pentru Studentii din anul IV (ISE+ISER+IEE) 1 Cap.1 PIAȚA DE ENERGIE ELECTRICĂ INTRODUCERE Omenirea seconfruntă cutreiprovocări majore :creșterea… [619403]

Byadmin

PIAȚA DEENERGIE
Curs –2017 –
pentru Student: [anonimizat]+ISER+IEE)
1

Cap.1 PIAȚA DE ENERGIE ELECTRICĂ
INTRODUCERE
Omenirea seconfruntă cutreiprovocări majore :creșterea
economică, consumul deenergie șideresurse șiconservarea
mediului ambiant .Având învedere aceste aspecte, Comunitatea
Europeană areacționat șiaevaluat situația existentă, stabilind
scenariile necesare pentru restructurarea sectorului energetic la
nivel european .
Dezvoltarea pebaze durabile asectorului energetic trebuie
săconducă lasatisfacerea necesarului deenergie electrică laun
preț competitiv încondiții desiguranță șicalitate înalimentare,
utilizarea eficientă aresurselor, culimitarea impactului asupra
mediului înconjurător .
Încondițiile interconectării sistemului energetic național
(SEN) cuUniunea deCoordonare aTransportului Energiei
Electrice (UCTE) șiaderării României laUniunea Europeană, s-
auluat măsurile necesare pentru formarea unei piețe deenergie
electrică românești, care săfieintegrată înceaeuropeană .
Piața deenergie electrică permite consumatorilor de
energie electrică săachiziționeze energie electrică încondiții de
competitivitate, înconformitate cureglementările îndomeniu,
existente ladata achiziției .Începând cuaugust 2000 înRomânia
funcționează oPiață deEnergie Electrică, laînceput pebaza
vechiului Cod Comercial, iardinanul 2005 pebaza noului Cod
Comercial .
Restructurarea sectorului energiei electrice aredrept scop
scăderea prețurilor energiei electrice prin mecanisme
concurențiale .
Piața deenergie electrică dinRomânia aînregistrat de-a
lungul procesului deliberalizare oanumită evoluție, fiind
parcurse etapele derestructurare șidereformă .
Au avut loc schimbări de natură structurală,
organizatorică, legislativă șitehnică, privind mecanismele
comerciale șidetranzacționare aenergiei electrice .2

Transformările auavut învedere șirelațiile dintre
entitățile implicate :autorități, operatori aipiețelor șiparticipanți
lapiață .
Laînceput piața afuncționat pebaza vechiului Cod
Comercial .Intrarea învigoare anoului Cod Comercial alpieței
angro deenergie electrică șiînceperea funcționării comerciale a
noii Platforme deTranzacționare înluna iulie 2005 ,aumarcat
intrarea pieței deenergie electrică dinRomânia într-onouă etapă .
S-auoperat modificări alemecanismelor comerciale șiauintrat în
funcțiune Piața pentru Ziua Următoare, voluntară, bazată peoferte
devânzare șidecumpărare deenergie electrică șiPiața de
Echilibrare, obligatorie .Încadrul pieței auapărut noientități,
respectiv Părțile Responsabile pentru Echilibrare .Schimbările
survenite auimpus adaptarea relațiilor dintre operatorii piețelor și
participanții lapiață, deoarece operarea noilor piețe apresupus
implementarea denoisisteme informatice specializate .
Noile relații dezvoltate încadrul pieței deenergie
electrică, trebuie săreflecte corectitudine, transparență șisă
genereze încredere parților implicate .
Înparalel cudezvoltarea pieței deenergie este necesară o
siguranță corespunzătoare, înfuncționarea sistemului energetic și
înalimentarea consumatorilor cuenergie electrică decalitate .
Competiția vadetermina intrarea pepiață acelor mai
ieftine oferte dinmomentul respectiv, precum șirealizarea numai
acelor maiieftine proiecte deinvestiții, însectorul deproducție .
Crearea unui cadru corect șitransparent alpieței va
încuraja investițiile însectorul energetic .
Prin liberalizarea sectorului energetic, companiile de
producere saufurnizare nusemaibazează peunvenit predictibil
reglementat, ciseconfruntă cuunriscfinanciar mult mai mare .
Energia vafisupusă legilor concurenței, deci numaieste privită
ca un „serviciu public” .Mediul concurențial asigură
managementul eficient alcosturilor, formarea liberă aprețurilor și
crearea destimulente învederea reducerii costurilor șiautilizării
eficiente aresurselor .
3

Creșterea concurenței trebuie săreprezinte unmecanism
eficient pentru reducerea prețului energiei electrice la
consumatorii finali .
Deoarece piața de energie electrică este un concept mai nou, de
circa 15 ani, în desfășurarea procesului de echilibrare pot apărea
unele probleme, care trebuie stăpânite și rezolvate la timp. Este
necesară o înțelegere corectă a mecanismelor de piață și aplicarea
lor corectă. Calitatea funcționării SEN este asigurată tot pe baze
concurențiale prin tranzacționarea pe piața Page 4 of 276
serviciilor desistem șigestionarea congestiilor derețea pe
criterii comerciale .
Coexistența sinergică atuturor piețelor active permite
alegerea celor maieconomice soluții, precum șistimularea denoi
investiții încondiții deeficiență .
Prima comunicare aComisiei Europene care abordează
chestiunea unei politici energetice comune datează din1995 șis-a
numit Cartea Verde –Pentru opolitică energetică aUniunii
Europene . I-au urmat, în același an, Cartea Albă –O politică
energetică a Uniunii Europene , apoi o nouă secvență de
comunicări în1996 și1997 ,numită Cartea Verde pentru o
Strategie Comunitară –Energie pentru viitor :Surse Regenerabile
deEnergie ,respectiv Cartea Albă :Energie pentru viitor –Surse
Regenerabile deEnergie .
Aceste documente stau la baza actualei politici energetice
comune șialegislației europene create pentru aopune în
practică .
Complexitatea problemelor legate de producerea,
transportul șiconsumul energiei acrescut înultimele decenii,
odată cuacutizarea problemelor globale demediu, schimbările
climatice șiepuizarea resurselor energetice .
Pelângă aceștea, Uniunea Europeană seconfruntă cu
câteva probleme specifice, între care ceamai serioasă este cea
legată dedependența accentuată fată deresursele energetice de
import .
4

