Dezvoltarea Pietei de Energie Electrica
Lista abrevierilor
În cadrul acestei lucrări vor fi utilizate următoarele abrevieri:
CONEL = Compania națională de electricitate
RENEL = Regia autonomă de electricitate
RAAN = Regia autonomă pentru activități nucleare
ANRE = Autoritatea națională de reglementare în domeniul energiei electrice
OPCOM = Operatorul comercial al pieței de energie electrică și de gaze naturale din România
OTS = Operatorul de transport și sistem
SEN = Sistemul electroenergetic național
UCTE = Uniunea pentru coordonarea transportului energiei electrice
IBD = Interval bază decontare
PIP = Preț de închidere al pieței
PZU = Piața pentru ziua următoare
PE = Piața de echilibrare
PCCB = Piața centralizată a contractelor bilaterale
PI = Piața intrazilnică
PSST = Piața serviciilor de sistem tehnologice
PCCV = Piața certificatelor verzi
Lista figurilor
Formarea și consolidarea pieței de energie electrică în România
Procesul de transformare privind sistemele energetice din întreaga lume a început în perioada anilor 1980. Astfel, sistemele energetice integrate pe vertical, au fost treptat înlocuite cu modele ce se bazau pe regulile pieței libere. Dacă până la momentul respectiv, producerea, transportul și distribuția erau conduse și planificate centralizat, astfel că prețurile erau stabilite de către o singură autoritate în sistemele energetice, ulterior descentralizarea a condus sectorul energetic către o structură cu prețuri determinate de principiile pieței.
Conform lucrării [X], procesul de restructurare al industriei energetice din România a demarat în anul 1998 (conform HG 365/1998), prin desfacerea monopolului integrat vertical RENEL și constituirea unei noi companii naționale, CONEL, a unor societăți distincte de distribuție și furnizare a energiei electrice, respectiv de producere a acesteia, dar și înființarea a doi producători de energie: RAAN și SN Nuclearelectrica;
Continuarea procesului de consolidare a pieței de energie electrică din România, s-a concretizat prin următoarele repere legislative:
înființarea Autorității Naționale de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE), cu responsabilitatea creării și aplicării unui cadru de reglementare pentru sectorul energiei electrice;
deschiderea pieței de energie electrică la 10% prin HG 122/2000;
înființarea Companiei Nationale de Transport Transelectrica SA, cu rolul de operator de transport și sistem, și a filialei acesteia OPCOM SA ca operator de administrare a pieței de energie electrică, a rezultat în contextul dispariției doi ani mai târziu a companiei CONEL (potrivit HG 627/2000);
separarea SC Electrica SA în opt filiale de distribuție și furnizare a energiei electrice;
formarea în septembrie 2000 a pieței spot obligatorii de energie electrică din România, administrată de OPCOM, organizată pe principiul pool-ului;
lansarea în iulie 2005, a unui model de piață bazat pe existența unei piețe spot voluntare bilaterale, a unei piețe de echilibrare obligatorii și a părților responsabile cu echilibrarea;
introducerea pieței de certificate verzi (Noiembrie 2005) și a pieței centralizate a contractelor bilaterale (Decembrie 2005);
deschiderea la 100% a pieței de energie electrică și gaze naturale începând cu 1 iulie 2007;
stabilirea în iulie 2007 a regulilor privind piața de capacități;
introducerea pieței intrazilnice de energie electrică;
organizarea cadrului de tranzacționare pe piața centralizată cu negociere dublă continuă a contractelor bilaterale cu energie electrică;
cuplarea piețelor CZ-SK-HU-RO, integrând piețele de energie electrică pentru ziua următoare din Republica Cehă, Slovacia, Ungaria și România și înlocuind cuplarea piețelor CZ-SK-HU, la data de 19 noiembrie 2014.
Pe baza principiilor de reglementare elaborate de ANRE, trecerea de la structura de monopol integrat pe vertical la o piață de energie s-a realizat într-o manieră gradată, întrucât s-a ținut cont de impactul schimbărilor asupra participanților la piață și s-a dorit o neafectare a calității serviciilor oferite de aceștia. Modelul de piață optat de România, a fost unul descentralizat, în care producătorii și furnizorii de energie electrică sunt liberi să încheie tranzacții de vânzare-cumpărare a energiei electrice, după cum este specificat în lucrarea [X]. Astfel, în prezent, contractele comerciale pe care se bazează relațiile dintre participanți sunt bilateral negociate sau reglementate. Transparența, accesul nediscriminatoriu la rețea și recunoașterea costurilor sunt principiile pe baza cărora se realizează reglementarea activităților pe piața de energie.
Necesitatea apariției pieței de energie s-a produs cu scopul protejării intereselor consumatorilor, permițându-se acestora optarea pentru pachetul de servicii de care au nevoie, luându-se în calcul prețul, siguranța, calitatea, termenii și condițiile de livrare și plată și nu în ultimul rând riscul. Astfel, s-a considerat că mecanismul cel mai eficient de realizare a scopului propus este concurența, care aduce cu sine o alocare mai eficientă a resurselor și o reorganizare a activității economice în domeniu cu rolul de a influența creșterea flexibilității. Acest fapt a condus la o liberalizare gradată a pieței de energie, care în prezent, din punct de vedere legal, este deschisă 100% în România și a facut posibilă integrarea pieței naționale de energie electrică în cadrul unei piețe unice de desfacere în Europa.
Figura 1.1 Evoluția gradului de deschidere a pieței de energie electrică în România
Mediul concurențial promovat de o piață liberă de energie, prezintă mai multe avantaje, însă cel mai important este competiția directă pentru câștigarea, menținerea, extinderea acestui segment și mai ales pentru formarea liberă a prețurilor în interesul consumatorilor. Ca urmare a acestor interese prezentate anterior, producerea și furnizarea au devenit activități orientate spre calitatea și prețul serviciului oferit, fapt ce constituie o provocare pentru acestea, întrucât sunt nevoite să se confrunte cu riscuri financiare necunoscute.
Așadar, concomitent cu divizarea activităților de producere, transport, distribuție, furnizare și formare a operatorilor de piață, de transport și sistem, s-au format bursele de energie și s-a pus problema costului de transport pentru schimburile de energie cu sistemele electroenergetice vecine.
Conform lucrării [X], concurența pe piața de energie a necesitat o pregătire în prealabil, fiind necesari parcurgerea mai multor pași, precum:
formarea pieței angro de energie electrică, în care s-a menținut accesul fizic la rețelele de transport și distribuție, a fost păstrat accesul economic pe piață prin tarifele practicate de către agenții economici;
introducerea unui operator independent de transport și sistem, precum Compania Națională de Transport Transelectrica SA;
apariția operatorului comercial al pieței de energie: OPCOM SA;
întărirea puterii de negociere a consumatorilor care își pot alege furnizorul;
introducerea unor reglementări privind reducerea garanțiilor stipulate în contractele pe termen lung o dată cu creșterea deschiderii pieței.
Concret, piața de energie electrică din România a început să funcționeze în luna august 2000.
În prezent, chiar și după liberalizarea completă a pieței din 2007, piața de energie electrică este constituită din piața reglementată și cea concurențială. Deosebirea între cele două tipuri ținând de modul de formare a prețurilor, în cadrul pieței reglementate, tarifele se stabilesc de către ANRE după metodologiile proprii, în timp ce pe piața concurențială sunt ajustate în funcție de cerere și ofertă.
Accesul pe piață se face prin acordarea de autorizații și licențe. Participanții la piața angro de energie electrică sunt persoane juridice române sau străine, titulari de licență, care s-au înregistrat ca: participanți la piața pentru ziua următoare, participanți la piața de echilibrare, participanți la licitații, părți responsabile cu echilibrarea. Astfel, orice deținător de licență, inclusiv consumatorul liber (eligibil), care își poate alege furnizorul, are dreptul la acces reglementat la rețelele de transport și distribuție.
În prezent, în România există peste 150 producători de energie electrică și aproximativ 200 de furnizori. În ceea ce privește numărul consumatorilor de energie electrică din România, există 8,5 milioane consumatori casnici si circa 600 000 consumatori necasnici. Ponderea pe care o au în consumul final de energie electrică consumatorii liberi, reprezintă gradul de deschidere al pieței. În 2014, gradul real de deschidere al pieței a fost de 70%.
Modele de organizare ale pieței de energie electrică
Pe parcursul evoluției pieței de energie electrică în România, modul de organizare și funcționare a trecut prin mai multe schimbări.
Astfel, modelele de funcționare ale pieței s-au bazat pe:
1. Programarea centralizată tradițional – în cadrul căreia participarea la piață este obligatorie pentru producători. Programul de producție pentru Piața pentru ziua următoare (PZU) se bazează pe un algoritm complex folosit de operatorul pieței. Ajustări privind programul de funcționare se pot face în ziua de tranzacționare pe baza contractelor de servicii de sistem și prin instrucțiuni date producătorilor. Algoritmul complex utilizat de operator ajută la determinarea prețului de închidere al pieței.
2. Programarea semicentralizată – pentru acest caz se păstrează de asemenea condiția de
obligativitate privind participarea producătorilor la PZU. Spre deosebire de programarea anterioară, furnizorii depun oferte de cumpărare a energiei electrice, astfel că operatorul de piață centralizează și ordonează ofertele, determinând prețul marginal de sistem în punctul de pe curbele de cerere și ofertă, unde acestea se intersectează. De asemenea, ofertele pot fi ajustate în ziua de tranzacționare. Operatorul de Sistem (OS) poate modifica programul de funcționare pentru rezolvarea restricțiilor de transport, iar dacă la finalul zilei cantitatea de energie electrică produsă este diferită de cea specificată în contracte, plătesc, fie primesc un preț în funcție de natura diferenței.
3. Auto-programare cu piață obligatorie – pentru acest caz, producătorii sunt autoprogramați, iar aceștia trebuie să oferteze pe piață întreaga cantitate de energie disponibilă. Furnizorii depun oferte de cumpărare. Curbele corespunzătoare ofertelor, respectiv cererilor totale depuse de producători și furnizori, prin intersecție fixează prețul pieței. După închiderea pieței, fiecare producător este obligat să transmită operatorului de sistem, programul de funcționare al unității dispecerizabile pe care o deține. Modificările realizate de OS, se fac tot în ziua de tranzacționare. În aceiași zi, se calculează și deficitul sau surplusul de producție/consum. Pentru abaterile față de notificare se plătește o taxă suplimentară.
4. Auto-programare cu piață voluntară – în cadrul căreia PZU funcționează ca o bursă de energie, nu mai este obligatorie. Astfel, în ziua de tranzacționare, restricțiile se rezolvă prin intermediul unei piețe de echilibrare. Notificarea programelor individuale de funcționare se realizează ca pentru mecanismul anterior, iar decontarea diferențelor se face la nivel de companie.
Dacă până în 2012, în cadrul organizării pieței voluntare cu auto-programare, se produceau schimburi over the country (OTC), mediate de brokeri sau dealeri, în prezent sunt efectuate tranzacții prin intermediul contractelor futures și forward.
Formarea prețurilor pe baza cererii și ofertei, datorită sistemului de piață concurențială promovat, a condus la existența următoarelor tipuri de contracte pe piață:
Contracte bilaterale liber negociate între producătorii interni și consumatorii eligibili sau cu alți furnizori care vând energie electrică consumatorilor liberi. Astfel, ambii au posibilitatea să comercializeze energie electrică direct, la prețuri liber negociate sau stabilite pentru PZU;
Contracte negociate încheiate de producători si auto-producători cu companiile de furnizare de energie electrică;
Tranzacții pe PZU;
Contracte de export/import, negociate direct cu clienții externi.
Tipuri de piețe de energie electrică
Ca urmare a eforturilor de integrare a pieței de energie electrică din România în piața unică europeană de energie electrică, începând cu anul 2005, aceasta s-a extins și perfecționat și astfel au fost introduse noi tipuri de piețe, fiecare cu regulile și platformele de tranzacționare proprii, după cum urmează:
Piața pentru Ziua Următoare (PZU)
Piața Intrazilnică (PI)
Piața de Echilibrare (PE)
Piața de Servicii de Sistem Tehnologice (PSST)
Piața pentru Alocarea Capacităților de Interconexiune
Piața Centralizată a Contractelor Bilaterale (PCCB)
Piața Centralizată a Certificatelor Verzi (PCV)
Figura 1.2 Structura schematică a pieței angro de energie electrică
PZU, PI, PE, PCCB și PSST compun Piața Angro de Energie Electrică, în care conform Codului Comercial al acesteia, titularii de licență sunt liberi să se angajeze în tranzacții bilaterale cu energie electrică, inclusiv tranzacții de export/import atât timp cât îndeplinesc cerințele și condițiile impuse de legislația în vigoare. Tranzacțiile bilaterale pe piața angro se certifică prin contracte de vânzare-cumpărare cu energie electrică pe durate stipulate în cadrul contractelor bilaterale. Medierea acestor tranzacții se realizează în cadrul organizat pus la dispoziție de Operatorul Comercial al Pieței de energie electrică – OPCOM.
Totalitatea tranzacțiilor efectuate de către participanți determină dimensiunea pieței angro. În general, aceasta depășește cantitatea transmisă fizic de la producere către consum, întrucât tranzacțiile vizează inclusiv revânzări privind ajustarea poziției contractuale cât și obținerea de beneficii financiare.
Figura 1.3 Structura schematică a pieței cu amănuntul de energie electrică
În ceea ce privește Piața cu Amănuntul, aceasta permite efectuarea de tranzacții cu energie electrică dintre furnizorii de ultimă instanță sau cei concurențiali și clienții alimentați în condiții reglementate, fie concurențiale.
În continuare, vor fi descrise într-o manieră succintă modul de funcționare al piețelor de energie enumerate anterior.
1.3.1. Piața pentru Ziua Următoare (PZU)
Aceasta este o componentă a pieței angro de energie electrică, după cum s-a menționat anterior și se definește ca o piață centralizată, în care vânzarea și cumpărarea energiei electrice se face prin tranzacții orare ferme, urmând ca livrarea energiei electrice să se producă în ziua imediat următoare după ziua de tranzacționare. Funcționarea PZU a debutat în luna iunie 2005, deși regulile sale au fost prevăzute încă din 2004, conform capitolului 5 al Codului Comercial al Pieței angro de energie. Pentru participarea la PZU, titularii de licență trebuie să fie înregistrați ca participanți la PZU.
Producătorii și furnizorii de energie electrică, precum și operatorii de rețea pot fi titulari de licență și implicit participanți la PZU, dacă îndeplinesc condițiile menționate în Codul Comercial.
Conform [X], funcționarea PZU se realizează prin mai multe piețe independente corespunzătoare intervalului orar de tranzacționare al zilei de livrare. Livrarea de energie electrică se va face la o putere constantă pe tot parcursul intervalului de tranzacționare respectiv. Astfel, participanții ale căror oferte au fost tranzacționate vor avea obligații la încheierea acestora pe PZU. Obligația de livrare a energiei electrică intervine atât pentru participantul la PZU, care a depus o ofertă de vânzare cât și pentru cel cu oferta de cumpărare, care are obligația de a accepta oferta de livrare.
