilor, furnizorilor si consumatorilor eligibili.

Din punctul de vedere al participantilor, se asigura facilitarea tranzactionarii eficiente pe termen mediu si lung, intr-un mediu transparent si neutru. PCCB furni­zeaza increderea necesara publicului, consumatorilor, proprietarilor iar pentru sis­temul electroenergetic asigura echilibrarea cererii si ofertei pe termen mediu si lung.

Piata Centralizata pentru Certificate Verzi (PCCV). in baza cadrului adoptat de autoritatea de reglementare in vederea stimularii investitiilor in dezvol­tarea surselor de energie electrica regenerabile, organizarea si administrarea PCCV faciliteaza tranzactionarea certificatelor intr-un mediu voluntar, transparent si neu­tru. Mecanismul de tranzactionare se bazeaza pe o licitatie inchisa organizata lunar, tranzactionare independenta de tranzactionarea energiei electrice si un pret variabil intre 24 si 42 euro/certificat (limite stabilite prin Hotarare de Guvern). Volumul minim este reprezentat de 1 certificat, echivalent 1 MWh.

2 Aspecte functionale ale pietei de echilibrare (rolul, structura, schimbul informational, functionarea sistemului electroenergetic utilizand instrumente de piata)

Piata de Echilibrare (PE) ofera energie electrica pentru echilibrarea sistemului electroenergetic in timp real si pentru managementul congestiilor.

Piata de Echilibrare este piata care trebuie sa asigure OTS cu oferte suficiente pentru reglajul permanent al productiei in f'unctie de consum si pentru managementul congestiilor. Aceasta piata este obligatorie, in sensul ca producatorii trebuie sa oferteze pentru incarcare intreaga putere ramasa disponibila (neangajata prin contracte bilaterale si obligatii pe PZU) iar pentru descarcare intreaga putere angajata anterior.

Administratorul Pietei de Echilibrare este Operatorul de Transport si de Sistem (OTS).

Participantii la Piata de Echilibrare sunt:

Producatorii licentiati care exploateaza unitati dispecerizabile;

Producatorii calificati pentru serviciile de sistem tehnologice;

Consumatorii licentiati care dispun de sarcini dispecerizabile.

Caracteristicile principale ale Pietei de Echilibrare sunt urmatoarele:

a) Operarea se face de catre Operatorul Pietei de Echilibrare (OPE), organizat in cadrul Transelectrica,prin Dispecerul Energetic National.

b) OPE este responsabil pentru:

Inregistrarea participantilor la PE;

Colectarea si verificarea ofertelor;

Realizarea calculelor pentru decontarea tranzactiilor aferente PE. Operatorul de Transport si Sistem (OTS) este partea contractanta pentru fiecare participant la PE, in toate tranzactiile pe PE.

c)   Se bazeaza pe ofertele unitatilor dispecerizabile si ale consumatorilor dispecerizabili;

d)   Este piata obligatorie in sensul ca trebuie ofertate toate capacitatile de productie disponibile:

e)   Este centralizata obligatorie si opereaza oficial de la 1 iulie 2005:
f) Incepe in ziua anterioara zilei de livrare, dupa ce notificarile fizice au fost acceptate de OTS tranzactiile realizandu-se in timp real in ziua de livrare;

g) Opereaza la nivelul de unitati dispecerizabile (coduri ETSO -Organizatia Operatorilor de Transport si Sistem European);

h)Oferte de orare simple (perechi preț-cantitate);

i) Oferte de crestere si scadere de energie de reglaj;

j) Oferta este unica, adica nu necesita oferte separate pe tipuri de reglaj;

k) Alocarea capacitatilor ofertate pe tip de reglaj este efectuata in mod automat de sistemul informatic al Pietei de Echiiibrare;

l) Ofertele selectate sunt platite la pretul de oferta sau la pret marginal.

Ofertele unitatilor dispecerizabile si ale consumatorilor dispecerizabili se fac zilnic. pentru cantitatea de Energie de Echilibrare, pentru cresterea si reducerea de putere. Formatul si continutul ofertelor zilnice sunt stabilite de OPE si aprobate de ANRE. Validarea ofertelor zilnice se face pe baza Procedurii de Validare propusa de OPE si aprobata de ANRE. Participanti la PE, transmit si Oferte Fixe pentru reglaj tertiar lent, pentru pornirea grupurilor si mentinerea lor in rezerva calda. Oferta Fixa se transmite cu maxim o saptamana inainte de primp zi de livrare. Formatul si continutul ei se stabilesc de catre OTS si se aproba de catre ANRE.

