Managementul Tranzactiei Energiei Electrice
Cuprins
INTRODUCERE
Managementul tranzacției energiei electrice………………………………………………………………3
CAPITOLUL I
Aspecte fundamentale privind sistemul energetic național și evoluția pieței de energie electrică din România…………………………………………………………………………………………….5
1.1 Definirea și caracterizarea sistemului energetic național…………………………………………5
1.2 Coordonate fundamentale ale cadrului normativ de reglementare a activitații sectoria- le………………………………………………………………………………………………………………………….11
1.3 Evoluția pieței naționale de energie în primul deceniu al mileniului trei…………………16
1.4 Rolul ANRE în administrarea operațională a pieței de energie electrică………………….22
CAPITOLUL II
Eficientizarea energetică și perfecționarea sistemului de tarifare……………………………27
2.1 Proiecte europene privind eficientizarea producerii, transportului și furnizării energiei
electrice………………………………………………………………………………………………………………..27
2.2 Direcții de acțiune în asigurarea securității si competitivității energetice…………………32
2.3 Aspecte metodologice privind tarifarea energiei electrice în contextul reformei structu-
rale……………………………………………………………………………………………………………………….37
2.4 Politici de tarifare pe piața energiei electrice din România…………………………………….44
CAPITOLUL III
Tranzacționarea centralizată a energiei electrice pe piața angro…………………………….48
3.1 Piețele centralizate de energie electrică administrate de OPCOM…………………………..48
3.2 Aspecte funcționale ale pieței de echilibrare (rolul, structura, simbul informațional,
funcționarea sistemului electroenergetic utilizând instrumente de piața)……………………….54
3.3 Perspective și fundamente în construcția pieței regionale din sud-estul Europei………60
3.4 Formarea prețurilor angro ale energiei electrice în condițiile coexistenței piețelor cen-
tralizată si concurențială………………………………………………………………………………………….64
CAPITOLUL IV
Aspecte fundamentale privind securitatea energetică natională în condițiile integrării și globalizării europene…………………………………………………………………………………………71
4.1 Securitatea energetică din perspectiva politicii energetice europene………………………..71
4.2 Strategia energetică a României pentru perioada 2007 – 2020…………………………………75
4.3 Eficientizare si competitivitate energetică prin liberalizarea piețelor de energie electri-că…………………………………………………………………………………………………………………………82
4.4 Problematica tehnologică și operațională a standardizării internaționale în managementul energiei (ISO/PC-242)………………………………………………………………………88
CONCLUZII…………………………………………………………………………………………………………………93
BIBLIOGRAFIE………………………………………………………………………………………………………….95
Introducere
Managementul este știința gospodăririi resurselor totale din cadrul organizațiilor integrate în concepție arhemică.
O definiție a managementului tranzacționări poate fi: ansamblul activităților de organizare de conducere și de gestiune a întreprinderilor în care se face un schimb comercial sau o învoială între două sau mai multe părți prin care se transmit anumite drepturi asupra schimbului de mărfuri.
Tranzacția cu energie electrică, în piețele centralizate, ca, de pildă, cele cu o zi înainte sau de echilibrare, sau în piețele contractelor bilaterale, se încheie pentru un anumit loc al pieței. O tranzacție dintre un vânzător și un cumpărător semnifică în termeni fizici o combinație de injecții de putere în anumite noduri ale rețelei de transport, respectiv de transferuri de putere între clienții rețelei sau între aceștia și rețea. În piața spațială și competitivă a energiei electrice, prețul energiei este, în principiu, diferit de la un nod la altul, sistemele cu preț unic sau zonal fiind rezultatul unor aproximări.
Tranzacțiile se pot, de asemenea defini complet în nodurile rețelei, pentru energia care „intră" și care „iese" în/din rețea. Acest model local al tranzacțiilor cu servicii diferă de reprezentarea tradițională, a transportului fizic între două puncte în interiorul rețelei. Reprezentarea tradițională omite faptul că serviciul se adresează unui client, fie acesta un generator sau un mare consumator de energie electrică, și este măsurabil la interfața dintre rețeaua prestatoare și client. Serviciul efectuat, deci în exteriorul rețelei, poate fi integrat direct în produsele tranzacționate în piața angro a energiei electrice. În această accepțiune, operatorul de transport și sistem, TSO (Transmission System Operator), livrează serviciul de transport ca acces (al puterii de intrare sau de ieșire) în rețea.
Piața energiei electrice este un concept economic având un conținut complex și care exprimă totalitatea tranzacțiilor de vânzare – cumpărare perfectate într-un spațiu geografic determinat. Ea are ca funcție principală corelarea, (prin intermediul cererii și al ofertei) cu concretizarea contractelor de vânzare – cumpărare, a producției cu consumul.
Romania si-a asumat decizia de a liberaliza piața de energie electrică considerând că este important a crea o piața concurențială, coerentă, în care participanții să poată beneficia de avantajele mediului concurențial, asigurând în mod hotărât cadrul și măsurile necesare atingerii acestui obiectiv.
În vederea aderării la Uniunea Europeană, sectorul energiei electrice din România trebuie nu doar să se conformeze directivelor și rezoluțiilor comunitare, dar trebuie și să întreprindă acțiuni, să se organizeze, să creeze și să aplice proceduri și un cadre legislative și de reglementare armonizate care să conducă la rezultatele prevăzute de aceste directive.
Avantajele mediului concurențial au în vedere, în principal, competiția directă pentru câștigarea, menținerea și extinderea segmentului de piață, managementul eficient al costurilor, formarea liberă a prețurilor și nu în ultimul rând furnizarea de stimulente în vederea reducerii costurilor și a utilizării eficiente a resurselor.
Aceste coordonate generale sunt în măsură să contureze amploarea schimbărilor de natură structurală, organizatorică și legislativă privind mecanismele comerciale și de tranzacționare a energiei electrice și a serviciilor de sistem, pe care declanșarea procesului de liberalizare a pieței energiei electrice din România le-a făcut necesare.
Ca element important al legislației primare, în 1998 a fost emisă Ordonanța de Urgență nr. 63, având scopul de a stabili cadrul, principiile și principalele direcții de acțiune destinate liberalizării pieței concurențiale a energiei electrice din România, în concordanță cu prevederile Directivei Europene 96/92/EC, precum și a deciziilor ulterioare în domeniu.
În perioada 2007-2010, piața de energie electrică din România se va consolida structural, crescând pe această bază gradul de încredere al participanților la piață. Legislația și cadrul procedural vor fi permanent adaptate implementării directivelor și reglementărilor Uniunii Europene și regulilor dezvoltate de Grupul European al Reglementatorilor pentru Energie Electrică și Gaz (ERGEG).
Succesul inițiativei va conferi României rolul de lider în crearea unui mediu concurențial pentru tranzacționarea energiei electrice, contribuind la instaurarea unui climat de cooperare în Sud-Estul Europei.
CAPITOLUL I
DEFINIREA ȘI CARACTERIZAREA SISTEMULUI ENERGETIC NAȚIONAL
1.1. Definirea și caracterizarea sistemului energetic național
Definiția sistemului energetic național (S.E.N.)
Este o structură tehnico-economică organizată la nivelul țării, care permite satisfacerea cerințelor de energie ale consumatorilor, caracterizată de următoarele funcții distincte: producerea sau generarea (suma aspectelor legate de generarea energiei electrice, inclusiv planificarea capacităților de producție și a investițiilor necesare); transportul (transmisia energiei electrice la înaltă tensiune și funcționarea întregului sistem energetic, inclusiv dispecerizarea, reglajul frecvenței și alte servicii energetice, interconectarea cu sistemele energetice vecine etc); distribuția (transportul energiei electrice la medie și joasă tensiune și livrarea acesteia către consumatorul sau beneficiarul final); furnizarea (comercializarea energiei electrice către beneficiarul final). Energia electrică trebuie privită ca un bun public destinat tuturor consumatorilor fără discriminări și, concomitent, ca o marfă supusă piețelor concurențiale.
Caracterizarea sistemului energetic național
Pentru a înțelege procesul de formare a prețurilor sau al tarifelor la consumatorii finali de energie electrică este necesară separarea sectorială sau pe activități a sectorului energiei electrice și descrierea funcționării pieței de energie sub aspect comercial. Astfel, costurile se acumulează din următoarele sectoare:
Producerea de energie electrică care in România este relativ diversificată:
din surse nucleare ;
din surse hidroelectrice de capacitate mică (microhidrocentrale -MHC) sau centrale hidroelectrice de capacitate mare, precum Porțile de Fier I sau II;
din centrale termoelectrice funcționant în regim de condensare (în care energia termică conținută de aburul utilizat in procesul de transformare a energiei combustibilului în energie electrică este cedată în procesul de condensare a aburului), care pot funcționa cu combustibili solizi (cărbune, lignit, huilă) sau cu hidrocarburi (păcură, gaze naturale) sau cu amestecuri ale combustibililor menționați.
Din centrale electrice de cogenerare, care livrează atât energie electrică cît și energie termică (energia termică în loc să fie cedată mediului ambiant) este transportată la utilizatori: diferite procese industriale sau destinată încălzirii locuințelor prin sistemele centralizate;
Se preconizează punerea în funcțiune, începând cu anul 2010, a unor capacități importante de producție utilizând energia vântului și a unor capacități instalate semnificative utilizând energia solară.
Transportul energiei electrice se realizează utilizând rețele electrice de foarte înaltă tensiune (220 kV, 440 kV). Compania națională responsabilă cu transportul energiei electrice este CN Transelectrica SA, aflată în proprietatea statului în proporție de circa 90%. O prezentare mai detaliată a sectorului de transport al energiei electrice este dată mai jos :
Activitatea de transport al energiei electrice este desfășurată de către operatorul rețelei de transport în regim de monopol natural. Rețeaua de transport cuprinde, așa cum s-a arătat, toate rețelele cu tensiuni mai mari de 110 kV și, in plus, câteva linii de interconexiune cu sistemele vecine, avînd o tensiune de 110 kV sau mai mică. În România, rolul operatorului rețelei de transport este jucat de CN Transelectrica SA.
Datorită caracterului de monopol natural al activității desfășurate, tarifele sunt reglementate de către ANRE în baza unei metodologii specifice. Printre particularitățile mai importante ale acestei metodologii putem aminti:
metodologia este de tip venit plafon.
prima perioadă de reglementare este de 3 ani, următoarele de 5 ani.
metodologia asigură o creștere a tarifelor uniformă pe parcursul perioadei de reglementare, iar în cadrul acesteia valoarea actualizată a veniturilor obținute este egală cu valoarea actualizată a costurilor reglementate (evident veniturile includ și profitul reglementat).
rata de remunerare a capitalului investit este similară celei pentru companiile de distribuție cu capital integral de stat, adică între 7 și 8%, exprimate în valori reale (fără inflație) înainte de impozitare (rata de remunerare sau de rentabilitate este de fapt traducerea în limba română a termenului "WACC – Weighted Average Cost of Capital" care în traducere liberă ar însemna costul mediu ponderat al capitalului).
La începutul fiecărei perioade de reglementare, compania propune reglementatorului un program de investiții aferent perioadei. Pe baza programului aprobat de către ANRE se determină evoluția Bazei de Active Reglementate și implicit valoarea remunerării în fiecare an.
Prevederile metodologiei indică posibilitatea calculării unor corecții la sfârșitul fiecărui an ce vizează abaterile de la valorile prognozate pentru volumul de serviciu prestat precum și pentru prețul mediu de achiziție a energiei pentru acoperirea pierderilor tehnologice reglementate.
La sfîrșitul fiecărei perioade de reglementare, ANRE evaluează, realizarea programului de investiții și, în baza realizărilor, calculează veniturile la care compania avea dreptul. Din compararea acestora cu veniturile efectiv obținute se calculează corecțiile pozitive sau negative ce trebuie transferate în perioada de reglementare următoare.
c) Distribuția energiei electrice se realizează utilizând rețelele cu tensiuni cuprinse între 1 kV și 110 kV inclusiv. Pe teritoriul României există opt zone de distribuție corespuzătoare următoarelor regiuni geografice: Muntenia Sud; Muntenia Nord; Transilvania Sud; Transilvania Nord; Oltenia; Moldova; Banat; Dobrogea. Corespunzator celor opt zone, Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) a emis licențe de distribuție pentru opt operatori de distribuție si anume:
Enel Electrica Banat – capital majoritar privat;
Enel Electrica Dobrogea – capital majoritar privat;
CEZ Oltenia – capital majoritar privat;
E.ON Moldova – capital majoritar privat;
Electrica Muntenia Sud – capital majoritar privat;
Electrica Muntenia Nord – capital de stat;
Electrica Transilvania Sud – capital de stat;
Electrica Transilvania Nord – capital de stat.
O prezentare mai detaliată a sectorului de distribuție a energiei electrice este dată ,mai jos:
Activitatea de distribuție a energiei electrice este desfășurată de către operatorii rețelei de distribuție în regim de monopol natural. Rețeaua de distribuție cuprinde toate rețelele cu tensiuni mai mici sau egale cu 110 kV, exceptând liniile de interconexiune cu sistemele vecine aparținând CN Transelectrica SA. Pe teritoriul României există opt zone de distribuție menționate mai sus.
Datorită caracterului de monopol natural al activității desfășurate, tarifele pentru activitatea de distribuție sunt reglementate de către ANRE în baza unei metodologii specifice. Dintre particularitățile mai importante ale acestei metodologii putem aminti:
Metodologia este de tip "coș de tarife cu posibilitate de plafonare";
Tarifele de distribuție sunt specifice fiecărei zone de licență;
Prima perioadă de reglementare este de 3 ani, următoarele de 5 ani;
Creșterile tarifelor sunt uniforme pe parcursul perioadei de reglementare, iar în cadrul acesteia valoarea actualizată a veniturilor obținute este egală cu valoarea actualizată a costurilor reglementate;
Creșterea tarifară din prima perioadă de reglementare este limitată la maxim 18 % calculate în valori reale. În plus, reglementatorul poate impune plafoane individuale, dar care să nu afecteze veniturile ce se cuvin operatorului de distribuție.
Pentru companiile privatizate rata de remunerare a capitalului investit pentru prima perioadă de reglementare (2005-2007) a fost 12% exprimată în termeni reali, înainte de impozitare și de 10% pentru cea de-a doua. Pentru companiile de distribuție cu capital integral de stat rata de remunerare este 7% real, înainte de impozitare pentru ambele perioade de reglementare.
La începutul fiecărei perioade de reglementare companiile propun reglementatorului un program de investiții aferent perioadei. Pe baza programului aprobat de către ANRE să determine evoluția Bazei de Active Reglementate și, implicit, valoarea remunerării capitalului în fiecare an.
Pentru prima perioadă de reglementare, la sfîrșitul fiecărui an s-au realizat corecții ce vizau abaterile de la valorile prognozate pentru volumul de serviciu prestat, prețul mediu de achiziție a energiei pentru acoperirea pierderilor tehnologice reglementate. Aceste corecții se vor realiza și pe durata celei de a doua perioada de reglementare.
La sfârșitul fiecărei perioade de reglementare ANRE evaluează realizarea programului de investiții și în baza realizărilor calculează veniturile la care compania avea dreptul. Din compararea acestora cu veniturile efectiv obținute se calculează corecțiile pozitive sau negative ce trebuie transferate în perioada de reglementare următoare.
Consumul propriu tehnologic al rețelei de distribute este reglementat de către ANRE și are la baza legătura dintre programul de investiții și programul de reducere a sa. Pentru toate companiile de distribute se are in vedere atingerea unei ținte de 9,5 % in anul 2012. Achiziția de energie pentru acoperirea CPT se face la preț reglementat. Costurile cu achiziția sunt acoperite prin tariful de distribuție.
d) Furnizarea energiei electrice necesită deținerea de licențe. Până în prezent ANRE a emis circa 160 de licențe. Această activitate are un specific aparte, fiind realizată cu active puține, însă pentru care este necesar personal specializat și, în cazul unor furnizori speciali, cu infrastructura compusă în special din programe informatice de urmărire a consumurilor și respectiv de facturare, de programe informatice de optimizare a portofoliului de achiziție și vânzare etc. Furnizorii de energie electrică pot fi:
Furnizori care livrează energie electrică la consumatorii care după deschiderea pieței de energie electrică au ales să rămână la tarife reglementate;
Furnizori care livrează energia electrică în regim concurențial la consumatori;
Furnizori de ultima opțiune – tip special de furnizori desemnați de ANRE, care alimentează consumatorii de energie electrică care au rămas fără furnizorul concurențial, ca urmare a falimentului acestuia din urmă.
Indiferent de motivație, neajunsurile sunt următoarele:
Deși pentru nivelul de înaltă tensiune (ÎT) fenomenul a fost benefic, stimulând migrarea consumatoriior eligibili de la piața reglementată către cea concurențială, la medie tensiune (MT) și joasă tensiune (JT) consumatorii sunt puternic stimulați să rămână la cea reglementată.
Companiile care sunt obligate să practice serviciul de furnizare la consumatorii captivi pot începe să înregistreze pierderi, într-ucât subvenționarea încrucișată nu se va mai putea realiza datorită plecării masive a consumatoriior de la ÎT pe piața liberă.
Odată cu deschiderea completă a pieței de energie, consumatorii casnici vor suferi un șoc tarifar, dacă nu se întrevăd măsuri pentru asigurarea unei perioade de tranziție.
Chiar în condițiile preluării consumatorilor casnici de către furnizorul implicit va exista pericolul unui șoc tarifar. O soluție extremă pentru reglementator ar fi asigurarea pentru o perioadă de tranziție a unui cost de achiziție cu energie hidroelectrică la prețuri reglementate sub nivelul celor de pe piața liberă.
În ceea ce privește contractele consumatorilor eligibili de pe piața liberă se constată că de multe ori acestea nu reflectă costurile induse în sistem: se apelează la tarife de tip monom nediferențiat, nu se pun condiții legate de dezechilibrele create, nu se ia considerare valoarea factorului de sarcină și multe altele. Această situație poate avea mai multe explicații, printre care cele mai importante sunt lipsa de cultură tarifară atât a consumatoriilor cât și a furnizorilor, avantajul competițional deținut de o serie de furnizori independenți datorită dobândirii unor contracte de achiziție privilegiate, ceea ce le permite obținerea de profit chiar și în condițiile unor variații mari ale costurilor induse de consumatori. În ceea ce privește consumatorii de pe MT și JT, așa cum s-a menționat anterior, principala concurență provine de la tarifele reglementate. De aceea, în foarte multe cazuri, ofertele de pe piața liberă reprezintă simple discount-uri la tarifele reglementate.
Un aspect pozitiv demn de menționat este că în prezent reglementatorul a început un program de discuții pentru a crea un ansamblu de reglementări pentru activitatea de furnizare mai adecvat contextului de piață actual.
e) Alte servicii conexe serviciile de sistem. Orice sistem electroenergetic trebuie menținut într-o plajă de valori a parametrilor săi funcționali definiți în reglementări specifice. Entitatea care asigură acest lucru se numește Operatorul de Sistem (OS). El acționează ca unic cumpărător și vânzător de servicii de sistem. Furnizorii potențiali de servicii de sistem pot proveni din diferite zone ale unui sistem electroenergetic: producători, transportatori sau distribuitori de energie electrică, care au fost licențiați de autoritatea competentă (ANRE).
Serviciile de sistem pot fi funcționale sau tehnologice. Principalele servicii tehnologice achiziționate de OS sunt:
reglajul frecvenței:
reglaj primar neplătit;
reglaj secundar și terțiar rapid sau lent, plătite;
reglajul tensiunii – plătit doar în anumite regimuri speciale;
pornire de la zero – neplătit.
1.2. Coordonate fundamentale ale cadrului normativ de reglementare a activității sectoriale
Avînd în vedere prevederile Legii privind energia electrică nr. 13/09.01.2007, care a fost publicată în Monitorul Oficial nr. 337/18.05.2007, cu modificările și completările aduse de Ordonanța de Urgență cu nr. 33 din 04.05.2007, Parlamentul României adoptă prezenta lege.
Dispoziții generale
Conform Art.1, domeniul de reglementare stabilește cadrul de reglementare pentru desfășurarea activităților în sectorul energiei electrice și al energiei termice produse în cogenerare, în vederea utilizării optime a resurselor primare de energie în condițiile de accesabilitate, disponibilitate si suportabilitate și cu respectarea normelor de siguranță, calitate și protecție a mediului. Nu se supun dispozițiilor prezentei legi:
a) acumulatoarele electrice, grupurile electrogene mobile, instalațiile electrice amplasate pe vehicule de orice fel;
b) sursele staționare de energie electrică în curent continuu;
c) instalațiile energetice amplasate în marea teritorială, care nu sunt racordate la rețeaua electrică.
Conform Art. 2, obiectivele legii în domeniul energiei electrice și al energiei termice produse în cogenerare trebuie să se desfășoare pentru realizarea următoarelor obiective de bază:
a) asigurarea dezvoltării durabile a economiei naționale;
b) diversificarea bazei de resurse energetice primare;
c) crearea și asigurarea funcționării piețelor concurențiale de energie electrică;
d) asigurarea accesului nediscriminatoriu și reglementat al turor participanților la piața de energie electrică și la rețelele electrice de interes public;
e) transparența tarifelor, prețurilor și taxelor la energie electrică în cadrul unei politici de tarifare, urmărind creșterea eficienței energetice pe ciclul de producere, transport, distribuție si utilizare a energiei electrice;
f) constituirea stocurilor de siguranță la combustibilii necesari pentru producerea energiei electrice, precum și a energiei termice produse în cogenerare;
g) asigurarea funcționării interconectate a Sistemului electroenergetic național cu sistemele electroenergetice ale țărilor vecine și cu sistemele electroenergetice din Uniunea pentru Coordonarea Transportului Energiei Electrice (UCTE);
h) promovarea utilizării surselor noi și regenerabile de energie;
i) asigurarea protecției mediului la nivel local și global, în concordanță cu reglementările legale în vigoare;
j) asigurarea măsurilor de securitate în vederea prevenirii și combaterii actelor de terorism și sabotaj asupra infrastructurii Sistemului electroenergetic național;
k) asigurarea siguranței în funcționare a Sistemului electroenergetic național;
l) asigurarea siguranței în alimentarea cu energie electrică a consumatorilor;
m) promovarea producției de energie electrică realizată în sisteme de cogenerare de înaltă eficiență, asociată energiei termice livrate pentru acoperirea unui consum economic justificat.
Autorități și competențe
Conform Art.3, strategia și politica energetic națională se definește obiectivele sectorului energiei electrice pe termen mediu și lung și modalitățile optime de realizare a acestora, în condițiile asigurării unei dezvoltări durabile a economiei naționale.
Menționăm că strategia energetică se elaborează de ministerul de resort și se aprobă de Guvern, cu consultarea organizațiilor neguvernamentale, a partenerilor sociali și a reprezentanților mediului de afaceri.