Acest cadru centralizat creat pentru vânzarea și cumpărarea energiei electrice de către participanții la piața angro conduc la:
formarea unei piețe angro de energie electrică bazate pe concurență, transparență și nediscriminare;
reducerea prețurilor de tranzacționare;
stabilirea de prețuri de referință pentru alte tranzacții pe piață.
O ofertă de vânzare/cumpărare depusă pentru un interval orar de tranzacționare poate conține până la douăzeci și cinci de perechi preț-cantitate. Astfel, într-o ofertă de cumpărare, fiecare pereche preț-cantitate este prețul unitar maxim, la care participantul PZU poate cumpăra o cantitate de energie electrică care să nu depășească cantitatea declarată în această pereche. Ofertele pentru ziua de livrare, trebuie transmise de către participanții la PZU înainte de ora de închidere, respectiv ora 11:00 din ziua anterioară de tranzacționare celei de livrare. Participanții pot modifica/anula ofertele înainte de ora închiderii. Modul de transmitere a ofertelor pentru PZU se realizează în format electronic, prin canale de comunicație stabilite de Operatorul Pieței de Energie Electrică (OPEE). Odată transmisă oferta, este verificată de către OPEE, iar participantul la PZU este informat despre acceptarea/respingerea ofertei în maxim 15 minute de la transmiterea acesteia. După strângerea tuturor ofertelor și validarea acestora, OPEE construiește pentru fiecare interval de tranzacționare curbele cererii si ofertei.
În lucrarea [X], procedeul de calcul al prețurilor de închidere a pieței și cantităților de energie electrică tranzacționate, se efectuează separat, corespunzător intervalului orar de tranzacționare pentru ziua de livrare, după cum urmează:
curba agregată a ofertei se realizează prin combinarea într-o singură ofertă a tuturor perechilor preț-cantitate din ofertele de vânzare, ordonate în sens crescător al prețurilor;
curba agregată a cererii se realizează de asemenea, prin combinarea într-o singură ofertă a tuturor perechilor preț-cantitate din ofertele de cumpărare, ordonate în sens descrescător al prețurilor.
Pentru ambele curbe agregate, extinderea artificială prin adăugarea unei oferte fictive se realizează astfel:
dacă cel mai mare preț cerut prin oferte este mai mic decât prețul maxim al scalei de preț pentru PZU, atunci curba se extinde cu o cantitate egală cu zero și un preț egal cu prețul maxim al scalei;
dacă prețul cel mai mic din oferte este mai mare ca zero, atunci curba cererii va fi extinsă cu o cantitate egală cu zero și un preț egal cu zero.
Prețul de închidere al pieței (PIP) se va stabili în urma determinării punctului de intersecție dintre curba ofertei și cererii de tranzacționare. Astfel, punctul de intersecție dintre curba cererii (a) și curba ofertei (b), reprezintă punctul de echilibru între ofertele agregate de vânzare și cele de cumpărare (c).
Figura 1.4 Curbele agregate ale ofertelor de cumpărare și vânzare
Conform ultimului raport anual întocmit de Operatorul Pieței de energie electrică și gaze naturale din România (OPCOM), privind PZU, s-au înregistrat în cursul anului 2014, 221 de participanți activi la piață, prin intermediul cărora s-au tranzacționat 21 496 271,3 MWh.
Prețul mediu ponderat a fost de 158,93 RON/MWh.
Figura 1.5 Evoluția cotei de piață pe PZU pentru anul 2014 (sursa: www.opcom.ro)
Observându-se evoluția cotei de piață de pe PZU din figura 1.5, a cărei valoare medie este de 41,31 %, pentru anul 2014, se poate spune că la momentul actual există o tendință de concentrare moderată a pieței.
1.3.2. Piața Intrazilnică (PI)
Acest tip de piață reprezintă o prelungire a rezultatului produs de PZU, având drept scop realizarea de tranzacții orare cu energie electrică activă pentru fiecare zi de livrare începând cu ziua anterioară acesteia, însă după încheierea activităților în cadrul PZU și până la începerea livrării. Regulile pieței intrazilnice sunt prevăzute în Regulamentul de organizare și funcționare a Pieței Intrazilnice de energie electrică, aprobat prin Ordinul președintelui ANRE nr. 73/10.10.2013 și în procedurile specifice aferente avizate prin Avizele ANRE nr. 1-4/10.01.2014.
Piața intra-zilnică susține de asemenea, mediul de desfășurare al tranzacțiilor cu energie electrică promovat de piața angro.
Diferența între cele două tipuri de piețe menționate anterior este cea că Piața Intrazilnică oferă participanților un instrument suplimentar funcțional, care permite ajustarea portofoliului propriu de contracte în vederea atingerii echilibrului între portofoliul de contracte bilaterale, prognoza de consum și disponibilitatea tehnică a unităților de producere, cât mai aproape de momentul livrării. Tot prin intermediul PI, surplusul sau deficitul de energie electrică activă se poate echilibra prin vânzare sau cumpărare.
Participanții la PI pot fi titularii de licență înregistrați în cadrul acesteia, pentru care aceștia trebuie să încheie cu S.C. OPCOM S.A – Operatorul pieței de energie electrică și gaze naturale, o convenție de participare. Participarea în cadrul acestui tip de piață este voluntară.
Conform raportului anual realizat de OPCOM, pe Piața Intrazilnică au fost înregistrați 54 de participanți activi, realizându-se astfel un volum mediu tranzacționat de 7 284 MWh/h în valoare de 10 377 504 RON.
1.3.3. Piața de echilibrare (PE)
Piața de Echilibrare se definește ca o piață de tip centralizat, fiind obligatorie pentru toate capacitățile de producție disponibile. Aceasta a început să opereze oficial de la 1 iulie 2005, fiind administrată de CN Transelectrica SA. Scopul pieței de echilibrare, menționat în lucrarea [X] este de a compensa abaterile producției și consumului de energie electrică de la valorile programate.
În cadrul acestei piețe, tranzacțiile se efectuează în ziua de livrare, în timp real, deși aceasta începe în ziua anterioară celei de livrare, după ce au fost accesate notificările fizice de către OTS. Totodată, se operează la nivel de unități dispecerizabile, operatorul pieței cumpărând/vânzând energie electrică activă de la sau către deținătorii de unități dispecerizabile. Producătorii dispecerizabili au obligația de a oferta la creștere de putere întreaga cantitate de energie electrică disponibilă suplimentar față de cantitatea notificată, iar la reducere de putere întreaga cantitate de energie electrică notificată.
Platforma informatică de operare a pieței de echilibrare este Damas, prin intermediul căreia se realizează automat alocarea energiei ofertate pentru fiecare tip de reglaj (primar, secundar, terțiar) pe baza parametrilor tehnici ai fiecărei unități dispecerizabile, aspect sintetizat și în figura de mai sus.
Piața serviciilor de sistem tehnologice (PSST)
Acest tip de piață constă în achiziționarea de servicii de sistem tehnologice, ce servesc la menținerea nivelului de siguranță în funcționare a sistemului electroenergetic (SEN) și a calității energiei transportate la parametrii ceruți de normele în vigoare.
Serviciile de sistem achiziționate cuprind asigurarea reglajului primar de frecvență, obligatoriu pentru toți producătorii de energie electrică, conform Codului Tehnic al Rețelei Electrice de Transport, apoi asigurarea reglajului secundar de frecvență – putere, reglajul terțiar corespunzător rezervei de putere. De asemenea, tot în cadrul serviciilor de sistem tehnologice se încadrează și reglajul tensiunii prin energie reactivă și capacitatea de asigurare a serviciului de pornire pentru restaurarea SEN.
Cumpărarea acestor servicii de sistem tehnologice se realizează prin licitații pe perioade determinate și/sau contracte bilaterale în baza procedurilor reglementate de ANRE. CN Transelectrica achiziționează serviciile de sistem de la societățile producătoare de energie electrică.
Acest subiect va fi pe larg dezbătut în cadrul capitolului 2.
1.3.5. Piața pentru alocarea capacităților de interconexiune internațională
Conform [X], obiectivele acestui tip de piață urmăresc:
determinarea într-o manieră transparentă de către OTS a capacităților disponibile de interconexiune;
alocarea și utilizarea într-o manieră competitivă și nediscriminatorie a capacităților de interconexiune de către participanții la piață.
Alocarea se face prin intermediul licitațiilor anuale, sezoniere sau lunare. Participarea la piață este deschisă tuturor producătorilor, furnizorilor înregistrați la licitație.
Linii de interconexiune participante în cadrul pieței de alocare a capacităților sunt:
1. Secțiunea România – Bulgaria cuprinde:
• LEA 400 kV Isaccea – Dobrudja
• LEA d.c. 400 kV Țânțăreni –Kozlodui
2. Secțiunea România -Serbia si Muntenegru cuprinde:
• LEA 400 kV Porțile de Fier – Djerdap
3. Secțiunea România – Ungaria cuprinde:
• LEA 400 kV Arad – Sandorfalva
4. Secțiunea România – Ucraina cuprinde:
• LEA 400 kV Roșiori – Mukacevo
1.3.6. Piața contractelor bilaterale (PCCB)
Acest segment de piață a fost pus în funcțiune în România, în decembrie 2005, ca urmare a necesității de creștere a transparenței și eficienței în tranzacționarea pe termen mediu și lung a contractelor bilaterale de vânzare/cumpărare a energiei electrice. Conform [X], PCCB este o prima etapă în procesul de implementare a mecanismelor pieței financiare. De altfel, ea se adresează tuturor producătorilor, furnizorilor și consumatorilor eligibili.
Contractele se încheie în urma unei corelări a unei oferte de vânzare cu cea de cumpărare și se atribuie pe baza unor licitații publice. Fiecare contract bilateral se alcătuiește pe baza condițiilor de derulare a tranzacțiilor dintre parteneri. În ceea ce privește condițiile generale impuse de contract sunt considerate prevederi contractuale acceptate de ambele părți.
Printre caracteristicele deținute de PCCB, se numără și transparența, aspectul cel mai important.
Astfel, ofertele de vânzare de energie cât și contractele aferente propuse de către participanții la PCCB trebuie făcute publice cu nouă zile înainte de licitație. La finalizarea tranzacțiilor, partea câștigătoare, cât și lista participanților va fi publicată de PCCB. Mecanismul concurențial, licitația, reprezintă o altă trăsătură promovată în cadrul acestei piețe, precum și mecanismul de garantare a unei bune desfășurări a tranzacțiilor încheiate.
Tranzacțiile bilaterale cât și contractele bilaterale de export sau import de energie electrică sunt încheiate de către titularii de licență pe piața angro de energie electrică, pe baza respectării legislației specifice, a Codului Comercial cât și a condițiilor de licență. Astfel, aceste contracte bilaterale de vânzare/cumpărare de energie electrică pot fi:
Contracte reglementate:
Sunt încheiate între producători și furnizorii consumatorilor captivi pentru evitarea riscului de variație a prețului pe PZU;
Sunt de tip portofoliu – contracte de vânzare/cumpărare pe termen lung pe baza tarifelor reglementate de ANRE. În cadrul acestui tip de contract, producătorul nu mai este obligat să producă întreaga cantitate de energie electrică contractată, permițându-i-se să achiziționeze diferența de energie de pe o alta piață. Aceste contracte de vânzare/cumpărare încheiate între producătorii și furnizorii consumatorilor captivi sunt fundamentate de CN Transelectrica;
În [X], se prevede ca încheierea contractelor reglementate să se realizeze pe o durată de 3 ani, debutând cu anul 2005;
Un alt tip, sunt contractele cu opțiune – sunt de tip financiar și se încheie pe baza unui contract cadru aprobat de ANRE, între S.C. Hidroelectrica și producătorii de energie electrică.
De asemenea, există și contracte pentru managementul congestiilor interne, cu rolul reducerii costurilor implicate de aceste congestii.
Contracte nereglementate – conținutul acestora este stabilit în mod direct de către ambele
părți participante, însă cu respectarea cerințelor Codului Comercial.
Indiferent de tipul contractelor bilaterale încheiate, acestea au aceiași succesiune de desfășurare a activităților. Pentru participarea la această piață, toți producătorii, furnizorii sau consumatorii eligibili sunt obligați să depună la operatorul PCCB documentația de înscriere. După verificare și validare, acest fapt este comunicat participantului la piață de către operator. De asemenea, după fiecare înregistrare a unui nou participant la PCCB, operatorul pieței este obligat să înștiințeze ANRE și OTS. Ulterior, în urma achitării unei taxe de înregistrare, înscrierea participantului este realizată de operatorul PCCB, iar participantul primește de la operator un număr de înregistrare în Registrul de Tranzacționare și un cod de identificare pe PCCB. Din acest moment, participantul poate trimite oferte pentru organizarea de licitații, care vor fi publicate de OPCOM. Cantitatea de energie, care face obiectul tranzacției trebuie să aibă o perioadă de livrare cel puțin o lună și un preț exprimat în lei/MWh, fără TVA. Sesiunile de licitație au loc în zilele stabilite de operatorul PCCB, fiind organizate în cadrul sediului OPCOM.
Oferta câștigătoare a licitației este stabilită de comisia de licitație, pentru ofertele de vânzare publicate este oferta cu cel mai mare preț de cumpărare, iar în cazul licitării pentru ofertele de cumpărare publicate, oferta cu cel mai mic preț de vânzare. Dacă există mai mulți participanți cu același preț, se va organiza o nouă sesiune de licitație pentru aceia. După închiderea sesiunii de licitație, în maxim douăzeci și patru de ore, OPCOM transmite participanților rezultatele, iar în maxim cinci zile de la data comunicării acestora, participanții au obligația de a semna contractul bilateral și de a respecta strict conținutul și forma acestuia.
1.3.7. Piața certificatelor verzi (PCV)
Conform [X], acest tip de piață reprezintă un ansamblu de reguli constituit pentru susținerea producției de energie electrică pe bază de surse regenerabile. Astfel, acest sistem bazat pe documente care atestă că o anumită cotă din energie electrică (1MWh) provine din surse regenerabile îi obligă pe furnizori să cumpere o anumită cantitate de energie produsă astfel pentru vânzarea către consumatori.
Anual, ANRE stabilește cota fixă de energie regenerabilă pe care furnizorii trebuie să o cumpere. La fiecare 1 MWh livrat în rețea, furnizorii primesc câte un certificat verde, care poate fi vândut ulterior pe piața acestora. Astfel, furnizorii își îndeplinesc obligațiile impuse de ANRE. De asemenea, furnizorii care nu realizează întreaga cotă impusă, vor suferi penalizări conform regulamentului. Cota anuală de certificate verzi programată pe anul 2014 a fost de 10,0 %.