Aflată sub presiunea angajamentelor asumate prin
Protocolul delaKyoto, Comisia Europeană alansat înanul 2000
cea de-atreia Carte Verde –Spre ostrategie europeană a
siguranței înalimentarea cuenergie .Raportul final asupra Cărții
Verzi aEnergiei, rezultat înurma unei dezbateri publice deo
amploare fără precedent înultimii 30deani,afost prezentat de
Comisia Europeană la27mai2002 șis-adecis liberalizarea totală
apieței deenergie electrică pentru consumatorii industriali și
comerciali, începând cuanul 2004 .
Cartea Verde aEnergiei este primul studiu energetic cu
adevărat important realizat după anii 70înspațiul european și
reprezintă baza unei strategii energetice petermen lung a
Comunităților Europene .Scopul săun-afostsăprezinte soluții, ci
săatenționeze asupra stării actuale asectorului deenergie,
precum șiaimplicațiilor șiconsecințelor consumului deenergie
asupra economiei șimediului înconjurător .
Pentru aîmbunătăți siguranța înalimentare cuenergie șia
răspunde înacelași timp cerințelor demediu (în special
schimbărilor climatice șiîncălzirii planetei), Cartea Verde
evidențiază necesitatea casursele deenergie regenerabile să
devină oparte totmaiimportantă aproducției deenergie .
Până în2010 ,proporția surselor regenerabile înproducția
deenergie electrică artrebui săajungă la12%față de6%în
1998 .Pentru arealiza această creștere este nevoie deunele
măsuri complementare .Sursele convenționale deenergie cu
potențial poluant mairedus (păcură, gaznatural, energie nucleară)
sunt reconsiderate, însensul deasprijini, prin eledezvoltarea de
noiresurse regenerabile .Pealtă parte, grija pentru menținerea
competiției pepiața deenergie nudăprea mult spațiu demanevră
subvențiilor destatdestinate stimulării producătorilor deenergie
dinsurse neconvenționale .Din acest motiv, Comisia Europeană
consideră căeste necesară ominimă armonizare îndomeniul
subvențiilor .Promovarea energiei verzi prin certificate sau printr –
oreformă ataxelor demediu sunt două dintre celemai vehiculate
modele .
5

Dezbaterea lansată deCartea Verde aconturat câteva
direcții deacțiune, după cum urmează :
– Managementul cererii de energie electrică .
Consumul deenergie vatrebui săfiecontrolat șidirijat, îndeosebi
prin monitorizarea atentă aeficienței energetice șiprin
diversificarea surselor deenergie primară .
– Stocurile decombustibil .În2004 ,Uniunea Europeană a
consumat peste 20%dinproducția mondială de petrol .Pentru
siguranța înalimentarea cucombustibil energetic, este necesară
asigurarea destocuri strategice depetrol șicoordonarea utilizării
acestora, șisolidaritatea petimp decriză .O
abordare similară există pentru stocurile degaz.
– Siguranța alimentării .Pentru siguranța înalimentarea cu
energie primară înEuropa, s-aconvenit crearea unui nou
parteneriat energetic EU–Rusia, care vaconține prevederi legate
desiguranța rețelei, protecția investițiilor, proiecte majore de
interes comun .
– Surse deenergie noișiregenerabile .Acestea reprezintă
înprezent doar 6%dinbalanța energetică aUE.Dacă sepăstrează
trendul, elevoracoperi numai 9%dintotalul consumului de
energie primară până în2030 .
Directiva privind promovarea energiei produse dinresurse
regenerabile, face unpas important spre atragerea interesului
pentru investiții însurse alternative, actul legislativ conține
prevederi cefacreferire laprograme desprijin național pentru
producătorii deenergie pebază desurse energetice regenerabile,
încondițiile acordării unor garanții deorigine aelectricității
produse dinaceste surse șisuportarea costurilor tehnice pentru
racordarea larețea aproducătorilor deenergie .
– Energia nucleară .Temerile legate deîncălzirea planetei
auschimbat percepția asupra energiei nucleare .Este un fapt
recunoscut căfolosirea energiei nucleare șiaresurselor
regenerabile, împreună cueficiența energetică crescută conduc la
limitarea efectului deserăalgazelor emise decombustibili fosili .
6

Abandonarea totală aenergiei nucleare arînsemna ca35%
din producția deenergie electrică săfieacoperită cualtesurse .
De aceea, opțiunea nucleară rămâne deschisă statelor europene
care o doresc .Totuși, procesarea șitransportul deșeurilor
radioactive rămâne ochestiune încă nerezolvată .Noile țări
membre care aureactoare vechi, trebuie săleînchidă sausăle
modernizeze .Statele trebuie să-șiconstruiască sistemul național
dedepozitare adeșeurilor radioactive .
-Piața internă deenergie .Este singura care poate
asigura competiția sănătoasă șigaranta siguranță alimentării cu
energie, întărind competitivit atea economi eieuropene,dar
necesită capacități trans -frontaliere îmbunătățite.
– Comerțul cuenergie înUE.Comerțul acoperă doar 8%
încazul energiei electrice șiareîncă nevoie decapacități de
interconectare .Există unplan dedezvoltare ainfrastructurii de
gaz și rețele electrice și au fost identificate mai multe proiecte de
interes european.
– Conceptul global desiguranță înalimentarea .Acest
deziderat impune unefort deanticipație petermen lung șirelații
întărite cuterțe țări.
– Decuplarea consumului de energie de creșterea
economică ,este otendință apoliticii comune deenergie, prin
care încearcă reducerea saustoparea influentelor negative ale
sectorului deenergie asupra mediului șivieții sociale .
Instrumentul recomandat este folosirea eficientă a
energiei .
România fiind membră aUniunii Europene, trebuie să-și
stabilească ostrategie energetică proprie, care sățină seama, pe
deoparte dedirectivele UEșidealtereglementări europene de
mediu, iarpedealtăparte săacorde atenție mărită modului cum
răspunde lacele treiprovocări majore mondiale privind creșterea
economică, consumul deenergie șideresurse energetice și
conservarea mediului ambient .
7

Cap.2Administrarea Pietei Angro de
energie electrica inconformitate cunoul
Cod Comercial
2.1 Contextul legislativ al noului Cod Comercial
Larealizarea noului Cod Comercial s-auavut învedere
următoarele actenormative aleUniunii Europene șinaționale .
1.Directiva UE54/2003 ,care prevede noimăsuri în
cea ceprivește creșterea eficienței calității serviciilor șigradului
deconcurență .
2.Legea Energiei 318/2003 care stabilește următoarele
– Adaptarea prevederilor directivei UE 54/2003 privind
regulile comune pentru piața internă lacondițiile specifice ale
României, prezentate înFoaia deParcurs aprobată prin HG
890/2003 .
– Sarcinile șiobiectivele specifice, precum șireperele
evoluției pieței deenergie electrică dinRomânia precizate șiprin
„Programul de guvernare 2005-2008 ”aprobatprinHG
nr.24/28.12.2004 șideParlamentul României .
-Instituirea economiei depiață funcționale .
3.Ordin ANRE nr.25/22.10.2004 ,care aprobă
Codul Comercial alPieței Angro deenergie electrică înnoua
variantă .
Din anul 2005 înRomânia seimplementează unnou
model depiață deenergie electrică înconcordanță cumodelul
european .
2.2 Noua platformă de tranzacționare pentru Piața Angro de
energie electrică.
După intrarea înoperativitate aprevederilor noului Cod
Comercial alpieței deenergie electrică, noul model depiață
cuprinde ostructură formată dinurmătoarele patru piețe : 8