Reglajele care se realizeaza prin Piata de Echiiibrare sunt urmatoarele:

Reglajul secundar, realizat de catre toate unitatile dispecerizabile calificate pentru reglajul secundar si care sunt sincronizate cu SEN;

Reglajul tertiar rapid, realizat cu toate unitatile dispecerizabile calificate pentru reglaj tertiar rapid sau toate unitatile dispecerizabile sincronizate cu SEN;

Reglajul tertiar lent, realizat cu toate unitatile dispecerizabile sincronizate cu SEN.

Pe Piata de Echiiibrare se tranzactioneaza Energia de Echilibrare corespunzatoare reglajelor secundar, tertiar rapid si lent.

Energia Disponibila pentru Echiiibrare reprezinta cantitatea totala de Energie de Echilibrare ce poate fi pusa la dispozitie de o unitate dispecerizabila sau un consumator dispecerizabil.

Procedura de determinare a Energiei Disponibile pentru Echilibrare se elaboreaza de OTS si se aproba de catre ANRE.

La determinarea Energiei Disponibile pentru Echilibrare OTS tine seama de urmatoarele:

Capacitatea de productie disponibila a unitatii dispecerizabile;

Notificarea Fizica aprobata;

Caracteristicile tehnice;

Energiile deja angajate.

De asemenea pentru determinarea Energiei Disponibile pentru Echilibrare OTS trebuie sa maximizeze Energia Disponibila pentru Echilibrare corespunzator reglajului secundar si reglajului tertiar rapid.

Pe Piata de Echilibrare, Operatorul de Transport si de Sistem cumpara sau vinde energie electrica activa de la/catre participantii la piata. Detinatorii de unitati de productie /consumatorii dispecerizabili in scopul compensarii abaterilor de la valorile programate ale productiei si consumului de energie eiectrica.

In figura 9 se prezinta modul de operare si decontare a Pietei de Echilibrare.

Fig. 9 Modul de operare si decontare a pietei de echilibrare

Operarea si decontarea pe Piata de Echilibrare se realizeaza in doua faze:

a) Faza de operare in care producatorii fac oferte (3 tipuri de Energie de Echilibrare) cu cantitate si pret ce ajung la platforma Piata de Echilibrare care stabileste:

Ordinele de merit pe Piata de Echilibrare;

Comanda de dispecer;

Energia de livrat;

Pretul energiei electrice livrate.

b) Faza de decontare se realizeaza de catre Operatorul de Decontare care stabileste:

Veniturile si costurile pentru echilibrarea sistemului;

Pretul de deficit;

Pretul de excedent.

In baza acestora se realizeaza decontarea dezechilibrelor PRE. Operatorul de decontare transmite la producatori: dreptul de incasare, obligatia de plata si valoarea penalizarii pentru energia nelivrata. Responsabilitatea echilibrarii revine titularilor de licenta pentru:

asigurarea echilibrului fizic intre productia masurata, achizitiile programate si importurile de energie electrica si consumul masurat, vanzarile programate si exporturile de energie electrica;

asumarea responsabilitatii financiare fata de OTS pentru toate dezechilibrele fizice inregistrate.

In figura 10 se prezinta modul de realizare a operarii si decontarii dezechilibrelor PRE:

Piata de Echilibrare cuprinde doua etape.

a) Operarea. prin care se realizeaza:

Programul de productie pe unitatile dispecerizabile:

Notificarile fizice, formate din contracte si oferte pe Piata Zilei Urmatoare:

Ordinea de merit a Pietei de Echilibrare;

Aceste date intra in sistemul de programare al Pietei de Echilibrare din care va rezulta sistemul de programare, din care vor rezulta dispecerizarea in timp real si notificarile fizice.

b) Decontarea Unitatilor Dispecerizabile si a dezechilibrelor PRE se va face de catre Operatorul de Decontare, care are in vedere:

Preturile de deficit si de excedent rezultate din Piata de Echilibrare;

Notificarile fizice rezultate din sistemul de programare;

Date masurate agregate de catre OMEPA.