Politica energetică, urmărind direcțiile stabilite prin strategia energetică, este elaborată de ministerul de resort pe baza Programului de guvernare, pentru un interval de timp mediu și cu considerarea evoluțiilor probabile pe termen lung, cu consultarea organizațiilor neguvernamentale, a partenerilor sociali și a reprezentanților mediului de afaceri, având în vedere, în principal:
a) asigurarea importurilor și exporturilor de combustibili și energie electrică;
b) asigurarea protecției mediului, reconstrucția ecologică a situatilor afectate de activități energetice;
c) transparența prețurilor și tarifelor la combustibili și energie;
d) creșterea eficienței în utilizarea combustibililor și energiei;
e) dezvoltarea surselor regenerabile de energie și cogenerării de înaltă eficiență, cu acordarea de priorități energiei electrice pentru așezările izolate;
f) dezvoltarea cooperării energetice internaționale.
Sursele de finanțare utilizate pentru aplicarea strategiei energetice naționale și politicii Guvernului în sectorul energetic se asigură din sursele proprii ale operatorilor economici în domeniu, bugetul de stat, bugetele locale, împrumuturi rambursabile și nerambursabile.
Măsurile de sprijin de natura ajutorului de stat, propuse pentru asigurarea aplicării strategiei energetice naționale și politicii Guvernului în sectorul energiei electrice, precum și cele prevăzute de prezenta lege vor fi aprobate și acordate numai în condițiile legii.
Conform Art.4, programul energetic se concretizează într-un program cuprinzând măsuri de stimulare a activităților de investiții, cercetare – dezvoltare etc., aprobat prin hotarâre a Guvernului. Guvernul, ministerul de resort, celelalte organe de specialitate ale administrației publice centrale și locale iau măsuri pentru realizarea obiectivelor înscrise în programul prevăzut și examinează, anual sau ori de câte ori este necesar, stadiul îndeplinirii prevederilor acestuia.
Conform Art.5, atribuția ministerului de resort privind elaborarea strategiei energetice naționale și politica energetică care asigură ducerea la indeplinire a acesteia, în condițiile prevederilor prezentei legi, având următoarele atribuții principale:
a) elaborează programe și planuri de măsuri pentru aplicarea politicii Guvernului în sectorul energiei electrice, inclusiv a programelor de eficiență energetică și de promovare a surselor regenerabile de energie;
b) elaborează proiecte de acte normative pentru sectorul energiei electrice;
c) asigură elaborarea de studii pe baza cărora urmează a fi stabilite prioritățile privind investițiile de interes strategic din sectorul energiei electrice;
Conform Art.6, autoritatea competentă în sectorul energiei electrice este Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE), instituție publică autonomă de interes național, cu personalitate juridică, aflată în coordonarea primului-ministru, care își desfășoară activitatea pe baza regulamentului propriu de organizare și funcționare, aprobat prin hotărâre a Guvernului. Alin. (1) al art. 7 a fost modificat de pct. 1 al art. I din ORDONANȚA DE URGENȚĂ nr. 33 din 4 mai 2007, publicată în MONITORUL OFICIAL nr. 337 din 18 mai 2007.
Finanțarea cheltuielilor curente și de capital ale ANRE se asigură integral din venituri proprii. ANRE poate să înființeze structuri proprii teritoriale fără personalitate juridică.
Piața de energie electrică
Piața de energie electrică este compusă din piața reglementări piața concurențială, iar tranzacțiile cu energie se fac angro sau cu amănuntul.
Deschiderea pieței de energie electrică se realizează prin creșterea progresivă a ponderii pieței concurențiale, în conformitate cu prevederile strategiei și politicii energetice, și se aprobă prin hotărâre a Guvernului.
Conform Art.7, participanții la piața de energie electrică trebuie să respecte regulile de funcționare a acesteia, stabilite de autoritatea competentă, și să efectueze plățile pentru energia electrică și serviciile de care beneficiază, rezultate din tranzacțiile efectuate în conformitate cu aceste reguli.
Participanții la piața de energie electrică și structurile operaționale asociate sunt: producătorul, operatorul de transport și sistem, operatorul pieței centralizate de energie electrică, operatorul de distribuție, furnizorul, clientul eligibil și clientul captiv.
Conform Art. 8, funcționarea pieței reglementate de energie electrică și de servicii asociate funcționează până la deschiderea completă a pieței de energie electrică. După deschiderea completă a pieței de energie electrică, autoritatea competentă poate stabili prețurile și cantitățile contractate, aferente trazacțiilor angro dintre producători și furnizorii consumatorilor casnici.
Pe piața reglementată de energie electrică, autoritatea competentă stabilește prețurile și cantitățile contractate, aferente tranzacțiilor angro dintre producători și furnizorii clienților captivi.
Furnizarea energiei electrice la clienții captivi se face pe baza de contracte reglementate, la tarife reglementate.
Conform Art. 9, funcționarea pieței concurențiale de energie electrică funcționează pe baza reglementărilor emise de autoritatea competentă.
Piața concurențială angro funcționează pe baza de:
a) contracte bilaterale încheiate în urma desfășurării licitațiilor pe piața centralizată;
b) contracte bilaterale negociate ale furnizorilor de energie electrică cu producătorii;
c) contracte de import și de export al energiei electrice;
d) tranzacții prin licitație pe piața spot;
e) tranzacții de servicii specifice.
Pe piața concurențială cu amănuntul, furnizorii vând energie electrică clienților eligibili prin contracte bilaterale la prețuri negociate sau prin oferte-tip.
Conform Art. 10, deținătorul de licență și clientul au acces reglementat la rețelele electrice de interes public. Accesul la rețelele electrice de interes public reprezintă un serviciu obligatoriu, în condiții reglementate, pe care trebuie să-l îndeplinească operatorul de transport și de sistem, precum și operatorul de distribuție.
Accesul la rețea poate fi restricționat numai dacă racordarea afectează siguranța Sistemului electroenergetic național prin nerespectarea normelor tehnice și a standardelor de performanță prevăzute în reglementările tehnice în vigoare.
Disputele privind accesul la rețeaua electrică se soluționează de autoritatea competentă. Realizarea de linii electrice directe și accesul la acestea se reglementează de autoritatea competentă, în mod distinct.
Conform Art 11. Contractul de racordare la rețea de energie electrică se face la cererea scrisă a unui utilizator de rețea, nou sau preexistent, operatorul de transport și de sistem sau operatorul de distribuție, după caz, este obligat să comunice, în scris, în termen de 30 de zile, condițiile tehnico-economice de racordare la rețea și să colaboreze cu solicitantul pentru alegerea celei mai avantajoase soluții de racordare. Contractul de racordare se încheie conform reglementărilor emise de autoritatea competentă.
Conform Art. 12, obligațiile producătorilor au, în principal, următoarele obligații:
a) să asigure livrările de energie electrică, respectiv energia termică produsă în cogenerare, și serviciile tehnologice de sistem, cu respectarea condițiilor impuse prin licențe, clauze contractuale și reglementări în vigoare;
b) să oferteze nediscriminatoriu intreaga putere electrică disponibilă, energia electrică și serviciile tehnologice de sistem;
c) să mențină o rezervă de combustibil la un nivel suficient sau, dupa caz, o rezervă suficientă de apă, pentru îndeplinirea obligațiilor de producție și furnizare continuă a energiei electrice, prevăzute de reglementările în vigoare;
d) să se conformeze, din punct de vedere operativ, cerințelor operatorului de transport și de sistem și să înființeze, după caz, trepte proprii de conducere operativă.
Conform Art.13 drepturile producătorilor de energie electică au in principal următoarele drepturi:
a) să aibă acces la rețelele electrice de interes public, în condițiile prezentei legi;
b) să obțină, în condițiile legii, culoar de trecere pentru liniile electrice proprii;
c) să tranzacționeze energia electrică și serviciile tehnologice de sistem pe piața reglementării concurențială;
d) să înființeze și să mențină un sistem propriu de telecomunicații pentru legătura cu capacitățile sale de producție, cu clienții sau cu treptele de conducere operativă;
e) să comercializeze energia termică produsă în cogenerare.
1.3. Evoluția pieței naționale de energie în primul deceniu al mileniului trei
Piața energiei electrice din România a parcurs, în primii săi ani de funcționare, un proces complex de liberalizare, restructurare, reformă și privatizare.
Există însă și reacții adverse liberalizării motivate în special de faptul că, dacă liberalizarea va face energia electrică mai ieftină, atunci oamenii o vor utiliza în cantități mai mari, într-o manieră risipitoare, cu impact asupra mediului înconjurător.
Cu toate acestea România și-a asumat decizia de a liberaliza piața de energie electrică apreciind ca participanții la piață vor putea beneficia de mediul concurențial.
În România, ca de altfel în majoritatea țărilor lumii și în mod deosebit țările membre ale Uniunii Europene, tendința dominantă a sectorului energetic o constituie liberalizarea piețelor de energie, o evoluție cu profunde implicații în mediul economic de acțiune al companiilor și societăților de energie electrică.
Concurența este mecanismul cel mai eficient de protejare a intereselor consumatorilor, permițând acestora să opteze pentru pachetul de servicii de care au nevoie (combinația de preț, siguranță, calitate, servicii suplimentare, risc, termeni și condiții de livrare și plată). În același timp, introducerea concurenței presupune alocarea eficientă a resurselor și reorganizarea activității agenților economici în sensul creșterii flexibilității acestora. De regulă, descoperă ineficiența și identifică domeniile cu funcționare defectuoasă.
Producerea și furnizarea energiei electrice devin activități orientate spre calitatea și prețul serviciului oferit, orizonturile de planificare se micșorează, iar societățile comerciale se văd confruntate cu necesitatea gestionării unor riscuri financiare necunoscute până acum.
În România se vizează, în perspectivă, deschiderea unei burse pentru zona de sud-est a Europei. Cadrul de acțiune al societăților de producere se modifică de la nivel regional sau național la nivel european. Activitatea acestor societăți urmărește în principal maximizarea profitului, dar nu exclude consolidarea și extinderea acestora, preluarea unei cote de piață cât mai mari sau un control eficient al riscurilor.
Tranziția de la un monopol integrat vertical spre concurență a impus apariția unei legislații primară și secundară emisă în ultimii ani în România în vederea deschiderii pieței de energie electrică.
Este asigurată astfel transparența și climatul de concurență loială precum și egalizarea șanselor pentru agenții economici din sector cu scopul principal de satisfacere a cerințelor societății privind asigurarea cu combustibil și energie, promovarea unei economii de piață concurențiale a energiei și cu respectarea obligațiilor internaționale asumate de statul român prin Tratatul Cartei Energiei.
Începând cu luna august a anului 2000, în România se tranzacționează zilnic energie electrică (angro) și servicii de sistem tehnologice prin ofertare de cantitate și preț, în sistem „cu o zi înainte”.
Modelul de piață astfel creat și dezvoltat în permanență asigură aplicarea principiilor concurenței, în concordanță cu evoluția procesului de reformă, a pieței și a participanților la aceasta.
A fost necesară crearea cadrului legislativ primar al procesului de liberalizare. Ca element important al legislației primare, la 28 decembrie 1998 a fost emisă Ordonanța de Urgență numărul 63, având scopul de a stabili cadrul, principiile și principalele direcții de acțiune destinate liberalizării pieței concurențiale energiei electrice din România, în concordanță cu prevederile Directivei 92 din 1996 a Uniunii Europene, precum și a deciziilor ulterioare în domeniu.
Piața a intrat, astfel, într-o fază de transformare profundă care continuă și astăzi, întregul proces derulându-se pe următoarele coordonate principale:
crearea unei piețe a energiei electrice bazată pe principiile transparenței, nediscriminării și obiectivității;
crearea și aducerea la funcționare deplină a Autorității Naționale de Reglementare în domeniul Energiei;
introducerea competiției în producerea energiei electrice și furnizarea energiei electrice;
introducerea unui sistem de autorizare și licențiere a noilor participanți la piața energiei electrice;
garantarea accesului liber, reglementat, al terților la rețelele electrice.
Un pas important în prima etapă a procesului de liberalizare l-a constituit crearea cadrului de reglementare a pieței. Ca efect al emiterii, la 22 octombrie 1998, a Ordonanței de Urgență numărul 29, a fost înființată Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei, instituție publică având responsabilitatea creării și aplicării unui sistem de reglementare necesar funcționării sectorului și pieței energiei electrice în condiții de eficiență, concurență, transparență și protecție a consumatorilor.
Corespunzător stadiului de început al liberalizării pieței, ANRE a trebuit să depună un efort considerabil pentru a crea legislația secundară, deci setul de noi principii, reguli și relații de piață, dar mai ales de a susține și menține procesul de implementare a acestora în cadrul unei piețe aflate într-un dificil proces de transformare și tranziție, atât organizațională cât și comercială.
Legislația secundară a stabilit noi roluri, relații și responsabilități pentru toti participanții la piață, absolut necesare funcționării acesteia în noua structură creată pe parcursul ultimilor ani.
S-a impus mai întâi separarea activitațiilor de producere, transport, distribuție și ulterior furnizare.
Totodată, începând cu august 2000, piața angro de energie electrică și de servicii de sistem este administrată de Operatorul Pieței de Energie Electrică din România în condițiile legislației primare și secundare aflate în vigoare. Această societate comercială a fost înființată la 15 august 2000 în temeiul Hotărârii de Guvern numarul 627 din 13 iulie 2000, ca filială a Companiei Naționale Transelectrica S.A..
Filiala OPCOM are misiunea de a furniza un cadru organizat, viabil și eficient pentru desfășurarea tranzacțiilor comerciale în cadrul pieței energiei electrice, în condiții de continuitate, corectitudine, obiectivitate, independență, echidistanță, nediscriminare și transparență.
Piața energiei electrice din România se află, datorită tuturor acestor schimbări, într-o etapă esențială pentru realizarea cu succes a procesului de liberalizare. În acest moment, piața este compusă dintr-un segment reglementat (60%) și unul concurențial (40%).
Toate tranzacțiile cu energie electrică și servicii sunt realizate în regim contractual, fiind aplicată o schemă de aranjamente comerciale corespunzătoare structurii menționate mai sus.
Tranzacționarea angro a energiei electrice precum și a serviciilor de sistem s-au derulat fără întrerupere în piață „cu o zi înainte”, începând cu august 2000, prin intermediul mecanismelor special create și aplicate.
Prognozele de consum determinate pe termen scurt, zilnic, au răspuns unui standard înalt de precizie. Totodată, a fost realizată zilnic programarea producției și a serviciilor de sistem pe baza ofertelor emise de producători în conformitate cu prevederile legislației secundare.Volumul energiei tranzacționate pe piață spot s-a ridicat, în primii trei ani de funcționare la 6,6 %.
Problema riscurilor a determinat Operatorul pieței de energie electrică să își definească, drept țintă, necesitatea dezvoltării sale sub aspectul instituțional, dar și al tehnologiilor și infrastructurii sale, astfel încât să poată fi organizat ca, la momentul în care condițiile pieței vor fi pregătite, să poată deschide un mediu de tranzacționare și decontare specific unei Burse de Energie Electrică, ca obiectivele strategice proiectate pe un orizont de timp scurt, mediu și lung să poată fi realizate. Bursa de energie electrică va fi dezvoltată atât pentru piața fizică a energiei electrice, dar și pentru piața financiară aferentă. În planificarea multianuală a proiectelor care vor fi implementate în vederea atingerii acestor obiective se prevede o utilizare eficientă a resurselor proprii, conjugate cu atragerea de finanțare externă, destinate atingerii obiectivelor de dezvoltare planificate.
În această perioadă, se află în plina derulare un proiect major care are drept scop implementarea unui sistem ÎT și de telecomunicașii integrat, de ultima generație, destinat administrării pieței fizice angro a energiei electrice și serviciilor de sistem. Se urmărește asigurarea unei infrastructuri performante și fiabile, prin a cărei exploatare Operatorul Pieței de Energie Electrica să îndeplinească toate funcțiunile de administrator de piață, cu introducerea tranzacționării zilnice. Planurile de dezvoltare a operatorului de piață au în vedere asigurarea deplinei funcționări, în domeniile instituțional, tehnic și tehnologic, perntru a adiministra componentele de piața fizică, dar și financiară.
Bursa deci, are rolul de a administra piața de energie electrică, atât a componentei de piața fizică, precum și a componentei de piață financiară pentru energie electrică.
Figura 1.Evoluția liberalizării pieței de energie electrică din România
Operatorul Pieței de Energie Electrică, ca bursă de energie electrică, va avea rolul de a adiministra și piața financiară a energiei electrice.
Rolul pieței financiare este de a pune la dispoziția agenților economici care tranzacționează pe piața fizică instrumente de vânzare de drepturi asupra unei producții viitoare de energie electrică, astfel încât aceștia să își poată atenua riscurile care decurg din tranzacțiile fizice.
Pe piața financiară administrată de bursă se tranzacționează următoarele instrumente derivative:
Contracte „forward”
Contracte „futures”
Contracte pentru opțiuni.
Bursa prestează servicii specifice prin care asigură mediul optim pentru încheierea tranzacțiilor menționate, primind și prelucrând ofertele de vânzare și de cumpărare aferente.
Ca principiu de prelucrare a ofertelor, bursa ordonează ofertele concurențiale dupa valoarea prețului de ofertă, intersecția ofertelor orare de vânzare și de cumpărare indicând prețul aferent fiecărui interval orar de tranzacționare, denumit prețul spot sau prețul de sistem. Se face precizarea ca prețul pieței spot, rezultat din acest mecanism, va reprezenta prețul luat ca referință de catre agenții economici care tranzacționează pe piața financiară a energiei electrice.
În anul 2007, a fost promovată noua lege a energiei electrice nr. 13/2007, care transpune prevederile Directivei 2003/54/EC a Parlamentului European si a Consiliului, privind reguli comune pentru piața internă de energie electrică și care a permis adaptarea cadrului de reglementare în vederea deschiderii totale a pieței si asigurarea condițiilor necesare separării legale a activităților de distribuție de cele de furnizare, la 1 iulie 2007
Principalele prevederi care au fost avute în vedere la redactarea noii Legi a energiei electrice vizează:
promovarea securității în alimentarea cu energie electrică prin introducerea procedurii de licitare pentru realizarea de capacități energetice, ca alternativă în cazul în care procedura de autorizare nu atrage suficiente investiții în noi capacități de producere,
eliminarea barierelor administrative și facilitarea accesului la piața a energiei electrice produse în centrale de cogenerare de înaltă eficiență și din surse regenerabile de energie,
separarea legală a activităților de distribuție și furnizare,
introducerea categoriilor de consumatori vulnerabili si de furnizori de ultima opțiune,
detalierea obligațiilor de serviciu public,
consolidarea atribuțiilor
Consumatorii de energie electrică sunt liberi să-și schimbe furnizorul. Procesul de deschidere graduală a pieței a constituit o abordare prudentă care să permită observarea și amendarea efectelor asupra condițiilor de alimentare a consumatorilor captivi, comportamentului producătorilor și furnizorilor și pentru punerea la punct a noilor instrumente de administrare a pieței. Pentru susținerea acestui proces, ANRE participă alături de Comisia Europeana la campania de informare a clienților lansată la aceeași dată (figura 2).
Figura 2. Evoluția deschiderii pieței de energie electrică
1.4. Rolul ANRE în administrarea operațională a pieței de energie electrică
Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei – ANRE – este o instituție publică autonomă de interes național cu personalitate juridică în coordonarea directă a viceprim-ministrului.
ANRE are misiunea de a crea și aplica sistemul de reglementări necesar funcționării sectorului energiei și piețelor de energie electrică, energie termică și gaze naturale în condiții de eficiență, concurentă, transparentă și protecție a consumatorilor.
În îndeplinirea atribuțiilor și competențelor sale, ANRE colaborează cu autorități publice și organisme ale societații civile, agenți economici din sectorul energiei electrice, energiei termice și gazelor naturale, cu organizații internaționale din domeniu, astfel încât transparența și obiectivitatea procesului de reglementare să fie asigurate. Prețul de energie electrică livrată în sistem este reglementat de ANRE.
Un pas important în prima etapă a procesului de liberalizare l-a constituit crearea cadrului de reglementare al pieței.
Ca efect al emiterii Ordonanței de Urgență nr. 29/1998, a fost înființată Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei – ANRE, instituție publică având responsabilitatea creării și aplicării unui sistem de reglementare necesar funcționării sectorului și pieței energiei electrice în condiții de eficiență, concurență, transparență și protecție a consumatorilor.
Începând cu anul 1999, Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei ANRE a devenit operațională și a elaborat și emis principalele reglementări pentru funcționarea noilor structuri:
Codul comercial al pieței angro de energie electrică;
Regulamentul de programare și dispecerizare a SEN;
Contractele cadru de vânzare-cumpărare a energiei electrice și pentru tranzacționarea serviciilor de sistem, a serviciului de transport și a serviciului de distribuție;
Codurile tehnice ale rețelelor,
Regulamentul privind acordarea licențelor și autorizațiilor, aprobat prin hotarare de guvern;
Regulamentul pentru acreditarea consumatorilor eligibili de energie electrică,
Metodologii de stabilire a prețurilor și tarifelor reglementate.
Restructurarea sectorului electroenergetic a înregistrat o nouă etapă majoră în anul 2000, odată cu aplicarea Hotărârii de Guvern nr. 627/2000, prin care s-a realizat separarea CONEL în următoarele entități înființate cu statut de societăți comerciale independente aflate integral în proprietatea statului:
S.C. Termoelectrica S.A.
S.C. Hidroelectrica S.A.
S.C. Electrica S.A.
C.N.Transelectrica S.A., cu rol de Operator de Transport și Sistem, având ca filială, cu personalitate juridică, S.C. OPCOM S.A.
În același an, prin două decizii succesive, s-a declanșat procesul de deschidere a pieței energiei electrice din România către concurență.
În concordanță cu evoluția internațională și o dată cu progresul înregistrat de legislația pentru sectorul energetic din România, A.N.R.E. a stabilit principiile pentru dezvoltarea unei piețe de energie electrică cu două componente: componenta reglementată și cea concurențială. Conform acestei piețe, acordurile comerciale dintre participanți se bazează, în majoritatea lor, pe contractele cadru emise de către A.N.R.E.
Opțiunea între cele două componente urmărea să încurajeze acordurile comerciale pe termen lung cu prețuri și cantități garantate iar, prin facilitarea încheierii de contracte bilaterale și vânzările/cumpărările pe piață pot să ofere posibilitatea producătorilor și furnizorilor de a dobândii abilități manageriale adecvate pentru o piață concurențială de energie electrică.
Participanții la piață sunt producătorii, operatorul de transport și de sistem, operatorii de distribuție, furnizorii, consumatorii eligibili, precum și furnizorii serviciilor de sistem și operatorul pieței.