1. Piața Contractelor Bilaterale ,o piață total
descentralizată, încare setranzacționează prin intermediul
contractelor reglementate deenergie electrică saunegociate între
titularii delicență .
2. Piața pentru Ziua Următoare ,opiață centralizată,
voluntară administrată deOperatorul Pieței deEnergie Electrică .
3. Piața deEchilibrare ,opiață centralizată șiobligatorie pe
care setranzacționează energie deechilibrare administrată de
Operatorul Pieței deEchilibrare .
4. Piața deServicii Tehnologice deSistem ,opiață
centralizată, care asigură disponibilitatea încadrul pieței de
echilibrare aunei rezerve decantități suficiente deenergie
electrică dereglaj .
Suplimentar mai există următoarele trei piețe:
1. Piața pentru Alocarea Capacităților deInterconexiune
Internațională ,opiață centralizată ceasigură rezervarea de
capacități detransport decătre firmele de import/export de
energie electrică peliniile deinterconexiune .
2. Piața Certificatelor Verzi, opiață centralizată ceasigură
vânzarea/cumpărarea decertificate verzi .
3. Piața de Capacități, pentru crearea fondurilor de
investiții necesare realizării unor noicapacități deproducție sau
modernizarea celor existente.
Implementarea noului model depiață angro deenergie
electrică areoserie deconsecințe cum arfi:creșterea numărului
detranzacții, oîncărcare variabilă ageneratoarelor, onouă
variație acirculației deputere însistemul energetic .Portofoliul de
capacități poate săfiegestionat pecriterii comerciale șide
eficiență .
Deschiderea pieței de energie ar trebui să creeze premizele
unei concurențe reale, a unor servicii mai bune și a unor prețuri
stabilite de reguli transparente șiechidistante.
9

După noul Cod Comercial există următorii operatori și
participanți la piața angro de energie electrică:
1.Operatori :
-Operatorul pieței de energie electrică (OPEE);
-Operatorul de transport și sistem (OTS);
-Operatorul de decontare (OD).
2. Participanții la piață și alte instituții :
-Participant pe piața pentru ziua următoare (PZU);
-Participant la piața de echilibrare (PE);
-Parte responsabilă cu echilibrarea (PRE);
-Distribuitor;
-Operator de măsurare (OM).
Funcțiile operatorilor și participanților la piața de energie
electrică sunt următoarele (Fig. 2.1):
1. Operatorul pieței de energie electrică (OPEE) este
OPCOM șirealizează:
– Organizarea și administrarea PZU;
– Supravegherea primară a pieței (supravegherea pieței este
realizată și de ANRE).
10
Fig. 2.1 Funcțiile și responsabilitățile operatorilor și participanților lapiața de energie electrica

2.Operatorul detransport șisistem (OTS) și
Operatorul Pieței deEchilibrare (OPE) esteTranselectrica
prin Dispecerul Energetic Național șirealizează :
-Organizarea și administrarea pieței de echilibrare;
-Programareafinală a funcționării unităților
dispecerizabile;
-Achiziția și utilizarea serviciilor de sistem.
3. Operatorul de Decontare (OD) , este departament separat
în cadrul OPCOM și realizează:
-Decontarea pe Piața pentru Ziua Următoare;
-Decontarea pe Piața de Echilibrare;
-Decontarea dezechilibrelor PRE-urilor ;
– Decontarea dezechilibrelor de la Notificare;
– Decontarea costurilor sauveniturilor suplimentare, provenite
dinechilibrarea sistemului ;
– Decontarea veniturilor suplimentare provenite din congestiile
peliniile deinterconexiune internațională ;
-Decontarea rezervelor;
– Decontarea altor servicii desistem șiaCPT (consum propriu
tehnologic) înrețele ;
– Redistribuirea costurilor sauveniturilor suplimentare aferente
producției prioritare necontrolate .
4. Operatorul demăsurare (OM) ,esteunagent economic care
instalează, întreține, administrează șioperează unsistem demăsurare a
energiei electrice(OMEPA) .
5. Participant laTranzacția pePZU ,poate fiorice parte
licențiată (producător, furnizor, operator de rețea), care este
înregistrată laOPCOM .Consumatorii eligibili, nupotfiparticipanți
direcți laPZU .
6. Participant laPiața deEchilibrare (PE) ,este orice parte
licențiată înregistrată deOTS, care deține unități dispecerizabile .
7. Parte responsabilă cuechilibrarea (PRE) ,este oricare parte
licențiată (producător, furnizor, operator derețea)
înregistrată la OTS, care își asumă responsabilitatea financiară pentru
dezechilibrele provocate.
11

8.Distribuitor ,este unagent economic deținător aunei
licențe dedistribuție .
Înfigura 2.2seprezintă noua platformă detranzacționare
pentru Piața Angro deenergie electrică, care cuprinde structura
pieței deenergie, modul departicipare pepiață șiparticipanții .
12
Fig. 2.2 Structura noii platforme de tranzacționare pentru Piața Angro deEE
Piața Angro de energie electrica :
a) Piața Contractelor Bilaterale :reglementate ,negociate
direct sautranzacționate pePCCB ;
b) Piața pentru Ziua Următoare ,cuparticipare voluntară ,
lacare participă producători ,furnizori ,operatori derețea
(pentru achiziții CPT) ;
c) Piața deEchilibrare ,cuparticipare obligatorie lacare
participă :producători dispecerizabili și consumatori
dispecerizabili ;
d) Piața Serviciilor deSistem ,cuparticipare obligatorie ,
lacare participă :furnizori deservicii desistem .
După modul derealizare ,Piața Angro deenergie
electrică seîmparte în:
1.Piața Reglementată ,cucontracte deportofoliu ,
care sunt contracte ferme cuprețuri reglementate ,stabilite de
ANRE .
2.Piața Concurențială ,formată din:

– Contracte Bilaterale producători -furnizori, sau furnizori ai
consumatorilor captivi;
-Contracte de furnizare pentru consumatorii eligibili,
-Contracte deimport,
-Contracte deexport,
– Contracte ale furnizorilor, alții care vând la tarife
reglementate consumatorilor captivi;
-Tranzacții pe piețele centralizate (PZU, PE).
După orizontul de timp, Piața Angro de energie electrică
are următoarea structură:
a) Contracte Bilaterale, cu un orizont de timp de unul sau
mai mulți ani;
b) Piața Fizică pentru Ziua Următoare, cu un orizont de timp
de 24 de ore;
c) Piața de Echilibrare, cu un orizont de timp de 15 -60
minute.
Contractele bilaterale potfi:
– Reglementate;
– Tranzacționate pe piața centralizată a contractelor
bilaterale;
-Liber negociate.
Piața pentru Ziua Următoare este:
-Operată deOPCOM;
-V oluntară;
– Bazată pe oferte ale entităților, participante la piață (auto –
dispecerizarea producătorilor);
-Prin licitație de ambele părți.
Piața de Echilibrare este:
-Operată deOPE;
– Obligatorie pentru producătorii dispecerizabili, bazată pe
oferta întregului disponibil de putere al producătorilor;
13