Pe baza acestora va rezulta dezechilibrul pentru fiecare PRE (cantitati si valori).

Fig.10 realizarea operarii si decontarii dezechilibrelor PRE.

La reglajul de crestere de la Q_programat, spre Q_max se obtine o cantitate de energie electrica +q. iar la reglajul de descrestere la Q_programat, la Q_mm se obtine o cantitate de energie electrica q. Valoarea zilnica va fi data de relatia (1), ca si in cazul OTS.

VZ = * p

in care: p este pretul energiei electrice

Pret

Secundar  Curba ofertei

Tertier rapid 

Tertier lent

Programat

Qmin Qprogramat Qmax

Reglaj la Reglaj la

descrestere crestere

Fig. 11 Diferentierea tipurilor de energie de echilibrare 

VZ = * p - valoarea zilnica (1)

Fig. 11 Modul de decontare pentru panicipant.

Vom avea doua variante de decontare:

a)  Participanlul plateste. valoarea q*p.

b)  Participantul primeste valoarea q*p.

In acest caz pretul p , lual in calcul este pretul marginal (PM) pentru reglajul secundar si pretul de oferta pentru reglajul tertiar rapid si lent si pentru pornirea grupurilor energetice.

Dezechilibrul PRE - producator (PNM - PNC) poate fi:

a)  Negativ (Cantitate x Pret deficit), cand PNM<PNC;

b) Pozitiv (Cantitate x Pret excedent). cand PNM>PNC. unde:

PNC = Vanzari - Cumparari + Export - Import + PZU_vz + PZU_c±Eech  (2)

PNM = Productie - Consum consumatori   (3)

in care:

PNC - puterea neta consumata,

PNM - puterea neta masurata.

Exemplu:

a) Contract + PZU = 400 MWh. Masurat = 200 MWh

Dezechilibru = -200 MWh si producatorul va plati.

b) Contract + PZU = 500MWh, Masurat = 600 MWh Dezechilibru: = 100 MWh si producatorul va primi. Dezechilibrul pentru furnizor (PNM - PNC) poate fi:

a)     Negativ (Cantitatea x Pret de deficit), cand PNM>PNC,

b)     Pozitiv(Cantitatea x Pret de excedent), cand PNM<PNC.

PNC = Vanzari - Cumparari + Export - Import - PZU_vz-PZU_c± E_ech

PNM = Productie - Consum - consumatori

3 Perspective si fundamente in constructia pietei regionale din sud-estul Europei

Dupa acelasi model, desi nementionat in documentele ERGEG (European regulation group for electricity an gas), a luat fiinta si mini forumul tarilor din sud-estul Europei, care a avut o prima intalnire in toamna anului trecut si o a doua in primavara acestui an.

Precunduitele unei concurente reale in regiunea balcanica le constituie atat
cadrul creat de legislatia primara si cea secundara, cat si structura de producere, stadiul implementarii directivei europene EC/54/2003 referitor la separarea functiilor operatorilor de transport si sistem de cele de natura strict comerciala, implementarea functiei de furnizor de energie electrica. Aflate in stadii diferite de progres din punctul de vedere al aderarii la Uniunea Europeana, cele noua state semnatare ale tratatului regional recent ratificat sunt obligate sa implementeze directiva europeana ca parte a acquis-ului tratatului. Asociata cu termenele de intensitate cunoscute, aceasta obligatie creeaza sansa unei minime uniformizari legislative si structurale in spatiul sud-est european in vederea dezvoltarii unei piete comune de energie electrica si gaze naturale si a integrarii progresive a acestora in piata unica europeana. EFET (European federation of energy traders), asociata tarilor din Europa considera nesatisfacator nivelul comertului transfrontalier si mai ales evolutia acestui nivel. Nemultumirea nu are insa ca unic obiect aceasta regiune: in general, in Uniunea Europeana comertul transfrontalier este considerat nesatisfacator, nivelul acestuia crescand intre 2000 si 2004 cu numai cateva procente, de la 8 - 9% la 10,7% din consum.