În Figura 3 este prezentata evoluția numărului consumatorilor eligibili, producătorilor și furnizorilor în perioada 1999-2003 iar în Figura 3 structura pieței în procente în anul 2003.
Figura 3. Evoluția numărului Consumatorilor Eligibili, producătorilor și furnizorilor în perioada 1999 – 2003 (Sursa A.N.R.E.)
Începând cu luna noiembrie 2004, gradul de deschidere a pieței de energie electrică a fost majorat prin H.G. nr. 1823/2004 la 55 %, pragul de eligibilitate fiind un consum anual de minimum 1 GWh. Ca urmare au devenit eligibili peste 2000 de consumatori finali din România.
Sa avut în vedere dezvoltarea pieței de energie electrică care se arată în "Foaia de Parcurs pentru sectorul energiei din România" care intenționa ca până în anu1 2007, să se ajungă la un grad de liberalizare a pieței angro de energie electrică de 100%.
La 01.01.2007 se prevedea deschiderea completă a pieței pentru consumatorii industriali, liberalizarea integrală fiind așteptată la 01.07.2007.
În Figura 4 este prezentată evoluția gradului de deschidere a pieței de energie electrică și a pragului de eligibilitate în perioada 2000 – 2007.
Figura 4. Evoluția gradului de deschidere a pieței de energie electrică și a pragului de eligibilitate în perioada 2000-2007.
Proiectul viitoarei piețe angro de energie electrică, care este definit de noul Cod comercial elaborat de ANRE (aprobat prin ORDINUL nr.25 al președintelui ANRE din 22. octombrie 2004) și care a intrat în vigoare în ianuarie 2005, este corelat cu cele europene și constă într-o bursă voluntară de energie pentru piața spot de energie (Piața cu o Zi înainte) completată cu o piața bilaterală liberă, caracterizată în mod normal de contracte pe termen mediu și lung, și cu o piața de echilibru și a rezervelor care vizează menținerea stabilității rețelei într-un timp de funcționare real scurt.
A.N.R.E. poate defini unitățile cu prioritate de producție care vor intra pe piață cu o zi înainte la prețuri fixe (prețul de asemenea fixat de A.N.R.E.). Există două clase de unități cu prioritate de producție:
Necontrolabile: Energie eoliană, solară, energia produsă de centralele hidro pe firul apei, etc. Cele a căror producție nu poate fi nici prognozată cu precizie, nici flexibilă.
Controlabilă: cele care nu sunt necontrolabile.
Este obligatoriu ca participanții la piață să participe în cadrul acestor contracte pentru anunțarea producției cu prioritate așteptate pentru luni (o dată pe an), pentru săptămâni (o dată pe lună), pentru șapte zile înainte (o dată pe săptămână) și zilnic. Toate cantitățile finale măsurate care nu au fost anunțate dinainte, nu vor intra pe piață cu o zi înainte ca oferta ce corespunde unui preț reglementat și nu vor fi regularizate.
CAPITOLUL II
EFICIENTIZAREA ENERGETICĂ ȘI PERFECȚIONAREA SISTEMULUI DE TARIFARE
2.1. Proiecte europene privind eficientizarea producerii, transportului și furnizării energiei electrice
Dacă sursele energetice și alimentarea cu energie nu sunt sigure, atunci societatea și economia nu pot funcționa. De aceea, după cel de-al doilea Război Mondial, mai multe țări europene au decis că sectorul energetic este unul strategic, mult prea important pentru a fi lăsat la latitudinea țărilor individuale. O soluție mult mai bună a fost identificată și anume unirea eforturilor în dezvoltarea surselor energetice, prin asocierea în două structuri: Comunitatea europeană a Cărbunelui și Oțelului, precum și EURATOM.
Ulterior, existența unor surse de energie relativ ieftine și sigure a abătut atenția opiniei publice și a politicienilor de la problemele energetice. Refocalizări de scurtă durată au fost în anii '70, generate de crizele petrolului. În ultimii ani însă, au apărut o serie de elemente, ce au readus problemele energetice în atenție: schimbările climatice, triplarea prețurilor la petrol, dependența de gazul rusesc, întreruperi ale furnizării energiei electrice pe întinderi mari ale Europei (de exemplu, în noiembrie 2006).
În martie 2006, Comisia Europeană a analizat situația energetică a Uniunii Europene și posibilele evoluții în domeniu, publicând concluziile într-un document intitulat Cartea Verde. O Strategie Europeană pentru Energie Sustenabilă, Competitivă și Sigură. Însuși titlul reflectă obiectivele pe care Uniunea Europeană și le-a stabilit pentru politica sa energetică: o dezvoltare durabilă a sectorului, în armonie cu mediul, precum și transformarea sectorului energetic într-un factor de competitivitate și stabilitate, atât în ceea ce privește satisfacerea necesarului european de energie cât și în privința importurilor. Strategia le dezvoltă pe șase domenii prioritare:
dezvoltarea piețelor concurențiale de energie electrică;
asigurarea siguranței în alimentare a statelor membre și promovarea unui mecanism de solidaritate între acestea în domeniul energiei;
organizarea unei dezbateri privind sursele de energie, inclusiv în ceea ce privește costurile de utilizare și impactul acestora asupra mediului;
abordarea problematicii schimbărilor climatice de o manieră compatibilă cu Obiectivele Lisabona;
elaborarea unui plan strategic tehnologic la nivel european care să asigure valorificarea optimă a resurselor comunitare de cercetare și a potențialului de inovare;
elaborarea unei politici externe comune care să asigure atingerea obiectivelor de bază, cum ar fi siguranța energetică pe termen lung, o piață de energie funcțională, dezvoltarea economică sustenabilă și reducerea impactului asupra mediului.
Cartea Verde stabilește o serie de domenii în care țările membre ar trebui să colaboreze mai mult: economisirea energiei, promovarea surselor regenerabile de energie, investiții în noi tehnologii energetice și utilizarea unei singure voci în discuțiile și negocierile internaționale pe probleme energetice.
În ciuda eforturilor pentru reducerea cererii de energie, statele membre ale Uniunii Europene continuă să-și crească consumul energetic cu 1 – 2% pe an. În acest ritm, în 10 ani consumul va crește cu cel puțin 10%, în condițiile în care două treimi din resursele energetice primare vor fi asigurate din import. În prezent, 80% din consumul energetic îl reprezintă resursele fosile: petrol, gaze naturale și carbune. Această pondere este în creștere, consumul resurselor epuizabile evoluând mai rapid decât consumul resurselor regenerabile. Ca rezultat direct, emisiile de gaze cu efect de seră ar putea fi cu 5% mai mari în 2012 față de anul 2006, iar ținta stabilită prin protocolul de la Kyoto, respectiv o reducere cu 8% a emisiilor în 2012, ar deveni imposibil de atins.
Documentele publicate de Comisia Europeană la începutul anului 2007 sub denumirea "O nouă politică europeană în domeniul energiei", sunt construite pe trei idei:
a) să demonstreze faptul că obiectivele deja stabilite la nivel comunitar în domeniul energiei nu pot fi atinse cu politicile actuale, fiind necesară revizuirea acestor politici;
b) să propună un obiectiv strategic care să constituie baza pentru toate deciziile de politică energetică ulterioare;
c) să propună un plan de acțiune concret în vederea atingerii obiectivului strategic.
Ca obiectiv strategic s-a propus de către Comisie reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră cu 20% pană în anul 2020. Focalizarea pe emisiile de gaze cu efect de seră este justificată prin faptul că sectorul energetic contribuie în procent de 80 % la volumul total de emisii. Acest obiectiv se înscrie în obiectivul mai larg de gestionare a schimbărilor climatice și constituie o bună țintă pentru obiective subsecvente privind promovarea surselor regenerabile, îmbunătațirea eficienței energiei și dezvoltarea tehnologiilor curate. Ținta de reducere cu 20% a emisiilor de gaze cu efect de seră reprezintă un angajament minim, unilateral al Uniunii Europene. Este evident ca o influențare pozitivă a schimbărilor climatice nu se poate obține doar prin efortul cetățenilor Europei. Comisia Europeană consideră că în condițiile în care se va ajunge la un acord internațional larg acceptat la nivel mondial privind reducerea impactului asupra mediului, Uniunea Europeană urmează să-și crească ținta la 30% reducere a emisiilor până în anul 2030 și 60 – 80% reducere până în anul 2050.
Obiectivul general propus, are efect și asupra siguranței în alimentarea cu energie pe termen lung. Prin atingerea acestui obiectiv se va reduce expunerea Europei la volatilitatea prețurilor resurselor fosile de energie, va stimula dezvoltarea piețelor interne de energie electrică și gaze naturale și va incuraja dezvoltarea tehnologică.
Din obiectivul general se desprind trei obiective conexe, pentru fiecare, Comisia Europeană propunând o țintă:
creșterea ponderii resurselor regenerabile în totalul mixului energetic la 20% în anul 2020;
elementul de bază din planul Comisiei Europene îl reprezintă propunerea de partajare patrimonială („ownership unbundling") prin care se urmărește separarea efectivă între activitățile de operare a rețelei de transport a energiei electrice și gazelor naturale și orice alte activități din sectorul energiei. Este în continuare posibilă deținerea de către stat atât a proprietății asupra operatorului de transport și sistem cât și asupra unor producători, în condițiile în care aceste societăți nu sunt grupate într-o structură comună, cum ar fi un holding. Totodată sunt formulate restrict privind reprezentarea statului în aceste structuri de către aceleași persoane precum și în ceea ce privește numirea acestor reprezentanți de către aceeasi institute. Ca soluții alternative, Comisia Europeană propune varianta unui operator de sistem independent (ISO – Independent System Operator).
altă prevedere importantă a proiectelor noilor directive interzice controlul operatorilor de transport și sistem de către persoane fizice sau juridice din terțe țări.
Spre deosebire de România, în multe din țările Uniunii Europene autoritățile de reglementare din domeniul energiei au competențe limitate privind crearea pieței concurențiale, iar independența lor este limitată. În aceste condiții, Comisia Europeană propune în noul pachet legislativ consolidarea competențelor reglementatorilor, în special în următoarele domenii:
supravegherea respectării de către operatorii de transport și de distribute a normelor de acces al teiților, a obligațiilor de separare patrimonială, a mecanismelor de echilibrare, a managementului congestiilor și a alocării capacităților de interconexiune;
revizuirea planurilor de investiți ale operatorilor de transport și sistem și prezentarea în raportul anual a unei evaluări a coerenței dintre planurile de investiții proprii și planul de dezvoltare a rețelelor pe întreg teritoriul Europei în următorii zece ani;
monitorizarea obligațiilor de comunicare și transport in piața de energie;
monitorizarea nivelului de deschidere a pieței și promovarea unei concurențe eficiente, în colaborare cu autoritățile din domeniul concurenței;
asigurarea unor măsuri eficiente de protecție a consumatorului.
Pentru a-și putea îndeplini obligațiile, autoritățile de reglementare trebuie să dispună de competențe de investigare, de solicitare a tuturor informațiilor necesare și de impunere de sancțiuni descurajatoare. Se propune ca autoritatea de reglementare să fie distinctă din punct de vedere juridic și independentă din punct de vedere funcțional de orice altă entitate publică sau privată, ca personalul său și orice membră din corpul său decizional să acționeze în afara oricărui interes de piață și să nu solicite sau să accepte instrucțiuni de la guvern sau altă entitate publică sau privată. Independența se asigură prin personalitate juridică distinctă, autonomic bugetară, resurse umane și financiare corespunzătoare și conducere autonomă.
Crearea unei piețe unice de energie la nivelul Uniunii Europene necesită o strânsă colaborare între autoritățile implicate în reglementarea activităților din sector. Cu toate acestea, în prezent se constată o diversitate a modelelor piețelor naționale precum și a prevederilor codurilor de rețea, dovadă a rezultatelor modeste ale structurilor de cooperare între autoritățile naționale de reglementare: CEER (Council of European energy regulations), ERGEG (European regulation group for electricity), diverse forumuri. În aceste condiții, Comisia Europeans propune crearea unei structuri supranaționale, agenda pentru cooperarea autorităților de reglementare, cu rol complementar la nivel european față de atribuțiile naționale ale reglementatorilor din domeniul energiei. Principalele atribuții ale agenției vor fi:
crearea unui cadru de cooperare a autorităților naționale de reglementare;
supravegherea cadrului normativ de cooperare dintre operatorii de sisteme de transport;
competențele de decizie individuală (de exemplu, pentru cererile de derogare privind activele de interes european ale infrastructurii și competența de a decide cu privire la regimul de reglementare aplicabil infrastructurilor de pe teritoriul mai multor state membre);
rolul consultativ general pe langă Comisie, elaborare de ghiduri de bună practică etc.
Totodată, Comisia Europeană propune crearea unei structuri de cooperare între operatorii de transport și sistem din statele membre.
În conformitate cu Noua Politică Energetică a Uniunii Europene (UE) elaborată în anul 2007,energia este un element esențial al dezvoltării la nivelul Uniunii. Dar, în aceeași măsură este o provocare în ceea ce privește impactul sectorului energetic asupra schimbărilor climatice, a creșterii dependenței de importul de resurse energetice precum și a creșterii prețului energiei. Pentru depășirea acestor provocări, Comisia Europeană (CE) consideră absolut necesar ca UE să promoveze o politică energetică comună, bazată pe securitate energetică, dezvoltare durabilă și competitivitate.
În ceea ce privește securitatea alimentării cu resurse energetice, UE se așteaptă ca dependența de importul de gaze naturale să crească de la 57% la ora actuală, la 84% în anul 2030 iar pentru petrol,de la 82% la 93% pentru aceeași perioadă.
În ceea ce privește dezvoltarea durabilă, trebuie remarcat faptul că, în anul 2007, sectorul energetic este, la nivelul UE, unul din principalii producători de gaze cu efect de seră. În cazul neluării unor măsuri drastice la nivelul UE, în ritmul actual de evoluție a consumului de energie și la tehnologiilor existente în anul 2007, emisiile de gaze cu efect de seră vor crește la nivelul UE cu circa 5% și la nivel global cu circa 55% până în anul 2030. Energia nucleară reprezintă în acest moment în Europa una dintre cele mai mari resurse de energie fără emisii de CO2. Centralele nucleare asigură în anul 2007 o treime din producția de electricitate din Uniunea Europeana, având astfel o contribuție reală la dezvoltarea durabilă.
În ceea ce privește competivitatea, piața internă de energie a UE asigură stabilirea unor prețuri corecte și competitive la energie, stimulează economisirea de energie și atrage investiții în sector.
UE este tot mai expusă la instabilitatea și creșterea prețurilor de pe piețele internaționale de energie, precum și la consecințele faptului că rezervele de hidrocarburi ajung treptat să fie monopolizate de un număr restrâns de deținători. Efectele posibile sunt semnificative: de exemplu, în cazul în care prețul petrolului ar crește până la 100 USD/baril în anul 2030, importul de energie în UE ar costa circa 170 de miliarde EUR, ceea ce înseamnă o valoare de 350 EUR/an pentru fiecare cetățean UE. Comisia Europeană propune în setul de documente care reprezintă Noua Politică Energetică a UE următoarele obiective:
reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră cu 20% până în anul 2020, în comparație cu cele din anul 1990.
creșterea ponderii energiei regenerabile în totalul mixului energetic de la mai puțin de 7% în anul 2006, la 20% din totalul surselor sale de energie până în 2020;
creșterea ponderii biocombustibililor la cel puțin 10% din totalul combustibililor utilizați în anul 2020;
reducerea consumului global de energie primară cu 20% până în anul 2020.
La 19 octombrie 2006, CE a adoptat Planul de acțiune privind eficiența energetică, aferent acestei directive, care cuprinde măsuri datorită cărora UE ar putea face progrese vizibile în direcția îndeplinirii principalului său obiectiv, și anume reducerea consumului său global de energie primară cu 20% până în 2020. În cazul în care acest plan reușește, ar însemna ca UE să folosească până în 2020 cu circa 13% mai puțină energie decât în prezent (2007). Pentu aceasta sunt necesare eforturi deosebite în schimbări de mentalități și comportament și mai ales investiții suplimentare.
2.2 Direcții de acțiune în asigurarea securității si competitivității energetice
Cercetarea științifică cu toate componentele sale (cercetare aplicativă, dezvoltare, inovare) constituie unul din factorii importanți în dezvoltarea durabilă a sectorului energetic.
Principalele direcții stategice de acțiune în acest domeniu vor fi:
valorificarea potențialului uman existent în prezent în cercetarea energetică, asigurarea stabilității și întineririi în condițiile creșterii nivelului de expertiză care să permită corelarea cunoștințelor despre evoluțiile tehnice pe plan global cu posibilitățile de particularizare la nivel național;
crearea de oportunități pentru stimularea tinerilor specialiști de a rămâne în țară și de a lucra în cercetarea energetică românească pentru a contribui la absorbția fondurilor de cercetare europene;
promovarea unor instrumente de încurajare a companiilor de producere, transport și distribuție a energiei electrice pentru finanțarea programelor proprii de cercetare si dezvoltare și cofinanțarea proiectelor complexe de cercetare cu specific energetic;
continuarea Planului sectorial de cercetare – dezvoltare și creșterea fondurilor alocate Ministerului Economiei și Finanțelor pentru acest program;
consolidarea unei structuri naționale, responsabilă pentru elaborarea de studii necesare la elaborarea strategiilor și politicilor energetice, pentru fundamentarea unor decizii în domeniu, pentru coordonarea și chiar elaborarea unor proiecte complexe de dezvoltare de nivel național regional, transfrontalier.
Domeniile prioritare pentru cercetarea aplicativă, dezvoltarea, inovarea energetică, sunt urmatoarele:
sisteme și tehnologii energetice noi care:
să conducă la creșterea securității în alimentarea cu energie;
promovarea unei structuri de resurse energetice primare, cu accent pe utilizarea cărbunilor, a energiei nucleare și a surselor regenerabile, de natură să mărească competitivitatea și securitatea alimentării;
informatizarea proceselor de producere a energiei electrice și a proceselor decizionale în sectorul energetic;
creșterea eficienței energetice pe întregul lanț energetic, cu accent deosebit pe reducerea pierderilor de energie în clădirile publice și rezidențiale și la consumatorii industrili;
promovarea tehnologiilor energetice curate și a reducerii emisiilor de gaze cu efect de seră;
promovarea de tehnologii de protecție a mediului de efectele proceselor și echipamentelor energetice;
reducererea emisiilor poluante ale centralelor electrice;
promovarea transferului de cunoștințe și tehnologii în domeniul energetic;
fundamentarea strategiilor energetice ale localităților;
promovarea utilizării surselor de energie regenerabilă prin;
actualizarea hărților cu potențialul eolian, solar, biomasă, plante energetice, etc;
studii cu privire la conectarea la sistemul energetic național a surselor de energie regenerabilă;
mecanisme de susținere a investițiilor în acest domeniu;
sectorul energetic trebuie să fie un sector dinamic, care să susțină activ dezvoltarea economică a țării, și reducerea decalațiilor față de Uniunea Europeană.
În acest sens, Obiectivul general al strategiei sectorului energetic îl constituie satisfacerea necesarului de energie atât în prezent, cât și pe termen mediu și lung, la un preț cât mai scăzut, adecvat unei economii moderne de piață și unui standard de viață civilizat, în condiții de calitate, siguranța în alimentare, cu respectarea principiilor dezvoltării durabile.
Direcțile de acțiune ale strategiei energetice a României, convergente cu cele ale politicii energetice a Uniunii Europene, sunt:
creșterea siguranței în alimentarea cu energie atat din punct de vedere al mixului de combustibili cât și al infrastructurii de rețea;
alegerea unui mix de energie echilibrat, cu accent pe utilizarea cărbunelui, energiei nucleare și resurselor energetice regenerabile, inclusiv prin utilizarea potențialului hidro neexploatat, care să confere sectorului energetic competitivitate și securitate în aprovizionare;
asigurarea necesarului de cărbune și uraniu în principal din producție internă și diversificarea resurselor de aprovizionare cu uraniu prin combinarea exploatării raționale a resurselor naționale cu importul de uraniu;
gestionarea eficientă și exploatarea rațională în condiții de securitate a resurselor energetic primare epuizabile din România și menținerea la un nivel acceptabil, pe baze economice, a importului de resurse energetice primare (dependența limitată/controlată);
îmbunătățirea competivității piețelor de energie electrică și gaze naturale și participarea activă la formarea pieței interne de energie a Uniunii Europene și la dezvoltarea schimburilor transfrontaliere cu luarea în considerare a intereselor consumatorilor din România și a companiilor românești;
creșterea eficienței energetice pe tot lanțul resurse, producere, transport, distribuție, consum;
promovarea utilizării resurselor energetice regenerabile;
asigurarea investițiilor pentru creșterea capacității de inovație și dezvoltare tehnologică;
realizarea obiectivelor de protecție a mediului și reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră;
participarea proactivă la eforturile Uniunii Europene de formulare a unei strategii energetic pentru Europa, cu urmărirea și promovarea intereselor României.
Având în vedere aceste direcții principale de acțiune, obiectivele prioritare ale dezvoltării sectorului energetic din România, sunt următoarele:
Securitatea aprovizionării
Menținerea suveranității naționale asupra resurselor primare de energie și respectarea opțiunilor naționale în domeniul energiei. În conformitate cu prevederile Constituției României, bogățiile de orice natură ale subsolului, apele cu potențial energetic valorificabil, resursele naturale ale zonei economice și ale platoului continental fac obiectul exclusiv al proprietății publice. Bunurile proprietăți publice sunt inalienabile. În condițiile legii, ele pot fi date în administrare regiilor autonome ori instituțiilor publice sau pot fi concesionate ori închiriate;
Menținerea unui echilibru între importul de resurse energetice primare și utilizarea rezervelor naționale pe baze economice și comerciale;
Diversificarea și consolidarea, în cadrul stabilit la nivel european, a relațiilor de colaborare cu țările producătoare de hidrocarburi, precum și cu cele de tranzit;
Diversificarea surselor de aprovizionare și dezvoltarea rutelor de transport;
Încheierea de contracte pe termen lung pentru gaze naturale din import pentru a diminua riscurile de întrerupere a furnizării, cu respectarea regulilor concurențiale;
Încheierea de contracte pe termen lung pentru furnizorii interni de cărbune care să le asigure acces la piețele financiare, cu respectarea regulilor concurențiale;
Stimularea investițiilor în domeniul exploatării rezervelor de gaze naturale, prin încurajarea identificării de noi câmpuri și valorificarea maximă a potențialului;
Abordarea, în comun cu statele membre ale UE, a problemelor referitoare la protecția infrastructurii critice din sistemul energetic în lupta împotriva terorismului;
Punerea în valoare de noi perimetre pentru exploatarea lignitului și a uraniului care să asigure cererea după anul 2015;
Creșterea nivelulul de adecvanța al rețelei de transport prin dezvoltare și modernizare în concept de rețea inteligentă (smart grid) și cu respectarea cerințelor UCTE/ ETSO.