– Realizată șicuparticip area marilor consumato ri
dispecerizabili;
-Cu oferte în ziua D–1, după închiderea PZU.
Dezechilibrele PRE-urilor se suportă de către acestea.
În figura 2.3 se prezintă mecanismele contractuale
realizate îniulie 2005 ,pentru piața deenergie electrică conform
noii platforme detranzacționare .Sepot vedea operatorii și
participanții lapiață, precum șitipurile decontracte încheiate .
Fig. 2.3. Mecanismele contractuale pe piața de energie electrică.
14

Reforma pieței de energie electrică are în vedere în
Fig. 2.4 Reforma pieței de energie electrică.
principal următoarele aspecte:
– Piața cuoZiÎnainte Obligatorie devine Piața pentru Ziua
Următoare voluntară șiPiața deEchilibrare întimp real;
– Serviciile deSistem reglementate semodifică însensul
procurării Serviciilor deSistem prin mecanismele depiață ale
energiei electrice ;
– Ofertarea unilaterală setransformă într-oofertare
bilaterală ;
-Programarea centralizată devine oautoprogramare;
-Dezechilibrul nepenalizat anterior, devine penalizat;
152.3Reforma pieței de energie electrică
Reforma pieței de energie electrică are în vedere în principal
îmbunătățirile aduse de noul Cod Comercial.
Principaleleaspectealereformei piețeideenergie
electrică se prezintă în figura 2.4și reprezintă o comparație a unor
prevederi din cele două coduri comerciale.

-Comunicarea prin e-mail seînlocuiește cuplatforme de
tranzacționare moderne, compatibile cuplatformele burselor deenergie
dinEuropa, cucomunicare prin Internet .
Noile tranzacții pePiața deEnergie Electrică pentru Producători
seprezintă înfigura 2.5,iarpentru furnizori înfigura 2.6.
Fig. 2.5 Tranzacțiile pe Piața de Energie Electrică pentru producători.
16
Fig. 2.6 Tranzacțiile pe Piața de Energie Electrică pentru furnizori
Producătorii deenergie electrică aucontracte reglementate și
contracte negociate .PePZU, eifacoferte devânzare darpotsăși
cumpere energie electrică, dacă aunevoie .PePiața deEchilibrare
sunt obligați săfacă oferte devânzare pentru aparticipa la
echilibrarea producției –consum .Înbaza ofertelor serealizează
programarea șidispecerizarea grupurilor energetice dispecerizabile
decătre OPCOM șiOTS .

Furnizorii aucontracte reglementate sau negociate .Pe
PZU, eipotsăfacă voluntar oferte devânzare saudecumpărare
energie electrică .Eiparticipă pepiața deechilibrare șisuportă
costul dezechilibrelor pecare leproduc .
17
Fig. 2.7 Rolul OPCOM pe piața de energie electrică.
În condițiile noului Cod Comercial, OPCOM îndeplinește
funcțiile următoare (Fig.2.7):
– Administr area Piețeipentru Ziua Următoareși
stabilirea prețului de închidere a pieței (PIP);
– Înregistrarea pe PZU prin convenție de participare, a
participanților ;
– Este operatorul de decontare pentru PZU: repartizarea
veniturilor sicheltuielior suplimentare din echilibrarea sistemului ,
dezechilibrele de la notificare .
– Validarea productiei prioritare
– Supravegherea pieței și determinarea unor abuzuri pe
piață și informare ANRE;
-Elaborarea și transmiterea informațiilor publice;
-Instruirea participanților la piață.

Cap.3 Piața pentru Ziua Următoare
INTRODUCERE
Piața pentru Ziua Următoare creează cadrul centralizat de
piață pentru vânzarea șicumpărarea energiei electrice decătre
participanții laPiața Angro deenergie electrică, pentru :
a) Formarea unei piețe deenergie electrică încondiții de
concurență șinediscriminatorie ;
b) Reducerea prețurilor detranzacționare aenergiei electrice ;
c) Stabilirea prețurilor dereferință pentru altetranzacții din
Piața Angro deenergie electrică ;
d) Optimizarea capacităților limitate deinterconexiune cu
țările vecine .
Piața pentru Ziua Următoare (PZU) este piața pentru
vânzarea șicumpărarea energiei electrice înziua delivrare, imediat
următoare zilei detranzacționare .
PZU are în vedere:
– Participanții :unități licențiate deANRE șiînscrise laPZU,
care pot fi:producători, furnizori, operatori derețea (pentru
achiziția energiei aferente CPT), operatori detransport (pentru
compensarea schimburilor neplanificate) ;
– Oferte :devânzare șidecumpărare (oferte simple tippreț-
cantitate pentru fiecare interval detranzacționare –25perechi) ;
-Intervalul de tranzacționare este ooră;
-Zona de tranzacționare esteRomânia.
18

3.1Modul de realizare aofertelor
În figura 3.1 se prezintă comparațiile între ofertele de
energie electrică în modelul anterior și actual depiață.
Fig. 3.1 Ofertele de producere (vânzare) în modelul anterior și
de vânzare înmodelul actual.
Înfiecare zidetranzacționare OPCOM colectează
ofertele, levalidează, după care calculează prețul de
închidere al pieței șicantitățile deenergie cevor fi
tranzacționate înziua delivrare .
Ofertele deproducere (vânzare) înmodelul depiață
anterior cuprind :
19

-câte 3 paliere de putere -preț pentru perioadele de vârf și
gol desarcină;
-Oferte de producere și de servicii de sistem tehnologice
corelate ;
3.2 Calculul prețurilor energiei electrice pePZU
Înfigura 3.2seprezintă modul decalcul alprețului
marginal desistem (PMS) învechea platformă șiaprețului de
închidere aprețului pentru Ziua Următoare (PIP) înplatforma
nouă .
Curba ofertei deenergie electrică sedetermină prin
combinarea într-osingură ofertă atuturor perechilor preț-cantitate
dinofertele devânzare sortate înordinea crescătoare aprețurilor .
Curba cererii de energie electrică se obține prin combinarea într-o
singură ofertă a tuturor perechilor preț-cantitate din ofertele de
cumpărare sortate în ordinea descrescătoare aprețurilor.
Ladeterminarea curbelor cererii șiofertei sevorluaîn
considerare numai ofertele validate pentru zonele de
tranzacționare respective .
20-Oferte pentru întreg disponibilul (obligatorii) ;Oferte pe
unitate dispecerizabilă ;
Oferte transmise prin e-mail.Ofertele devânzare în
actualul model depiață cuprind :
– Câte 25perechi preț-cantitate pentru fiecare interval de
tranzacționare ;
-Oferte voluntare ;
-Oferte peportofoliul participantului ;
– Oferte transmise prin Web sauprin fișiere XML (acest
format fiind celmai nou format folosit încomunicare prin
Internet între sisteme distribuite) .
Din compararea modului derealizare șiaconținutului
ofertelor încele două modele, seconstată oschimbare defond,
care permite creșterea concurenței pepiața deenergie electrică .