Totodata, in timpul primului mini-forum de la Atena (octombrie 2005), reprezentantul

EFET a atentionat asupra slabelor progrese in ceea ce priveste separarea functiilor operatorilor de transport si sistem, calculul conservativ al capacitatilor transfrontaliere disponibile, lipsa de transparenta a metodelor de alocare a capacitatilor, restrictionarea artificiala a acestora, necompensarea pierderii din motive necunoscute a capacitatilor alocate. De asemenea, a fost solicitata garantarea drepturilor la capacitatea alocata si maximizarea utilizarii capacitatilor disponibile.

In timp ce investigatia sectoriala condusa de Directia Generala Concurenta a Comisiei Europene a identificat cinci domenii de analiza ca potentiale abateri de la implementarea directivei, studiul dezvoltat de consortiul SEETEC in beneficiul comunitatii energetice sud-est europene selecteaza opt piedici in calea tranzactionarii libere a energiei.

Acelasi studiu face si recomandari in vederea depasirii obstacolelor identificate:

Astfel, in ceea ce priveste alocarea capacitatilor transfrontaliere sunt necesare:

. aplicarea metodelor "de piata' recomandate de reglementarea 1228/2003 prin implementarea mecanismelor corespunzatoare;

. eliminarea alocarilor de capacitate pe termen lung si prin alte metode decat cele de piata, precum si plata alocarilor existente;

. eliminarea monopolului national asupra importului-exportului;

. reglemen­tarea destinatiei venitului din congestii;

. implementarea licitatiilor coordonate explicite.

Referitor la mecanismul ITC (Internation trade commission):

. este necesara fuzionarea fondurilor ETSO (European transmission system operator) si SETSO (Southeastern Europe transmission system operator);

. in cazul in care cele doua fonduri nu fuzioneaza, ar trebui marite taxele de injectie, astfel incat mecanismul sa ramana sustenabil;

. reglementatorii trebuie sa emita metodologii de aplicare financiara a mecanismului.

Referitor OTS-uri (Organization for tropical studies):

. in concordanta cu separarea functiilor specifice, pentru ca aceasta separare sa devina reala, ele trebuie sa dezvolte procesele de afaceri corespunzator functiilor de programare si planificare a sistemelor;

. OTS trebuie sa furnizeze informatia corespunzatoare participantilor la piata.

Pentru ca accesul noilor intrari sa devina real:

. trebuie dezvoltate mecanismele concurentiale ce insotesc deschiderea graduala a pietei: contracte initiate, licitatii de capacitate virtuala;

. trebuie implementate functiile de furnizare, inclusiv pentru piata captiva.

La nivel national trebuie dezvoltate reguli pentru piata concurentiala, obligatorii pentru toti participanti, reguli pentru import-export si pentru publicarea informatiilor.

6) Tarifele trebuie sa reflecte costurile, fara distorsionarea pietei.

Instintutiile regionale trebuie sa contribuie la armonizarea sau cel putin
compatibilizarea pietelor nationale.

Este unanim recunoscut faptul ca Romania este singura tara din regiune organizatoare a unei piete spot si singura tara cu o piata de echilibrare functionala, dupa cum este totodata singura dintre tarile comunitatii energetice sud-est europene care indeplineste deja doua cerinte ale tratatului: deschiderea pietei pentru toti consumatorii industriali de la 1 ianuarie 2008 si separarea operatorilor de transport si sistem de activitatile de productie si furnizare.

Dar, asa cum subliniaza recentul studiu pregatit de consortiul SEETEC, "chiar daca OPCOM a reusit sa captureze o cota respectabila de 7% din volumul pietei angro, pietele spot din regiune nu au atins pana in prezent un grad de coordonare si eficienta pentru a exploata din plin potentialul de tranzactionare'. In baza documentului de optiune pentru piata de energie electrica din sud-estul Europei si concluziile primului mini-forum de la Atena, exista o asteptare normala ca OPCOM, sustinut de entitatile din Romania si de alte entitati din regiune va dezvolta actiunile necesare pentru a creste cota pietei spot in Romania si pentru a extinde zona de tranzactionare atragand interesul tarilor vecine pentru piata pentru ziua urmatoare pe care o administreaza.