Dezvoltare durabilă
Promovarea producerii energiei pe bază de resurse regenerabile, astfel încât consumul de energie electrică realizat din resurse regenerabile de energie electrică să reprezinte 33% din consumul intern brut de energie electrică al anului 2010, 35 % în anul 2015 și 38 % în anul 2020. Din consumul intern brut de energie 11% va fi asigurat din surse regenerabile în anul 2010;
Stimularea investițiilor în îmbunătățirea eficienței energetice pe întregul lanț: resurse – producție – transport – distribuție – consum;
Promovarea utilizării biocombustibililor lichizi, biogazului și a energiei geotermale;
Susținerea activităților de cercetare-dezvoltare și diseminare a rezultatelor cercetărilor aplicabile;
Reducerea impactului negativ al sectorului energetic asupra mediului înconjurător prin utilizarea tehnologiilor curate.
Competitivitate
Continuarea dezvoltării și perfecționarea mecanismelor piețelor concurențiale pentru energie electrică, gaze naturale, certificate verzi, certificate de emisii a gazelor cu efect de seră și servicii energetice;
Extinderea activității operatorului pieței angro de energie electrică din România la nivel regional, participare activă la realizarea pieței regionale de energie și a pieței unice europene;
Liberalizarea în condiții tehnice controlate de siguranța în alimentare a tranzitului de energie și asigurarea accesului permanent și nediscriminatoriu la rețelele de transport și interconexiunile internaționale, creșterea capacitații de interconexiune de la circa 10 % în prezent la 15-20 % la orizontul anului 2020;
Continuarea procesului de restructurare, creștere a profitabilității și privatizării în sectorul energetic (privatizarea se va realiza atât cu investitori strategici, cât și prin listarea pe piața de capital);
Continuarea procesului de restructurare pentru sectorul de lignit în vederea creșterii profitabilității și accesului pe piața de capital;
Menținerea accesului la rezervele de huilă, în vederea asigurării securității energetice, în condiții economice adecvate.
2.3 Aspecte metodologice privind tarifarea energiei electrice în contextul reformei structurale
Specialiștii din întreaga lume recunosc existența unor principii ce trebuie avute în vedere la proiectarea tarifelor utilizarea eficientă a resurselor materiale și umane (orientarea consumatorilor către un consum rațional):
corectitudine și echitate (fiecare consumator trebuie să plătească proporțional cu cantitatea și calitatea serviciilor de care beneficiază);
asigurarea stabilității prețurilor (cu scopul de a evita propagarea în economie a unor semnale distorsionate, precum și pentru orientarea investițiilor);
asigurarea necesităților financiare ale sectorului (principala cerință a unui sistem tarifar este aceea de a asigura resursele financiare pentru funcționarea și dezvoltarea sectorului);
Ușor de înțeles, ușor de aplicat (tariful trebuie să transmită consumatorului semnale economice clare și să nu ridice probleme în ceea ce privește aparatura de măsură, citirea și facturarea consumurilor);
Considerarea unor obiective economice și sociale (acest principiu conduce la existența unor tarife preferențiale pentru anumite ramuri economice de importanță strategical sau pentru anumite categorii sociale).
Deoarece principiile enumerate vin în contradicție unele cu altele, trebuie realizate anumite compromisuri. Ansamblul acestor compromisuri, Împreună cu alți factori, formează ceea ce se numește politica tarifară.
Utilizarea efficientă a resurselor
Corectitudine și echitate
Stabilitatea prețurilor
Asigurarea necesităților financiare ale sectorului
Ușor de înțeles, ușor de aplicat
Considerente economico-sociale
Figura 4. Principiile tarifării
Clasificarea tarifelor. Exemple:
Tarifele pentru energie se pot clasifica dupa mai multe criterii, iar în cadrul acestei lucrări ne vom opri la cele mai reprezentative.
Clasificarea tarifelor după costurile pe baza cărora acestea se proiectează:
Tarife bazate pe costul mediu total (CMed);
Tarife bazate pe costuri marginale (CM).
Clasificarea tarifelor după numărul componentelor de preț ce determină
calculul facturii pentru energie:
tarife monome (au în componență un singur termen, reprezentat de taxă pentru energie, exprimată în unități monetare/kWh);
tarife binome (au în componență doi termeni, reprezentați de o taxă de energie și o taxă de putere aplicabilă puterii maxime măsurate sau puterii contractate);
tarife trinome (au în componență trei termeni, reprezentați de o taxă de energie, o taxă pentru puterea maximă masurată și o taxă pentru puterea contractată).
În abordarea tarifelor, componentele de tip taxă pentru putere sau taxă pentru energie sunt denumite și coeficienți tarifari.
Clasificarea tarifelor după diferențierea componentelor de preț pe perioadele de tarifare corespunzatoare intervalelor de variație a costurilor sistemului energetic:
tarife nediferențiate (coeficienții tarifari au aceleași valori în toate perioadele);
tarife diferențiate acestea pot avea mai multe forme, după modul de înțelegere a perioadelor de tarifare:
tarife in funție de perioada din zi;
tarife zi-noapte;
tarife preferențiale de noapte;
tarife in funcție de perioada din saptămână;
tarife în funcție de perioada din an (sezoniere).
Tarife cu destinații speciale, tarife pentru furnizări cu intreruperi (furnizorul convine cu consumatorul ca, în schimbul unor reduceri la taxa de putere, la taxa de energie sau la ambele, să poată comanda consumatorului reducerea parțială sau totală a puterii absorbite în momentele grele pentru sistem); tarife scop sau special, sunt tarife preferențiale pe care furnizorul le lucra cu un anumit scop, care poate fi:
atragerea unor noi clienți situați într-o anumită zonă geografică sau concurențială;
atragerea unor anumite clase de consumatori;
stimularea creșterii consumului în anumite zone geografice sau concurențiale;
Tarife în timp real (în funcție de situația existentă în sistem, se calculează costul furnizării energiei electrice în fiecare moment; prețul determinat pe baza acestuia este comunicat consumatorului, de regulă, cu 24 de ore înainte).
Așa cum s-a mai menționat, sistemul electroenergetic este format din trei subsisteme de bază:
sistemul de producere (generare);
sistemul de transport;
sistemul de distribute.
Cele trei componente sunt interdependente, iar din punctul de vedere al procesului tehnologic, neseparabile. Fiecare din cele trei subsisteme are contribuția sa în costul unui kWh ce ajunge la consumator. Dintre toate, subsistemul generării are ponderea cea mai însemnată (75%), iar valoarea costului generării este puternic influețată de metodologia adoptată pentru defalcarea cheltuielilor pe cele două produse, energie electrică și caldură în cazul producerii lor combinate. Valoarea costului de generare mai poate fi influențată destul de puternic de structura producției: centrale hidro, centrale funcționand cu hidrocarburi, centrale funcționand cu cărbune, centrale nuclearoelectrice. În figura 6 este prezentată structura producției de energie electrică a RENEL prognozată pentru anul 1996.
Figura 6. Structura producției de energie electrică.
La nivelul subsistemului de transport, costul unitar al energiei electrice suportă o creștere datorată, pe de o parte, cheltuielilor existente la acest nivel și, pe de altă parte, pierderilor fizice din rețelele de transport. Același fenomen se manifestă și la nivelul subsistemului de distribuție.
O prezentare mai detaliată a evoluției costului unitar este realizată în cadrul descrierii proiectării coeficienților tarifari. Pentru formarea prețuriilor, la costurile unitare se mai adaugă taxa de dezvoltare (12% din total costuri), o cotă de constituire a stocului de cărbune și profitul RENEL, care, conform legii actuale, trebuie sa se situeze sub valoarea de 1%. Structura prețului mediu de vânzare a energiei electrice de către RENEL este prezentată în figura 7.
Figura 7. Structura prețului de vânzare a energiei elecrice (RENEL, 1996).
Această structură se referă la calculele făcute pe un an de zile, conform condițiilor din momentul negocierii. În realitate, ea suferă modificări importante pe parcursul perioadei ce se scurge până la urmatoarea renegociere de prețuri.
Într-un asemenea interval, prețul energiei electrice este menținut constant și, de asemenea, o serie de elemente sunt menținute constante (amortizări, prețul combustibililor din țară etc.). De fapt, aceste elemente – legate de inflație și devalorizarea leului — cresc. Dintre acestea, cele mai importante sunt prețurile combustibililor din import. Cu cât fenomenul inflaționist este mai accentuat și perioada dintre două renegocieri mai mare, cu atăt distorsiunile sunt mai puternice. Astfel, se poate ajunge la situații ca cea din aprilie 1996, când prețul mediu de vânzare al unui kWh nu a acoperit costul păcurii de import necesară procesului tehnologic de furnizare a energiei electrice la consumator.
Metodologia actuală de proiectare a coeficienților tarifari cuprinde două etape:
calculul prețurilor medii pe niveluri de tensiune, cu evidențierea componentei cheltuielilor variabile și a celei datorată cheltuielilor fixe;
fixarea prețuriilor medii de revenire a energiei electrice, pe tipuri de tarife pentru fiecare nivel de tensiune (conform politicii tarifare adoptate), și calculul coeficienților tarifări pe baza datelor ce caracterizează comportamentul energetic al consumatorilor.
Tariful A este un tarif binom diferențiat pe două zone orare: ore de văi (numai vârful de seară) și rest ore. La acest tarif s-a vândut, în 1996, 24% din energia electrică consumată.
Pentru utilizarea acestui tarif este necesară montarea la consumator a unui contor cu două cadrane pentru energie și cu două indicatoare de maxim pentru putere. Mărimile citite și utilizate în formula de calcul a facturii sunt:
EV= energia consumată în orele de vârf;
ER = energia consumată în restul orelor;
PV— puterea maximă măsurată în orele de vârf;
PR = puterea maximă măsurată în restul orelor.
Utilizăm pentru coeficienții tarifări notațiile:
TEV— taxa pentru energia de vârf;
TER = taxa pentru energia în restul orelor;
TPV= taxa pentru puterea de vârf;
TPR = taxa pentru puterea în restul orelor.
Formula de facturare pentru tariful A este:
Dacă PV> PR -> F ~ EV x TEV + ERx TER + PVxTPV
Dacă PR>PV-> F = EVxTEV + ERxTER +PVxTPV +(PR-PV)xTPR
Prețul mediu de revenire obținut prin aplicarea tarifului A depinde de trei parametri ce caracterizează comportamentul energetic al consumatorului: durata de utilizare (Du) a puterii maxime măsurate, raportul PV/PR al puterilor maxime măsurate în perioada orelor de vârf și în rest ore, ponderea xv a energiei consumă în orele de vârf. Indirect, ultimii doi parametri sunt dependent de numarul orelor de vârf din perioada de facturare. Numărul orelor de vârf din cadrul fiecărei luni calendaristice este fixat printr-o decizie a directorului general al RENEL și variază de la șapte ore, în lunile de iarnă, până la nici una, în lunile iunie și iulie. Ca urmare, prețul mediu de revenire va avea o variație sezonieră, lucru pozitiv într-ucât și costurile din sistem prezintă o astfel de variație. În figura 7 este prezentată variația prețului mediu de revenire în funcție de fiecare dintre parametri, atunci când ceilalți doi sunt menținuți constanți.
ER= energia consumată în restul orelor.
Formula de facturare pentru tariful B este:
F = EV x TEV + ER x TER
Dintre toate tarifele, tariful A este e cel mai sensibil, ținând cont de comportamentul consumatorului sub toate aspectele.
Tariful B este un tarif monom diferențiat pe două zone orare (aceleași ca tariful A). La acest tarif s-a vândut, în 1996, 27,9% din energia electrică consumată.
Pentru utilizarea acestui tarif este necesară montarea la consumator a unui contor cu două cadrane. Mărimile citice și utilizate în formula de calcul a facturii sunt :
EV= energia consumată în orele de vârf;
ER = energia consumată în restul orelor.
Formula de facturare pentru tariful B este:
F = EVx TEV + ERx TER
P [lei/kWh]
Pmed
Du, Pmax
8700 [h/an]
P [lei/kWh]
Pmed
Pmax,vârf/Pmax,rest
1
P [lei/kWh]
Pvârf
Pmed
Prest
Xv
100 [%]
Figura 8. Tariful A: variația prețului mediu de revenire.
2.4 Politici de tarifare pe piața energiei electrice din România
Politica de tarife din domeniul energiei electrice și termice ține seama permanent de evoluția structurii sectorului energiei electrice și de necesitatea asigurării viabilității operatorilor economici din sector.
Într-un trecut nu prea îndepărtat, politicile tarifare ocupau un loc important în preocupările guvernului, acest lucru fiind motivat și prin atribuțiile pe care ministerele de resort le aveau. Încetul cu încetul asistăm însă la un fenomen prin care controlul, în sensul unei determinări subjective a prețurilor și tarifelor, aproape că a dispărut. Care este contextul unei astfel de evoluții?
În primul rând, dacă ne referim la activitățile cu caracter de monopol natural transportul și distribuția de energie electrică, metodologiile de calcul al tarifelor sunt foarte precise și nu permit intervenți subiective. Singura modalitate de a influența nivelul prețurilor și tarifelor se poate face prin limitarea sau dimpotrivă, încurajarea unui anumit program de investiții, întrucât remunerarea capitalului investit este direct dependent de realizarea acelui program de investiți.
O altă modalitate de intervenție asupra tarifelor de distribuție prevăzuți de reglementările în vigoare se referă la plafonarea creșterilor de la un an la altul pe parcursul primei perioade de reglementare la nivelul de maxim 18% real. În plus de această plafonare, reglementatorul mai poate impune plafoane individuale pe a tarifelor specifice nivelurilor de tensiune, cu condiția însă de a nu afecta veniturile cuvenite operatorului. Este practic vorba de realocări ale veniturilor între nivelurile de tensiune. De obicei, reglementatorul recurge la acest tip de intervenție atunci cântd constată o alocare greșită a costurilor între nivelurile de tensiune. În lipsa argumentației privind plafonarea tarifelor, reglementatorul poate să producă o subvenționare incrucisată între niveluri de tensiune.
O zonă care suscită un interes deosebit și care poate fi obiectul unor intervenții ale factorului politic de decizie o reprezintă tarifele pentru consumatorii casnici. Până în prezent au existat tot felul de scheme de menținere la un nivel scăzut al acestor tarife și anume:
Consumatorii casnici, fiind racordați la JT, o bună perioadă de timp toate aceste tarife au fost ținute artificial la un nivel scăzut. În acest caz, se vorbește de o subvenționare încrucișată între niveluri de tensiune.
În cadrul consumatorilor racordați la JT, consumatorii casnici beneficiază de tarife mai scăzute decât ceilalți. Avem de-a face, în acest caz, cu o subvenționare încrucișată între consumatorii casnici și restul consumatorilor de JT, ceea ce reprezintă totodată și un mare obstacol în calea deschiderii pieței de energie.
Prezența tarifului social în grupul de tarife dedicate consumatorilor casnici creează o subvenționare într-o clasă permisă chiar și în reglementările europene.
Toate aceste artificii nu fac altceva decât să creeze o falsă protecție socială și, mai grav, să distorsionze piața de energie electrică. Soluția adoptării furnizorului implicit, nu rezolvă de la sine problema. Șocul tarifar la deschiderea pieței încă poate exista. Sunt două motive de optimism care ne fac să credem că se va putea rezolva această problemă: în primul rând, consumul familiilor cu venituri mici este sub media pe țară, care și asa este extrem de redusă comparativ cu alte țări, deci cota din bugetul familiei destinată facturii de energie electrică este relativ mică, dacă nu se apelează la încălzitul electric; în al doilea rând, se fac auzite tot mai multe voci care recomandă punerea la punct a unui nou sistem de procesare socială, care să acorde ajutoare directe consumatorilor calificați. Acest ultim sistem nu numai că ar contrabalansa efectele facturării energiei electrice la costurile reale, dar ar permite, prin sistemul de calificare, o filtrare mai corectă a celor care într-adevar au nevoie de ajutoare.
La energia electrică, sistemul de prețuri și tarife a evoluat de la sistemul tarifar unic reglementat pentru consumatorii finali, la un sistem cu prețuri pe activități și servicii, capabil să raspundă noii structuri liberalizate a sectorului.
Pe piața liberalizată se utilizează prețuri care se stabilesc prin mecanisme concurențiale, inclusiv pentru dezechilibrele dintre cantitățile contractate și cele efectiv consumate, precum și tarife reglementate pentru serviciile de rețea (transport și distribuție) și servicii de sistem.
Prețul energiei electrice a avut o evoluție crescătoare, datorită necesității practicării unor prețuri care să reflecte costurile rațional justificabile, creșterii prețurilor la combustibili pe plan internațional, creșterii volumului de investiții în rețele precum și eliminării progresive a subvențiilor directe și incrucișate. Astfel, prețurile electricității s-au apropiat de valorile medii înregistrate în UE dar sunt în continuare mai mici decât acestea.
La sfârsitul anului 2006 prețul mediu al energiei electrice livrate consumatorilor casnici cu un consum de 1200 kWh/an (consumatorul casnic mediu în România) a fost de 0,1029 Euro/kWh comparativ cu 0,1637 Euro/kWh media UE25. A fost menținut tariful social destinat consumatorilor cu consum redus și îmbunătațit astfel încât să beneficieze de el doar populația defavorizată.
Consumatorii din această categorie au plătit 0,0499 Euro/kWh in 2006. Valorile prezentate includ TVA.
Prețul energiei electrice livrată consumatorilor industriali a variat funcție de mărimea consumului, situându-se însă practic în toate cazurile sub valoarea medie UE25. Astfel, un consumator cu un consum anual de 1250 MWh și o putere maximă de 500 kW a plătit 0,0853 Euro/KWh față de 0,0935
Euro/kWh media UE25. Un consumator industrial cu un consum anual de 24.000 MWh și o putere maximă de 4 MW a plătit 0,0643 Euro/kWh comparativ cu 0,0732 Euro/kWh valoarea medie UE25 pentru aceeași categorie de consumatori. Aceste valori nu includ TVA.
În ultima vreme s-a discutat foarte mult în mass media referitor la prețuri, tarife și privatizările din sectorul energetic. Trebuie subliniat însă că pentru a comenta și a înțelege subtilitățile funcționării pieței de energie electrică în ansamblul ei sunt necesare cunoștiințe solide și cel mai adesea sprijinul firmelor de consultanță. De asemenea, este important de menționat ca întreaga comunitate energetică din România trebuie să reconsidere strategia sectorului energetic, evaluarea politicilor tarifare actuale și implementarea unora noi, adecvate contextului energetic intern și extern.
Politicile tarifare trebuie evaluate nu neapărat în zona activităților cu caracter de monopol, zona care este reglementată de către autoritățile de reglementare, ci, în special, în zona concurențială, acolo unde este posibil ca atât societăți cu capital de stat cât și cele cu capital privat pot avea un comportament discriminatoriu și netransparent. Astfel, trebuie evitate situațiile anormale, cronice din ziua de azi, cum ar fi:
• vânzări de energie pe contracte bilaterale negociate sub prețul pieței, în unele cazuri, chiar sub costuri;
• prețuri de export cu mult sub cele de import.
S-a inserat cuvântul „cronice", deoarece astfel de situații pot exista în piață doar pe perioade scurte de timp și nu ca situații cronicizate (cu durate de ordinul săptămânilor sau lunilor).
CAPITOLUL III
TRANZACȚIONAREA CENTRALIZATĂ A ENERGIEI ELECTRICE PE PIAȚA ANGRO
3.1 Piețele centralizate de energie electrică administrate de OPCOM
Anul 2003 a reprezentat fără îndoială un moment de cotitură în istoria pieței raționale de energie electrică din România.În baza elaborării "Foii de parcurs în domeniul energiei electrice" s-au stabilit principiile pe termen lung pentru dezvoltarea pieței angro de energie electrică din România, optându-se pentru conceptul multi-piață și principiul zonal de stabilire a prețului.
Codul comercial al pieței angro de energie electrică, adoptat în 2004, a implementat principiile foi de parcurs, astfel că în perioada iulie 2005 – noiembrie 2006, ceea ce poartă numele „noua platformă de tranzacționare", a reprezentat baza de organizare a comercializării energiei electrice în România. Implementând conceptul multi-piață prin cele trei segmente: contracte bilaterale, piața pentru ziua următoare și piața de echilibrare, asociate principiului auto-programării, această nouă platformă de tranzacționare asigură cumpărarea și vânzarea concurențială a energiei electrice pentru trei orizonturi de timp diferite. Lansarea noii platforme la data de 30 iunie 2005 a fost susținută totodată de creșterea gradului de deschidere a pieței la 83,5%, ceea ce însemna libertatea de a alege furnizorul pentru toți consumatorii finali cu excepția celor casnici. La un an de la această creștere a gradului de deschidere, reprezentând teoretic circa 600 000 participanți la piața concurențială, deschiderea efectivă a pieței a fost de circa 50%.
Fig 8. Ilustrarea conceptului multi-piață.
În timp ce piața de echilibrare, piața de servicii de sistem și piața de capacități transfrontaliere sunt administrate de CN Transelectrica SA ca operator de transport și sistem, operatorul pieței de energie electrică SC OPCOM SA furnizează un mediu de tranzacționare transparent pentru orizonturile de timp lung și mediu, oferind două produse diferite ca piețe centralizate: piața contractelor bilaterale, unde este tranzacționat aproape 5% din consumul net și, respectiv, pentru orizont de timp scurt, prin piața pentru ziua următoare, care a atins o cotă medie de 7% în primele 12 luni și a depășit 10% în luna octombrie 2006. Astfel, OPCOM îndeplinește așteptările Comisiei Europene, Direcția Generală Transport și Energie, exprimate în documentul de strategie și documentul de opțiune pentru sud-estul Europei și intenționează să evolueze în viitor pentru dezvoltarea celor două produse în sensul îmbunătățirii standardizării primului și a îmbunătățirii siguranței în tranzacționare al celui de al doilea. De asemenea, OPCOM administrează piața de certificate verzi.
Piața de energie electrică în prezent
Codul Comercial al pieței angro de energie electrică în vigoare conține reguli ce guvernează operarea pieței din momentul lansării noii platforme de tranzacționare. Principiul fundamental al pieței angro, conform Directivei 54/2003 este libertatea producătorilor și furnizorilor de a se angaja în tranzacții pentru vânzarea și cumpărarea energiei electrice. Piața contractelor bilaterale presupune angajarea unor obligații pe termen lung, în timp ce piața pentru ziua următoare reprezintă mediul transparent, anonim și nediscriminatoriu de contractare a energiei electrice pe termen scurt (o zi). Pe cele două orizonturi de timp, tranzacțiile susțin acoperirea cererii de consum printr-un volum de producție corespunzător. Conform acelorași principii, o piață de echilibrare permite operatorului de sistem echilibrarea cererii și a ofertei în timp real.