Fig. 3.2 Calculul Prețului marginal (PMS) și a Prețului de închidere a PZU (PIP).
Învechea platformă, OPCOM agregă ofertele devânzare
șielaborează prognoza curbei desarcină, înbaza următoarelor
criterii deordonare :
a) Restricțiile stabilite de către ANRE ;
b) În cadrul aceleiași restricții (3, 5, 6) prezentate la pct.1.4, astfel:
– între producători, ordinea sosirii ofertelor în serverul de e-mail al
OPCOM;
-același producător, ordinea indicelui deierarhizare
oferte.
c) În cadrul aceleași restricții (4, 8), astfel:
-între producători, prețul din contractele de portofoliu;
-același producător, ordinea indicelui dinoferte.
d) Pe Piața SPOT, la prețul deofertă.
21

Înnoua platformă, OPCOM agregă ofertele de cumpărare
și ofertele de vânzare în baza următoarelor criterii deordonare:
a)Producțiile prioritare validate de OPCOM sunt ofertate
cu prețuri preferențiale cuprinse între 0,01 -0,04 lei/MWh, stabilite
deANRE;
b)Pe Piața SPOT la prețul deofertă.
Înplatforma actuală sunt posibile patru situații diferite
pentru stabilirea prețului deînchidere apieței (PIP) .Încazurile a,
bșicprețul rezultă dinintersecția celor două curbe alecererii și
ofertei .Încazul d,acesta rezultă capreț mediu între PminșiPmax.
V olumele ofertei șicererii secalculează astfel :
c)V olumul ofertei:
VOqs,c
în care qs,c reprezintă cantitățile cantitatilor rezultate din
perechile Pret-cantitate din ofertele care contin
un pretmaimic sauegal cu PIP
d) V olumul cererii:
VPqb,c
încareqb,c reprezintă cantitățile rezultate din perechile
Pret-cantitate din ofertele care contin un pret mai
mic sau egal cu PIP
22

3.3 Procesul de ofertare pentru PZU
În figura 3.3 se prezintă procesul de ofertare, pentru Piața
pentru Ziua Următoare în varianta nouă:
Procesul de ofertare se desfășoară astfel:
a)În ziua D-2 se realizează următoarele operații:
– Participanții (PT) la Piața pentru Ziua Următoare (PZU)
transmit Notificările Finale pentru fiecare tip de producție
prioritară, până la ora 1200;
– Corectarea neconcordanțelor din Notificările Finale se
face până la ora 1500 (termen limită);
– Operatorul Pieței deEnergie Electrică (OPEE) transmite
laOTS șiOD cantitățile deproducții prioritare notificate și
validate ;
-OPCOM validează informațiile legate de producțiile
prioritare între orele 1200 și1800.
b) În ziua D-1 se realizează următoarele operații:
-Deschiderea sesiunii de tranzacționare, la ora700;
-PT transmit ofertele de vânzare și cumpărare deenergie
electrică la OPCOM, care le validează între orele 700 și1100.
-Închiderea sesiunii de tranzacționare, la ora 1100;
Procesul de ofertare cuprinde :
-câte 25 perechi preț-cantitate pentru fiecare interval de
tranzacționare;
-oferte voluntare;
-oferte de portofoliu ale participantului;
-oferte transmise prin Web sau prin fișiere XML.
23

3.4 Procesul de ajustare (matching) pentru PZU
Înfigura 3.4seprezintă procesul deajustare pePiața
pentru Ziua Următoare, care constituie ocontinuare aprocesului
deofertare, începând cuziua D-1,ora1100.
Procesul de ajustare se desfășoară astfel:
În ziuaD-1:
-OPCOM publică rezultatele pieței șitransmite
confirmările de tranzacție PT până la ora 1200;Fig. 3.3 Procesul de ofertare pentru piața pentru ziua următoare.
24

– OPCOM calculează PIPșicantitățile tranzacționate pentru
fiecare interval detranzacționare alzilei următoare, între orele
1100și1200;
– PTtransmit contestații legate deconținutul confirmării de
tranzacții, până laora1230;
-OPCOM stabil ește șitransmite confirmările de
tranzacții finale, până la ora1300.
Fig. 3.4 Procesul de matching pe piața pentru ziua următoare.
25

3.5 Programarea pe piața de energie electrică
Înfigura 3.5,seprezintă procesele deofertare, ajustare și
programare pepiața deenergie electrică .Procesul deprogramare
serealizează după cele deofertare șideajustare, începând cuziua
D-1ora1300,astfel :
În ziuaD-1:
– PTșiPRE-urile transmit Notificările Fizice laOTS,
până laora1400;
-OTS verifică și aprobă Notificările Fizice, până la
ora1500.
Fig. 3.5 Procesul de programare pe piața de energie electrică.
26

3.6Decontarea tranzacțiilor pe Piața pentru Ziua Următoare
Decontarea tranzacțiilor se poate realiza prin:
a) Settlement bilateral: x y relații contractuale.
Valoarea settlement -ului zilnic este dată derelația :
Szpiz qiz;
i
încare pi și qi sunt prețul și cantitatea de energie electrică
ale tranzacției i.
OPEE realizeazăpentru decontar eatranzacțiilor
următoarele operații:
-Întocmește settlement -ulbilateral;
-Stabilește obligațiile reciproce orare;
-Calculează valorile soldate zilnice și săptămânale.
Se au în vedere următoarele aspecte:
-Decontarea se realizează zilnic și săptămânal;
-Facturile se emit săptămânal de către vânzători;
-În cazul neîndeplinirii obligațiilor financiare
participanții răspund legal unii față dealții;
-OPEE nuseinterpune caparte centrală șicontractuală
între participanții lapiață .
b) Settlement central, x y relații contractuale
Înfigura 1.14seprezintă modul dedecontare a
tranzacțiilor, între vânzători șicumpărători prin intermediul
OPEE .
27