In acest sens, este necesar un acord al operatorilor de sistem pentru a implementa consensul reglementarilor europene, al asociatiilor europene pentru adoptarea unei solutii hibride reprezentand compromisul intre licitatiile explicite (pe termen lung si mediu) si licitatiile implicite (pe termen scurt). Alocarea pe termen lung a capacitatilor transfrontaliere (numita AAC) va fi inlaturata si orice piedica in tranzactionarea transfrontaliera va fi prohibitia conform prevederilor Tratatului regional si a acquis-ului asociat (Directiva 54/2003 si reglementarea 1228/2003).

In consecinta, operatorul de transport si sistem din Romania promoveaza licitatii explicite ca o solutie curenta si participa la perioada experimentala a proiectului de organizare a licitatiilor explicite coordonate. Atat CN Transelectrica SA si SC OPCOM SA propun de asemenea cuplarea pietelor, ca o implementare initiala intr-o sub-regiune si extinderea ulterioara la o dimensiune regionala.

Succesul unei bune functionari a pietei spot din Romania va fi cel mai bun argument in competitia cu celelalte tari/organizatii care doresc sa fie parte centrala a viitoarei piete regionale spot. In acest stadiu OPCOM este in fruntea acestui proces, si trebuie sa utilizeze acest moment pentru consolidarea (intarirea) pozitiei.

Masurile de descentralizare au condus la un nivel de concentrare a structurii de productie ce plaseaza Romania printre tarile cu o concentrare moderata. In ceea ce priveste tranzactiile pe piata spot, indicatorii de concentrare demonstreaza in ultimele luni o piata neconcentrata. Pe de alta parte, prin cresterea gradului de deschidere a pietei la 83,5% in iulie 2005 a fost creata premisa existentei si participarii active la piata angro a unui mare numar de furnizori pentru achizitionarea cererii diversificate de energie electrica pe piata cu amanuntul. Acest fapt a asigurat o concentrare redusa si din punctul de vedere al cererii pe piata angro. Prin deschiderea pietei a fost efectuat un pas necesar, tinand seama de obiectivul aderarii la Uniunea Europeana, pregatindu-se conditiile de deschidere 100% la mijlocul anului viitor.

In pragul aderarii la Uniunea Europeana, Romania a implementat deja cerintele Directivei CE/54/200 Printre acestea:

infiintarea autoritatii de reglementare;

separarea activitatilor de producere, furnizare, transport si distribuție;

deschiderea pietei pentru consumatorii industriali;

organizarea unei piete concurentiale;

implementarea conceptului de furnizor de energie electrica.

Urmarind lista celor cinci domenii de investigate relevate de CE (european commission) DG (direcotrate-general for energy) TREN (theological research excange nethork) pentru autoritati si domenii de actiune pentru toate entitatile implicate, constatam ca OPCOM, in calitate de operator de piata a venit in intampinarea rezolvarii acestor probleme pentru ca acestea sa nu devina probleme reale si pentru piata angro din Romania. Astfel:

din punctul de vedere al concentrarii, piata spot nu este o piata concentrata, fapt demonstrat de evolutia indicatorilor specifici;

piata spot operata de OPCOM este o piata transparenta, prin publicarea regulilor pietei si a rezultatelor tranzactionarii, cu o modalitate de formare a pretului uniform acceptata in Europa;

mai mult, pentru o formare corecta a preturilor in piata angro, OPCOM a pus la dispozitia participantilor la piata angro si o piata concurentiala pentru contractele bilaterale;

prin propunerea organizarii bursei regionale la Bucuresti, Romania contribuie la crearea unei piete spot regionale, avand un rol integrator prin cresterea nivelului tranzactiilor si furnizarea unui pret de referinta.