Astfel, în momentul crucial pentru piața regională din sud-estul Europei al ratificării tratatului comunității energetice din SEE (Stanford engineering everywhere), România una dintre cele nouă țări semnatare, are o piață angro de energie electrică funcțională, cu segmente bine definite: piața contractelor bilaterale, piața spot și piața de echilibrare. Același model a fost adoptat de către cele mai importante piețe de energie electrică din UE, fiind în același timp recomandat pentru țările din comunitatea energetică.
Piața pentru Ziua Următoare (PZU). Codul comercial definește piața pentru ziua următoare în România, unde se tranzacționează contracte cu livrare fizică pentru energie electrică pentru fiecare oră din ziua următoare.
Piața pentru ziua următoare, sau piața spot, se bazează pe un mecanism de licitație închisă, cu ofertare bilaterală. Ofertele orare exprimă intenții de vânzare la un preț minim, respectiv de cumpărare la un preț maxim. Intersecția ofertelor de vânzare și de cumpărare agregate în curba ofertei și cererii determină prețul spot și volumul tranzacționat pentru fiecare interval orar. Din punctul de vedere al participanților, această piață facilitează tranzacționarea pe termen scurt, într-un mediu voluntar, transparent și neutru. Din punctul de vedere al pieței angro, ea stabilește un preț de referință pentru celelalte segmente ale pieței angro și pentru viitoarea piață financiară. Din punctul de vedere al siguranței sistemului electroenergetic și al operării acestuia, ea contribuie la echilibrarea pe termen scurt a cererii și ofertei.
Ca organizator al tranzacțiilor pe piața spot, obiectivele prioritare pentru OPCOM sunt stabilirea unui preț de referință pentru celelalte segmente ale pieței și pentru viitoarea piață financiară și echilibrarea cererii și ofertei pe termen scurt (cu o zi înainte). Cu cota de 7% pe care această piață o reprezintă, raportat la consumul de energie electrică din România, dar și prin volumul prin care această cotă se concretizează, bursa de energie electrică din România este cea mai lichidă din estul și sud-estul Europei, pentru fiecare oră tranzacționandu-se în OPCOM mai mult decât tranzacționează împreună bursele din Polonia, Cehia, Austria și Slovenia.
Operator de decontare. Codul Comercial atribuie Operatorului de Decontare, departament distinct organizat în cadrul SC Opcom SA realizarea funcțiilor de decontare pentru Piața pentru Ziua Următoare și Piața de Echilibrare.
Operatorul de Decontare realizează:
calcule pentru tranzacțiile derulate pe piață pentru ziua următoare;
calcule pentru tranzacțiile derulate pe piața de echilibrare;
determinarea prețului pentru dezechilibre (pentru deficit și pentru excedent de energie);
calcule pentru decontarea dezechilibrelor părților responsabile cu echilibrarea;
calcule pentru decontarea dezechilibrelor de la notificare;
calcule pentru decontarea costurilor sau veniturilor provenite din echilibrarea sistemului și redistribuirea acestora.
Piața Centralizată a Contractelor Bilaterale (PCCB). Pentru îmbunătățirea transparenței, dar și a eficienței în tranzacționare, OPCOM a pus la dispoziția participanților din cadrul sectorului energetic un mediu transparent de tranzacționare a contractelor bilaterale. Piața este deschisă participării producătorilor, furnizorilor și consumatorilor eligibili. Mecanismul actual al licitațiilor publice organizate în cadrul acestei piețe permite inițierea procesului atât de vânzător, cât și de cumpărător, prin publicarea simultană a ofertei (cantitate, preț, termen) și contractului asociat. Ofertele nu sunt standardizate din punctul de vedere al cantităților ofertate, perioadelor și termenelor de livrare. Identitatea și intenția de ofertare a participanților la piață este cunoscută de către întreg mediul de afaceri. Piața este deschisă participării producătorilor, furnizorilor și consumatorilor eligibili.
Din punctul de vedere al participanților, se asigură facilitarea tranzacționării eficiente pe termen mediu și lung, într-un mediu transparent și neutru. PCCB furnizează încrederea necesară publicului, consumatorilor, proprietarilor iar pentru sistemul electroenergetic asigură echilibrarea cererii și ofertei pe termen mediu și lung.
Piața Centralizată pentru Certificate Verzi (PCCV). în baza cadrului adoptat de autoritatea de reglementare în vederea stimulării investițiilor în dezvoltarea surselor de energie electrică regenerabile, organizarea și administrarea PCCV facilitează tranzacționarea certificatelor într-un mediu voluntar, transparent și neutru. Mecanismul de tranzacționare se bazează pe o licitație închisă organizată lunar, tranzacționare independentă de tranzacționarea energiei electrice și un preț variabil între 24 și 42 euro/certificat (limite stabilite prin Hotărâre de Guvern). Volumul minim este reprezentat de 1 certificat, echivalent 1 MWh.
3.2 Aspecte funcționale ale pieței de echilibrare (rolul, structura, schimbul informațional, funcționarea sistemului electroenergetic utilizând instrumente de piață)
Piața de Echilibrare (PE) oferă energie electrică pentru echilibrarea sistemului electroenergetic în timp real și pentru managementul congestiilor.
Piața de Echilibrare este piața care trebuie să asigure OTS cu oferte suficiente pentru reglajul permanent al producției în f'uncție de consum și pentru managementul congestiilor. Această piață este obligatorie, în sensul că producătorii trebuie să oferteze pentru încărcare întreaga putere rămasă disponibilă (neangajată prin contracte bilaterale și obligații pe PZU) iar pentru descărcare întreaga putere angajată anterior.
Administratorul Pieței de Echilibrare este Operatorul de Transport și de Sistem (OTS).
Participanții la Piața de Echilibrare sunt:
Producătorii licențiați care exploatează unități dispecerizabile;
Producătorii calificați pentru serviciile de sistem tehnologice;
Consumatorii licențiați care dispun de sarcini dispecerizabile.
Caracteristicile principale ale Pieței de Echilibrare sunt următoarele:
a) Operarea se face de catre Operatorul Pietei de Echilibrare (OPE), organizat in cadrul Transelectrica,prin Dispecerul Energetic National.
b) OPE este responsabil pentru:
Înregistrarea participanților la PE;
Colectarea și verificarea ofertelor;
Realizarea calculelor pentru decontarea tranzacțiilor aferente PE. Operatorul de Transport și Sistem (OTS) este partea contractantă pentru fiecare participant la PE, în toate tranzacțiile pe PE.
Se bazează pe ofertele unităților dispecerizabile și ale consumatorilor dispecerizabili;
Este piața obligatorie în sensul că trebuie ofertate toate capacitățile de producție disponibile:
Este centralizată obligatorie și operează oficial de la 1 iulie 2005:
f) Începe în ziua anterioară zilei de livrare, după ce notificările fizice au fost acceptate de OTS tranzacțiile realizându-se în timp real în ziua de livrare;
g) Operează la nivelul de unități dispecerizabile (coduri ETSO -Organizația Operatorilor de Transport și Sistem European);
h)Oferte de orare simple (perechi preț-cantitate);
i) Oferte de creștere și scădere de energie de reglaj;
j) Oferta este unică, adică nu necesită oferte separate pe tipuri de reglaj;
k) Alocarea capacităților ofertate pe tip de reglaj este efectuată în mod automat de sistemul informatic al Pieței de Echiiibrare;
l) Ofertele selectate sunt plătite la prețul de ofertă sau la preț marginal.
Ofertele unităților dispecerizabile și ale consumatorilor dispecerizabili se fac zilnic. pentru cantitatea de Energie de Echilibrare, pentru creșterea și reducerea de putere. Formatul și conținutul ofertelor zilnice sunt stabilite de OPE și aprobate de ANRE. Validarea ofertelor zilnice se face pe baza Procedurii de Validare propusă de OPE și aprobată de ANRE. Participanți la PE, transmit și Oferte Fixe pentru reglaj terțiar lent, pentru pornirea grupurilor și menținerea lor în rezerva caldă. Oferta Fixă se transmite cu maxim o saptămână înainte de primp zi de livrare. Formatul și conținutul ei se stabilesc de către OTS și se aprobă de către ANRE.
Reglajele care se realizează prin Piața de Echiiibrare sunt următoarele:
Reglajul secundar, realizat de către toate unitățile dispecerizabile calificate pentru reglajul secundar și care sunt sincronizate cu SEN;
Reglajul terțiar rapid, realizat cu toate unitățile dispecerizabile calificate pentru reglaj terțiar rapid sau toate unitățile dispecerizabile sincronizate cu SEN;
Reglajul terțiar lent, realizat cu toate unitățile dispecerizabile sincronizate cu SEN.
Pe Piața de Echiiibrare se tranzacționează Energia de Echilibrare corespunzătoare reglajelor secundar, terțiar rapid și lent.
Energia Disponibilă pentru Echiiibrare reprezintă cantitatea totală de Energie de Echilibrare ce poate fi pusă la dispoziție de o unitate dispecerizabilă sau un consumator dispecerizabil.
Procedura de determinare a Energiei Disponibile pentru Echilibrare se elaborează de OTS și se aprobă de către ANRE.
La determinarea Energiei Disponibile pentru Echilibrare OTS ține seama de următoarele:
Capacitatea de producție disponibilă a unității dispecerizabile;
Notificarea Fizică aprobată;
Caracteristicile tehnice;
Energiile deja angajate.
De asemenea pentru determinarea Energiei Disponibile pentru Echilibrare OTS trebuie să maximizeze Energia Disponibilă pentru Echilibrare corespunzător reglajului secundar și reglajului terțiar rapid.
Pe Piața de Echilibrare, Operatorul de Transport și de Sistem cumpără sau vinde energie electrică activă de la/către participanții la piață. Deținătorii de unități de producție /consumatorii dispecerizabili în scopul compensării abaterilor de la valorile programate ale producției și consumului de energie eiectrică.
În figura 9 se prezintă modul de operare și decontare a Pieței de Echilibrare.
Fig. 9 Modul de operare și decontare a pieței de echilibrare
Operarea și decontarea pe Piața de Echilibrare se realizează în două faze:
a) Faza de operare în care producătorii fac oferte (3 tipuri de Energie de Echilibrare) cu cantitate și preț ce ajung la platforma Piață de Echilibrare care stabilește:
Ordinele de merit pe Piața de Echilibrare;
Comanda de dispecer;
Energia de livrat;
Prețul energiei electrice livrate.
b) Faza de decontare se realizează de către Operatorul de Decontare care stabilește:
Veniturile și costurile pentru echilibrarea sistemului;
Prețul de deficit;
Prețul de excedent.
În baza acestora se realizează decontarea dezechilibrelor PRE. Operatorul de decontare transmite la producători: dreptul de încasare, obligația de plată și valoarea penalizării pentru energia nelivrată. Responsabilitatea echilibrării revine titularilor de licență pentru:
asigurarea echilibrului fizic între producția măsurată, achizițiile programate și importurile de energie electrică și consumul măsurat, vânzările programate și exporturile de energie electrică;
asumarea responsabilității financiare față de OTS pentru toate dezechilibrele fizice înregistrate.
În figura 10 se prezintă modul de realizare a operării și decontării dezechilibrelor PRE:
Piața de Echilibrare cuprinde două etape.
a) Operarea. prin care se realizează:
Programul de producție pe unitățile dispecerizabile:
Notificările fizice, formate din contracte și oferte pe Piața Zilei Următoare:
Ordinea de merit a Pieței de Echilibrare;
Aceste date intră în sistemul de programare al Pieței de Echilibrare din care va rezulta sistemul de programare, din care vor rezulta dispecerizarea în timp real și notificările fizice.
b) Decontarea Unităților Dispecerizabile și a dezechilibrelor PRE se va face de către Operatorul de Decontare, care are în vedere:
– Prețurile de deficit și de excedent rezultate din Piața de Echilibrare;
Notificările fizice rezultate din sistemul de programare;
Date măsurate agregate de către OMEPA.
Pe baza acestora va rezulta dezechilibrul pentru fiecare PRE (cantități si valori).
Fig.10 realizarea operarii si decontarii dezechilibrelor PRE.
La reglajul de creștere de la Qprogramat, spre Qmax se obține o cantitate de energie electrică +q. iar la reglajul de descreștere la Qprogramat, la Qmm se obține o cantitate de energie electrică -q. Valoarea zilnică va fi dată de relația (1), ca și în cazul OTS.
VZ = * p
în care: p este prețul energiei electrice
Preț
Secundar Curba ofertei
Terțier rapid
Terțier lent
Programat
Qmin Qprogramat Qmax
Reglaj la Reglaj la
descreștere creștere
Fig. 11 Diferentierea tipurilor de energie de echilibrare
VZ = * p – valoarea zilnică (1)
Fig. 11 Modul de decontare pentru panicipant.
Vom avea două variante de decontare:
Participanlul plătește. valoarea q*p.
Participantul primește valoarea q*p.
În acest caz prețul p , lual în calcul este prețul marginal (PM) pentru reglajul secundar și prețul de ofertă pentru reglajul terțiar rapid și lent și pentru pornirea grupurilor energetice.
Dezechilibrul PRE – producător (PNM – PNC) poate fi:
Negativ (Cantitate x Preț deficit), când PNM<PNC;
Pozitiv (Cantitate x Preț excedent). când PNM>PNC. unde:
PNC = Vânzări – Cumpărări + Export – Import + PZUvz + PZUc±Eech (2)
PNM = Producție – Consum consumatori (3)
în care:
PNC – puterea netă consumată,
PNM – puterea netă masurată.
Exemplu:
a) Contract + PZU = 400 MWh. Măsurat = 200 MWh
Dezechilibru = -200 MWh și producătorul va plăti.
b) Contract + PZU = 500MWh, Măsurat = 600 MWh Dezechilibru: = 100 MWh și producătorul va primi. Dezechilibrul pentru furnizor (PNM – PNC) poate fi:
Negativ (Cantitatea x Preț de deficit), când PNM>PNC,
Pozitiv(Cantitatea x Preț de excedent), când PNM<PNC.
PNC = Vânzări – Cumpărări + Export – Import – PZUvz-PZUc± Eech
PNM = Producție – Consum – consumatori
3.3 Perspective și fundamente în construcția pieței regionale din sud-estul Europei
După același model, deși nemenționat în documentele ERGEG (European regulation group for electricity an gas), a luat ființă și mini forumul țărilor din sud-estul Europei, care a avut o primă întâlnire în toamna anului trecut și o a doua în primăvara acestui an.
Precunduitele unei concurențe reale în regiunea balcanică le constituie atât
cadrul creat de legislația primară și cea secundară, cât și structura de producere, stadiul implementării directivei europene EC/54/2003 referitor la separarea funcțiilor operatorilor de transport și sistem de cele de natură strict comercială, implementarea funcției de furnizor de energie electrică. Aflate în stadii diferite de progres din punctul de vedere al aderării la Uniunea Europeană, cele nouă state semnatare ale tratatului regional recent ratificat sunt obligate să implementeze directiva europeană ca parte a acquis-ului tratatului. Asociată cu termenele de intensitate cunoscute, această obligație creează șansa unei minime uniformizări legislative și structurale în spațiul sud-est european în vederea dezvoltării unei piețe comune de energie electrică și gaze naturale și a integrării progresive a acestora în piața unică europeană. EFET (European federation of energy traders), asociată țarilor din Europa consideră nesatisfăcător nivelul comerțului transfrontalier și mai ales evoluția acestui nivel. Nemulțumirea nu are însă ca unic obiect această regiune: în general, în Uniunea Europeană comerțul transfrontalier este considerat nesatisfăcător, nivelul acestuia crescând între 2000 și 2004 cu numai câteva procente, de la 8 – 9% la 10,7% din consum.
Totodată, în timpul primului mini-forum de la Atena (octombrie 2005), reprezentantul
EFET a atenționat asupra slabelor progrese în ceea ce privește separarea funcțiilor operatorilor de transport și sistem, calculul conservativ al capacităților transfrontaliere disponibile, lipsa de transparență a metodelor de alocare a capacităților, restricționarea artificială a acestora, necompensarea pierderii din motive necunoscute a capacităților alocate. De asemenea, a fost solicitată garantarea drepturilor la capacitatea alocată și maximizarea utilizării capacităților disponibile.
În timp ce investigația sectorială condusă de Direcția Generală Concurentă a Comisiei Europene a identificat cinci domenii de analiză ca potențiale abateri de la implementarea directivei, studiul dezvoltat de consortiul SEETEC în beneficiul comunității energetice sud-est europene selectează opt piedici în calea tranzacționării libere a energiei.
Același studiu face și recomandări în vederea depășirii obstacolelor identificate:
Astfel, în ceea ce priveste alocarea capacităților transfrontaliere sunt necesare:
• aplicarea metodelor „de piață" recomandate de reglementarea 1228/2003 prin implementarea mecanismelor corespunzătoare;
• eliminarea alocărilor de capacitate pe termen lung și prin alte metode decât cele de piață, precum și plata alocărilor existente;
• eliminarea monopolului național asupra importului-exportului;
• reglementarea destinației venitului din congestii;
• implementarea licitațiilor coordonate explicite.
Referitor la mecanismul ITC (Internation trade commission):
• este necesară fuzionarea fondurilor ETSO (European transmission system operator) și SETSO (Southeastern Europe transmission system operator);
• în cazul în care cele două fonduri nu fuzionează, ar trebui mărite taxele de injecție, astfel încât mecanismul să rămână sustenabil;
• reglementatorii trebuie să emită metodologii de aplicare financiară a mecanismului.
Referitor OTS-uri (Organization for tropical studies):
• în concordanța cu separarea funcțiilor specifice, pentru ca această separare să devină reală, ele trebuie să dezvolte procesele de afaceri corespunzător funcțiilor de programare și planificare a sistemelor;
• OTS trebuie să furnizeze informația corespunzătoare participanților la piață.
Pentru ca accesul noilor intrări să devină real:
• trebuie dezvoltate mecanismele concurențiale ce însoțesc deschiderea graduală a pieței: contracte inițiate, licitații de capacitate virtuală;
• trebuie implementate funcțiile de furnizare, inclusiv pentru piața captivă.
La nivel național trebuie dezvoltate reguli pentru piața concurențială, obligatorii pentru toți participanți, reguli pentru import-export și pentru publicarea informațiilor.
6) Tarifele trebuie să reflecte costurile, fără distorsionarea pieței.
7) Instintuțiile regionale trebuie să contribuie la armonizarea sau cel puțin
compatibilizarea piețelor naționale.
Este unanim recunoscut faptul că România este singura țară din regiune organizatoare a unei piețe spot și singura țară cu o piață de echilibrare funcțională, după cum este totodată singura dintre țările comunității energetice sud-est europene care îndeplinește deja două cerințe ale tratatului: deschiderea pieței pentru toți consumatorii industriali de la 1 ianuarie 2008 și separarea operatorilor de transport și sistem de activitățile de producție și furnizare.
Dar, așa cum subliniază recentul studiu pregătit de consorțiul SEETEC, „chiar dacă OPCOM a reușit să captureze o cotă respectabilă de 7% din volumul pieței angro, piețele spot din regiune nu au atins până în prezent un grad de coordonare și eficiență pentru a exploata din plin potențialul de tranzacționare". În baza documentului de opțiune pentru piața de energie electrică din sud-estul Europei și concluziile primului mini-forum de la Atena, există o așteptare normală ca OPCOM, susținut de entitățile din România și de alte entități din regiune va dezvolta acțiunile necesare pentru a crește cota pieței spot în România și pentru a extinde zona de tranzacționare atrăgând interesul țărilor vecine pentru piața pentru ziua următoare pe care o administrează.
În acest sens, este necesar un acord al operatorilor de sistem pentru a implementa consensul reglementărilor europene, al asociațiilor europene pentru adoptarea unei soluții hibride reprezentând compromisul între licitațiile explicite (pe termen lung și mediu) și licitațiile implicite (pe termen scurt). Alocarea pe termen lung a capacităților transfrontaliere (numita AAC) va fi înlăturată și orice piedică în tranzacționarea transfrontalieră va fi prohibiția conform prevederilor Tratatului regional și a acquis-ului asociat (Directiva 54/2003 și reglementarea 1228/2003).
În consecință, operatorul de transport și sistem din România promovează licitații explicite ca o soluție curentă și participă la perioada experimentală a proiectului de organizare a licitațiilor explicite coordonate. Atât CN Transelectrica SA și SC OPCOM SA propun de asemenea cuplarea piețelor, ca o implementare inițială într-o sub-regiune și extinderea ulterioară la o dimensiune regională.
Succesul unei bune funcționări a pieței spot din România va fi cel mai bun argument în competiția cu celelalte țări/organizații care doresc să fie parte centrală a viitoarei piețe regionale spot. În acest stadiu OPCOM este în fruntea acestui proces, și trebuie să utilizeze acest moment pentru consolidarea (întărirea) poziției.
Măsurile de descentralizare au condus la un nivel de concentrare a structurii de producție ce plasează România printre țările cu o concentrare moderată. În ceea ce privește tranzacțiile pe piața spot, indicatorii de concentrare demonstrează în ultimele luni o piață neconcentrată. Pe de altă parte, prin creșterea gradului de deschidere a pieței la 83,5% în iulie 2005 a fost creată premisa existenței și participării active la piața angro a unui mare număr de furnizori pentru achiziționarea cererii diversificate de energie electrică pe piața cu amănuntul. Acest fapt a asigurat o concentrare redusă și din punctul de vedere al cererii pe piața angro. Prin deschiderea pieței a fost efectuat un pas necesar, ținând seama de obiectivul aderării la Uniunea Europeană, pregătindu-se condițiile de deschidere 100% la mijlocul anului viitor.
În pragul aderării la Uniunea Europeană, România a implementat deja cerințele Directivei CE/54/2003. Printre acestea:
înființarea autorității de reglementare;
separarea activităților de producere, furnizare, transport și distribuție;
deschiderea pieței pentru consumatorii industriali;
organizarea unei piețe concurențiale;
implementarea conceptului de furnizor de energie electrică.
Urmărind lista celor cinci domenii de investigate relevate de CE (european commission) DG (direcotrate-general for energy) TREN (theological research excange nethork) pentru autorități și domenii de acțiune pentru toate entitățile implicate, constatăm că OPCOM, în calitate de operator de piață a venit în întâmpinarea rezolvării acestor probleme pentru ca acestea să nu devină probleme reale și pentru piața angro din România. Astfel:
din punctul de vedere al concentrării, piața spot nu este o piață concentrată, fapt demonstrat de evoluția indicatorilor specifici;
piața spot operată de OPCOM este o piață transparentă, prin publicarea regulilor pieței și a rezultatelor tranzacționării, cu o modalitate de formare a prețului uniform acceptată în Europa;
mai mult, pentru o formare corectă a prețurilor în piața angro, OPCOM a pus la dispoziția participanților la piața angro și o piața concurențiala pentru contractele bilaterale;
prin propunerea organizării bursei regionale la București, România contribuie la crearea unei piețe spot regionale, având un rol integrator prin creșterea nivelului tranzacțiilor și furnizarea unui preț de referință.