În acest caz OPEE realizează următoarele operații:
Fig. 3.6 Modul de decontare atranzacțiilor .
-Întocmește settlement -ulcentral;
-Stabilește obligațiile orare ale participanților lapiață;
-Calculează valorile soldate zilnice și săptămânale.
Se au în vedere următoarele aspecte:
– OPEE se interpune ca parte centrală și contractuală între
participanții lapiață;
– Încazul neînd eplinirii obligațiilor financiare OD
utilizează sistemul de garanții pentru efectuarea plăților;
-Decontarea se realizează zilnic și săptămânal;
-Facturile se emit săptămânal.
Decontarea centralizată și un mecanism de garantare
aferent au următoarele avantaje:
a) Realizarea centralizată și cumulată a regularizării
datelor rezultate dindecontare;
28

b) Reducerea până laeliminare ariscului deneplată, prin
evaluarea riscului decreditare decătre banca emitentă a
garanțiilor, pentru fiecare dintre participanții latranzacții ;
c)Eliminarea riscului de contraparte prin:
– Verificarea șicontrolul permanent algaranțiilor constituite
(validarea ofertelor făcute degaranțiile existente) ;
– Supravegherea continuă aevoluției pieței, prețului și
comportamentului participanților lapiață șilansarea desolicitări
extraordinare demajorare agaranțiilor .
Înperioada detranziție sefolosește decontarea prin
settlement bilateral, existând înprezent probleme privind
achitarea facturilor .Nu s-aputut trece ladecontarea prin
settlement -ulcentral încare OPCOM săfiecontraparte, dincauza
dificultăților existente însistemul bancar .Încursul anului 2007 ,
caurmare aprocesului deimplementare asistemului deplăți
interbancar decătre principalele bănci dinRomânia, sevatrece la
sttlement -ulcentral .
Din punct devedere alparticipării lapiața deenergie
electrică, participanții încalitate detitulari delicențe, auobligația
săconstituie șisămențină garanții financiare, care sălepermită
desfășurarea activității șiasigurarea serviciului (Legea Energiei,
articolul 17).
Din punct devedere algaranțiilor emise înfavoare
contrapărții centrale, garanțiile financiare șimodul lor de
executare sunt reglementate prinurmătoarele acte normative :
– Ordonanța Guvernului nr. 9 din 22.01.2004;
-Legea nr. 222 din 27.05.2004;
– Reglementări specifice fiecăruia dintre instrumentele
utilizate pentru garantarea obligațiilor aferente tranzacționării pe
PZU .
29

3.6.1Modalități de constituire agaranțiilor
Codul Comercial prevede următoarele modalități de
constituire agaranțiilor:
Bilete de ordin, emise de către banca participantului la-Garanție de plată emisă de către banca participantului la
piață;
–
piață;
-Numerar existent într -un cont al participantului lapiață,
garantat în favoarea Operatorului Pieței;
– Cesionarea înfavoarea Operatorului Pieței adrepturilor de
tragere asupra unei linii decredit înfavoarea participantului la
piață .
Aceste prevederi trebuie săfieînconcordanță culegislația
financiară șicuposibilitățile delucru alebăncilor .
Cuantumul garanțiilor necesare învederea participării la
PZU vafideterminat de:
– Valoarea cumpărărilor nete peparcursul perioadei derisc,
plusTV A ;
-Estimarea intenției de cumpărare de energie electrică;
-Tariful OPCOM aferent.
Cuantumul garanțiilor este influențat înmod inevitabil de
durata perioadei derisc șideviteza detransfer afondurilor
aferente obligațiilor deplată aleparticipanților lapiață .
Pentru reducerea perioadei de risc, există următoarele
soluții:
– Adaptarea unui mecanism deefectuare aplăților, care să
conducă ladiminuarea timpului necesar achitării obligațiilor de
plată decătre participanții cupoziție netă decumpărător ;
– Identificarea acelor soluții degarantare șiîncheierea
acelor acorduri cubăncile dedecontare, care săasigure uncâtmai
30

rapid transfer al facturilor necesare pentru acoperirea obligațiilor
neachitate până la scadență;
– Adaptare decătre participanții lapiață asoluțiilor
identificate șiuniformizarea regulilor privind efectuarea plăților și
constituirea garanțiilor lanivelul întregii comunități economice
create în jurul pieței de energie electrică.
Conform Codului Comercial, perioada derisc are
următoarele componente :
– Perioada delivrare, formată dinșapte zile calendaristice
(luni -duminică) ;
– Termenul deemitere aNotei deDecontare săptămânale,
formată dincinci zilecalendaristice,de laultima zidelivrare ;
– Termenul deefectuare aplăților, format dinșapte zile
financiare delaemiterea Notei deDecontare săptămânale ;
– Executarea garanției, formată din2-4zile calendaristice .
Rezultă operioadă degaranție de25-27dezile
calendaristice, inclusiv prima zidelivrare .
Deoarece perioada degaranție este mare, OPCOM a
propus șiANRE aaprobat ovariantă îmbunătățită cuodurată de
7-9zilecalendaristice, inclusiv ziua detranzacționare .
OPCOM, încalitate de contraparte centrală, are
următoarele obligații șidrepturi :
a)Obligații:
– Urmărește nivelul încasărilor șialplăților prin banca cont
central PZU ;
– Primește facturile fiscale delaparticipanții laPZU în
calitate devânzători ;
– Emite ND zilnice (sold) către participanții laPZU,
cumpărători prinbanca cont central PZU ;
31

-Emite ordinul de plată pentru participanții vânzători,
prin banca cont central PZU.
b)Drepturi:
– Plăți către participanții vânzători pe PZU, din contul
central PZU;
– Încasări de la participanții cumpărători pe piața PZU, prin
contul central PZU;
– Emite rea de facturi fiscale cătreparticipanții
cumpărători la PZU, pe baza tarifului detranzacționare;
– Emiterea de facturi fiscale către participanții vânzători pe
piața PZU, pe baza tarifului de tranzacționare.
Pentru arealizaacesteoperații, OPCOM primește
informații privind încasările și plățile, de la banca la care este
contul central PZU.
Participantul vânzător are următoarele drepturi șiobligații:
a)Drepturi:
– Primește Nota de Decontare zilnică de la OPCOM;
– Primește Nota de Decontare zilnică corectată (aviz de
expediție);
– Încasează valoarea tranzacției de la banca de decontare
prin plăți efectuate din contul central PZU.
b)Obligații:
-Face contestație la nota de decontare, dacă estenecesar;
-Emite facturi fiscale la cinci zile;
-Plătește tranzacția, pe baza tarifului detranzacționare.
Participantul cumpărător are următoarele drepturi și
obligații:
a)Drepturi:
– Primește Nota de Decontare zilnică de la OPCOM;
– Primește Nota de Decontare zilnică corectată (aviz de
expediție) de la OPCOM;
32