Prețul pe piața certificatelor verzi este stabilit de mecanismele de piață, fie prin contracte între producători și furnizori, fie pe piața centralizată și organizată de OPCOM.
Conform Legii 220/2007.10.2008, pe piața Certificatelor Verzi, sursele regenerabile participante în sistemul de tranzacționare, sunt: energia eoliană, energia solară, energia geotermală și gazele combustibile asociate, biomasa, biogazul, gazul de fermentare a deșeurilor și a nămolurilor din instalațiile de epurare a apelor uzate.
Figura 1.7 Modelul de funcționare a pieței certificatelor verzi
Piețele de energie electrică pe plan internațional
Piețele sau Bursele de energie electrică sunt definite ca entități comerciale, având drept scop constituirea unui cadru de tranzacționare a energiei electrice, dar și a altor servicii aferente de sistem. Tranzacționarea în condiții de transparență a prețurilor și a cantităților, precum și nediscriminarea participanților sunt mecanisme asigurate de bursa/piața de energie.
Astfel, aceste mecanisme trebuiesc asigurate pretutindeni în lume, în orice sistem energetic bazat pe regulile unei piețe libere de energie electrică și în care sunt efectuate tranzacții de vânzare-cumpărare de energie electrică și alte servicii aferente de sistem.
Așadar, în întreaga lume există 52 de Operatori și/sau burse de energie electrică. Aceștia sunt membrii ai Asociației Internaționale a Burselor și a Operatorilor de Energie Electrică – APEx, înființată în anul 1996, având rolul de a facilita dezvoltarea și comunicarea de idei/ rapoarte in sprijinul creării unei piețe de electricitate globale, bazată pe competitivitate, prin intermediul unei platforme comune membrilor.
Conform tabelului de mai jos, se pot observa țările membre APEx.
Tabelul 1.1 Țările membre APEx și Operatorii de energie aferenți
Pe lângă acești 50 de operatori de energie electrică, mai există alte două burse neînscrise în APEx, precum: OTE (Cehia) și POWER NEXT (Franța).
Conform tabelului 1.1, se observă privind dispunerea globală a piețelor de energie electrică, faptul că aproape în toate țările europene, inclusiv România se promovează un sistem liberalizat de tranzacție de energie electrică.
Tranzacționarea de energie electrică presupune atât produse fizice, cât și financiare. În ceea ce privește produsele fizice, acestea constituie o piață fizică, care presupune tranzacții de vânzare-cumpărare de energie electrică, având livrarea în maxim 24 ore. În această categorie sunt incluse Piața Spot și Piața de Echilibrare, în cadrul căreia tranzacțiile sunt intrazilnice, fie în timp real. Pe de altă parte, piața financiară, constituită din produse cu același nume, constă în tranzacționarea unor instrumente derivative, precum contracte forward (livrarea de energie se face pe termen lung – ani/sezoane) și futures (livrarea de energie se face pe termen relativ scurt – săptămâni/zile). La momentul actual, majoritatea tranzacțiilor se efectuează pe piața fizică în aproape toate bursele, exceptându-le pe cele din nordul Europei – Nord Pool.
1.4.1. Burse de energie reprezentative spațiului European
a) Bursa de energie – Nord Pool
Bursa nordică, Nord Pool, este considerată prima bursă multinațională pentru energie, conform lucrării [X]. De asemenea, a reprezentat de-a lungul anilor, un model de funcționare remarcabil pentru piața regională. Derularea activității pieței nordice de energie s-a realizat începând cu anul 1991, prin intrarea în vigoare a Legii energiei din Norvegia, care a condus ulterior la înființarea companiei de transport a energiei norvegiană – Statnett SF și implicit a operatorului comercial al pieței de energie electrică Statnett Marked AS. Construirea bursei regionale s-a realizat prin aderarea în 1996 a Suediei, iar în 1998-1999 a Finlandei și a Danemarcei la formatul inițial, astfel schimbându-și denumirea în Nord Pool. Pentru realizarea tranzacțiilor în condiții de competitivitate, transparență dar și pentru creșterea eficienței și a securității pe piață, la sfârșitul anului 2000, s-a realizat cuplarea piețelor de energie dintre țările nordice si cele baltice.
Astfel, în prezent bursa de energie Nord Pool Spot AS este deținută de patru operatori de transport și sistem, respectiv: Statnett SF, Svenska Kraftnat, Fingrid Oyj, Energinet.dk, în timp ce țările baltice: Estonia, Letonia și Lituania au ca reprezentanți ai piețelor de energie următorii operatori de transport și sistem: Elering, Litgrid și AST.
În 2015, bursa de energie Nord Pool continuă sa fie un lider în Europa, privind dezvoltarea piețelor de energie electrică, tranzacționând astfel cel mai mare volum de energie electrică.
Piețele fizice administrate de Nord Pool sunt:
Piața spot – în țările nordice, precum și baltice (Elspot), dar și în Regatul Unit (N2EX)
Intervalul bază de decontare (IBD) în țările baltice, precum și în Regatul Unit este de 30 minute.
Piața intra-zilnică – în regiunea nordică, baltică și în Germania (Elbas).
Figura 1.8 Repartiția bursei Nord Pool în țările componente (sursa: www.nordpoolspot.com)
b) Bursa de energie – OMIE
Modelul consacrat de bursa nordică împreună cu cea balcanică, a fost urmat de-a lungul anilor și de alte regiuni din Europa, precum Peninsula Iberică. Debutul tranzacțiilor pe piața de energie electrică s-a realizat în anul 1998 în Spania, iar începând cu 2007, s-a extins în întreaga Peninsulă Iberică, formându-se astfel o piață de energie electrică comună pentru Spania și Portugalia, numită OMIE (OMI-POLO Espanol).
Această bursă promovează, de asemenea, transparența, competitivitatea si un mecanism nediscriminatoriu pe piață de energie electrică. Astfel, tranzacțiile însumate pe anul 2014, au fost de 11 miliarde de euro, reprezentând mai mult de 80% din cantitatea de energie furnizată în Spania și Portugalia. Așadar, OMIE este considerată una dintre cele mai competitive burse din Europa.
Piețele de energie administrate în cadrul bursei OMIE, sunt:
Piața Spot (PZU);
Piața Intrazilnică (PI);
Piața de Echilibrare (PE);
Piața Centralizată a Contractelor Bilaterale (PCCB).
c) Bursa de energie – EPEX SPOT SE
Asemeni piețelor de energie electrică regionale Nord Pool și Omie, în 2008 s-a realizat cuplarea piețelor din centrul Europei, respectiv din Franța, Germania, Austria și Elveția, constituindu-se astfel, bursa de energie Epex Spot SE. Bursa este rezultatul reunirii activităților de schimb de energie dintre bursele Powernext S.A (Franța) și EEX AG (Germania). Activitățile bursei constau în tranzacții de pe Piața Spot și Intrazilnică.
Regulile după care se ghidează această piață sunt stabilite conform normelor europene, iar conducerea acesteia este divizată între Franța și Germania.
Tranzacțiile efectuate în cadrul bursei, înglobează o treime din consumul de putere al Europei.
Figura 1.9 Țările componente ale bursei Epex Spot
1.4.2. Burse de energie importante din lume
Bursa de energie – AEMO
Activitatea bursei australiene de energie a demarat în 1998, sub denumirea NEM (The National Electricity Market). Începând cu 1 iulie 2009, bursa a intrat în jurisdicția Operatorului Pieței de Energie Australian (AEMO), având rolul de a coordona atât tranzacții de pe piața de energie electrică (NEM), cât și de pe cea de gaze.
În prezent, piața de energie australiană, operează unul dintre cele mai lungi sisteme de interconectare din lume, desfășurându-și activitatea între Queensland, Sudul Australiei și Tasmania, înglobând astfel o distanță de 5000 km.
În cadrul bursei, sunt înregistrați peste 100 de participanți. Bursa efectuează tranzacții atât pe Piața pentru Ziua Următoare, cât și În Timp Real. În 2013 a fost tranzacționată energie de 11.4 miliarde de euro.
Bursa de energie – EMC Singapore
EMC-Singapore este prima bursă liberalizată de pe continentul asiatic. În Singapore, piața de energie electrică pentru ziua următoare a devenit operațională începând cu 1998. Ulterior, în 2001 a fost introdus un nou cadru legislativ, al cărei baze a realizat consolidarea pieței angro de energie electrică.
Deschiderea comercială a pieței naționale de energie electrică din anul 2003, a condus industria energetică din Singapore în fruntea procesului de deschidere completă a piețelor de energie electrică din lume. Acest fapt a facilitat ulterior competiția pe piețele administrate, respectiv piața angro și piața cu de-amănuntul, a căror tranzacții s-au efectuat pe principiul transparenței.
Bursa de energie – Nodal Exchange LLC
Nodal Exchange LLC este prima bursă de energie electrică din America de Nord, dedicată tranzacționărilor de contracte futures și servicii conexe pentru participanți. De asemenea, beneficiază de sprijinul Organizației Regionale de Transport (RSO/ISO) pentru administrarea Piețelor pentru Ziua Următoare și În Timp Real, permițând participanților efectuarea de tranzacții pe baza decontării numerar, a contractelor standardizate într-o piață bazată pe transparență.
Bursa oferă contracte de energie la vârf și în afara orelor de vârf pentru o perioadă mai lungă, cu termen de expirare în 68 de luni, următoarelor piețe de energie electrică: ISO – NE, NYISO, PJM, Midwest ISO, ERCOT și CAISO.
Pe termen lung, scopul acestei burse este extinderea posibilităților de tranzacționare pentru alte regiuni ale SUA și din Canada.
1.4.3. Cuplarea piețelor de energie din Europa
Liberalizarea pieței interne de energie din Uniunea Europeană, s-a concretizat în perioada 1996-2009, prin parcurgerea mai multor etape bazate pe trei pachete legislative succesive, care prevedeau transparența, competitivitatea, protecția consumatorilor, accesul nediscriminatoriu la rețea, precum și securitatea aprovizionării cu energie electrică, gaze și petrol prin dezvoltarea unor rețele transeuropene.
Astfel, la scurt timp după emiterea în 2003 a celui de-al doilea pachet legislativ, prin care se permitea oricărui consumator din Europa alegerea furnizorului, în 2005 conform strategiei energetice europene se introduce conceptul de piață pan-europeană. Aceasta viza trecerea de la piețele regionale și realizarea cuplării mai multor piețe europene pentru ziua următoare într-o piață pan-europeană până în 2015.
Extinderea pieței spot într-una pan-europeană presupune un impact major, în special, asupra prețurilor, prin creșterea acestora datorită măririi puterii instalate în centralele electrice regenerabile. Acest fapt aduce cu sine o majorare a costurilor consumatorilor finali, dat fiind costul de transfer pentru capacitatea de interconexiune, bazat pe algoritmul market coupling.
Realizarea procesului de cuplare a piețelor (market coupling) s-a realizat gradat, fiind marcat de câteva repere istorice importante în dezvoltarea piețelor de energie electrică din Europa, precum:
1993 – interconectarea primei piețe de energie electrică din Europa, Nord Pool;
1999 – crearea primei piețe intercontinentale de energie electrică APX Endex;
2006 – cuplarea Olandei, Belgiei și Franței într-o piață unică;
2009 – cuplarea piețelor din Slovacia și Cehia; EPEX și Nord Pool creează o piață comună;
2012 – cuplarea piețelor de energie Slovacia și Cehia cu Ungaria;
2014 – înlocuirea cuplării piețelor CZ-SK-HU cu CZ-SK-HU-RO.
1.4.3.1 Cuplarea piețelor de energie din Cehia, Slovacia, Ungaria și România (4M MC)
Demararea proiectului de extindere a cuplării piețelor CZ-SK-HU, a fost intentat în august 2013, dorindu-se implementarea procesului de Cuplare prin Preț a Regiunilor (PCR). Pentru finalizarea proiectului, s-a urmărit asigurarea unor compatibilități tehnice, care a presupus o colaborare între bursele de energie din țările aferente (OTE, OKTE, HUPX și OPCOM), operatorii de transport și sistem (CEPS, SEPS, MAVIR și Transelectrica), sub supervizarea autorităților naționale de reglementare în domeniul energiei (ERU, URSO, MEKH și ANRE).
Lansarea cu succes a proiectului 4M MC, s-a realizat pe 19 noiembrie 2014. Prin acest proces, în prezent, piața de energie electrică din România dispune de o lichiditate mai mare datorită noii frontiere (HU-RO), care implică o alocare mai eficientă din punct de vedere procedural, astfel mărindu-se și securitatea în alimentare prin creșterea capacității de interconexiune. Totodată, prin uniformizarea prețurilor, s-a generat o creștere a costului de energie electrică.
Figura 1.10 Cuplarea piețelor CZ-SK-HU-RO (sursa: www.opcom.ro)
1.4.3.2. Perspective pe plan european și național
Conform Consiliului Mondial al Energiei, următorul pas semnificativ în ceea ce privește dezvoltarea procesului de market coupling, este acela ca Uniunea Europeană să realizeze până în 2020 cuplarea Piețelor de Echilibrare și Intrazilnică din Europa.
De asemenea, se estimează că în anul 2018, piața de energie electrică din România își va atinge gradul maxim real de deschidere de 80%.
2. IMPLICAREA PRODUCĂTORILOR DE ENERGIE ELECTRICĂ LA PIAȚA SERVICIILOR DE SISTEM TEHNOLOGICE
2.1 Prezentare generală
Odată cu organizarea pieței de energie electrică în România, s-a consolidat o noua categorie specială de servicii, cu rol important în procesul alimentării cu energie electrică, respectiv serviciile de sistem de care beneficiază toți utilizatorii rețelei de transport (RET). Rolurile acestora sunt de a menține siguranța în funcționare a Sistemului Electroenergetic Național (SEN) prin asigurarea parametrilor normați ai energiei electrice pentru toți participanții la piață, funcționarea eficientă a pieței de energie electrică prin obținerea unor prețuri reduse și nu în ultimul rând restaurarea sistemului electroenergetic după avarii. Pentru realizarea serviciilor de sistem, este necesară existența unui ansamblu de instalații, formând infrastructura tehnică, reprezentată de grupuri energetice, mijloace specifice de reglare frecvență-putere, fie tensiune-putere reactivă, sisteme de protecție împotriva defectelor, cât și sisteme informatice de proces/gestiune EMS/SCADA. Regulile pentru realizarea serviciilor de sistem sunt prezentate în cadrul a două regulamente, respectiv: Regulamentul de programare a funcționării grupurilor dispecerizabile și Regulamentul pentru conducerea prin dispecer al SEN.