La nivelul întregii piețe de energie electrică din România, având în vedere faptul că din punct de vedere legislativ, organizatoric și logistic, România a îndeplinit cerințele acquis-ului comunitar, asigurând astfel condiții europene de dezvoltare, important rămâne modul în care în următorii ani România va reuși (sau nu) următoarele:
1) Finalizarea privatizării distribuției;
Privatizarea capacităților de producție în limite strategice și în conformitate cu necesitățile de investiție în retehnologizări și construcția de noi capacități;
Dezvoltarea în continuare a rețelei de transport interne pentru evitarea congestiilor și a capacităților de interconexiune pentru participarea la piața regională și ulterior conectarea regiunii la piața unică europeană;
Crearea (consolidarea) unor companii dedicate producției, furnizării sau comercializării energiei electrice la nivel național și regional;
Participarea activă la comerțul regional, pe fondul îndeplinirii obligațiilor ce decurg din prevederile tratatului regional.
Scopurile acestor acțiuni trebuie să fie:
asigurarea pe termen lung a siguranței alimentării cu energie electrică, prin dezvoltarea infrastructurii de transport și generare în vederea echilibrării producției și consumului național în contextul participării la schimburile regionale;
asigurarea unui cadru sănătos de funcționare a pieței prin întărirea disciplinei financiare, a transparenței mecanismelor de formare a prestărilor și evitarea introducerii, din motive de protecție a consumatorilor a unor mecanisme ce pot distorsiona prețurile și concurența.
Succesul unei bune funcționări a pieței spot din România va fi cel mai bun argument în competiția cu celelalte țări/organizații care doresc să fie parte centrală a viitoarei piețe regionale spot. În acest stadiu OPCOM este în fruntea acestui proces, și trebuie să utilizeze acest moment pentru consolidarea (intărirea) poziției.
3.4 Formarea prețurilor angro ale energiei electrice în condițiile coexistenței pieței centralizată și concurențială
O problemă neclară pentru persoanele neavizate sau pentru cei care nu lucrează în domeniul energiei electrice este modul de formare al prețului/tarifului cu care ne întâlnim adesea în facturile emise de companiile de electricitate, gaze naturale, apă etc. Dacă procesul formării prețului energiei electrice stabilit pe baza aplicării unui regim reglementat poate fi deslușit destul de ușor, această neclaritate pare a se adânci atunci când este vorba despre o piață liberă de energie electrică.
Se încearcă în cele ce urmează clarificarea proceselor de stabilire a prețului, atât în regim reglementat cât și din perspectiva pieței libere a energiei electrice, așa cum sunt acestea practicate astăzi în România.
Una din întrebările pe care și le pun experții, atât strani cât și autohtoni este legată de menținerea tarifelor reglementate la consumatorii finali, în condițiile în care legal toți consumatorii sunt liberi să-și schimbe furnizorul tradițional. Se poate constata și pshihologic un anume grad de „dependență" de un furnizor tradițional, anterior cunoscut, prin utilizarea încă a unor denumiri ale unor entități care nu mai există (RENEL, CONEL, ELECTRICA, din care cu excepția SC Electrica SA a cărui dimensiune este mult diminuată, toate sunt inexistente în prezent). Aceasta ar putea constitui o explicație la reticența consumatorilor de a utiliza instrumentele unei piețe de energie competitive.
Pe de altă parte, deși reglementările europene sunt clare (de la 1 iulie 2007 câți cetățenii UE au dreptul să-și aleagă liber furnizorul de energie electrică), mai mult de jumatate din țările UE mențin tarife reglementate la consumatorii finali.
Deși la întrebarea menționată s-au dat diverse răspunsuri, încercăm să formulăm un răspuns mai complet, fără a avea pretenția de exhaustivitate, lăsând totuși la latitudinea cititorului răspunsul final. Astfel, unele din argumentele în favoarea menținerii tarifelor reglementate sunt:
lipsa informațiilor despre funcționarea pieței de energie electrică sau informații mult prea complexe pentru a fi ușor de asimilat;
percepția unui grad mare de risc la modificarea furnizorului tradițional (deși reglementările permit întoarcerea în regim reglementat, este drept cu unele costuri suplimentare);
prea multă birocrație în procesul de schimbare a furnizorului tradițional;
economii nesemnificative la factura de energie electrică față de efortul depus pentru înțelegerea mecanismelor pieței (sau angajarea unui consultant specializat);
lipsa disponibilului de energie electrică cu prețuri reduse pe piața angro;
imposibilitatea implementării unor mecanisme eficiente de susținere a energiei electrice provenite din surse regenerabile sau din surse de producere în cogenerare;
tarife reglementate prea mici (cum este cazul tarifului social) pentru a stimula consumatorii mici și cei casnici să acționeze în piața liberă sau pentru a oferi o marjă de profit rezonabilă furnizorilor;
percepția existenței riscului de manevrare a prețurilor în piața liberă de energie electrică (a se vedea cazul, deja celebru, al ENRON – companie din domeniul energiei din S.U.A., al pieței de energie electrică din Marea Britanie din perioada 1994-1997, dar și al numeroaselor articole de specialitate, care arăta ca potențialul de manevrare a prețurilor din piață este extrem de dependent de modul în care au fost proiectate mecanismele de funcționarea a pieței libere de energie electrică);
lipsa de experiență la nivelul reglementatorilor din cadrul țărilor UE privind reglementarea pieței de electricitate en-detail, în condițiile deschiderii complete a pieței de electricitate, ceea ce poate fi percepută de statele membre ca și un potențial crescut de abuz al furnizorilor asupra consumatorilor mici și al celor casnici.
Deși, așa cum s-a prezentat mai sus, exisă destule argumente în favoarea menținerii regimului reglementat la nivelul micilor consumatori precum și la nivelul consumatorilor casnici, evident, sunt suficiente argumente și în favoarea deschiderii reale a pieței de energie electrică, precum:
• eliminarea distorsiunilor din piață (în general, prețurile reglementate sunt sub nivelul prețurilor din piața liberă), ceea ce, deși pe termen scurt ar genera poate un șoc inflaționist prin creșterea prețurilor pe ansamblul economiei, dar pe termen lung ar conduce la o utilizare mult mai eficientă a resurselor, atât financiare cât și a celor de natura materială;
funcționarea mai eficientă a piețelor de energie electrică prin creșterea lichidității acestora (a numărului de participant);
reducerea intervenind statului sau a reglementatorului în procesul de formare a prețului energiei electrice sau utilizarea acestei posibilități numai în anumite cazuri particulare, ceea ce ar anula cerința politică în acest process.
Deși numărul argumentelor în favoarea deschiderii totale a pieței de energie electrică este poate mai redus sau este susținut de o anumită cotă a participanților pe piața de energie, consistent acestor argumente nu poate fi negată, mai ales în actualul context al creșterii rapide a prețului resurselor primare de tip cărbune, petrol, gaze naturale.
Reflectarea corectă a prețului în piața de energie electrică facilitează, în opinia noastră, accesul rapid pe această piață a resurselor alternative. Blocarea accesului acestor resurse poate genera costuri inutile la consumatori și creșterea în continuare a dependenței de resursele fosile, din ce în ce mai sărace și mai scumpe.
Cu toate că dezbaterile pe această temă sunt departe de o concluzie finală, pentru înțelegerea fenomenelor economice aferente pieței de energie electrică din România, este preferabil să prezentăm, chiar și într-o formă schematizată modalitatea în care se formează prețul reglementat și apoi, pentru comparație, formarea celui din piața liberă. Astfel, schema simplificată de formare a prețului reglementat este arătată în figura 12.
În schema din figura 12 trebuie subliniate cateva particularități:
transferal costurilor de la producători la furnizori se face prin intermediul unor contracte reglementate cu cantități și prețuri aprobate de reglementator în urma unui proces complex de optimizare a funcționării sistemului energetic care are și rolul de a echilibra diferențele între costurile diferitelor entități (în special, distribuitorii), astfel încât în cele 8 zone de distribuție și furnizare în regim reglementat, în care a fost împarțită România, prețul mediu să fie identic;
stabilirea cantităților orare pentru serviciile de sistem furnizate de producători se face reglementat, în lipsa unei competiții reale în această zonă;
Producator 1
…..
Furnizor 1
Producator 2 Distribuitor 1 . . . . . . . . . Distribuitor 8
. .
Furnizor 8 .
Furnizor 8
.
. Costuri ale piețelor concurențiale centralizate
. sau din contracte bilaterale negociate.
Producator n.
. . . .
Figura 12. Schema simplificată de formare a prețului reglementat
Producator 1
…..
Furnizor 1
Distribuitor 1 . . . . . . . . . Distribuitor 8
Producator 2
. .
Furnizor 8 .
Furnizor 8
.
. Costuri ale piețelor concurențiale centralizate
. sau din contracte bilaterale negociate.
.
.
Producator n
Figura 13. Schema de formare a prețurilor în piața liberă (funcționare ideală).
– influența piețelor centralizate competitive în piața reglementată este limitata prin impunerea unor procente limită lunare a cantitaților și a costurilor aferente acestora, care sunt acceptate de reglementator ca formă de achiziție din această piață;
– formarea grilei tarifare pentru consumatorii finali este rezultatul unui întreg proces de calcul și estimări ale curbei de consum pe ansamblul sistemului. În prezent, se desfăsoară procesul de separare a costurilor pe agenți economici și consumatori casnici și asezarea tarifelor, cel puțin la agenții economici pe baze mai solide, de piață.
Deși schema prezentată mai sus este destul de complexă, procesele care stau în spatele legăturilor între diferitele componente sunt și ele la rândul lor complexe și elaborioase (unele menționate deja în paragraful anterior). Practic, schema arată cum sunt transferate costurile între entitățile simbolizate cu dreptunghiuri, astfel încât acestea ajung în final în facturile de energie electrică de la consumatori.
Zonele marcate în elipsele din figura 12 sunt caracterizate de controlul stabilirii prețurilor prin intermediul reglementatorului. Se poate constata astfel intervenția masivă a reglementării în cadrul procesului de stabilire a prețurilor/tarifelor la consumatorii finali. Singurele excepții (simbolizate cu linie dublă în figura 13) sunt acele costuri generate de acțiunile diferiților operatori pe piețele centralizate, care influențează inevitabil și costurile din piața reglementată.
Complexitatea schemei, dar mai ales complexitatea proceselor care nu sunt reprezentate în schema, justificată parțial intervenția reglementatorului. Această inter-venție masivă a reglementării trebuie însă redusă treptat, pe măsură ce problemele specifice funcționării pieței de energie sunt relevate și înțelese de toți participanții la piață și mai ales de consumatori.
Unele din obiectivele declarate al creării acestui sistem complex au fost, pe de o parte, dorința de eliminare a fostelor monopoluri (RENEL, CONEL etc.) și a politicilor specifice ale acestora, iar, pe de altă parte, o mai eficientă gestionare a resurselor de energie, toate în beneficiul consumatorului final. Rezultă de aici, că toti consumatorii vor fi aceia care vor decide în ce măsură doresc să fie protejați împotriva posibilelor abuzuri din partea unor participanți la piața de energie, fie ele directe sau indirecte, sau măsura în care doresc să-și asume riscul de a "juca" în piața de energie.
CAPITOLUL IV
ASPECTE FUNDAMENTALE PRIVIND SECURITATEA ENERGETICĂ NAȚIONALĂ ÎN CONDIȚIILE INTEGRĂRII ȘI GLOBALIZĂRII EUROPENE
4.1 Securitatea energetică din perspectiva politicii energetice europene
Discuțiile asupra noului sistem european de reglementare a securității pieței energiei electrice, concretizat în recenta Directivă 2005/89/EC privind măsurile de asigurare a securității alimentării cu energie electrică și investițiilor în infrastructură, au fost puternic marcate de învățămintele extrase din analizarea colapsurilor sistemelor energiei electrice din diferite țări.
Recomandarea fundamentală din Raportul UE asupra colapsului alimentării cu energie electrică, din anul 2003, este ca toate (țările participante la interconexiune să adopte modelul de TSO). ISO operează și, de regulă, deține în proprietate rețeaua de transport și facilitărilor de conducere prin dispecer ale sistemului național al energiei electrice, ca parte a infrastructurii pieței angro a energiei electrice. Modelul de organizare a activității de transport poate se prevină incompatibilitățile generatoare de insecuritate pentru rețea, dace TSO au împuternicirea reală de a controla în mod transparent și nediscriminatoriu circulația de puteri în rețea, atât față de participant la piață, cât și față de operatorii învecinați. Aceasta include estimarea capacității de transport, redispecerizarea producerii de energic electrică sau activarea capacităților de rezervă, iar, ca măsură extremă, aplicarea planurilor de apărare.
TSO se ghidează după standardul rezervei de capacitate a rețelei într-o mare varietate de condiții, dar în condiții așa-numitei "n – 1". Conform acesteia, rețeaua trebuie să aibă o capacitate adecvată la orice indisponibilitate a unui element important.
Lipsa de corelare între producere și consum, între tarife și procedurile de avi-zare, la scară fie generală, fie regională, poate de asemenea, crea riscuri majore de insecuritate. În următorii ani, un mare numar de centrale electrice vor fi închise. Este de asteptat ca majoritatea noilor capacități să reprezinte o producere dispersată, fie resurse regenerabile, fie unități de cogenerare. Realocarea semnificativă a producătorilor poate să crească riscurile privind siguranța alimentării cu energie elcctrică, dacă investițiile TSO, în întregime reglementate, nu sunt sprijinite. Piața de energie electrică, cu adevărat funcțională și integrată, are nevoie de investiții considerabile în infrastructura de transport. Rețelele electrice de transport trebuie să poată prelua consumuri suplimentare fără ca activitățile și cetățenii să fie afectați de frecvente întreruperi în alimenlarea cu energie sau de colapsuri de sistem.
La dezbaterea proiectului de Directivă 2005/89/EC, definirea corectă a capacității de transfer a energiei și modelarea adecvată a rețelei electrice au fost considerate de o importanță vitală pentru dezvoltarea și funcționarea sigură a infrastructurii, ca și transparența procedurilor de calcul și de alocare a capacități de transfer.
■ Indicatorii privind capacitatea rețelei reglementări în prezent:
Capacitatea Totală de Transfer (Total Transfer Capacity/Capability – TTC) cele la puterea maximă, care poate fi transferată între puncte sau zone ale sistemului electroenergetic cu respectarea standardelor de siguranță în funcționare aplicabile, punctual sau zonal, în ipoteză ca starea rețelei, structurile de producție și consumul sunt cunoscute perfect dinainte.
Capacitatea Netă de Transfer (Net Transfer Capacity/Capability – NTC) puterea maximă care poate fi transferată, cu respectarea standardelor de siguranță în funcționare aplicabile și ținând seama de incertitudinile privind condițiile viitoare în rețea.
Capacitatea Deja Alocată (Already Allocated Capacity/Capability – AAC) – totalitalea drepturilor de transport deja alocate, indiferent dacă acestea reprezintă capacități sau programe de schimb, în funcție de metoda de alocare.
■ Capacitatea de rezervă a rețelei ca standard de securitate este capacitatea de transfer disponibilă (Available Transfer Capacity/Capability- ATC) într-un anumit loc. În sens general, ATC cxprimă creșterea maximă a circulației de putere (MVA) ca urmare a activității comerciale, față de o stare de funcționare dată, fără periclitarea siguranței funcționării ansamblului sistemului energiei electrice:
ATC = TTC – ETC – TRM – CBM.
unde ETC este angajamentul de transport (transfer) existent (Existing Transmission Commitments), TRM- rezerva de siguranță a transportului (Transmission Reliability Margin), CBM – rezerva adițională de siguranță (Capacity Benefit Margin). ATC este standardul de securitate – cheie pentru infrastructura pieței energiei electrice, iar tranzacțiile în piață trebuie verificate în raport cu acest standard. Directiva EC nr. 1228/2003 obligă TSO să publice estimările cu o zi/săptămână/luna înainte, privind capacitățile disponibile de transfer și să aloce aceste capacități după proceduri deschise, transparente și nediscriminatorii.
■ Capacitatea de transfer de tipul „punct- la – punct" nu este un standard de securirate adecvat într-un mediu de piață. ATC de tipul „punct-la-punct" (nod-la-nod, regiune-la-regiune, țară-la-țară), raportat la circulația puterii în rețea, este conform responsabil de supraestimarea capacități disponibile de transport care a generat colapsurile. Acest standard nu exprima credibilitate cerințelor de securitate, deoarece:
a) capacitatea de transfer este, de regulă, determinate de constrangerile termice ale echipamentului;
b) circulațiile de putere în elementele rețelei, ca urmare a tranzacțiilor simultane cu energie, se estimează eronat, fie pe baza modelelor de calcul „în curent continuu", fie convențional, pe baza "drumului de contract";
c) în această interpretare, alocarea capacități disponibile între participanții la piață este discutabilă.
Este cunoscut faptul că, în general, limitele maxime de încărcare a rețelei de transport (grid loadability) sunt impuse de criteriile de stabilitate. Fac desigur excepție unele situații particulare ca, de pildă, capacitatea liniilor electrice scurte sau capacitate de transformare greșit dimensionate, în care încărcarea rețelei este restricționată de încălzirea excesivă a unor elemente de rețea.
Transferării de putere de la o zonă de generare la una de consum, sau între zone de generare, sau între zone de export și de import, sunt cazuri ideale într-o rețea complexă. Limitele de siguranță stabilite pentru circulația totală de puteri în coridoarele majore, sau în secțiunile critice ale rețelei, sunt, de asemenea, mai mult sau mai puțin convenționale. Pe de altă parte, alocarea ATC de tipul „punct-la-punct" la clienții reelei poate să conducă la discriminare sau poate să nu fie înțeleasă de către clienți, fapt ce subminează eficiența pieței. Astfel: în S.U.A., fiecare participant la piață poate folosi site-ul OASIS pentru rezervarea ATC. În situații de congestii, ISO (omologii TSO) pot, fie să diminueze tranzacțiile de transport, fie să redispecerizeze generatoarele pe baza criteriului costurilor minime. Dar un participant la piață nu are calificarea necesară să determine ATC pentru toate căile posibile ale energiei și nici să valorifice avantajele circulațiilor de putere de sens contrar fapt ce conduce inerent la diminuări suplimentare în volumul tranzacțiilor.
Conform mecanismului UCTE de licitații coordonate, ATC transfrontalieră se alocă de către TSO implicate pe baza unor licitații simultane. Se are în vedere numai evitarea congestiilor tehnice pe baza criteriului minimizării sumei prețurilor de tranzacție, ponderate cu diferentele la cantități.
■ Standardul propus de capacitatea de transfer de tip punctual, de la utilizator la rețea. Capacitatea disponibilă de transfer de tip nodal sau punctual (driving-point transfer capac.ty, DP-ATQ este consistentă cu modelul (nodal) de piață a energiei electrice și cu tehnicile pentru estimarea siguranței în funcționare a sistemului energiei electrice (SEE).
DP-ATC reprezintă o putere de transfer maximă de la utilizatorul rețelei la nodul de rețea (user-to-point transfer), care nu pune în pericol (în primul rând) stabilitatea SEE și nici securitatea echipamentului (cerințele termice se verifică complementar). DP-ATC exprimă limita de încărcare a rețelei, în fiecare nod important, considerând avarii neplanificate credibile de linii și generatoare, numite contingente. Limita de încărcare a rețelei, determinată ca limită de stabilitate, poate fi direct stabilită în spațiul nodurilor rețelei în particular, în nodurile de racord ale generatoarelor, marilor consumatori și liniilor de interconexiune. DP-ATC este univocă în fiecare nod al rețelei dacă se folosesc tehnicile curente de estimare a regimurilor critic stabile. Cercetările lui Paul Dimo, bine cunoscute specialiștilor în domeniu din întreaga lume au demonstrat că nu numai stările critice ale sistemului pot fi "vizualizate" dintr-un nod, dar și zonele vulnerabile ale sistemului împreună cu efectul principalelor măsuri de remediere.
Aceste tehnici se bazează pe indici sau determină explicit "distanțe în putere", adică creșteri maxime ale injecțiilor nodale de putere (MW, MVAr sau MVA) de la o situație existentă până la atingerea limitei critice de stabilitate.
De notat faptul că, măsurile de creștere a capacității de transfer a rețelei electrice de transport nu se limitează la construcția de noi linii, care este într-adevar cea mai robustă soluție, dar și cea mai costisitoare. În practică, se aplică o multitudine de alte soluții de întărire a sistemului, care includ compensarea de tip serie sau sunt automatizări de sistem și scheme speciale de protecție.
Spre deosebire de capacitatea de transfer ,.punct-la-punct", DP-ATC poate fi transparent și echitabil alocată pe tranzacții de transport, definite, de asemenea, nodal, cum s-a arătat mai sus. DP-ATC mai este consistentă cu standardele, indicatorii de Habilitate (durata de întrerupere, frecvența de întrerupere), care se definește la punctele de racord a rețelei cu utilizatorii acesteia.
DP-ATC este ușor de înțeles de către clientul de transport, care acordă legitim TSO dreptul de control și întreaga responsabilitate asupra circulațiilor de putere în elementele rețelei. Valorile limită, sub aspectul încălzirii, ale circulațiilor de putere în elemențele rețelei nu sunt relevante pentru tranzacțiile de transport. TSO verifică acest tip de restricții (derivate) cu procedurile interne, dar transparente, de tipul factorilor de distribute a injecțiilor nodale de putere sau sensibilității curenților în elementele rețelei față de schimbările injecțiilor de puteri.
■ Metoda ISSM pentru determinarea încărcării admisiile în noduri a sistemului energiei electrice. Pentru aflarea transferului de putere admisibil în nodul de rețea considerat, injecția de putere se modifică în trepte, ca urmare a unor scenarii de modificare a sarcinii, numite generic „perturbații", la utilizatorul de rețea racordat la nod, și se fac scenarii posibile de preluare a modificării de putere în alte noduri, precum și de eventuale contingente de ordinul n – 1 sau n -2. Deconectările de linii și transformatoare pot fi, de asemenea, simulate ca perturbații de putere în nodurile terminate. Cazurile cele mai grave pot fi selectate automat pe baza unui criteriu specific.
Traiectoriile stărilor succesive ale SEE determinate de modificarea sarcinii în nod, se raportează la un parametru un timp fictiv. Notând variabilele de stare (vectorul tensiunilor în noduri) cu x(t), și perturbațiile (variații de putere activă/reactivă și de excitație la generatoare) prin vectorul spars n(t), ecuațiile bilanțurilor nodale de puteri pot fi scrise în formă condensate astfel:
X(x(t),n(t)) = 0.