-Primește facturi fiscale, lacinci zile, întocmite de
OPCOM .
b)Obligații:
– Plătește valoare tranzacției de achiziție;
– Plătește serviciul tranzacției laOPCOM, pebaza tarifului
detranzacționare .
3.6.2 Direct Debit
Direct Debit reprezintă undebit pre-autorizat alcontului
plătitorului, inițiat decătre beneficiar, carezultat alunui acord
intre părțile implicate .
Cadrul legal alDebitului Direct este dat decătre
următoarele actenormative :- Regulamentul BNR nr. 3 din 23.02.2005;
– Regulile de sistem ale SENT (canalul de plăți de mică
valoare);
-Norma BNR nr. 1 din 19.01.2005.
Pentru aplicarea Direct Debitului sunt necesare
următoarele :
– Angajament între beneficiar și banca sa;
– Mandat acordat deplătitor băncii sale, pentru apermite
debitarea contului săudefiecare dată când ocerere dedebit este
primită delabanca beneficiară .
Procesul Direct Debit interbancar are următoarele etape:
– Beneficiarul emite facturile către plătitor cudara de
scadență (D);
– Simultan beneficiarul generează unfișier cucererile de
Direct Debit către bancă .Fișierul trebuie trimis cuminimum trei
zile bancare înainte de data scadenței;
33

– Beneficiarul poate anula cererile dedebit cupatru zile
înainte descadență ;
– Cu ozisau două înainte dedata scadenței banca
plătitorului verifică dacă cerea deDirect Debit respectă mandatul
deDirect Debit șidacă există disponibil încontul plătitorului .
Dacă aceste condiții sunt respectate, contul plătitorului este
debitat, dacă nu cererea de Direct Debit esterefuzată;
– Cuoziînainte dedata scadenței banca este informată
despre cererile deDirect Debit refuzate ;
– Contul beneficiarului este creditat cusumele aferente
cererilor deDirect Debit acceptate înurma transferurilor primite
delabanca plătitoare ;
-Cererile refuzate sunt comunicate beneficiarului.
Direct Debit are următoarele avantaje:
– Interfațare între sistemul contabil albeneficiarului și
platforma deelectronic banking (plăți șiDirect Debit) ;
-Previzionarea cu acuratețe a încasărilor;
-Simplificarea muncii administrative;
-Instrument de colectare eficient șirapid;
-Îmbună tățirea șieficientizarea procesului de
reconciliere internă;
– Simplicitatea formei deplată;
– Poate fi folosit împreună cu alte soluții de monitorizare a
încasărilor și aplăților;
-Banca are soluții pentru eficientizarea încasărilor.
3.7 Circuitul informațional al PZU
În figura 3.7 se prezintă circuitul informațional PZU
(conform Codului Comercial):
34

Încentrul circuitului informațional este OPCOM care
trimite nota dedecontare (ND) lavânzătorul P1șilacumpărătorul
P2,șiinformații deDirect Debit (IDD) șiOrdinul dePlată (OP) la
Banca Cont Central (BCC) .
Se folosește și Banca Cont Central PZU, de la care se
primesc de către OPCOM informații privind plățile și încasările
efectuate.
OPCOM analizează posibilitatea îmbunătățirii sistemului
informatic prevăzut înCodul Comercial pentru aseținecont mai
bine delegislația financiară șidemodul delucru albăncilor .
Fig. 3.7 Circuit informațional PZU.
35

3.8 Concluzii privind administrarea și funcționarea Pieței
pentru Ziua Următoare
Din modul deadministrare șifuncționare alPZU rezultă
următoarele concluzii :
1. PZU oferă posibilitatea ajustării portofoliilor decontracte
încheiate departicipanții lapiața angro deenergie electrică șia
programelor defuncționare .
2. Prețul pePZU reprezintă unpunct dereferință pentru
piața deechilibrare șiunreper înrealizarea ofertelor decătre
participanții laPZU .
Prețul deînchidere alPZU este determinat încondiții de
transparență șiechidistanță .Mecanismul destabilire aPIP
reprezintă soluția optimă pentru vânzători șicumpărători în
tranzacționarea energiei electrice pepiață .Astfel, toțivânzătorii
care intră întranzacții vorvinde energie lacelmaimare preț, iar
toți cumpărătorii care intră întranzacții vor cumpăra energie
electrică lacel mai mic preț.Acest lucru vadetermina
participanții săîșireorienteze strategiile detranzacționare prin
creșterea cantităților tranzacționate pepiață îndetrimentul
contractelor bilaterale .
Noul model depiață este îndeplină concordanță cumodelul
european de piață aenergiei electrice .Platforma de
tranzacționare aPZU este compatibilă cuplatformele de
tranzacționare aleburselor șipiețelor deenergie dinEuropa,
putând asigura integrarea pieței deenergie electrică dinRomânia
înpiața unică europeană deenergie electrică .
Participarea lapiața deenergie electrică reprezintă unpas
pregătitor pentru participarea înetapa următoare pepiața unică
europeană .
36

Gradul dedeschidere (deliberalizare apieței) este indicatorul
principal care caracterizează nivelul concurenței pepiața de
energie electrica alunei țări.
Înperioada iulie 2005 –mai 2007 energia tranzacționată
pePZU estedecirca 8%dinconsumul total alțării.Procentul se
apropie decele înregistrate înGermania șiOlanda șiestecu1-2%
maimare decât înPolonia șiCehia .
PZU permite participanților acomodarea treptată cu
mecanismele de piață șiîistimulează înîmbunătățirea
managementului șiînsusținerea unor investiții înretehnologizări
șicapacități noi,necesare înperspectiva liberalizării importurilor
deenergie șiaunei piețe regionale .
Încazul pieței liberalizate deenergie electrică există competiție
(profitul este dat dediferența dintre venituri șicosturi) și
veniturile sunt date depiață iarcosturile vorfiputernic stimulate
însensul reducerii lorpentru aobține unprofit câtmaimare .
Prin participarea consecventă pePZU seasigură încheierea
tranzacțiilor lacelmaibunpreț–„prețul pieței” .Astfel PZU este
opiață funcțională cefacilitează apariția lichidităților și
consolidarea pieței deenergie .
PZU este opiață voluntară care oferă posibilitatea echilibrării
portofoliului propriu decontracte, încondiții detransparență,
obiectivitate șinediscriminatorii .
Noile mecanisme depiață auurmătoarele avantaje și
dezavantaje :
Avantaje:
a) Permite oflexibilitate crescută aofertelor (ofertele sefac
peportofoliu) ;
b)Se face alocare pro -rata între ofertele cu același preț, la
PIP;
c)Permite autoprogramarea producătorilor;
37

d) Nuseiauînconsiderare restricțiile tehnice șicongestiile
derețea ;
e) Permite obținerea unor tranzacții bune din punct de
vedere financiar, prin jocul ofertelor devânzare șialofertelor de
cumpărare ;
f) Stimulează eliminarea tehnologiilor învechite și
neperformante șipromovarea investițiilor înnoicapacități ;
g) Participanții îșipotreface sauanula ofertele deenergie,
decâteoridoresc ;
h) Odată cutrecerea ladecontarea centralizată crește
siguranța încasării plăților prin considerarea OPEE drept contra –
parte întoate tranzacțiile încheiate pePZU ;
i)Tranzacționarea energiei electrice se face cu costuri de
tranzacționare reduse și cu stabilirea unor prețuri de referință de
încredere;
j) Permite participanților unbunmanagement șicelor care
reacționează rapid lasemnalele pieței săobțină beneficii
financiare fărărestricții .
Dezavantaje
a) Riscul este transferat direct laparticipant;
b)Complexitate crescută în ofertare (etape multiple);
c)Este necesar managementul și corelarea ofertelor;
d)Se aplică un sistem de penalități în caz dedezechilibre;
e) Lipsa unui management decalitate conduce lacreșterea
cheltuielilor șilaeventuale pierderi pentru participant .
38