La nivelul intregii piete de energie electrica din Romania, avand in vedere faptul ca din punct de vedere legislativ, organizatoric si logistic, Romania a indeplinit cerintele acquis-ului comunitar, asigurand astfel conditii europene de dezvoltare, important ramane modul in care in urmatorii ani Romania va reusi (sau nu) urmatoarele:

1) Finalizarea privatizarii distributiei;

Privatizarea capacitatilor de productie in limite strategice si in conformitate cu necesitatile de investitie in retehnologizari si constructia de noi capacitati;

Dezvoltarea in continuare a retelei de transport interne pentru evitarea congestiilor si a capacitatilor de interconexiune pentru participarea la piata regionala si ulterior conectarea regiunii la piata unica europeana;

Crearea (consolidarea) unor companii dedicate productiei, furnizarii sau comercializarii energiei electrice la nivel national si regional;

Participarea activa la comertul regional, pe fondul indeplinirii obligatiilor ce decurg din prevederile tratatului regional.

Scopurile acestor actiuni trebuie sa fie:

asigurarea pe termen lung a sigurantei alimentarii cu energie electrica, prin dezvoltarea infrastructurii de transport si generare in vederea echilibrarii pro­ductiei si consumului national in contextul participarii la schimburile regionale;

asigurarea unui cadru sanatos de functionare a pietei prin intarirea disci­plinei financiare, a transparentei mecanismelor de formare a prestarilor si evitarea introducerii, din motive de protectie a consumatorilor a unor mecanisme ce pot distorsiona preturile si concurenta.

Succesul unei bune functionari a pietei spot din Romania va fi cel mai bun argument in competitia cu celelalte tari/organizatii care doresc sa fie parte centrala a viitoarei piete regionale spot. In acest stadiu OPCOM este in fruntea acestui proces, si trebuie sa utilizeze acest moment pentru consolidarea (intarirea) pozitiei.

4 Formarea preturilor angro ale energiei electrice in conditiile coexistentei pietei­  centralizata si concurentiala

O problema neclara pentru persoanele neavizate sau pentru cei care nu lucreaza in domeniul energiei electrice este modul de formare al pretului/tarifului cu care ne intalnim adesea in facturile emise de companiile de electricitate, gaze naturale, apa etc. Daca procesul formarii pretului energiei electrice stabilit pe baza aplicarii unui regim reglementat poate fi deslusit destul de usor, aceasta neclaritate pare a se adanci atunci cand este vorba despre o piata libera de energie electrica.

Se incearca in cele ce urmeaza clarificarea proceselor de stabilire a pretului, atat in regim reglementat cat si din perspectiva pietei libere a energiei electrice, asa cum sunt acestea practicate astazi in Romania.

Una din intrebarile pe care si le pun expertii, atat strani cat si autohtoni este legata de mentinerea tarifelor reglementate la consumatorii finali, in conditiile in care legal toti consumatorii sunt liberi sa-si schimbe furnizorul traditional. Se poate constata si pshihologic un anume grad de "dependenta' de un furnizor traditional, anterior cunoscut, prin utilizarea inca a unor denumiri ale unor entitati care nu mai exista (RENEL, CONEL, ELECTRICA, din care cu exceptia SC Electrica SA a carui dimensiune este mult diminuata, toate sunt inexistente in prezent). Aceasta ar putea constitui o explicatie la reticenta consumatorilor de a utiliza instrumentele unei piete de energie competitive.

Pe de alta parte, desi reglementarile europene sunt clare (de la 1 iulie 2007 cati cetatenii UE au dreptul sa-si aleaga liber furnizorul de energie electrica), mai mult de jumatate din tarile UE mentin tarife reglementate la consumatorii finali.

Desi la intrebarea mentionata s-au dat diverse raspunsuri, incercam sa formulam un raspuns mai complet, fara a avea pretentia de exhaustivitate, lasand totusi la latitudinea cititorului raspunsul final. Astfel, unele din argumentele in favoarea mentinerii tarifelor reglementate sunt:

lipsa informatiilor despre functionarea pietei de energie electrica sau informatii mult prea complexe pentru a fi usor de asimilat;

perceptia unui grad mare de risc la modificarea furnizorului traditional (desi reglementarile permit intoarcerea in regim reglementat, este drept cu unele costuri suplimentare);

prea multa birocratie in procesul de schimbare a furnizorului traditional;

economii nesemnificative la factura de energie electrica fata de efortul depus pentru intelegerea mecanismelor pietei (sau angajarea unui consultant specializat);

lipsa disponibilului de energie electrica cu preturi reduse pe piata angro;