4.2 Strategia energetică a României pentru perioada 2007 – 2020
Obiectivul general al strategiei sectorului energetic îl constituie satisfacerea necesarului de energie atât în prezent, cât și pe termen mediu și lung, la un preț cât mai scăzut, adecvat unei economii moderne de piață și unui standard de viață civilizat, în condiții de calitate, siguranță în alimentare, cu respectarea principiilor dezvoltării durabile.
Obiectivele strategice sunt următoarele :
Siguranța energetică
creșterea siguranței energetice prin asigurarea necesarului de resurse energetice și limitarea dependenței de resursele energetice de import;
diversificarea surselor de import a resurselor energetice și a rutelor de transport a acestora;
creșterea nivelului de adecvanță a rețelelor naționale de transport a energiei electrice, gazelor naturale și petrol;
protecția infrastructurii critice;
Dezvoltare durabilă
creșterea eficienței energetice;
promovarea producerii energiei pe bază de resurse regenerabile;
promovarea producerii de energie electrică și termică în centrale cu cogenerare, inclusiv în instalații de cogenerare de înaltă eficiență;
susținerea activităților de cercetare-dezvoltare și diseminare a rezultatelor cercetărilor aplicabile;
reducerea impactului negativ al sectorului energetic asupra mediului înconjurător.
Competitivitate
dezvoltarea piețelor concurențiale de energie electrică, gaze naturale, certificate verzi,
certificate de emisii a gazelor cu efect de seră și servicii energetice;
liberalizarea tranzitului de energie și asigurarea accesului permanent și nediscriminatoriu al participanților la piață la rețelele de transport, distribuție și interconexiunile internaționale,
continuarea procesului de restructurare și privatizare în sectoarele energiei electrice;
continuarea procesului de restructurare pentru sectorul de lignit, în vederea creșterii profitabilității și accesului pe piața de capital.
Într-o economie din ce în ce mai globalizată, strategia energetică a unei țări se realizează în contextul evoluțiilor și schimbărilor care au loc pe plan mondial.
Cererea totală de energie în 2030 va fi cu circa 50% mai mare decăt în 2003, iar pentru petrol va fi cu circa 46% mai mare. Rezervele certe cunoscute de petrol pot susține un nivel actual de consum doar până în anul 2040, iar cele de gaze naturale până în anul 2070, în timp ce rezervele mondiale de huilă asigură o perioadă de peste 200 de ani chiar la o creștere a nivelului de exploatare. Previziunile indică o creștere economică, ceea ce va implica un consum sporit de resurse energetice.
Din punct de vedere al structurii consumului de energie primară la nivel mondial, evoluția și prognoza de referință realizată de Agentia Internațională pentru Energie (IEA) evidențiază pentru următoarea decadă o creștere mai rapida a ponderii surselor regenerabile, dar și a gazelor naturale .
Potențialul energetic al surselor regenerabile de energie din România este prezentat în tabelul 2.
Tabel 2. Potențialul național al surselor regenerabile
Potrivit ultimelor evaluări (2007), potențialul hidroenergetic tehnic amenajabil al României este de 36.000 GWh/an din care, raportat la situația actuală a prețurilor din piața de energie se pot valorifica, în condiții de eficiență economică, circa 30.000 GWh/an (potențial economic amenajabil).
La finele anului 2006 puterea instalată în centrale hidraulice era de 6.346 MW, energia de proiect pentru anul hidrologic mediu fiind evaluată la 17.340 GWh/an.
Astfel, gradul de valorificare al potențialului tehnic amenajabil este în prezent de 48%, iar al potențialului economic amenajabil este de 57,8%.
Unul dintre elementele prioritare a strategiei energetice îl constituie îmbunătățirea eficienței energetice.
Creșterea eficienței energetice are o contribuție majoră la realizarea siguranței alimentării, dezvoltării durabile și competitivității, la economisirea resurselor energetice primare și la reducerea emisiilor gazelor cu efect de seră.
Indicatorul sintetic reprezentativ privind eficiența de utilizare a energiei la nivel național este intensitatea energetică, respectiv consumul de energie pentru a produce o unitate de Produs Intern Brut.
Ajustarea structurală a economiei, dar și creșterea eficienței de utilizare a resurselor, au determinat o reducere a intensității energiei primare de la 0,605 tep/1000Euro2005 în anul 2000, la 0,492 tep/1000Euro2005 în anul 2005, calculul fiind făcut la cursul de schimb. Valoarea acestui indicator rămâne totuși de peste două ori mai mare decât media UE (figura 14).
Figura 14 Intensitatea energiei primare
CS – curs de schimb
PPC – paritatea puterii de cumpărare
Intensitatea energiei electrice a avut de asemenea o evoluție favorabilă scăzând cu 10 % în perioada 2000 -2005. Valoarea înregistrată în 2005 (0,491 kWh/Euro2005) este de aproape 2 ori mai mare decât media UE. (fig.15).
Figura 15 Intensitatea energiei electrice
În același timp trebuie menționat că, o comparație cu țările dezvoltate (în principal cu țările UE) este mai favorabilă, dacă se calculează intensitatea energiei, utilizând PPC – ul.
Scenariul de referință pentru prognoza evoluției cererii de energie în perioada 2007-2020 are în vedere prognoza evoluției principalilor indicatori macroeconomici în perioada 2007-2020, elaborată de Comisia Națională de Prognoză.
În perioada 2007-2020 se estimează următoarele valori pentru indicatorii de dezvoltare (Tabel 3):
Tabel 3 Indicatori de dezvoltare macroeconomică
În aceste condiții se estimează necesarul de energie electrică pentru perioada 2007-2020 precum și modul de asigurare prin utilizarea fiecărei surse primare de energie (Tabel 4).
S-au utilizat următoarele ipoteze:
• Piața de energie electrică din România este integrată în piața sud-est europeană și în piața central europeană, schimburile transfrontaliere fiind limitate doar de capacitățile de interconexiune;
• Consumul național de energie electrică va crește relativ constant cu circa 3 % pe an în toată perioada analizată;
• Exportul de energie electrică va crește substanțial după anul 2015 prin intrarea în funcțiune a unităților nucleare nr.3 și nr.4 de la CNE Cernavodă și retehnologizarea unor unități termo;
• Se va încuraja utilizarea surselor regenerabile, cu atingerea țintei de 33 % din consumul intern brut de energie electrică al anului 2010 realizat din aceste surse;
• Se va încuraja utilizarea combustibililor solizi prin tehnologii curate;
• Se va limita ponderea producției de energie electrică prin utilizarea combustibililor lichizi și gazoși. Acești combustibili se vor utiliza cu precădere în unități de cogenerare, necesare asigurării cu energie termică a populației;
Ca urmare a programelor de utilizare eficientă a resurselor energetice și energiei, precum și a restructurării sectoriale, rata anuală a creșterii consumului de energie primară va fi jumătate din cea a creșterii economice, rezultând o decuplare semnificativă a celor doi indicatori.
După anul 2012, exportul de energie electrică va depăși producția realizată prin utilizarea combustibililor lichizi și gazoși proveniți din import. Balanța energetică a țării va deveni astfel excedentară pentru prima dată în istorie.
În anul 2010 se va îndeplini ținta națională stabilită privind utilizarea surselor regenerabile de energie în producția de energie electrică. Ritmul de utilizare a surselor regenerabile va continua să crească și dupa anul 2010, astfel încât producția de energie electrică din aceste surse în anul 2015 să reprezinte 35 % din consumul brut de energie, iar în anul 2020 să reprezinte 38 %.
Realizarea producției estimate de energie electrică în centralele termoelectrice este condiționată de:
– dezvoltarea exploatărilor miniere de huilă, lignit și uraniu;
– asigurararea unor cantități suplimentare de huilă din import cu încadrarea în Planul Național de Alocare a emisiilor de gaze cu efect de seră;
– asigurarea necesarului de import de uraniu conform dezvoltării programului de energetică nucleară;
Evaluarea cererii de energie termică este corelată cu estimările privind restructurarea economiei, ridicarea nivelului de trai, cu ritmuri anuale de creștere cu circa 1% mai reduse decât ale evoluției cererii de energie electrică precum și a scăderii consumului de energie termică în mediul rezidențial datorită realizării măsurilor de creștere a eficienței energetice. Totalul cererii de energie termică în sistem centralizat de distribuție a căldurii se estimează pentru anul 2010 la circa 3 mil. tep.
În conformitate cu studiile realizate sub coordonarea MEF, este necesar să fie retehnologizate în perioada 2008 – 2010 centrale hidro cu o putere instalată de aproximativ 1135 MW , sunt posibil de retehnologizat, în perioada 2010 – 2020, centrale hidro cu o putere instalată de aproximativ 2417 MW, la care se adaugă proiecte noi în centrale hidro stabilite pentru perioada 2008 -2020, cu o putere instalată de 759 MW, și proiecte posibil de realizat în aceeași perioadă, cu o putere instalată de 895 MW. La aceste proiecte hidro se adaugă încă două proiecte, care vor fi realizate în această perioadă, și anume CHEAP Tarnița, cu putere instalată de 1000 MW și AHE pe Tisa, de 30 MW.
În ceea ce privește grupurile termoelectrice, sunt prognozate a se realiza în perioada 2008 – 2020 grupuri cu o putere instalată de circa 3000 MW și vor fi casate, în aceeași perioadă grupuri cu o putere instalată de circa 2900 MW.
În domeniul nuclear, urmează a se realiza încă două unitați nucleare, Unitațile 3 și 4 Cernavodă, cu o putere instalată de 706 MW fiecare.
Tabel 4 Necesarul de energie electrică pentru perioada 2007-2020
4.3 Eficientizare și competitivitate energetică prin liberalizarea piețelor de energie electrică
Tendința clară pe plan european, exprimată și prin reglementări, cum ar fi directivele pentru electricitate și gaze naturale, eliberează forțele pieței, proces care obligă la o regândire a organizării sectorului energetic. Vechea paradigmă a consu-matorului lipsit de alternative de alegere a devenit neconformat cu tendintele generale ale societății și este nesustenabilă din punct de vedere politic în economiile de piață. La aceste tendințe s-a adăugat creșterea fără precedent a comerțului internațional cu produse și servicii energetice, combinată cu ridicarea sau – cel puțin – limitarea barierelor comerciale.
Avantajele liberalizării piețelor energetice pot fi discutate din perspectiva avantajelor macroeconomice și din cea a distribuției veniturilor. Din punct de vedere macroeconomic, avantajele liberalizării se referă la:
a) o utilizare superioară a activelor fixe, ceea ce duce la decizii economice corecte din punct de vedere economic, mai ales pe termen scurt;
b) un consum mai redus de resurse. Din punctul de vedere al distribuției veniturilor, elementul fundamental care apare este acceptarea faptului că distribuția avantajelor pieței liberalizate trebuie să se facă între consumatori și industrie. Deci, consumatorul de energie este într-o poziție centrală și îndreptățit să beneficieze de reducerea prețurilor și de creșterea calitative a serviciilor.
Prin eliberarea forțelor pieței apare astfel o combinație de avantaje:
o folosire mult mai bună a resurselor în cadrul întregului lanț de transfor-mări: producere, transport, distribuție;
o prețuire mai corectă a energiei reflectând echilibrul cerere-ofertă, costurile internalizate și disponibilitatea resurselor naturale;
mai mare competitivitate a industriilor consumatoare de energie datorită la reducerii prețurilor finale și redistribuția veniturilor;
crearea unei industrii energetice receptive la semnalele economice ceea ce generează un sector mai flexibil în folosirea instrumentelor fiscale ei a internalizării costurilor de mediu.
Principalele trăsături ale piețelor liberalizate de energie se referă la:
a) Posibilitatea consumatorului de alegere a furnizorului;
b) Aceesul celei de a treia părți (Third Party Acces-TPA);
c) Introducerea tarifelor pentru serviciile de transport și distribute;
d) Reglementarea monopolurilor națiionale și redefinirea rolului guvernelor,
e) Separarea pe verticală a activităților;
f) Existența unui operator de sistem independent (ISO);
g) Existenta burselor de energie.
a) Posibilitatea consumatorului de a-și alege furnizorul este cea mai importantă trăsătură a pieței liberalizate. Ea este însoțită de o serie de schimbări fundamentale și se face în mod gradat, dar poate ajunge se fie aplicată și consumatorilor mici, inclusiv a celor casnici. Se consideră că deși este însoțită de modificări structurale ale arhitecturii pieței, cu implicații majore investiționale și de siguranță a sistemului, avantajele mai ales cele legate de reduceri de prețuri sunt atât de importante, încât liberalizarea merită să fie făcută. Experiența europeana nu a arătat până în prezent (2007) reduceri semnificative de prețuri, motiv pentru care întregul proces de liberalizare și marii actori ce au tendințe de concentrare oligopolistica este supus unei analize aprofundate a Comisiei Europene. În afara tendinței de concentrare, alte motive ale acestei situați se găsesc în creșterea pe piețele internaționale ale prețurilor combustibililor și a măririi fiscalități asupra profiturilor marilor companii.
Accesul celei de a treia părți (TPA) reprezintă dreplul fumizorilor de a avea acces nediscriminatoriu la rețelele considerate monopoluri naturale și utilizate ca un cărauș comun (common carrier) Având drepturi egale, depinde doar de capacitatea fiecărui furnizor să se organizeze în așa fel încât să devină mai eficient decât concurentul său.
Introducerea tarifelor pentru serviciile de transport și distribuție. Accesul egal la serviciile unei rețele comune este necesar, dar nu și suficient pentru obținerea unei concurențe reale și corecte. Pentru ca o asemenea companie „de rețea" să poată servi pe baze egale și corecte, trebuie să i se permită o recuperare corectă a costurilor sale, inclusiv a celor legate de investiții. Un sistem adecvat de tarife a serviciilor este considerat a fi soluția corectă.
Reglementarea monopolurilor naturale și redefinirea rolului guverne-lor. Într-o piață liberalizată, rolul guvernului se reduce, în principal, la reglementarea monopolurilor naturale, adică la stabilirea unor reguli de acces, la supravegherea tarifelor de servicii, la menținerea unor standarde ale siguranței în funcționare reglementarea fiind făcută transparent și nediscriminatoriu. Reglementatorul stabilește regulile de funcționare a piețelor de energie și împreună cu alte instituții și organizați, inclusiv societatea civilă realizează o monitorizare "de la distanță" a pieței și intervine atunci când este nevoie pentru aducerea ei în limitele regulilor deja stabilite.
Separarea pe verticală a activităților. Separarea diverselor afaceri este esențială pentru a permite concurența în sferele unde aceasta poate interveni direct: producerea și furnizarea. De asemenea, reglementarea se poate concentra asupra zonelor de monopol natural așa cum s-a discutat mai sus.
Existența unui operator de sistem independent (ISO) recunoaște faptul că, deși din punct de vedere comercial, industriile de rețea pot fi separate pe activități, din punct de vedere fizic, mai ales în cazul energiei electrice unde nu există posibilitatea de stocare, sistemul trebuie să funcționeze unitar în timp real. Pentru aceasta, siguranța sistemului, securitatea alimentării și calitatea serviciului trebuie menținute de un „centru de control al traficului", care prin definiție nu trebuie să aibă nici un interes care să favorizeze oricare din actorii pieței.
Existența burselor de energie. Apariția burselor de energie este o con-secintă logică a dezvoltării piețelor liberalizate, dar ele reprezintă o ultimă treaptă. În procesul de transformare se regăsesc o mulțime de alte instrumente: contracte bilaterale, piața spot, pools, piața de servicii de sistem, derivative etc. Aceste ins-trumente pot fi ulilizate într-o piață en-gros cu diferite grade de dezvoltare, atât local, cât și regional.
Efectele liberalizării pietelor de energie se fac simple în toate verigile lanțurilor energetice, deoarce cea mai semnificativă și mai profundă consecință o reprezintă creșterea eficienței economice per global. Lucrurile sunt evidente în zonele de competiție deschisă: producere și furnizare, dar prin presiunea concurenței din afara monopolurilor naturale asupra acestora din urmă, generează stimulentele necesare pentru o creștere a performanțelor rețelelor. În plus, prin măsuri de relaxare a regle-mentării, cum ar fi, de exemplu, limitarea veniturilor (revenue cap) în locul contro-lului ratei de revenire (rate of return), reglementatorul poate promova la companiile de rețea un comportament mai eficient economic și astfel, acestea se și poată reține un profit mai ridicat. Astfel, prin admiterea unei curbe descrescătoare a veniturilor, reglementatorul forțează compania de rețea să-și micșoreze costurile pentru a-și menține sau crește nivelul profitului.
Eficiența economică nu poate însă să nu țină seama de alte elemente, dintre care siguranța în funcționare și calitatea serviciilor sunt cele mai importante. De aceea, reglementatorul trebuie inevitabil să țină seama de necesarul de noi investiții, ca și de o mai bună utilizare a capacități existente și de necesitatea de stimulare a eficienței energetice la beneficiarii serviciilor de rețea.
Însă cel mai important efect trebuie să-l simptă consumatorul, iar magnitudinea acestui efect depinde de dinamica prețurilor energiei. Se știe că, în general, liberalizarea piețelor energetice ar trebui să introducă presiuni sensibile asupra prețurilor, iar semnalul prețurilor este cel mai puternic element în dezvoltarea măsuri lor de eficiență energetică. Un preț mai mic pentru un anumit tip de purtător energetic, de exemplu, energia electrică face ca structura consumului să se modifice, iar consumul acelui purtător să crească.
Chiar dacă această tendință este clară în țările dezvoltate, în cele în tranzitie, lucrările trebuie nuanțate. Datorită existenței multor subvenții directe și indirecte, prin liberalizarea pieței și înlăturarea sau, cel puțin, reducerea subvențiilor, prețurile au o tendință de creștere, ceea ce ajută la dezvoltarea măsurilor de eficientizare energetică la consumator. Pe de altă parte, imensul necesar de investiții în sectorul energetic și cerința de servicii de calitate sunt tot atâția factori care presează asupra prețului.
De asemenea, un alt element trebuie luat în considerare și anume acela ca pentru o bună parte din consumatorii din aceste țări, valoarea facturii energetice este impovărătoare. Cea mai directă și mai avantajoasă măsură pentru toate părțile implicate pentru ușurarea acestei poveri este, evident, eficiența energetică.
În situația consumatorilor industriali, o soluție alternativă o reprezintă produ-cerea descentralizată de energie, care promovează proiecte cum ar fi cele de coge-nerare mică sau a celor cu surse regenerabile, în situația în care acestea sunt promo-vate prin diverse mecanisme de reglementare („certificate verzi", prețuri impuse), adică practic prin modelarea pieței. Această modelare a pieței urmărește să cuantifice elemente legate de siguranța în alimentare și de protecția mediului, elemente ce nu se reflectă într-o competiție bazată exclusiv pe costuri investiționale și operaționale. Nu este mai puțin adevărat că exagerând astfel de intervenți și scheme de suport, piața poate fi distorsionată.
În sfârsit, într-o piață liberalizată care conține instrumente adecvate de luare în considerare a efectelor colaterale, problema impactului asupra mediului capătă noi valențe. Prin aplicarea unor asemenea instrumente (taxe specifice pe consum energetic sau/și pe emisii, instrumente flexibile ca cele aferente Protocolului de la Kyoto), se pot găsi destule stimulente pentru eficientizare economică și energetică.
Politicile de eficiență energetică sunt definite, în principal, drept politicile și instrumentele guvernamentale folosite pentru îmbunătățirea eficienței energetice pe tot lanțul transformărilor energetice. Aceste politici sunt inevitabil legate de alte seturi de politici cum ar fi cele sociale, economice (în special, cele de stabilitate macroeconomică și de creștere a competitivității pe piața internațională) și de protecție a mediului.
Noul context are influențe directe asupra provocărilor pe care le ridică și asupra instrumentelor pe care politicile de eficiență energetică le pot folosi. Cele mai importante provocări la care trebuie să răspundă politicile energetice într-un mediu competițional sunt: tendința de reducere a prețurilor, însoțită de creșterea consumului energetic, stimulentele reduse la nivelul industriei energetice de a realiza măsuri de eficiență energetică și necesitatea de a proiecta mecanisme care să funcționeze în noul context în care semnalele economice devin mult mai puternice. În același timp, politicile de eficiență energetică trebuie să-și adapteze instrumentele și să țină seama, în mod special, de:
intervenție mai redusă a statului și o mai mare sprijinire a inițiativei private;
folosire adecvată a forțelor pieței, captarea avantajelor pe care îl poate avea extinderea schimburilor internaționale cu produse și servicii energetice, ceea ce poate „globaliza" și piețele de eficiență energetică.
O schimbare fundamentală apare și în domeniul obiectivelor politicilor energetice în noul context. Nu se poate nega că nu există o arie de conflict între libe-ralizarea piețelor și protecția mediului, deoarece tendința de consum superior duce la un nivel mai ridicat de poluare. Așa încât introducerea explicită a componentei de media este nu numai dorită, dar și absolut necesară. De altfel, așa cum ec arată și în lucrarea, în noile condiții nu se mai urmărește reducerea pur și simplu a consumului energetic, ci doar reducerea consumului de energie neregenerabilă prin instrumente adecvate pieței. Un alt concept inovator il reprezintă cel al sistemelor de management al mediului, care pune accent nu numai pe reducerea poluării în sine, dar și pe obținerea așa numitelor „green profits", direct legate de o utilizare mai eficientă a energiei. Aici mai trebuie adăugat că în ultimii ani a crescut peste tot în lume, și îndeosebi în Europa, îngrijorarea legată de securitatea energetică. În aceste condiții, economia de energie, respectiv reducerea consumului prin măsuri de eficiență energetică, a devenit o prioritate de politică energetică.
La nivel macroeconomic, îmbunătățirea eficienței energetice nu reușește să reduce în general consumul în valoare absolute, ci consumul față de o valoare de referință bazată pe un scenariu fără măsuri de creștere a eficienței. Cu alte cuvinte, pe termen scurt cererea nu scade atât de repede încât să limiteze aria de interes și posibilitățile actorilor pe piață. Pe termen lung, cererea este mai redusă decât în absența măsurilor de eficiență energetică, dar în același timp, în acest fel, se previn situații de criză (din punctul de vedere al securității energetice și al mediului), care ar avea un efect negativ și asupra actorilor implicați în producerea și furnizarea energiei. De aceea, s-a dovedit relativ ușoară crearea unui climat de cooperare între autoritățile guvernamentale care promovează eficiența energetică, producătorii și furnizorii de energie și consumatori.
În aceste condiții, nu există contradicții între instrumentele de informare, stan-dardele de eficiență energetică minimă și etichetarea, pe de o parte, și procesul de liberalizare al pieței energetice, pe de altă parte. Instrumentele și programele din aceste categorii fie nu sunt afectate de liberalizarea pieței, fie chiar beneficiază de aportul diferiților actori interesați să își construiască o imagine pozitivă pe piață. Se prezintă în continuare care sunt intervențiile posibile atunci când se vorbește de măsuri și programe cu eventuale implicații financiare asupra actorilor piceței de energie.