Serviciile de sistem sunt de două tipuri:
funcționale – constau în serviciile de dispecerizare furnizate de Transelectrica SA, exprimând activitatea operațională a Operatorului de Transport și Sistem, privind programarea operativă și conducerea operațională a SEN, dar și alte activități prestate de Operatorul de Sistem în scopul realizării consumului de energie într-o manieră sigură și implicit cu costuri de exploatare minime, precum: programarea lucrărilor în SEN, managementul congestiilor în RET.
tehnologice – sunt servicii furnizate de participanții la piața de energie electrică la cererea Operatorului de Transport și Sistem, care urmăresc asigurarea necesarului de servicii pentru menținerea stării normale de funcționare, a calității energiei transportate cât și pentru revenirea rapidă în caz de perturbații majore.
Conform articolului [X], serviciul de administrare a pieței serviciilor de sistem tehnologice poate fi inclus în cadrul serviciilor de sistem funcționale, cuprinzând acreditarea furnizorilor de servicii, stabilirea necesarului de servicii de sistem tehnologice, selecția ofertelor și nu în ultimul rând programarea și dispecerizarea acestora.
2.1.1 Definirea serviciilor de sistem tehnologice
Se definesc serviciile de sistem tehnologice ca fiind toate acele servicii de sistem, care în mod convențional exprimă o capacitate/producție de energie pusă la dispoziția Operatorului de Transport și Sistem (OTS) de către utilizatorii rețelei electrice de transport (RET).
Acestea sunt utilizate de către OTS pentru a asigura:
Compensarea variației de sarcină a SEN, respectiv reglarea frecvenței;
Compensarea diferențelor față de programul de funcționare a SEN, respectiv menținerea capacității de rezervă de putere activă;
Reglarea tensiunii în RET și asigurarea puterii reactive
Compensarea consumului propriu tehnologic în RET;
Restaurarea SEN la rămânerea parțială sau totală fara tensiune.
Realizarea serviciilor de sistem tehnologice se face prin intermediul următoarelor mijloace:
Reglajul primar al frecvenței;
Reglajul secundar de frecvență – putere;
Rezerve de putere;
Sisteme locale de reglare a tensiunii;
Consumatori dispecerizabili care își reduc sarcina sau pot fi deconectați la dispoziția OTS;
Sisteme automate de izolare pe serviciile proprii și prin autopornirea grupurilor în vederea restaurării SEN după o perturbație majoră.
2.1.2 Tipuri de servicii de sistem
În funcție de serviciile de sistem solicitate de Operatorul de Transport și Sistem (OTS) pentru menținerea stabilității frecvenței, cele tehnologice se clasifică în mai multe tipuri de rezerve de putere.
Mobilizarea acestora, manuală sau automată, determină următoarele tipuri de rezerve de putere:
Rezerva de reglaj primar;
Rezerva de reglaj secundar;
Rezerva de reglaj terțiar rapid și lentă.
Setările regulatorului de viteză privind (consemnul de frecvență și gradul de statism), precum și cele ale repartitorului grupurilor participante la reglajul secundar se găsesc la dispoziția Operatorului de Transport și Sistem, ținându-se cont de limitele declarate la punerea în funcțiune, conform lucrării [X].
Rezerva de reglaj primar și reglajul primar de frecvență
Se definește ca fiind rezervă de reglaj primar, rezerva de putere, care poate fi mobilizată automat în 30 secunde de la abaterea frecvenței de la valoarea de consemn. Aceasta poate rămâne în funcțiune timp de 15 minute. Rezerva de reglaj primar minimă, care trebuie asigurată de fiecare unitate dispecerizabilă este stabilită de Operatorul de Transport și Sistem. Încărcarea acesteia se efectuează în momentul în care are loc o abatere cvasistaționară a frecvenței de ±200 mHz.
Acestui tip de rezervă îi corespunde reglajul primar de frecvență, respectiv un reglaj descentralizat, automat, având o caracteristică statică a frecvenței. Pentru realizarea sa se folosesc un număr mare de grupuri generatoare, prin intermediul cărora are loc o corecție rapidă, respectiv la o frecvență apropiată de cea de consemn a diferenței dintre producție și consum. Corecția rapidă se mobilizează în cel mult 30 secunde. Banda de reglaj primar, care poate fi asigurată este între ±2 % și ±5 % din puterea nominală a generatoarelor. De asemenea, considerând la nivelul sistemului, aceasta reprezintă dublul rezervei de reglaj primar.
Fiecare producător de energie electrică are obligația sa asigure reglajul primar la solicitarea Operatorului de Transport și Sistem, indiferent dacă acestea se efectuează prin mijloace proprii sau prin colaborare cu alți furnizori de servicii de sistem tehnologice. Astfel, este necesară dotarea grupurilor generatoare cu câte un regulator de viteză (RAV) pentru a asigura corecția în timp util a variațiilor de frecvență. De altfel, comenzilor RAV le răspund turbinele grupurilor generatoare.
Pentru obținerea unui efect maxim de răspuns în cazul acționării regulatoarelor de viteză, valorile cuantumului rezervei de reglaj primar trebuie să fie cât mai aproape de limita procentuală superioară, a cărei stabiliri se efectuează în maniere diferite pentru funcționările interconectate si izolate ale SEN.
Astfel, în cazul unei funcționări interconectate dimensionarea rezervei de reglaj primar este calculată anual, fiind coordonată de regulile Uniunii de coordonare a transportului energiei electrice (UCTE). Prin urmare, conform Procedurii de dimensioanare a rezervelor de putere activă, declanșarea celei mai mari puteri generate conectate la un grup aflat în interconexiune prin participarea tuturor sistemelor de reglaj într-un mod proporțional cu producția totală a fiecăruia, este dată de necesitatea acoperii unei puteri pierdute, ceea ce stabilește implicit și criteriul de dimensionare. În cazul unei zone sincrone, conform normelor UCTE, pierderea a 3000 MW, conduce la mobilizarea instantă a rezervei de reglaj primar, a cărei derulări trebuie să se realizeze fără vreo deconectare de sarcină. Pentru funcționarea izolată, stabilirea rezervei de reglaj primar se face în cadrul procesului de programare, considerându-se între 2 % și 5 % din puterea activă disponibilă.
Rezerva de reglaj primar se obține din cuantumul cu care contrebuie fiecare sistem de reglaj, calculat pe baza unui coeficient de participare, calculat astfel:
Ci = Pi/Pu (2.1)
în care se consideră:
Pi – reprezintă producția netă a fiecărei zone de reglaj;
Pu – reprezintă producția netă pe tot ansamblul zonelor de control.
Calculul valorii rezervei de reglaj primar este realizat în cadrul UCTE, fiind comunicat pentru anul consecutiv, până la data de 1 decembrie a anului anterior, devenind operațională de la 1 ianuarie a anului aferent.
Conform Procedurii operaționale privind calificarea furnizorilor de servicii de tehnologice de sistem, asigurarea reglajului primar de frecvență se bazează pe anumite criterii de calificare.
Acestea se referă la:
deținerea de grupurile generatoare a unor regulatoare de viteză rapide pentru asigurarea răspunsului la diferite variații ale frecvenței în condiții de funcționare normală;
capabilitatea grupurilor generatoare de a reacționa la comenzile RAV și prezența în funcționare a unei bucle de sarcină în regimul de conducere a cazanului prin turbina;
capacitatea de ajustare a valorii de consemn a frecvenței RAV în domeniul (47,552) Hz;
încadrarea în limitele permise de echipament a statismului unităților generatoare între 2% și 16%;
plasarea RAV într-o zonă de insensibilitate a acestuia cu limitele cuprinse între 10 mHz.
Rezerva de reglaj secundar și reglajul secundar frecvență – putere
În cazul abaterii de la valoarea programată a frecvenței și/sau soldului Sistemului electroenergetic național, are loc mobilizarea automată într-un interval de maximum 15 minute a rezervei de putere, denumită rezerva de reglaj secundar. Totodată, prin intermediul rezervei de reglaj secundar se realizează refacerea rezervei de reglaj primar.
Reglajul secundar corespunzător rezervei de putere amintite anterior, se definește prin următoarele caracteristici: conducere automată și coordonată a frecvenței/soldului SEN, bazată pe corecția frecvenței prin intermediul unităților generatoare dispecerizabile calificate, a căror racord se realizează printr-un regulator central de frecvență-putere de schimb, instalat la Dispecerul Energetic Național (DEN). Astfel, se consideră că valoarea rezervei de reglaj secundar este egală cu jumătate din banda de reglaj secundar oferită de centralele reglante.
Pentru calculul rezervei de reglaj secundar, Operatorul de Transport și Sistem aplică relația din normativele UCTE, respectiv:
[MW] (2.2)
în care:
R – rezerva recomandată de reglaj secundar, [MW];
Lmax – consumul maxim preconizat pentru un sistem de reglaj, [MW];
Pentru România Lmax = 10 000 MW;
a, b – parametrii stabiliți experimental la nivelul UCTE, respectiv a = 10 MW și b = 150 MW.
Totodată, dimensiunea rezervei de reglaj secundar depinde într-o foarte mare măsură de perioada sezonieră, datorită vitezei de variație a consumului sistemului, a schimburilor programate, precum și a tipului de grup generator specific zonei de reglaj. Astfel, pentru satisfacerea cerințelor reglajului secundar, este necesară o viteză cât mai mare a vitezei de variație a puterii active la bornele generatorului.
În acest sens, conform Procedurii de dimensionare a rezervelor de putere activă, pentru fiecare generator specific unui anumit tip de centrală, UCTE a stabilit limite de variație a vitezei, după cum urmează:
în centrale hidroelectrice ω = (1,5 ÷ 2,5) %/sec
în centrale termoelectrice pe hidrocarburi ω ~ 8 %/min
în centrale termoelectrice pe cărbune ω = (1 ÷ 4) %/min
în centrale nuclearoelectrice ω = (1 ÷ 5) %/min
Prin urmare, UNO – DEN decide valoarea rezervei de reglaj secundar în fiecare sezon, ținând cont de curba de variație a consumului din România, de tipul structurii de producție, precum și de principiul asigurării a minim (75 – 80) % din disponibilitatea benzii puse la dispoziție de către hidrocentrale și a (20 – 25) % din valoarea benzii oferite de centralele termoelectrice.
Cu toate acestea, pentru valoarea superioară a a rezervei de reglaj secundar, impusă de către UCTE, UNO – DEN a stabilit anumite limite minime. Cauzele limitării rezervei de reglaj secundar sunt impuse de parametrii tehnici ai grupurilor generatoare din sistemul energetic românesc, precum gradul de fiabilitate al grupurilor dispecerizabile, numărul acestora, performanțele RAV, dar și vechimea.
Pe baza acestor considerente, dar și pe baza experienței cumulate din operare sistemului, valorile limite impuse ale rezervei de reglaj secundar sunt:
minim 300 MW pentru o bandă disponibilă de minim 600 MW în intervalele orare cu gradient de creștere a consumului mare;
minim 200 MW pentru o bandă disponibilă de minim 400 MW în zilele lucrătoare și sărbători legale cu consum mare;
minim 150 MW pentru o bandă disponibilă de minim 300 MW pentru toate celelate intervale orare de consum.
Obținerea acestor valori s-a realizat pe baza formulelor impuse de UCTE, respectiv:
, în cazul unei variații de consum cvasistaționară
, specific intervalelor de timp cu variații de consum rapide
Drept urmare, în situația unei variații majore de consum, UCTE poate prevede mărirea rezervei.
Valoarea frecvenței programate pentru funcționarea sistemului, stabilită zilnic prin corelarea orei sincrone cu ora astronomică de către Operatorul de Transport și Sistem, reprezintă valoarea de consemn pentru reglajul secundar de frecvență – putere. Pe lângă caracteristicile amintite anterior, grupurile generatoare dispecerizabile ale producătorilor trebuie să îndeplinească anumite criterii de calificare pentru a putea asigura reglajul secundar frecvență – putere. Acestea vizează capacitatea unui grup generator de a-și modifica într-o manieră continuă puterea livrată într-un interval de minim 10 % din puterea nominală atunci când se comandă prin regulatorul secundar frecvență – putere aferent. Totodată, la dispoziția DEN, grupul trebuie sa-și poată modifica viteza de variație a sarcinii încadrându-se astfel în limitele declarate la calificare.
De asemenea, un alt criteriu de calificare se referă la disponibilitatea grupului generator, care în anumite regimuri solicitate de DEN, trebuie sa funcționeze simultan în reglaj primar cât și secundar. Acest regim cuprinde o buclă de putere cu corecții de frecvență. Fiecare grup generator calificat dintr-o centrala trebuie sa cuprindă mijloace de măsurare și control a energiei electrice active, ce s-a produs în interiorul benzii de reglaj secundar.
Conform unor cerințe noi privind grupurile generatoare noi calificate, acestea trebuie sa permită separarea de SEN și să poată funcționa cu alimentarea serviciilor proprii minim o oră și peste minimul tehnic cel puțin trei ore în cazul unor condiții de insularizare, atunci când se urmărește restaurarea funcționării în SEN.
Figura 2.1 Rezerve de putere în Sistemul electroenergetic din România
Rezerva de putere și reglajul terțiar
Asigurarea refacerii rapide a rezervei de reglaj secundar, cât și realizarea reglării frecvenței și a soldului programat în SEN se efectuează prin intermediul rezervei de reglaj terțiar (de putere). Prin urmare, participarea rezervei de putere activă la refacerea rezervei de reglaj secundar, conduce totodată la echilibrarea balanței de putere la apariția abaterilor de la programul stabilit.
Această rezervă terțiară se află la dispoziția Operatorului de Transport și Sistem, pe o durată nelimitată, fiind încărcată de producătorii calificați. Pentru restabilirea echilibrului producție – consum în cazul dezechilibrelor cu evoluție lentă, caracteristice abaterii curbei de sarcină față de program, cât și în cazul celor mari, apărute brusc declanșate printr-un grup generator, fie printr-un consumator, este necesară mobilizarea rezervei în timp util de către Dispecerul Energetic Național.
Componente rezervei de reglaj terțiar sunt:
Rezerva turnantă – a cărei încărcare se face o dată cu rezerva de încărcare stabilită, participând astfel la reconstruirea rezervelor de reglaj primar și secundar, prin echilibrarea balanței producție – consum. Încărcarea acesteia se efectuează în interval de 15 minute, la dispoziția Operatorului de Transport și Sistem, pornind din punctul de funcționare și ajungând la Pmax,disp, fie Pmin dacă este vorba despre descărcarea rezervei. Astfel, procesul este unul continuu, rezerva fiind menținută cât timp este solicitată;
Rezerva terțiară rapidă – asemeni rezervei turnantă, aceasta pornește din starea deconectat de la rețea, încarcând Pmax,disp în cel mult 15 minute. Astfel, rezerva practic pornește de la starea sincronizat la sistem, având loc descărcarea întregii puteri până la decuplarea grupurilor generatoare calificate de la rețea în maxim 15 minute;
Rezerva terțiară lentă – are rolul de a reface rezerva minut prin încărcarea acesteia în 7 ore. De regulă, acest tip de rezervă este pusă la dispoziția Operatorului de Transport și Sistem de către producătorii cu unități dispecerizabile termoelectrice, permițând astfel asigurarea echilibrului dintre producție și consum în situația unei abateri de la programul stabilit.