imposibilitatea implementarii unor mecanisme eficiente de sustinere a energiei electrice provenite din surse regenerabile sau din surse de producere in cogenerare;

tarife reglementate prea mici (cum este cazul tarifului social) pentru a stimula consumatorii mici si cei casnici sa actioneze in piata libera sau pentru a oferi o marja de profit rezonabila furnizorilor;

perceptia existentei riscului de manevrare a preturilor in piata libera de energie electrica (a se vedea cazul, deja celebru, al ENRON - companie din domeniul energiei din S.U.A., al pietei de energie electrica din Marea Britanie din perioada 1994-1997, dar si al numeroaselor articole de specialitate, care arata ca potentialul de manevrare a preturilor din piata este extrem de dependent de modul in care au fost proiectate mecanismele de functionarea a pietei libere de energie electrica);

lipsa de experienta la nivelul reglementatorilor din cadrul tarilor UE privind reglementarea pietei de electricitate en-detail, in conditiile deschiderii com­plete a pietei de electricitate, ceea ce poate fi perceputa de statele membre ca si un potential crescut de abuz al furnizorilor asupra consumatorilor mici si al celor casnici.

Desi, asa cum s-a prezentat mai sus, exisa destule argumente in favoarea mentinerii regimului reglementat la nivelul micilor consumatori precum si la nive­lul consumatorilor casnici, evident, sunt suficiente argumente si in favoarea deschi­derii reale a pietei de energie electrica, precum:

eliminarea distorsiunilor din piata (in general, preturile reglementate sunt sub nivelul preturilor din piata libera), ceea ce, desi pe termen scurt ar genera poate un soc inflationist prin cresterea preturilor pe ansamblul economiei, dar pe termen lung ar conduce la o utilizare mult mai eficienta a resurselor, atat financiare cat si a celor de natura materiala;

functionarea mai eficienta a pietelor de energie electrica prin cresterea lichiditatii acestora (a numarului de participant);

reducerea intervenind statului sau a reglementatorului in procesul de formare a pretului energiei electrice sau utilizarea acestei posibilitati numai in anumite cazuri particulare, ceea ce ar anula cerinta politica in acest process

Desi numarul argumentelor in favoarea deschiderii totale a pietei de energie electrica este poate mai redus sau este sustinut de o anumita cota a participantilor pe piata de energie, consistent acestor argumente nu poate fi negata, mai ales in actualul context al cresterii rapide a pretului resurselor primare de tip carbune, petrol, gaze naturale.

Reflectarea corecta a pretului in piata de energie electrica faciliteaza, in opinia noastra, accesul rapid pe aceasta piata a resurselor alternative. Blocarea accesului acestor resurse poate genera costuri inutile la consumatori si cresterea in continuare a dependentei de resursele fosile, din ce in ce mai sarace si mai scumpe.

Cu toate ca dezbaterile pe aceasta tema sunt departe de o concluzie finala, pentru intelegerea fenomenelor economice aferente pietei de energie electrica din Romania, este preferabil sa prezentam, chiar si intr-o forma schematizata modalitatea in care se formeaza pretul reglementat si apoi, pentru comparatie, formarea celui din piata libera. Astfel, schema simplificata de formare a pretului reglementat este aratata in figura 12.

In schema din figura 12 trebuie subliniate cateva particularitati:

transferal costurilor de la producatori la furnizori se face prin intermediul unor contracte reglementate cu cantitati si preturi aprobate de reglementator in urma unui proces complex de optimizare a functionarii sistemului energetic care are si rolul de a echilibra diferentele intre costurile diferitelor entitati (in special, distribuitorii), astfel incat in cele 8 zone de distributie si furnizare in regim reglementat, in care a fost impartita Romania, pretul mediu sa fie identic;

stabilirea cantitatilor orare pentru serviciile de sistem furnizate de produ­catori se face reglementat, in lipsa unei competitii reale in aceasta zona;

Producator 1

			Costuri de distributie al energiei electrice
					Costuri de distributie al energiei electrice

Furnizor 1

Costuri agregare de furnizare energie electrica in regim reglementat

Producator 2  Distribuitor 1 . . . . . . . . . Distribuitor 8

Costuri din Piata contractelor bilaterale

Costuri din Piata de Echilibrare (PE)

Costuri producere energie electrica (exploatare, intretinere reparatii, amortizare, salarii, financiare)

Costuri din Piata pentru Ziua Urmatoare (PZU)

. .