4.4 Problematica tehnologică și operațională a standardizării internaționale în
managementul energiei (ISO/PC-242)
Standardele internaționale sunt un puternic instrument pentru diseminarea noilor tehnologii și a bunelor practici, pentru dezvoltarea piețelor globale, pentru sprijinirea armonizării politicilor guvernamentale în ceea ce privește eficiența energetică și utilizarea de resurse regenerabile la nivel mondial.
În conformitate cu raportul World Energy Outlook 2006, prezentat de Agenția Internațională de Energie, care se bazează pe tendințele și pe prioritățile economiilor în curs de dezvoltare, cererea globală de energie în următorii 25 de ani ar trebui să crească cu mai mult de 50 %, iar ponderea energiei pe bază de combustibili fosili ar trebui să reprezinte încă 80 % din totalul de energie produsă. Este clar că această tendință nu poate fi compatibilă cu tendința de epuizare și cu nivelul de distribuție inegal al rezervelor mondiale de combustibil fosil, precum și cu nevoia imperioasa de a reduce poluarea cauzată de emisiile de gaze cu efect de seră.
Cea mai bună soluție pe termen mediu pentru creșterea eficienței utilizării energiei ar fi dezvoltarea surselor de energie alternative și regenerabile. Însă creșterea eficienței energetice presupune implicarea activă a utilizatorilor de energie și a factorilor de decizie, de la guverne la consumatori, de la industrie la transport și construcții, de la proiectarea de produse și echipamente până la proiectarea de rețele și infrastructuri. Acțiunile necesare implică existența unui cumul de reglementări, tehnologii, subvenții economice, precum și promovarea bunelor practici.
Deși au fost elaborate multe strategii și programe naționale pe această temă, numai de curând au apărut colaborări și angajamente regionale și internaționale. Cea mai spectaculoasă orientare în această direcție a fost luată la Summitul G8, care a avut loc la Gleneagles, în 2005. Șefii de state care au participat au adoptat o rezoluție colectivă solemnă pentru „a promova inovarea, eficiența și conservarea energei, a îmbunătăți politicile, reglementările și cadrul financiar și a accelera utilizarea tehnologiilor curate, în special a acelora cu emisii poluante scăzute”.
Este evident că, în acest context, standardele internaționale trebuie să își aducă contribuția. Acestea se adresează multora din organismele constituite pentru a defini, implementa și monitoriza macro și micropoliticile din acest domeniu, cum ar fi: armonizarea terminologiei și a definițiilor, prevederea metricii și a metodelor de încercare pentru evaluare, monitorizarea și comunicarea consumului de energie, modelarea și compararea sistemelor de energie, caracterizarea materialelor și produselor, ca și a proceselor de producție, din punct de vedere al optimizării utilizării energiei.
Standardele internaționale pot disemina tehnologiile inovative, în special pentru cele aferente surselor de energie alternativă și regenerabilă. Aceste tehnologii vor contribui la reducerea timpului de introducere pe piață, la crearea unor piețe mondiale care să asigure dimensiunea critică pentru asigurarea succesului economic, ca și la realizarea de instrumente de decizie obiective pentru acordarea subvențiilor publice și reglementări în vederea încurajării unei utilizării largi și judicioase.
Urmând exemplele de succes ale seriei ISO 9000 pentru managementul calității și ale seriei ISO 14000 pentru managementul mediului, ISO a creat Comitetul ISO/PC 242, Managementul energiei, al cărui prim scop va fi elaborarea unui standard care să conțină termenii și definițiile relevante pentru furnizarea cerințelor unui sistem de management, împreună cu liniile directoare pentru utilizarea și implementarea acestuia. Standardul va avea la bază îmbunătățirea continuă și abordarea PDCA (Plan-Do-Check-Act) utilizate în standardele internaționale ISO 9001 și ISO 14001. Viitorul standard va prezenta următoarele beneficii:
va furniza organizațiilor și companiilor (producătoare de utilități, comerț, construcții, transport, private sau publice) un cadru de largă recunoaștere internațională pentru integrarea eficienței energiei în practicile lor de management;
oferă organizațiilor cu operațiuni în mai multe țări un singur standard armonizat pentru implementarea în întrega organizație;
furnizează o metodologie logică și consistentă pentru identificarea și implementarea îmbunătățirilor care pot contribui la o creștere continuă a eficienței;
va asista companiile la o utilizare mai bună a energiei existente și la reducerea costurilor energetice;
va oferi companiilor un ghid pentru benchmarking, măsurări, indicatori, documentare, pentru impactul asupra reducerilor emisiilor de gaze cu efect de seră;
va crea transparență și va facilita comunicarea pe probleme de management al energiei, va promova cele mai bune practici din domeniu;
va facilita evaluarea și prioritizarea implementării noilor tehnologii de eficientizare a energiei;
va furniza un cadru care va încuraja utilizarea lanțurilor de furnizare care promovează eficiența energiei pe întreg lanțul de furnizare;
va facilita utilizarea unui management al energiei ca o componentă a proiectelor de reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră;
Noul standard pentru managementul energiei este doar una dintre componentele ambițiosului plan de acțiune al ISO pentru eficiența energiei și utilizarea surselor regenerabile de energie. Încă patru domenii prioritare au fost selectate ca bază a contribuției viitoare a standardelor internaționale în această direcție:
armonizarea terminologiei și a metodelor de calcul pentru eficiența energiei, pentru consumul și economia de energie, precum și pentru măsurările energiei furnizate de diferite surse primare de energie;
producția durabilă de biocombustibili solizi și lichizi, biomasă și biogaz;
reproiectarea și modernizarea vechilor instalații energetice din construcțiile civile și industriale;
dezvoltarea și optimizarea activității de standardizare a eficienței energetice din domeniul construcțiilor.
În procesul de elaborare a standardelor, ISO colaborează strâns cu autoritățile publice și cu organizații internaționale, precum: Organizația pentru Cooperare și Dezvoltare Economică (OECD), IEA, Conferința Națiunilor Unite pentru Comerț și Dezvoltare (UNCTAD), Organizația Națiunilor Unite pentru Dezvoltare Industrială (UNIDO), pentru a asigura un larg consens viitoarelor standarde. Prin această politică, standardele internaționale adaugă valoare:
reducerii incertitudinii pentru toți jucătorii economici, aceasta creând un climat favorabil unui parteneriat public-privat pentru accelerarea prospectării și dezvoltării unor produse mai eficiente energetic, surselor regenerabile de energie;
sprijinirii comerțului internațional de produse și servicii în domeniul energiei și dezvoltarea de noi piețe;
efortului de a îmbunătăți semnificativ înțelegerea și încrederea consumatorului/utilizatorului, influențând pozitiv alegerea și comportamentul acestuia.
O importanță deosebită prezintă parteneriatul între ISO și IEA, care constă în cooperarea pentru dezvoltarea portofoliului de standarde internaționale în domeniul energiei. Un prim pas al acestei cooperări a fost analiza portofoliului existent și completarea cu noi proiecte pentru eficiența energiei și energie regenerabilă, eliminarea omisiunilor identificate prin cooperarea cu Comisia Electrotehnică Internațională (IEC), partenerul cel mai competent pentru problemele de electrotehnologii și electronică. ISO și IEA vor colabora pentru facilitarea dialogului cu cei care elaborează politici și dezvoltatorii de standarde pentru selectarea și prioritizarea domeniilor care trebuie acoperite de standarde internaționale.
În conformitate cu noua politică energetică a Uniunii Europene din 2007, energia este un element esențial al dezvoltării la nivelul Uniunii. În aceeași măsură, ea prezintă o provocare din punctul de vedere al impactului sectorului energetic asupra schimbărilor climatice, al creșterii dependenței de importul de resurse energetice, precum și al tendinței de creștere a prețului energiei. Se pornește de la recunoașterea faptului că UE este tot mai expusă la instabilitatea piețelor internaționale de energie și la tendința de monopolizare a rezervelor de hidrocarburi de către un grup restrâns de deținători. Prin realizarea unei piețe interne de energie, Uniunea Europeană urmărește stabilirea unor prețuri corecte și competitive, stimulează economisirea de energie și atragerea de investiții în sectorul energetic.
Pentru România este deosebit de importantă racordarea la cadrul general al politicii energetice comunitare care are patru obiective majore pe termen mediu și lung: creșterea securității alimentării cu energie și a infrastructurii critice; creșterea competitivității în domeniul energiei, reducerea impactului asupra mediului și integrarea în piața regională de energie.
Ținta avută în vedere de România este ca, la nivelul anului 2030, ponderea energiei electrice produse din surse regenerabile să ajungă la 38%.
Exemple:
Un bun exemplu pentru rolul standardelor internaționale publicate de ISO este performanța energetică în construcții. Construcțiile utilizează cantități mari de energie și generează cantități imense de CO2. Există mai multe soluții de economisire a energiei în acest sector. De exemplu, cu ajutorul standardului internațional ISO 13790, se poate calcula performanța energetică în construcții. Proprietățile termice ale diferitelor componente din construcții, precum și ale materialelor utilizate, calculate pe baza unor standarde complementare, constituie expresia performanței în documente comerciale și în reglemetări din toată lumea. Multe dintre aceste standarde au fost adoptate ca standarde europene, dar și naționale, în țări precum China și Japonia.
Un alt exemplu important sunt aplicațiile în domeniul aparaturii electrocasnice, precum refrigeratoare, mașini de spălat, aparate de aer condiționat. Aceste produse sunt surse majore de consum electric. Utilizarea etichetelor energetice, ca urmare a elaborării unor standarde specifice, a condus la descurajarea vânzării de produse mai puțin eficiente energetic. De când Uniunea Europeană a introdus etichetarea energetică, eficiența energetică a acestor aparate s-a îmbunătățit cu aproximativ 40%, într-o perioadă de numai 5 ani, ceea ce înseamnă cu 46 Mt anual mai puține de emisii de CO2, și costuri energetice mai mici cu 11 miliarde de euro.
Standardizarea va continua să joace un rol cheie, existând multe locuri în acest domeniu, unde este nevoie de proceduri și metode noi, sau îmbunătățirea celor existente, pentru testarea performanței energetice.
CONCLUZII
În ultima vreme s-a discutat foarte mult în mass media referitor la prețuri, tarife și privatizările din sectorul energetic. Trebuie subliniat însă că pentru a comenta și a înțelege subtilitățile funcționării pieței de energie electrică în asamblul ei sunt necesare cunoștiințe solide și cel mai adesea sprijinul firmelor de consultanță. De asemanea, este important de menționat că întreaga comunitate energetică din România trebuie să reconsidere strategia sectorului energetic, evaluarea politicilor tarifare actuale și implementarea unora noi, adecvate contextului energetic intern si extern.
În ceea ce privește oportunitatile create de experiența acumulată până în prezent, se considera fezabilitatea extinderea și împărtașirea acesteia în regiune, vocația regională putând aduce un plus de dinamism în tranzacționarea energiei electrice în zona.
Este evident faptul că implementarea noilor mecanisme comerciale este o activitate de echipe, în care eforturile tuturor celor implicași în sectorul energiei electrice, trebuie să continue a se conjuga, armoniza, intensifică și susține reciproc. În acest mod avem convingerea fermă că este posibilă crearea unei piețe a energiei electrice bazată pe oportunitate, echidistantă, corectitudine și absența discriminării.
Este rațional ca pentru piata angro a energiei electrice regulile operaționale ale infrastructurii, regulile de piața, prețurile si tarifele să fie toate exprimate în termeni nodali, cadrul de reglementare natural al sistemului energiei electrice.
Piața concurențială este cel mai performant instrument de management al energiei. Pentru o țară ca România, piețele naționale de energie electrică nu poate fi privite fără dimensiunea lor regională, respectiv europeană. În cosecință, structura ți conținutul piețelor de energie se vor modifica fundamental.
Fiecare participant la piața de echilibrare trebuie să-ți asume responsabilități financiare față de operatorul de transport și sistem pentru toate dezechilibrele fizice care apar între producția programată și cea realizată, între schimburile programate și cele realizate.
Responsabilitatea echilibrării se asumă prin intermediul părților responsabile cu echilibrarea, înființate de către operatorul de transport și sistem la solicitarea titularilor de licență.
Operatorul de transport și sistem din România promovează licitații explicite ca o soluție curentă și participă la perioada experimentală a proiectului de organizare a licitațiilor explicite coordonate. Atât CN Transelectrica SA și SC OPCOM SA propun de asemenea cuplarea piețelor, ca o implementare inițială într-o sub-regiune și extinderea ulterioară la o dimensiune regională.
Succesul unei bune funcționări a pieței spot din România va fi cel mai bun argument în competiția cu celelalte țări/organizații care doresc să fie parte centrală a viitoarei piețe regionale spot. În acest stadiu OPCOM este în fruntea acestui proces, și trebuie să utilizeze acest moment pentru consolidarea (întărirea) poziției.
Concurența de succes poate fi atinsă numai într-un mediu potrivit de afaceri, care include aranjamente instituționale avantajoase (companii private, instituții de reglementare cu reguli transparente, numar mare de cumpărători si vânzători) și legale (legi anti-monopol, legi de liberalizare a comerțului, etc).
Strategia energetică a României este conformă direcțiilor politice stabilite la nivelul Uniunii Europene și contribuie la atingerea țintelor stabilite de Comisia Europeană pentru ansamblul statelor comunitare.
Strategia energetică asigură menținerea prețurilor la energie la un nivel rezonabil, corelat cu suportabilitatea consumatorilor din România prin utilizarea rațională a surselor primare de energie naționale și prin asigurarea funcționalității piețelor de energie. Protecția socială a salariațiilor din sectorul energiei este de asemenea considerată.
Liberalizarea piețelor de energie reprezintă instrumente pentru atingerea unor obiective generale: creșterea competivității industriale prin scăderea prețului energiei, reducerea impactului asupra mediului, valorificarea superioară a resurselor și creșterea securității energetice.
Promovarea eficienței energetice necesită intervenții guvernamentale care afectează piața de energie. Important este că aceste intervenții să fie transparente și nediscriminatorii față de același tip de actori. În acest fel, se crează un cadru echidistant în care promovarea de tehnologii și măsuri de eficiență energetică devin instrument integrate firesc în funcționarea pieței de energie.
BIBLIOGRAFIE:
Cheremisinoff, N.P., Bendavid-Val, A. Green Profits Butterworth-Heinimann, 2001.
Constantinescu, Jean, Mușatescu, Virgil: O provocare pentru Romania – Sustenabilitatea prețurilor și sustenabilitatea furnizorilor în condițiile pieței competitive a energiei. Revista energetica, septembrie, 2006.
Constantinescu, J., Practical Assesement of the Power Sistem Stability Margins. Revue Romaine des Sciences Techniques, Vol. 39, No. 2.
Constantinescu ,J., Determination of the real nil transfer capacities and capacity reserves.CIGRE Paper C2-305,Paris 2006.
Hunter, A., Fanney, International standards for renewable energy sources, World Energy Congress, Rome, 12 nov. 2007.
Leca, A., ș.a. – Principii de management energetic. Ed. Tehnică, București, 1997.
Leca, A., V. Mușatescu, Managementul Energiei, Bucuresti, Editura A.G.I.R., 2008
Mușatescu, V. Reforma Sectorului Energiei electrice în economiile Energente-Provocări. În EMERG, vol. 1, Editura: AGIR, București 2005.
Mușatescu,V. Politici investiționale in sectorul energetic. Editura Tribuna Economică, Bucuresti, 2003.
Nitu, V., ș.a. – Energetică generală și conversia energiei. Ed. Didactică și Pedagogică, București 1980.
Paul Wade, International standards to develop and promote energy efficiency and renewable energy sources, World Energy Congress, Rome, 12 nov. 2007.
Piebalgs,A.Energy commissione,A Common Energy Policy for Europe EU,Energy Policy and Law Conference,Brusseles 9 March 2006.
Renzo Tani, Electrical energy efficiency, renewable energies and the role of the IEC, World Energy Congress, Rome, 12 nov. 2007.
Colecția revistei Cogeneration & On –Site Power Production.
Cigre TF 38.02-12, Criteria and Countermeasures for Voltage Collapse. 1994.
Commission of the European Communities-Communication from the Commision-Action Plan for Energi Efficiency. Realising the Potential {SEC (2006) 1173}, {SEC (2006) 1174}-Brusseles, 19.10.2006. COM (2006), 545 final.
Electricity Directive 2003/53/EC. European Commission.
European Community of the Energy Community Treadey. Commission of the European Communities 16 september 2005.
Energy Charter secretariat.Impacts of Market liberalization on energy Efficiency Policies and Programmes.Bruxelles,2002.
Foaia de parcurs în domeniul energetic din România. Guvernul României, Ministerul Economiei și Comerțului, iulie 2003.
Green Paper. An European Stretegy, Brussels,8.3.2006 Com(2006)105 final.
Regulation on cros-border trade in electricity. 1228/2003 EEC, European Commission
Strategia națională pentru dezvoltare durabilă a României – Orizonturi 2013-2020-2030, Proiect (septembrie 2008), versiunea VI, rev. 2.
Ordinul ANRE 42/2006, web-site ANRE: www.anre.ro
Lege nr. 13 din 9 ianuarie 2007 a energiei electrice.
www.cez.ro/…/tx…/Lege_nr._13 _din_9ianuarie_2007_actualizată_.
Ordinul ANRE 31/2006, web-site ANRE: www.anre.ro
http://cpisc.ro/files/energii_curate/dilema_mediu.
www.anre@.ro
www.transenergo.ro/…/considerații%20Privind%20Sistemul%20%Energetic%20 Național
Ordinul ANRE 17/2006, web-site ANRE: www.anre.ro
http://ec.europa.eu/energy/electricity/package_2007/index_en.htm.
http://www.google.ro/search?hl=ro&q=strategia+energiei+2007-2020&meta=&aq=f&oq=
Ordinul ANRE 22/2006, web-site ANRE: www.anre.ro
http://www.cnr-cme.ro/foren2008/CD_ROM_1/s2_ro/S2-9-ro.pdf
http://ec.europa.eu/energy/strategies/2008/2008_11_ser2_en.htm
Reglementări privind utilizarea energiei.
Legea 199/2000 privind eficiența energetică.
=== concluzii ===
CONCLUZII
In ultima vreme s-a discutat foarte mult in mass media referitor la preturi, tarife si privatizarile din sectorul energetic. Trebuie subliniat insa ca pentru a comenta si a intelege subtilitatile functionarii pitei de energie electrica in asamblul ei sunt necesare cunostiinte solide si cel mai adesea sprijinul firmelor de consultanta.De asemanea, este important de mentionat ca intreaga comunitate energetica din Romania trebuie sa reconsidere strategia sectorului energetic, evaluarea politicilor tarifare actuale si implementarea unora noi, adecvate contextului energetic intern si extern.
In ceea ce priveste oportunitatile create de experienta acumulata pana in prezent, se considera fezabilitatea extinderea si impartasirea acesteia in regiune, vocatia regionala putand aduce un plus de dinamism in tranzactionarea energieielectrice in zona.
Esta evident faptul ca implementarea noilor mecanisme comerciale este o activitate de echipe, in care eforturile tuturor celor implicati in sectorul energiei electrice, trebuie sa continue a se conjuga, armoniza, intensifica si sustine reciproc, In acest mod avem convingerea ferma ca este posibila crearea unei piete a energiei electrice bazata pe oportunitate,echidistanta, corectitudine si absenta discriminarii.
Este rational ca pentru piata angro a energiei electrice regulile operationale ale infrastructurii, regulile de piata, preturile si tarifele sa fie toate exprimate in termeni nodali, cadrul de reglementare natural al sistemului energiei electrice.
Piata concurentiala este cel mai performant instrument de management al energiei. Pentru o tara ca Romania, pietele nationale de energie electrica nu poate fi privite fara dimensiunea lor regionala, respectiv europeana. In cosecinta, structura si continutul pietelor de energie se vor modifica fundamental.
Fiecare participant la piata de echilibrare trebuie sa-si asume responsabilitati financiare fata de operatorul de transport si sistem pentru toate dezechilibrele fizice care apar intre productia programata si cea realizata, intre schimburile programate si cele realizate.
Responsabilitatea echilibrarii se asuma prin intermediul partilor responsabile cu echilibrarea, infiintate de catre operatorul de transport si sistem la solicitarea titularilor de licenta.
Operatorul de transport și sistem din România promovează licitații explicite ca o soluție curentă și participă la perioada experimentală a proiectului de organizare a licitațiilor explicite coordonate. Atât CN Transelectrica SA și SC OPCOM SA propun de asemenea cuplarea piețelor, ca o implementare inițială într-o sub-regiune și extinderea ulterioară la o dimensiune regională.
Succesul unei bune funcționări a pieței spot din România va fi cel mai bun argument în competiția cu celelalte țări/organizații care doresc să fie parte centrală a viitoarei piețe regionale spot. În acest stadiu OPCOM este în fruntea acestui proces, și trebuie să utilizeze acest moment pentru consolidarea (întărirea) poziției.
Concurenta de succes poate fi atinsa numai intr-un mediu potrivit de afaceri, care include aranjamente institutionale avantajoase (companii private, institutiide reglementare cu reguli transparente, numar mare de cumparatori si vanzatori) si legale (legi anti-monopol, legi de liberalizare acomertului, etc).
Strategia energetică a României este conformă direcțiilor politice stabilite la nivelul UniuniiEuropene și contribuie la atingerea țintelor stabilite de Comisia Europeană pentru ansamblul statelor comunitare.
Strategia energetică asigură menținerea prețurilor la energie la un nivel rezonabil, corelat cu suportabilitatea consumatorilor din România prin utilizarea rațională a surselor primare de energienaționale și prin asigurarea funcționalității piețelor de energie. Protecția socială a salariațiilor din sectorul energiei este de asemenea considerată.
Liberalizarea pietelor de energie reprezinta instrumente pentru atingerea unor obiective generale: cresterea competivitatii industriale prin scaderea pretului energiei, reducerea impactului asupra mediului, vaslorificarea superioara a resurselor si cresterea securitatii energetice.
Promovarea eficientei energetice necesita interventii guvernamentale care afecteaza piata de energie. Important este ca aceste interventii sa fie transparente si nediscriminatorii fata de acelasi tip de actori. In acest fel, se creaza un cadru echidistant in care promovarea de tehnologii si masuri de eficienta energetica devin instrument integrate firesc in functionarea pietei de energie.
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: Managementul Tranzactiei Energiei Electrice (ID: 134700)
Dacă considerați că acest conținut vă încalcă drepturile de autor, vă rugăm să depuneți o cerere pe pagina noastră Copyright Takedown.