Dimensionarea rezervelor de reglaj terțiar se efectuează, ținându-se cont de faptul că în cazul rezervei terțiare rapide, aceasta trebuie să fie egală sau chiar mai mare decât rezerva de reglaj secundar, întrucât este obligatorie acoperirea celei mai mari puteri deconectabile din sistem, la care se mai adaugă 100 MW pentru cazul unei prognoze imprecise. Astfel de situații se regăsesc în următoarele cazuri, precum:
acoperirea unei declanșări a unuia dintre grupurile de la Centrala Nuclear Electrică Cernavodă, pentru o Pnom = 700 MW, se va considera o rezervă egală cu 800 MW;
acoperirea ansamblului de unități de la C.N.E Cernavodă printr-o rezervă de 1500 MW în cazul unei deconectări a celor două grupuri generatoare din cauza unei indisponibilități pe bara colectoare a stației de 400 kV;
Pe lângă erorile de prognoză menționate anterior, pentru calculul rezervei terțiare rapide se vor lua în considerare atât rezervele de putere de pe Piața serviciilor tehnologice de sistem puse la dispoziția Operatorului de Transport și Sistem, precum și portofoliul de grupuri care permite asigurarea consumului de sistem pe baza balanței de echilibrare, conform procedurii aferente în vigoare.
În ceea ce privește rezerva terțiară lentă, dimensionarea acesteia se realizează ținându-se cont de cea de-a doua cea mai mare pierdere de putere activă, care poate avea loc la un moment dat în SEN.
Astfel, pentru funcționarea cu două unități a centralei nuclearoelectrice de la Cernavodă, este necesară satisfacerea a 700 MW, respective Pnom a unui grup. Pentru cazul unei singure linii de evacuare la Centralele termoelectrice Turceni și Rovinari, se vor considera necesari pentru rezervă 600 MW pentru o funcționare cu două grupuri,.
Rezerva turnantă, cât și rezerva terțiară rapidă sunt furnizate sub formă de rezerva minut.
Toți producătorii cu unități dispecerizabile calificate trebuie să îndeplinească anumite condiții pentru a putea furniza rezervele de reglaj terțiar, după cum urmează:
Pentru rezerva de reglaj terțiar rapid este necesar să se îndeplinească următoarele criterii:
Furnizarea de putere activă disponibilă la frecvențe între 49,5 și 50,5 Hz;
Punerea imediată la dispoziția DEN a rezervei, pe o durată nedefinită ori de câte ori este necesar, într-un timp prestabilit corespunzător tipului de rezervă de care aparține;
Funcționarea stabilă a grupului generator la o putere generată redusă, a cărei valoare convenită de Operatorul de Transport și Sistem figurează în anexele de calificare, bazate pe caracteristicile tehnice ale grupurilor stabilite pentru asigurarea rezervei de putere.
În ceea ce privește criteriile necesare de satisfăcut pentru calificarea furnizorilor de rezerva de reglaj terțiar lent, acestea vizează:
capacitatea încărcării sau descărcării liniare de către grupul generator a întregii rezerve de reglaj primar în 30 secunde, acesta având abaterea cvasistaționară a frecvenței de 200 mHz. Menținerea procesului de încărcare sau descărcare trebuie să aiba o durată de minim 3 minute;
plasarea RAV într-o zonă de insensibilitate a acestuia egală sau mai mică de 50 mHz;
abilitatea grupului de a respecta viteza de încărcare/descărcare declarată și verificată pe întreg palierul de funcționare.
Pe lângă reglarea frecvenței, respectiv menținerea capacității de rezervă de putere activă, serviciile de sistem tehnologice vizează și asigurarea altor servicii, precum:
Asigurarea puterii reactive în bandă secundară de reglaj a tensiunii
Prin asigurarea stabilității tensiunii, se asigură menținerea unei funcționări sigure a instalațiilor consumatorilor și totodată se conferă o economicitate a modului de utilizare a instalațiilor de producere, transport și distribuție a energiei electrice. Astfel, stabilitatea tensiunii este realizată prin intermediul producătorilor, a căror participare se face cu instalații proprii de reglaj, dar și cu ajutorul consumatorilor. În cazul unui sistem interconectat, cum este și cel actual, reglajul tensiunii în nodurile specifice acestor rețele, se realizează sub conducerea Operatorilor de Transport și Sistem ale sistemelor electroenergetie vecine.
Pentru menținerea valorilor în limite normate, este necesară menținerea într-un volum suficient de către Operatorul de Transport și Sistem a instalațiilor de compensare a puterii reactive în rețeaua electrică de transport.Valorile normate ale tensiuni trebuiesc asigurate 95% din timpul săptămânii. Situațiile în care se prevede asigurarea valorilor limită normate sunt: regimurile funcționării unei rețele în gol, apoi în condiții de regim cu consum minim în SEN care necesită utilizarea compensarii puterii reactive înainte de a se apela la deconectarea consumatorilor sau a unor părți din rețea și nu în ultimul rând în cazul regimurilor cu încărcare maximă a rețelei electrice de transport, care trebuie să respecte criteriul de siguranță N-1.
În ceea ce privește compensarea producției și a consumului de putere reactivă, aceasta se realizează de către Operatorul de Transport și Sistem, dar și de către distribuitorii și consumatorii racordați la RET, din rețeaua proprie. Astfel, schimburile de putere reactivă între rețelele electrice de distribuție și cele de transport sunt permise doar dacă nu este perturbată siguranța în funcționare a SEN. Conform lucrării [X], se plătește doar energia reactivă produsă sau absorbită la cerere, în benzile secundare de reglaj ale tensiunii, conform solicitărilor OTS.
În acest caz, condițiile pe care fiecare producător cu unități dispecerizabile calificate trebuie să le îndeplinească fac referire la:
existența unor mijloace de măsurare, respectiv control a energiei reactive produse, fie absorbite în benzile secundare de reglaj a tensiunii;
deținerea de sisteme reglaj a excitației, care permit variația puterii reactive furnizate/absorbite în rețelele electrice de transport sau de distribuție cu rolul de a compensa cât mai rapid variațiile de tensiune;
acționarea continuă a regulatorului automat de tensiune, fără a provoca instabilitate, pe întreg intervalul de funcționare a generatorului;
prezentarea diagramei de funcționare P-Q a generatoarelor, a caracteristicilor tehnice ale grupurilor propuse pentru calificare cât și parcurgerea în mod repetat a plajei de putere reactivă de către grupul generator în cadrul diagramei;
furnizarea puterii active nominale pentru orice punct de funcționare cuprins între cosφ = 0,85 inductiv și cosφ = 0,95 capacitiv;
în regim stabil de funcționare, puterea reactivă livrată este disponibilă în întregime pentru variații ale tensiunii de ± 5% pentru rețelele de 400 kV și respectiv de ± 10% pentru rețelele de 110 kV și 220 kV.
Concluzionând, zonele din diagrama P-Q a unui grup generator sincron pentru care producția/absorția energiei reactive se plătește reprezintă banda secundară de reglaj a tensiunii, altfel aceasta este denumita ca banda primară de reglaj a tensiunii.
Figura 2.2 Cadrul de desfașurare al reglării frecvenței conform Uniunii de coordonare a transportului energiei electrice (UCTE)
Restaurarea funcționării SEN la lipsă tensiune
Procesul de restaurare a Sistemului Electroenergetic Național (SEN) se întocmește conform Planului de restaurare a funcționării SEN prin participarea grupurilor generatoare înscrise la piața serviciilor de sistem tehnologice. Conform Codului Tehnic al rețelei electrice de transport, în caz de avarie sau cădere totală, orice producător trebuie să fie capabil să-și asigure funcționarea izolată a cel puțin unuia dintre grupuri prin intermediul serviciilor proprii cel puțin o oră, debitând într-una din stațiile de energie electrică stabilită de Operatorul de Transport și Sistem.
Astfel, sursele de tensiune pe baza cărora se realizează restaurarea funcționării sistemului sunt:
Grupurile generatoare izolate, a căror funcționare este asigurată de serviciile proprii;
Grupurile generatoare cu autopornire;
Grupurile generatoare insularizate pe zone de consum;
Participarea la restaurarea SEN, presupune din partea producătorilor calificați îndeplinirea mai multor condiții, precum:
Existența unor surse proprii de autopornire, fără alimentare cu energie electrică de la SEN în centralele în care se găsesc grupurile generatoare, care să permită alimentarea serviciilor proprii, imperios necesare funcționării grupurilor generatoare;
Utilizarea regulatoarelor de viteză pentru asigurarea reglajului frecvenței pentru valori sub 52 Hz, atunci când grupul generator funcționează izolat;
Funcționarea la sarcină parțială timp de o oră a regulatorului de viteză a grupului generator și resincronizarea acestuia pentru o sarcină parțială cuprinsă între puterea nominală și puterea necesară alimentării serviciilor proprii;
Suportarea în cazul funcționării izolate pe sarcini proprii, fie parțiale a grupului generator a unor conectări bruște de sarcină de până la 10 % din puterea nominală.
Prin urmare, orice producător calificat trebuie să fi prezentat Operatorului de Transport și Sistem caracteristicile tehnice, cât și rezultatul probelor de performanță ale grupurilor energetice care urmează a participa la restaurarea SEN în cazul unei căderi parțiale/totale a sistemului.
Astfel, aceștia vor deveni furnizori de servicii tehnologice de sistem și vor fi plătiți de Operatorul de Transport și Sistem pentru toate cheltuielile de exploatare, cât și cele efectuate în urma reducerii randamentelor la sarcini parțiale conform cererii acestuia. Conform Codului Tehnic al rețelei electrice de transport, dreptul necondiționat de utilizare a serviciilor de sistem tehnologice îi revine Operatorului de Transport și Sistem.
2.2 Achiziționarea servicilor de sistem tehnologice de pe PSST
Achiziționarea serviciilor de sistem tehnologice se realizează în scopul asigurării condițiilor de funcționare în siguranță a Sistemului Energetic Național, conform necesarului stabilit de Operatorul de Transport și Sistem pe baza criteriilor ENTSO-E. Tranzacționarea acestora se efectuează într-un cadru concurențial prin licitații, având la bază Procedura Operațională privind achiziția prin licitație a serviciilor tehnologice de sistem.
Astfel, serviciile de sistem tehnologice vizate pentru achiziționare sunt:
Rezerve de reglaj secundar
Rezerve de reglaj terțiar rapid
Rezerve de reglaj terțiar lent
Determinarea cantităților orare și zilnice de servicii de sistem tehnologice amintite anterior se realizează de către Unitatea Operațională a Dispecerului Energetic Național (UNO-DEN).
Toți furnizorii de servicii de sistem tehnologice trebuie să dețină unități dispecerizabile calificate din punct de vedere tehnic pentru serviciul pe care îl oferă și de asemenea să figureze înscriși la Piața de Echilibrare pentru a putea participa la licitațiile realizare de CNTE Transelectrica SA.
Înscrierea participanților la PSST pentru licitații presupune mai multe etape, precum:
completarea Cererii pentru înregistrarea ca participant la licitația pentru achiziționarea serviciilor de sistem tehnologice și a Contractului cadru de vânzare/cumpărare a serviciilor de sistem tehnologice;
verificarea corectitudinii informațiilor de către Transelectrica, în urma primirii cererii de înregistrare la PSST din partea solicitantului;
aprobarea/respingerea solicitării de înscriere de către Transelectrica în termen de zece zile de la primirea acesteia;
adăugarea noului participant în Registrul de licitație după aprobarea acestuia și informarea UNO-DEN și a Operatorului pieței de echilibrare (OPEE);
permiterea accesului la platforma de licitații – DAMAS;
semnarea de către reprezentanții Transelectrica a contractului de vânzare, fie cumpărare a serviciilor de sistem tehnologice și trimiterea acestuia către noul furnizor de servicii.
În cazul apariției unor schimbări privind datele tehnice ale furnizorului de servicii de sistem
tehnologice, acesta trebuie să înștiințeze Transelectrica despre noile modificări, permițând acesteia sa verifice și să reaccepte, fie să refuze participantul, prin specificarea motivelor. Actualizarea în Registrul de licitație a datelor tehnice se va face după accept, conform modificărilor transmise de solicitantul la licitație.
Dezactivarea participantului la licitație și revocarea acestuia se face în urma neîndeplinirii obligațiilor. În perioada de dezactivare, furnizorul de servicii de sistem tehnologice nu mai poate trimite oferte. Intervalul maxim de dezactivare este de patru săptămâni, după care acesta va fi eliminat complet din Registrul de licitație dacă nu și-a îndeplinit obligațiile restante în perioada prestabilită.
De asemenea, revocarea participantului se efectuează și în cazul unui proces de faliment a participantului la piață, fie din decizia proprie a acestuia de a renunța la statut.
2.2.1. Etapele desfășurării licitațiilor
Principalele etape, care definesc procesul de achiziție a serviciilor de sistem tehnologice prin licitații, se referă la:
Stabilirea cantităților de servicii de sistem tehnologice necesare
Procesul propriu zis de desfășurare a licitației privind achiziționarea de servicii de sistem tehnologice este precedată de determinarea necesarului de servicii care trebuie achiziționat.
Cantitatea necesară este calculată pe fiecare interval orar de achiziție de către UNO – DEN pentru fiecare categorie de serviciu de sistem tehnologic, pe baza reglementărilor tehnice în vigoare, dar și conform normelor ENTSO-E.
Astfel, în cazul unor achiziții anuale, se anunță cantitatea necesară de servicii de sistem tehnologice cu cel puțin 8 săptămâini, în timp ce pentru licitațiile desfășurate pe perioade mai mici de 11 luni, se anunță cu minim 5 săptămâni înainte. Aceste valori, care ulterior vor fi licitate pe platforma DAMAS sunt trimise către Transelectrica, urmând ca aceasta să anunțe în timp real participanții la piața serviciilor de sistem tehnologice despre organizarea licitației.
Stabilirea perioadei de achiziție a serviciilor de sistem tehnologice
Indiferent de categoria de servicii de sistem tehnologice solicitate de Operatorul de Transport și Sistem, se vor organiza licitații regulate, respectiv: anuale, trimestriale, lunare, săptămânale și chiar zilnice. Ca urmare, pentru intervale relativ mai mari de timp, respectiv lunare/săptămânale se vor specifica pentru toate categoriile de servicii de sistem tehnologice valorile necesare, cât și detaliile privind licitația cu două săptămâni înainte, iar licitația se va desfășura cu 5 zile înaintea perioadei de achizitie.
În ceea ce privește perioadele mai scurte, respectiv mai puțin de o săptămână, detaliile privind modul de desfășurare al licitațiilor se vor publica cu 3 zile înaintea începerii achiziției, astfel că rezultatele licitației vor fi specificate de asemenea cu o zi mai devreme față de începerea procesului. Toate aceste date vor fi furnizate de către Transelectrica în cadrul platformei informatice.