Furnizor 8 .

Costuri agregare de furnizare energie electrica in regim reglementat

Furnizor 8

Alte costuri din contracte bileterale negociate

.

. Costuri ale pietelor concurentiale centralizate

. sau din contracte bilaterale negociate.

Producator n.

Costuri producere energie electrica (exploatare, intretinere reparatii, amortizare, salarii, financiare)

. . . .

Consumatori captivi agenti economici

Figura 12. Schema simplificata de formare a pretului reglementat

Costuri de transport al energiei electrice

Costuri de servicii de sistem, administrare piata

Producator 1

	Costuri producere energie electrica (exploatare, intretinere reparatii, amortizare, salarii, financiare)

	Costuri de distributie al energiei electrice
			Costuri de distributie al energiei electrice

Furnizor 1

Costuri agregare de furnizare energie electrica in regim reglementat

Distribuitor 1 . . . . . . . . . Distribuitor 8

Costuri producere energie electrica (exploatare, intretinere reparatii, amortizare, salarii, financiare)

Producator 2

Costuri din Piata contractelor bilaterale

Costuri din Piata de Echilibrare (PE)

Costuri din Piata pentru Ziua Urmatoare (PZU)

. .

Furnizor 8 .

Furnizor 8

			Costuri agregare de furnizare energie electrica in regim reglementat

Alte costuri din contracte bileterale negociate

.

. Costuri ale pietelor concurentiale centralizate

. sau din contracte bilaterale negociate.

.

.

Producator n

			Consumatori captivi agenti economici

Figura 1 Schema de formare a preturilor in piata libera (functionare ideala).

influenta pietelor centralizate competitive in piata reglementata este limitata prin impunerea unor procente limita lunare a cantitatilor si a costurilor aferente acestora, care sunt acceptate de reglementator ca forma de achizitie din aceasta piata;

formarea grilei tarifare pentru consumatorii finali este rezultatul unui intreg proces de calcul si estimari ale curbei de consum pe ansamblul sistemului. In prezent, se desfasoara procesul de separare a costurilor pe agenti economici si consumatori casnici si asezarea tarifelor, cel putin la agentii economici pe baze mai solide, de piata.

Desi schema prezentata mai sus este destul de complexa, procesele care stau in spatele legaturilor intre diferitele componente sunt si ele la randul lor complexe si elaborioase (unele mentionate deja in paragraful anterior). Practic, schema arata cum sunt transferate costurile intre entitatile simbolizate cu dreptunghiuri, astfel incat acestea ajung in final in facturile de energie electrica de la consumatori.

Zonele marcate in elipsele din figura 12 sunt caracterizate de controlul stabilirii preturilor prin intermediul reglementatorului. Se poate constata astfel interventia masiva a reglementarii in cadrul procesului de stabilire a preturilor/tarifelor la consumatorii finali. Singurele exceptii (simbolizate cu linie dubla in figura 13) sunt acele costuri generate de actiunile diferitilor operatori pe pietele centralizate, care influenteaza inevitabil si costurile din piata reglementata.

Complexitatea schemei, dar mai ales complexitatea proceselor care nu sunt reprezentate in schema, justificata partial interventia reglementatorului. Aceasta inter-ventie masiva a reglementarii trebuie insa redusa treptat, pe masura ce problemele specifice functionarii pietei de energie sunt relevate si intelese de toti participantii la piata si mai ales de consumatori.

Unele din obiectivele declarate al crearii acestui sistem complex au fost, pe de o parte, dorinta de eliminare a fostelor monopoluri (RENEL, CONEL etc.) si a politicilor specifice ale acestora, iar, pe de alta parte, o mai eficienta gestionare a resurselor de energie, toate in beneficiul consumatorului final. Rezulta de aici, ca toti consumatorii vor fi aceia care vor decide in ce masura doresc sa fie protejati impotriva posibilelor abuzuri din partea unor participanti la piata de energie, fie ele directe sau indirecte, sau masura in care doresc sa-si asume riscul de a 'juca' in piata de energie.