Elaborarea și depunerea de oferte de către furnizorii de servicii de sistem tehnologice, precum și validarea acestora
În urma publicării necesarului de servicii de sistem tehnologice și specificării duratei de achiziție a acestora, toți producătorii calificați în domeniu pot depune voluntar oferte. Astfel, participarea acestora presupune inițial completarea ofertelor, prin menționarea serviciilor de sistem tehnologice pentru toate acele unități dispecerizabile pe care aceștia le exploatează.
Aceștia vor putea depune maxim 10 perechi preț-cantitate pentru fiecare interval orar de achiziție, fiecare pereche ofertată trebuind sa aibă minim 5 MW, exceptând banda de reglaj secundar, care permite 10 MW per ofertă.
În cazul trimiterii a mai multor oferte de către participanții la piață, aceștia le pot modifica oricând până la încheierea termenului de primire a ofertelor, însă va trebui să se țină cont de faptul că nu trebuie depășită cantitatea cerută. Acele oferte depuse după finalizarea limitei de timp impuse nu vor mai fi procesate.
Toate cantitățile ofertate de către furnizorii de servicii de sistem tehnologice trebuie ordonate crescător în funcție de preț. Astfel, prețul caracteristic fiecărei perechi cantitate reprezintă acel preț minim pe care participantul la piață este dispus să-l primească pentru furnizarea cantității de serviciu de sistem tehnologic necesar într-un interval orar. De asemenea, în ofertele postate de către participanții la piața serviciilor de sistem tehnolgice vor fi trecute pe lângă prețul minim cerut de furnizor, numele participantului numărul licitației și al ofertei , luna și perioada pentru care se întocmește achiziția, cât și data, respectiv ora publicării cantității de licitat.
Aceste oferte trimise de participanți sunt verificate automat ținându-se cont dacă se respectă regulile de desfășurare privind procedura de licitație, urmând să fie validate automat. Informarea particpantului privind validarea sau respingerea ofertei sale, se realizează prin intermediul unui mesaj electronic.
Concluzionând, întregul proces rezumat în această etapă face referire la toți acei furnizorii calificați de servicii de sistem tehnologice, care pot depune oferte pentru fiecare categorie vizată, urmând ca platforma informatică să le valideze automat dacă sunt îndeplinite condițiile licitației.
Figura 2.3 Cadrul organizat de depunere a ofertelor pentru PSST de pe platforma DAMAS
(sursa: www.transelectrica.ro)
Stabilirea câștigătorilor licitației prin determinarea prețului de închidere al pieței (PIP)
Ofertele câștigătoare vor fi determinate prin selectarea în funcție de prețul ofertat și de cantitatea de servicii tehnologice solicitate, după încheierea termenului limită de depunere a ofertelor. Astfel, pentru fiecare interval orar de achiziție, cât și în funcție de categoria de serviciu de sistem selectat, se vor ordona crescător în mod automat începând de la cel mai mic preț ofertat.
Vor fi declarate câștigătoare toate acele oferte cărora le corespund anumite cantități, care însumate pentru fiecare interval orar specific unei categorii de servicii de sistem tehnologice satisfac necesarul solicitat de Transelectrica. Așadar, ultima ofertă câștigătoare determină prețul de închidere al licitației corespunzător fiecărui interval orar de achiziție. Această ultimă ofertă poate fi acceptată total, fie parțial.
În urma stabilirii prețului de închidere al pieței pentru licitația corespunzătoare unei anumite perioade, cantitățile declarate câștigătoare vor fi contractate la acest preț. În cazul nesatisfacerii întregii cantități de servicii de sistem tehnologice solicitate de către Operatorul de Transport și Sistem, se va contracta toată cantitatea depusă la ultimul preț ofertat. Însă, cantitatea rămasă ca diferență de acoperit va fi contractată în alte sesiuni de licitație.
Ca urmare a dreptului de solicitare a serviciilor de sistem tehnologice deținut de Transelectrica, aceasta poate oricând să-și modifice (să-și diminueze) cantitatea de servicii cerută și totodată în cazul situației privind încasările insuficiente provenite din venitul reglementat al achiziției acestora, Transelectrica poate limita superior prețul de achiziție, conform Procedurii de achiziție prin licitație a serviciilor de sistem tehnologice.
Rezultatele licitației sunt ulterior afișate automat în cadrul platformei DAMAS. Astfel, toate cantitățile contractate sunt comunicate de Transelectrica către UNO – DEN și OPEE, cât și participanților câștigători.
Informarea participanților la piața serviciilor de sistem tehnologice (PSST) asupra rezultatelor licitației
Odată cu informarea participanților selectați pentru furnizarea serviciilor de sistem tehnologice, aceștia au obligația să comunice UNO – DEN, partea care își asumă responsabilitatea echilibrării pentru producția acestuia, respectiv (PRE). Ulterior, partea responsabilă cu echilibrarea (PRE), trebuie să pună la dispoziția Operatorului de Transport și Sistem, graficele cu producția unităților dispecerizabile ale participantului pentru toate notificările fizice zilnice. Astfel, furnizarea serviciilor de sistem tehnologice contractate, cât și a energiei corespunzătoare acestor servicii de la fiecare participant în urma licitațiilor, este ofertată pe Piața de Echilibrare.
Modul de desfășurare a contractelor de servicii tehnologice de sistem, respectiv contractarea acestora
În urma desfășurării licitației conform etapelor menționate anterior, în termen de maxim trei
zile lucrătoare după anunțarea rezultatelor licitației, se vor vor încheia contractele pentru furnizarea serviciilor de sistem tehnologice privind necesarul de servicii, cât și prețul valabil pe întreaga perioadă de achiziție.
Ulterior încheierii contractului de furnizare, câștigătorii licitației au obligativitatea ofertării energiei de reglaj corespunzătoare serviciilor tehnologice de sistem pe Piața de Echilibrare, conform fiecărui interval orar de achiziție. Astfel, doar prin această ofertare se vor considera prestate serviciile tehnologice de sistem, ceea ce va permite decontarea cantităților contractate corespunzătoare prețului de închidere al licitației.
Pentru toate acele cantități de servicii tehnologice de sistem, care au fost contractate dar nu și prestate, furnizorul va fi penalizat de Transelectrica printr-o majorare cu 200% din prețul de contrat stabilit în urma licitației.
Toate etapele prezentate anterior conform Procedurii de achiziție a serviciilor de sistem tehnologice au fost realizate tinându-se cont de prevederile mai multor documente de referință în domeniul energetic și în special din sectorul pieței de energie electrică, precum:
Codul Tehnic al Rețelei Electrice de Transport
Licența pentru transportul și dispecerizarea energiei electrice a Companiei Naționale de Transport a Energiei Electrice Transelectrica S.A.
Codul Comercial al Pieței Angro de Energie Electrică
Manualul de utilizare al platformei DAMAS
În ceea ce privește conceperea, cât și reactualizarea informațiilor privind modul de desfășurare al licitațiilor conform procedurii amintite anterior, acestea sunt realizare de către Departamentul Comercial din cadrul Transelectricii. De asemenea, activitatea acestui departament vizează lansarea licitațiilor pe piața serviciilor de sistem tehnologice, analizarea cererilor de participare la acestea, validarea ofertelor/respingerea acestora, monitorizarea licitațiilor, încheierea contractelor, cât și derularea comercială a acestora cu câștigătorii licitației, deveniți astfel furnizori de servicii de sistem tehnologice.
2.3 Proceduri și metodologii aplicabile pe Piața Serviciilor de Sistem Tehnologice
Achiziționarea serviciilor de sistem tehnologice într-o manieră nediscriminatorie și însoțită de eficiență economică se realizează prin mecanisme de piață. Astfel, operațiunile desfășurare pe Piața Serviciilor de Sistem Tehnologice (PSST), gestionată de către Operatorul de Transport și Sistem, respectiv UNO – DEN se derulează pe baza pe baza mai multor proceduri specifice și a unei metodologii de tarifare, după cum se va explica în continuare pentru fiecare proces realizat.
2.3.1. Determinarea cantităților de servicii tehnologice livrate de furnizori pe PSST
Stabilirea cantităților de servicii de sistem tehnologice prestate de furnizorii aferenți, destinate reglajului secundar și rezervelor terțiară rapidă și lentă pentru diferite perioade de achiziție, respectiv intervale orare se face de către Unitatea Operațională a Dispecerului Energetic Național (UNO-DEN). Astfel, cantitatea de servicii de sistem solicitată de către Operatorul de Transport și Sistem se întocmește și se calculează în funcție de Procedura Operațională privind determinarea cantităților de servicii tehnologice de sistem realizate față de cele contractate și pe baza Codului Tehnic al Rețelei de Transport.
Principiul general al procesului constă în stabilirea cantităților realizate de rezervă corespunzătoare reglajului secundar, terțiar rapid și terțiar lent, tinându-se cont de disponibilitatea pe Piața de Echilibrare a rezervelor enumerate. Astfel, vor fi luate în considerare rezervele pe fiecare interval de dispecerizare, stabilite conform notificărilor fizice. Totodată, se urmărește determinarea cantității de putere reactivă debitată, fie absorbită pentru funcționarea în bandă secundară de reglaj a tensiunii, considerată de asemenea, un serviciu tehnologic de sistem, aflat la dispoziția Dispecerului Energetic Național.
Prin urmare, pentru fiecare categorie de rezervă de putere, cantitățile de servicii de distem tehnologice furnizate, se determină astfel:
Rezerva de putere de reglaj secundar frecvență – putere
Se consideră realizată banda de reglaj secundar frecvență – putere corespunzătoare fiecărui furnizor de servicii tehnologice sistem pentru fiecare interval orar, dacă acea bandă disponibilă este diminuată tinându-se cont de suma rezervelor inexistente a unităților dispecerizabile din portofiul contractat.
Rezerva de reglaj secundar corespunzătoare unei unități dispecerizabile devine inexistentă atunci când este retrasă din exploatare, fie este indisponibilă sau nu a dat răspuns comenzii regulatorului automat de frecvență/putere (RA-f/RA-p) din diferite cauze. În cazul indisponibilității, acest fapt este consemnat în Registrul Operativ de către Dispecerul cu autoritate de decizie. Prin urmare, consemnarea se realizează chiar dacă există o Notificare Fizică în prealabil și este solicitată de asemenea, furnizorului de servicii de sistem tehnologice.
Ulterior, în urma determinării cantiților livrate, Serviciul de Programare și Analiza Funcționării (SPAF) din cadrul UNO-DEN trimite săptămânal informații privind banda de reglaj secundar frecvență-putere către furnizorul de servicii de sistem tehnologice. Astfel, UNO-DEN poate realiza un centralizator lunar privind cantitățile contractate, care ulterior va fi comunicat furnizorilor aferenți.
Rezerva de putere de reglaj terțiar rapid și reglaj terțiar lent
Procesul descris anterior privind stabilirea cantităților prestate de rezerva de putere de reglaj
secundar frecvență – putere, este aplicabilă și în cazul celor două tipuri de rezerve de putere de reglaj terțiar rapid și lent. Diferențele privind aceste două tipuri vizează modul de determinare a rezervelor pentru fiecare interval orar. Astfel, rezerva de reglaj terțiar rapid se consideră realizată, atunci când este egală cu rezerva pentru creșterea de putere disponibilă pe Piața de echilibrare și care ulterior este redusă cu cantitățile de rezerve de reglaj secundar realizate și cu suma rezervelor terțiare rapide, care lipsesc din portofoliul unităților dispecerizabile (UD).
În ceea ce privește stabilirea cantității livrate de rezervă de reglaj terțiar lent pentru fiecare interval orar, de către furnizorii de servicii de sistem tehnologice, deținători ai unor unități dispecerizabile termoenergetice, se consideră îndeplinită prin egalizarea cu cea disponibilă la creștere de putere corespunzătoare unor UD notificate pe Piața de Echilibrare cu 0 MW. Acestea sunt reduse prin contractarea de rezerve de reglaj terțiar rapid, dar si prin diminuarea cu suma rezervelor de reglaj terțiar rapid lipsă din portofoliu. Pe de altă parte, pentru furnizorii de servicii de sistem tehnologice bazate pe grupuri hidroenergetice, rezerva de reglaj terțiar lent este satisfăcută dacă este egală cu cea disponibilă contractată pe Piața de Echilibrare ca unitate dispecerizabilă și diminuată cu rezerva de reglaj terțiar rapid și cu suma rezervelor de reglaj terțiar rapid, care nu se găsesc în portofoliu.
Cauza inexistenței acestor rezerve de reglaj terțiar rapid, cât și lent poate fi determinată de neexecutarea dispoziției de încărcare solictată de dispecerul de tură cu autoritate de decizie.
Puterea reactivă debitată/absorbită în banda secundară de reglaj a tensiunii
Determinarea necesarului de putere reactivă ce a fost debitată sau absorbită în banda secundară de reglaj a tensiunii, se realizează în urma solicitărilor de punere la dispoziție a Dispecerului Energetic Central (DEC), în anumite situații, a unei cantități de servicii de sistem tehnologice din această categorie, către personalul de deservire operativă din centrale. Aceste solicitări operative vor fi înregistrare zilnic de ambele părți implicate în contractarea acestora.
Astfel, lunar, toate cantitățile contractate vor fi transmise furnizorilor de servicii de sistem tehnologice pentru aprobare.
2.3.2. Mecanismul de calificare al furnizorilor de SST
Modul de desfășurare, precum și stabilirea criteriilor privind calificarea grupurilor dispecerizabile dispecerizabile descrise anterior în cadrul subcapitolul 2.1.2 și a furnizorilor de servicii de sistem tehnologice se realizează pe baza Procedurii Operaționale de calificare a furnizorilor de servicii tehnologice de sistem, aplicată de către Operatorul de Transport și Sistem.
Prin urmare, contractarea serviciilor de sistem tehnologice, exceptând serviciul de acoperire a pierderilor de energie electrică în RET impune drept condiție furnizorilor de servicii, calificarea și înscrierea la Piața de Echilibrare.
Astfel, procesul este demarat de către furnizorul de servicii de sistem tehnologice în cauză, care solicită calificarea mai multor grupuri dispecerizabile enumerate. Acesta are obligația de a prezenta Operatorului de Transport și Sistem caracteristicile tehnice ale consumurilor dispecerizabile și implicit ale echipamentelor de reglare, pentru care a solicitat calificarea, precum și toate înregistrările de funcționare curentă pentru minim 15 zile funcționale, ulterior efectuării probelor. Toți acei furnizori de servicii de sistem tehnologice deja admiși, care la un moment dat nu mai îndeplinesc integral cerințele procedurii în vigoare, rămân calificați temporar, respectiv timp de 12 luni, ținându-se cont de aceste condiții:
în lipsa realizării probelor de verificare a performanțelor, funcționarea în proporție de 66% în reglaj primar pe parcursul unui an de monitorizare trebuie dovedită;
prin neîndeplinirea cerințelor de performanță privind furnizarea reglajului primar, grupul dispecerizabil trebuie să demonstreze deținerea de contracte de reabilitare;
răspunderea la variații de frecvență în regim turbina conduce pentru toate acele grupuri generatoare termoenergetice, cu timp de menținere a puterii mobilizate cuprins între 3 și 15 minute;
calificarea serviciului de reglaj al tensiunii în bandă secundară și a grupurilor aflate în exploatare, atunci când este necesară menținerea siguranței în funcționare a SEN, chiar dacă nu sunt respectate toate criteriile enumerate anterior.
Astfel, pot fi acordate cel mult două calificări temporare succesive.
În privința furnizorilor de servicii de sistem tehnologice ale căror grupuri dispecerizabile au
fost deja calificate definitiv și pot avea implicații directe asupra asigurării de servicii, conform
procedurii în vigoare, acestea sunt verificate și ulterior certificate regulat la o perioadă de 5 ani în
cazul constatării de către UNO–DEN a unor schimbări în timp privind viteza de variație a puterii,
banda primară sau secundară de reglaj de P sau Q, fie statismul.
O altă etapă a calificării constă în analizarea documentației tehnice de către Operatorul de
Transport și Sistem. În termen de o lună, acesta poate acorda sau respinge calificarea temporară,
fie definitivă a grupurilor generatoare dispecerizabile privind realizarea de SST. Pentru ambele situații sunt comunicate condițiile ce trebuie îndeplinite pentru calificarea temporară, fie motivele pentru respingerea calificării.
Prin urmare, în cazul acceptării grupului dispecerizabil, acestuia îi este acordat un certificat de
calificare pentru servicii de sistem tehnologice, specificându-se astfel tipul serviciului. Acordarea
calificării se realizează în cadrul unor ședințe speciale, care implică participarea atât a celui care
solicită calificarea, cât și reprezentanții centralei.
În ceea ce privește acordarea calificării unui furnizor de servicii de sistem tehnologice pentru
un anumit tip de serviciu, se ține cont de faptul că cel puțin un alt grup din patrimoniul acestuia
este deja calificat pentru realizarea serviciului solicitat. Solicitarea de calificare poate fi făcută ori
de câte ori este necesar, atât pentru grupurile care nu au fost calificate, cât și în situația calificării
temporare pentru care se dorește creșterea volumului de servicii de sistem tehnologice.
Astfel, certificatul de furnizor de servicii de sistem tehnologice pentru anumite categorii este
acordat numai de Directorul General al C.N. Transelectrica S.A, care emite de altfel și decizia de
calificare. Acest proces este exemplificat pe larg în cadrului organigramei din figura 2.4.
În urma obținerii calificării, obligația furnizorului de servicii de sistem tehnologice este de a anunța în orice moment către Operatorul de Transport și Sistem dacă apar modificări tehnice, fie au loc reabilitări sau înlocuiri a echipamentelor de reglaj care au implicații în asigurarea condițiilor de furnizare de servicii aferente contractate. De altfel, atât caracteristicile tehnice comunicare la începutul calificării, cât și condițiile de furnizare a serviciilor de sistem tehnologice stabilite preliminar trebuiesc asigurate pe întreaga perioadă de calificare, fie până la o nouă validare. Pentru eventuale abateri a parametrilor regulatoarelor, furnizorul are dreptul de a solicita refacerea acestora și totodată obligativitatea de a anunța Operatorul de Transport și Sistem despre această situație, putând stabili împreună cu acesta măsuri de rezolvare a problemei.
În cazul neîndeplinirii criteriilor tehnice menționate în cadrul subcapitolului 2.1.2 de către grupurile dispecerizabile deja calificate, are loc retragerea calificării acestora de către Operatorul de Transport și Sistem. Această măsură se pune în aplicare în momentul obținerii rezultatelor monitorizării, care demonstrează nefurnizarea conform parametrilor stabiliți, pe o perioadă mai mare de 30 zile funcționale a serviciului de sistem tehngologic contractat.
Astfel, orice neinformare a Dispecerului Energetic Național privind erorile de funcționare ale regulatoarelor, precum și nedispunerea setărilor comunicate de UNO – DEN și netrecerea consecutivă a testelor de verificare, conduc, de asemenea, la retragerea calificării. Retragerea unui grup dispecerizabil, fie că este definitivă sau temporară este determinată și de retragerea din exploatare a respectivului grup pentru retehnologizări, înlocuiri a unui RAV/RAT, fapt ce produce modificări ale performanțelor privind furnizarea de servicii de sistem tehnologice. Această decizie este menținută cât timp are loc reabilitarea și până la efectuarea probelor aferente.
Cu toate acestea, calificările pentru celelalte servicii de sistem tehnologice rămân valabile. Retragerea calificării unui grup constă în retragerea tuturor serviciilor oferite de acesta. Astfel, celelalte grupuri îsi pot păstra calificarea și prin urmare furnizorul nu pierde licența pentru serviciile de sistem tehnologice.
Figura 2.4 Reprezentarea procesului derulat privind obținerea licenței de furnizare a SST de către producători (sursa: Procedura Operaționale TEL – 07 V OS-DN/154 )
În concluzie, orice furnizor de servicii de sistem tehnologice pentru a obține calificarea necesară în vederea contractării acestora pe PSST, are obligația de a îndeplini criteriile tehnice menționate de procedura aferentă, de a respecta toate reglementările în vigoare aplicabile acestui domeniu și nu numai, de a oferi în cazul solicitării de către Operatorul de Transport și Sistem a înregistrărilor de funcționare. Totodată, conform Codului Tehnic al RET, acesta are datoria de a pune la dispoziție pe diferite trepte de dispecer, funcționarea echipamentelor proprii utilizate în cadrul comenzilor operative și implicit de a furniza serviciile de sistem tehnologice contractate conform setările precizate de UNO – DEN, respectând integral parametrii tehnici. Conform Codului de măsurare a energiei electrice, furnizorul de servicii de sistem tehnologice trebuie să facă dovada documentației privind măsurarea puterilor absorbite/generate.
2.3.3. Calculul venitului de furnizare a STS și a tarifelor aferente
Achiziționarea de către Operatorul de Transport și Sistem a cantităților de servicii de sistem
tehnologice necesare, se realizează fie pe baza unor tarife reglementate, fie prin prețuri provenite
prin aplicarea mecanismelor de pe piața concurențială. Ca urmare, pentru satifacerea necesarului
de servicii de sistem tehnologice esențiale unei funcționări a sistemului electroenergetic național
în siguranță, se realizează anual o prognoză a cantităților de servicii aferente, care ulterior este
transmisă către ANRE, ajutând astfel la stabilirea venitului necesar furnizorilor de STS conform
fiecărei perioade tarifare, precum și a tarifelor aferente pe baza legislației în vigoare, respectiv a
Metodologiei de stabilire a tarifelor pentru serviciul de sistem, după cum urmează:
2.3.3.1 Venitul alocat furnizării serviciilor de sistem tehnologice
Venitul anual alocat de către fiecare furnizor de servicii de sistem tehnologice corespunzător
unei perioade tarifare este calculat pentru toate cele patru categorii, respectiv: rezerva de reglaj
secundar, rezerva minut, rezerva de reglaj terțiar lent și energia reactivă pentr reglajul tensiunii în
rețeaua electrică de transport.
Astfel, cunoscându-se faptul că venitul total al unui furnizor oarecare (f), alocat unei categorii
de serviciu de sistem tehnologic (x), într-o perioadă tarifară (t), prestării acestor servicii în regim
reglementat, dar și concurențial, acesta este notat sub forma VSTSf,x,t . Calculul venitului total se
efectuează pe baza metodei de reglementare, intitulată “Cost+”. VSTSf,x,t înglobează toate acele
costuri destinate activității de furnizare a serviciilor de sistem tehnologice dintr-un anumit tip (x)
și o cotă de profit egală cu 5% din costul total. Tipurile de costurile justificate avizate de ANRE
suportate de furnizorul (f) privind serviciile de sistem tehnologice cuprind costurile de operare și
mentenanță controlabile, abreviate (CC), costuri de operare și mentenanță necontrabile (CNC),
dar și costuri cu amortizarea activelor (AM) și profitul reglementat (PR).
Relația de calcul pentru VSTSf,x,t este următoarea:
VSTSf,x,t = CCf,x,t + CNCf,x,t + AMf,x,t + PRf,x,t [Lei] (2.3)
în care, PR se definește astfel
PRf,x,t = 0,05 * (CCf,x,t + CNCf,x,t + AMf,x,t ) [Lei] (2.4)
Particularizând venitul reglementat VSTS, obținut prin contractarea următoarelor categorii de
servicii de sistem tehnologice se calculează astfel:
reglajul frecvență – putere
VSTSa,t = [( tSTSa,t × QSTSRna,t) + ( pSTSLna,t × QSTSLna,t)] [Lei] (2.5)
rezerva minut
VSTSb,t = [( tSTSb,t × QSTSRnb,t) + ( pSTSLnb,t × QSTSLnb,t)] [Lei] (2.6)
reglajul terțiar lent
VSTSc,t = [( tSTSc,t× QSTSRnc,t) + ( pSTSLnc,t × QSTSLnc,t)] [Lei] (2.7)
rezerva de putere corespunzătoare grupurilor dispecerizabile în cogenerare
VSTSd,t =VSTSd,tn [Lei] (2.8)
în care:
VSTSnd,t = (Cteff,n / Ctinst,n ) × CFnt [Lei] (2.9)
energia reactivă utilizată pentru reglajul tensiunii
VSTSe,t = [( tSTSe,t × QSTSRne,t) + ( pSTSLne,t × QSTSLne,t)] [Lei] (2.10)
rezerva de capacitate furnizată de acele grupuri generatoare a căror pornire sunt caracterizate de un timp mai mic de 72 ore
VSTSf,t = [( tSTSf,t× QSTSRnf,t) + ( pSTSLnf,t × QSTSLnf,t) [Lei] (2.11)
Se definesc:
tSTSx,t – tariful reglementat pentru serviciul de sistem tehnologic tipul (x) conform perioadei tarifare (t). Acesta se măsoară în [Lei/(hMW)];
QSTSRnx,t – cantitatea reglementată aferentă serviciului tehnologic de tipul (x) din perioada tarifară (t). Aceasta se măsoară în [MWh];
QSTSLnx,t – cantitatea estimată de achiziționat de către producătorul (n) pe perioada tarifară (t), a serviciului de sistem tehnologic (x). Aceasta se măsoară în [MWh];
pSTSLnx,t – prețul mediu mediu estimat pentru achiziția serviciului tehnologic de sistem de
tipul (x) al producătorului (n) în perioada tarifară (t). Acesta se măsoară în [Lei/(hMW)];
Cteff,n – capacitatea electrică eficientă în cogenerare calificată de producătorul (n) în perioada tarifară (t), pentru grupurile dispecerizabile. Aceasta se măsoară în [MW];
Ctinst,n – capacitatea totală instalată în grupurile dispecerizabile ale producătorului (n) în
perioada tarifară (t). Aceasta se măsoară în [MW];
CFnt – costurile fixe justificate aferente grupurilor dispecerizabile în cogenerare deținute de producătorul (n) în perioada tarifară (t). Aceasta se măsoară în [Lei];
în care: x = a, b, c, d, e, f.
Prin urmare venitul total, VSTSf,x,t, este prognozat pentru fiecare perioadă tarifară (t) și pentru fiecare categorie de serviciu de sistem tehnologic livrat de furnizorul (f), ulterior fiind comunicat către ANRE până la data de 1 noiembrie a fiecărui an calendaristic. Costurile amintite anterior trebuie împărțite de către furnizor între activitatea de prestare a serviciilor de sistem tehnologice furnizate și alte activități deruate de acesta, precum producerea de energie electrică.
Toate costurile corespunzătoare fiecărui serviciu aferent sunt efectuate prin utilizarea unor chei de alocare, a căror valoare se determină pentru o perioadă tarifară (t) prin valoarea anuală a fiecărui serviciu îndeplinit în perioada anterioară.
În situația nedeținerii informațiilor necesare din perioada tarifară (t-1), din cauza calificării unor unități dispecerizabile noi, după cum s-a explicat și în cadrul subcapitolului 2.3.2, pentru realizarea prognozei VSTSf,x,t, acesta se va întocmi pe baza unor valori medii din perioadele (t-2) și (t-1). Această soluție este aplicabilă și în cazul neinformării ANRE privind prognoza VSTSf,x,t,
pentru care acesta se va considera egal cu VSTSf,x,t-1.
Venitul anual reglementat necesar asigurării serviciului de sistem de către Operatorul de Transport și Sistem se obține prin înumarea VSTS și a venitului necesar serviciilor de sistem funcționale, respectiv VSFS.
2.3.3.2 Tarifele serviciilor de sistem tehnologice
Calculul tarifelor privind serviciile de sistem tehnologice se efectuează pentru fiecare tip (x) și pentru fiecare perioadă tarifară (t), ținându-se cont de venitul total VSTSf,x,t, precum și de toată
cantitatea furnizată de servicii corespunzătoare solicitărilor Operatorului de Transport și Sistem, respectiv QSTS x,t.
Cunoscând următoarele relații aferente perioadei tarifare (t), respectiv:
VSTS x,t = VSTS f,x,t [Lei] (2.12)
și
QSTS x,t = QSTS f,x,t [u.m.] (2.13)
se poate determina tariful corespunzător serviciului de sistem tehnologic de tip (X):
tSTSx,t = VSTSx,t / QSTSx,t [Lei/u.m.] (2.14)
Unitatea de măsură aferentă serviciilor de sistem tehnologice privind rezerva de reglaj secundar, rezerva minut, precum și rezerva terțiară lentă este [MWh], în timp ce necesarul de energie reactivă destinată reglajului tensiunii în rețelele de transport este [MVArh].
Aprobarea tarifelor pentru serviciile de sistem tehnologice pentru perioada (t) sunt stabilite de către ANRE în cursul perioadei tarifare (t-1) până la date de 15 decembrie.
2.4 Experiențe internaționale
Liberalizarea industriei energetice, precum și introducerea mecanismelor competitive pe toate piețele de energie electrică a condus la necesitatea definirii unor servicii auxiliare, a căror debut a avut loc în afara granițelor României. Cunoscându-se în contextul actual modul de desfășurare al activităților pe piața serviciilor de sistem tehnologice din România, conform procedurilor prezentate în subcapitolele anterioare, se poate spune că în celelalte state europene serviciile tehnologice de sistem sunt reprezentate și integrate sub denumirea de servicii auxiliare. Deși normele comune privind piața internă de energie electrică conform Directivei 96/92/CE definesc serviciile auxiliare ca un ansamblu de servicii destinate pentru funcționarea sistemului de transport și distribuție, serviciile de sistem tehnologice sunt de fapt o subcategorie a celor de sistem, fiind achiziționate de către Operatorul de Transport și Sistem în scopul asigurării unei funcționări sigure a sistemului electroenergetic național.
Astfel, pentru a se evita ambiguitatea creată de semnificația celor două servicii aparent distincte conform definițiilor anterioare, s-a considerat că repartizarea serviciilor de sistem, precum si a subcategoriilor sale va depinde de organizarea fiecărui sistem electroenergetic aferent țării de care aparține. Drept urmare, de-a lungul timpului au fost realizate variate enunțuri pentru definirea serviciilor de sistem tehnologice sau auxiliare, însă cea mai generală și aplicabilă tuturor sistemelor, le prezintă ca fiind capacitatea neutilizată a sistemului, care poate fi activată prin decizia Operatorului de Transport și Sistem și totodată furnizată prin intermediul unor generatoare aflate în sincronism cu rețeua electrică de transport, având implicație directă asupra circulației de putere activă.
În conformitate cu enunțul anterior, în tabelul se evidențiază modul de calcul al rezervelor de putere pentru diferite sisteme electroenergetice din Europa.
Tabelul 2.1 Calculul rezervelor de putere pentru diferite sisteme electroenergetice
în care se definesc:
Lmax – sarcina maximă a sistemului pe durata unei perioade;
Lmax zonă – sarcina maximă a zonei contralate de UCTE pe durata unei perioade.
În ansamblu, indiferent de particularitățile fiecărui sistem energetic, serviciile de sistem tehnologice sunt gestionate de către Operatorul de Transport și Sistem prin acorduri obligatorii, fie direct prin piață.
În Europa, nu s-a consolidat o piață propriu-zisă a serviciilor auxiliare în țările nordice și nici în Marea Britanie sau Spania. Cu toate acestea, piața de energie electrică spaniolă se ocupă de contractarea rezervei de reglaj secundar si terțiar a frecvenței, de controlul tensiunii prin achiziționarea de putere reactivă, precum și de restaurarea sistemului în caz de avarie. De altfel, în Marea Britanie, a fost obligatoriu de contractat pe piață ca serviciu tehnologic de sistem, puterea reactivă încă din 1998, în timp ce achiziționarea rezervei de reglaj a frecvenței este încă discutabilă pe piața de energie electrică engleză. În centrul europei, respectiv în Germania, piața serviciilor de sistem este atribuită de partea furnizorului de servicii aferente, în timp ce Operatorul de Transport și Sistem are obligația de a îi remunera pe aceștia conform prețurilor exprimate în cadrul ofertelor de prestare a serviciilor auxiliare.
Pentru a crea o viziune mai amplă asupra mecanismelor de control a serviciilor de sistem tehnologice, precum și a integrării acestora pe piața aferentă europeană, acestea vor fi descrise în continuare, astfel:
PSST în Anglia și Țara Galilor
Asemeni celorlalte piețe de energie din Europa prezentate în cadrul subcapitolului 1.4.1, bursa comună de energie din Anglia, respectiv Țara Galilor respectă ca principiu același mecanism de desfășurare a tranzacțiilor cu energie electrică, având însă un interval bază de decontare (IBD) de jumătate de oră, determinat pe baza legislației secundare stabilite de comun acord între cele două state. Deși, nu există o piață destinată special serviciilor auxiliare, printre componentele tranzacționate în cadrul acestei piețe comune se regăsesc și serviciile de sistem tehnologice, gestionate de National Grid Company (NGC), ca parte a obligațiilor reglementate în licența proprie.
Principalele servicii tehnologice contractate de aceștia pentru menținerea calității în alimentarea cu energie electrică, precum și asigurarea nivelului optim de tensiune și a frecvenței la valoarea de consemn, vizează: reglajul frecvenței, puterea reactivă, rezervele necesare echilibrării sistemului în cazul unui excedent sau deficit de putere. Totodată, pe lângă acestea, NGC înglobează în cadrul serviciilor auxiliare și celelalte servicii necesare cerințelor de conectare. Astfel, atât în Anglia, precum și în Țara Galilor, conceptual serviciile auxiliare sunt denumite ca servicii comerciale și de sistem.
Drept urmare, atunci când unui grup dispecerizabil îi este solicitată reducerea de putere pentru reglajul frecvenței, serviciul acestuia va fi decontat de către Operatorul de Transport și Sistem aferent Angliei și Țării Galilor prin două plăți. Astfel, furnizorului de servicii tehnologice de sistem îi va fi compensată pierderea de profit și totodată îi va fi plătit prețul stabilit de NGC în urma contractării serviciului de reglaj a frecvenței de către aceștia.
Așadar, plata serviciilor de sistem tehnologice este concepută pentru a compensa costul ineficienței suplimentare suportate de grupul generator pe durata operării la frecvență sensibilă și este efectuată în £/MWh.
Tendințele actuale preconizează o dezvoltare masivă a pieței serviciilor de sistem din Anglia și Țara Galilor până în 2020.
PSST în Spania
Serviciile de sistem tehnologice sau auxiliare sunt definite în cadrul bursei de energie spaniole ca un ansamblu de servicii necesar unui sistem electroenergetic pentru realizarea în condiții fiabile și calitative a alimentării cu energie electrică. Serviciile auxiliare recunoscute de aceștia sunt rezervele de reglaj primar, secundar și terțiar, dar și controlul tensiunii. Administrarea acestora se realizează de către Operatorul de Transport și Sistem spaniol, respectiv Red Electrica de Espania.
În ceea ce privește rezervele anterior enumerate, prin compararea cu mecanismul de mobilizare a serviciilor de sistem tehnologice privind rezervele de reglaj din sistem electroenegetic românesc, se observă că timpul de pornire al unităților dispecerizabile este mai rapid în Spania. Astfel, serviciul auxiliar privind rezerva de reglaj secundar poate fi mobilizată în cel mult 20 secunde și menținută timp de 15 minute, în timp ce rezerva de reglaj terțiar, care vizează acoperirea rezervei secundare se efectuează într-un interval cuprins între 5 – 15 minute.
Furnizarea serviciilor este voluntară pe piață, exceptând rezerva de reglaj terțiar ale cărei resurse disponibile trebuie oferite în totalitate, aceasta fiind obligatorie.
În prezent, Red Electrica de Espania gestionează resursele necesare de servicii auxiliare pentru fiecare interval orar, având în vedere solicitările asociate fiecărei zone geografice, respectiv ofertele de creștere și descreștere a puterii la un preț de bază. Atribuirea cantităților se realizează ținându-se cont de banda disponibilă, a cărei plăți rezultă prin mecanismele de piață, și de utilizarea efectivă a rezervelor pentru care se plătește valoarea substituirii benzii de reglaj terțiar.
Achiziționarea rezervei de reglaj terțiar se realizează într-o manieră similară cu rezerva secundară, pentru care prețul spot rezultă prin evaluarea serviciilor de sistem tehnologice oferite și prin utilizarea în timp real a acesteora, fără termen de disponibilitate.
Alocarea serviciilor tehnologice de sistem poate necesita la un moment dat mecanisme de atribuire diferențiate, atunci când nu se pot îndeplini cerințele pieței. Astfel, acesta este realizată printr-o procedură specială, de către Operatorul de Transport și Sistem spaniol, printr-o atribuire economică prestabilită în conexiune cu prețurile de pe piața de pe ziua următoare.
PSST în Italia
În Italia, Piața serviciilor de sistem tehnologice este gestionată de către Operatorul de Transport și Sistem, respectiv Terna Spa, care achiziționează rezervele de putere pentru echilibrarea în timp real și restaurarea sistemului în cazul unor congestii intra-zonale. Terna Spa acționează ca o contraparte majoritară pe piața serviciilor de sistem tehnologice, evaluând ofertele și remunerându-le la prețul oferit în cazul acceptării acestora.
Procesul de derulare a licitațiilor constă într-o subetapă de programare a serviciilor tehnologice de sistem pe piața aferentă, urmată de Piața de echilibrare. Astfel, conform normelor de dispecerizare din Italia, achiziționarea rezervelor de putere se va desfășura în cadrul mai multor etape.
Piața serviciilor de sistem este formată din patru substadii de programare. Există o singură ședință de depunere a ofertelor, care se deschide la 12:55 înainte de data livrării și se închide la 17:30 în cursul aceleiași zile. Rezultatele sunt afișate la ora 21:10, înainte zilei de livrare. Gestore Mercado (GME), operatorul pieței de energie eletrică din Italia notifică participanții asupra rezultatelor din cadrul sesiunii doi privind ofertele acceptate de Terna la ora 06:15 în ziua de livrare. În cadrul sesiunii trei de licitație, GME informează câștigătorii la oa 10:15 a zilei de prestare a serviciilor tehnologice de sistem. În cel de al patru-lea substadiu, participanții sunt notificați privind ofertele acceptate la ora 14:15 a zilei de livrare.
Pe Piața serviciilor de sistem tehnologice, Terna Spa acceptă atât oferte de solicitare, cât și de prestare a serviciilor în scopul acoperirii situațiilor de congestie, precum și pentru crearea unor rezerve de margini.
PSST în cadrul țărilor nordice
Conform aspectelor prezentate în cadrul subcapitolului 1.4.1 privind bursa de energie Nord Pool, în prezent serviciile tehnologice de sistem sunt gestionate pe piața regională de către patru operatori de transport și sistem, respectiv: Statnett SF (Norvegia), Svenska Kraftnat (Suedia), Fingrid Oyj (Finlanda) și Energinet.dk (Danemarca). Producția de energie, precum și achiziționarea rezervelor de putere rezultă din diferite resurse energetice, astfel:
Norvegia dispune de energie produsă aproape 100 % din hidrocentrale;
Suedia și Finlanda contribuie cu energie produsă în hidrocentrale și centrale nucleare alimentate prin combustibili fosili;
Danemarca produce energie în cadrul centralelor termice convenționale și centrale eoliene.
Întrucât generarea de energie prin hidrocentrale prezintă cea mai mare flexibilitate de acoperire a cererii, în prezent între Norvegia și Danemarca există o puternică conexiune privind furnizarea de rezerve de reglaj primar și terțiar.
Cu toate acestea, din diferite motive unele servicii de sistem tehnologice nu pot fi comercializate la nivel transfrontalier. Drept urmare, serviciile care pot fi furnizate peste granițe sunt rezervele de reglaj secundar și terțiar, precum și capacitatea de restaurare a sistemului în caz de prăbușire totală atât timp cât sunt îndeplinite normele și standardele UCTE pentru Danemarca de Vest.
Decontarea serviciilor de sistem tehnologice pentru furnizorii aferenți din țările nordice este, în general, de două tipuri. Prima plată include fiecare MW al rezervei de putere puse la dispoziția operatorului de transport, în timp ce a doua se referă la plata pentru fiecare MWh primit efectiv atunci când este utilizată rezerva. Plățile pot fi diferite în funcție de operatorul de transport al fiecărei țări. Astfel, unii operatori utilizează plățile pe perioadă și MW, în timp ce ceilalți remunerează serviciile prestate în funcție de MWh. În cazul operatorului de transport, Statnett SF din Norvegia, solicitarea necesarului de servicii tehnologice de sistem se face în MW/Hz, iar plata în NOK/MW/Hz.
Experiența nordică arată că cea mai mare capacitate de furnizare a serviciilor tehnologice de sistem se înregistrează în Norvegia și Suedia. De altfel, capacitatea de restaurare a sistemului este obligatorie în Suedia și nu este compensată de către operatorul de transport, în timp ce în Danemarca de Vest activarea rezervelor de reglaj secundar se face automat și prin urmare, nu poate fi determinat un preț orientativ pe piața reglementată.
PSST în zona sud-estică a Europa
În contextul actual, piața serviciilor de sistem tehnologice în Europa sud-estică este slab dezvoltată, iar în unele țări aproape inexistentă, drept urmare caracteristicile acestei piețe nu sunt foarte bine delimitate în cadrul acestei regiuni. Schimbul transfrontalier de servicii auxiliare este limitat, fapt determinat de lipsa rezervelor de sistem disponibile, în special a rezervei de reglaj secundar.
Astfel, în continuare, în cadrul tabelului 2.2 sunt menționate serviciile de sistem tehnologice asigurate de către furnizorii aferenți țărilor din Europa sud-estică.
Tabelul 2.2 Centralizarea SST în zona sud-estică a Europei
În ceea ce privește caracteristicile pieței de servicii auxiliare, se poate spune că în țările Boznia și Herțegovina, conform serviciilor de sistem tehnologice centralizate în tabelul 2.2, operatorul de sistem, respectiv NOS Bih nu decontează serviciile de sistem solicitate. De asemenea, aceiași politică de achiziționare a serviciilor este aplictă și în Croația. Spre deosebire de aceste țări, în Ungaria plata serviciilor aferente, este realizată în cadrul unor contracte bilaterale negociate în prealabil.
2.5 Piața serviciilor de sistem tehnologice în contextul actual
Conform celui mai recent raport realizat de Compania Națională de Transport a Energiei Electrice referitor la Piața serviciilor de sistem tehnologice, până la data de 1 aprilie 2015 contractele încheiate între furnizorii de servicii și Transelectrica au acoperit 96.26 % din cantitățile solicitate de către UNO – DEN.
Volumele de servicii de sistem tehnologice solicitate de către Transelectrica au fost furnizate de către cinci participanți înscriși în prealabil pe Piața de Echilibrare, respectiv:
S.C. CE Hunedoara S.A.
S.C. CE Oltenia S.A.
SPEEH Hidroelectrica S.A.
S.C. Romgaz S.A.
S.C Dalkia Termo Prahova S.R.L.
Considerând participarea activă a celor cinci furnizori de servicii de sistem menționați anterior, indicele de concentrare a pieței Herfindahl – Hirschmann privind realizarea rezervei de reglaj terțiar rapid este de 6900, ceea ce încadrează piața la un grad ridicat de concentrare. Acest aspect este sintetizat, de asemenea, în cadrul figurii 2.6 pentru toate tipurile de rezerve ofertate pe piața aferentă.
În ceea ce privește cantitățile medii contractate în cadrul pieței de servicii tehnologice de sistem pentru acoperirea necesarului menționat anterior, acestea sunt centralizate în cadrul figurii 2.5.
Costurile totale ale serviciilor de sistem tehnologice reprezentate în cadrul figurilor de mai jos, au fost de 56 113 786.65 lei.
Figura 2.5 Cantități medii contractate pe PSST (sursa: www.transelectrica.ro)
Figura 2.6 Cota de piață a celor 3 mai mari participanți la PSST (sursa: www.transelectrica.ro)
Copyright Notice
© Licențiada.org respectă drepturile de proprietate intelectuală și așteaptă ca toți utilizatorii să facă același lucru. Dacă consideri că un conținut de pe site încalcă drepturile tale de autor, te rugăm să trimiți o notificare DMCA.
Acest articol: Dezvoltarea Pietei de Energie Electrica (ID: 139077)
Dacă considerați că acest conținut vă încalcă drepturile de autor, vă rugăm să depuneți o cerere pe pagina noastră Copyright Takedown.