Cap.4 Piața deEchilibrare
4.1Introducere
Piața deEchilibrare (PE) oferă energie electrică pentru
echilibrarea sistemului electroenergetic întimp real șipentru
managementul congestiilor .
Piața deEchilibrare estepiața care trebuie săasigure OTS
cuoferte suficiente pentru reglajul permanent alproducției, în
funcție deconsum șipentru managementul congestiilor .Această
piață esteobligatorie, însensul căproducătorii trebuie săoferteze
pentru încărcare întreaga putere rămasă disponibilă (neangajată
prin contracte bilaterale și obligații pe PZU) iar pentru descărcare
întreaga putere angajată anterior.
Administratorul Pieței deEchilibrare este Operatorul de
Transport șideSistem (OTS) .
Participanții la Piața de Echilibrare sunt:
exploatează unități
serviciile desistem- Producătorii licențiațicare
dispecerizabile;
– Producătorii calificațipentru
tehnologice;
-Consumatorii licențiați care dispun de sarcini
dispecerizabile .
Caracteristicile principale alePieței deEchilibrare sunt
următoarele :
a) Operarea seface decătre Operatorul Pieței deEchilibrare
(OPE), organizat încadrul Transelectrica, prin Dispecerul
Energetic Național .
b)OPE este responsabil pentru:
-Înregistrarea participanților laPE;
39

tranzacțiilor- Colectarea și verificarea ofertelor;
– Realizarea calculelor pentru decontarea
aferente PE.
Operatorul de Transport și Sistem (OTS) este partea
contractantă pentru fiecare participant la PE, în toate tranzacțiile
pePE.
c) Sebazează peofertele unităților dispecerizabile șiale
consumatorilor dispecerizabili ;
d) Este piață obligatorie, însensul cătrebuie ofertate toate
capacitățile deproducție disponibile ;
e) Este centralizată obligatorie șioperează oficial dela1
iulie 2005 ;
f)Începe în ziua anterioară zilei de livrare, după ce
notifi cările fizice aufost acceptate deOTS, tranzacțiile
realizându -se în timp real în ziua de livrare;
g) Operează lanivelul deunități dispecerizabile (coduri
ETSO –Organizația Operatorilor deTransport șiSistem
European) ;
h)Oferte orare simple (perechi preț-cantitate);
i)Oferte de creștere și scădere de energie dereglaj;
j) Oferta este unică, adică nunecesită oferte separate pe
tipuri dereglaj ;
k) Alocarea capacităților ofertate petipdereglaj este
efectuată înmod automat desistemul informatic alPieței de
Echilibrare ;
l) Ofertele selectate sunt plătite laprețul deofertă saulapreț
marginal .
Ofertele unităților dispecerizabile șialeconsumatorilor
dispecerizabili sefaczilnic, pentru cantitatea deEnergie de
Echilibrare, pentru creșterea șireducerea deputere .Formatul și
conținutul ofertelor zilnice sunt stabilite de OPE și aprobate de
ANRE. Validarea ofertelor zilnice se face pe baza Procedurii de
40

Validare propusă deOPE șiaprobată deANRE .Participanții la
PE, transmit șiOferte Fixe pentru reglaj terțiar lent, pentru
pornirea grupurilor șimenținerea lorînrezervă caldă .Oferta Fixă
setransmite cumaxim osăptămână înainte deprima zidelivrare .
Formatul șiconținutul eisestabilesc decătre OTS șiseaprobă de
către ANRE .
Reglajele care serealizează prin Piața deEchilibrare sunt
următoarele :
– Reglajul secundar ,realizat decătre toate unitățile
dispecerizabile calificate pentru reglajul secundar șicare sunt
sincronizate cuSEN ;
– Reglajul terțiar rapid ,realizat cu toate unitățile
dispecerizabile calificate pentru reglaj terțiar rapid sau toate
unitățile dispecerizabile sincronizate cuSEN ;
– Reglajul terțiar lent,realizat cu toate unitățile
dispecerizabile sincronizate cuSEN .
PePiața deEchilibrare setranzacționează Energia de
Echilibrare corespunzătoare reglajelor secundar, terțiar rapid și
lent.
Energia Disponibilă pentru Echilibrare reprezintă
cantitatea totală deEnergie deEchilibrare cepoate fipusă la
dispoziție deounitate dispecerizabilă sau un consumator
dispecerizabil .
Procedura dedeterminare aEnergiei Disponibile pentru
Echilibrare seelaborează deOTS șiseaprobă decătre ANRE .
Ladeterminarea Energiei Disponibile pentru Echilibrare
OTS țineseama deurmătoarele :
– Capacitatea de producție disponibilă aunității
dispecerizabile ;
-Notificarea Fizică aprobată;
-Caracteristicile tehnice;
-Energiile deja angajate.
41

Deasemenea, pentru determinarea Energiei Disponibile
pentru Echilibrare OTS trebuie sămaximizeze Energia
Disponibilă pentru Echilibrare corespunzător reglajului secundar
șireglajului terțiar rapid .
PePiața deEchilibrare, Operatorul deTransport șide
Sistem cumpără sauvinde energie electrică activă dela/către
participanții lapiață, deținătorii de unități deproducție
/consumatorii dispecerizabili, înscopul compensării abaterilor de
lavalorile programate aleproducției șiconsumului deenergie
electrică .
Producătorii dispecerizabili sunt obligați săoferteze pe
această piață astfel :
– La creșterea de putere, întreaga cantitate de energie
electrică disponibilă, suplimentar față decantitatea deenergie
electrică notificată ;
– Lareducere deputere, întreaga cantitate deenergie
electrică notificată .
Ofertele șitranzacțiile pePiața deEchilibrare sefacla
nivel deunitate deproducție sauconsumator dispecerizabile .
Înfigura 4.1seprezintă diferențierea tipurilor deenergie
deechilibrare, pecurba ofertei preț-cantitate .Sunt precizate
cantitățile deenergie electrică :Qmin,Qprogramat șiQmax.
Înjurul valorii Qprogramat serealizează reglajele decreștere
șidescreștere înordinea :reglaj secundar, reglaj terțiar rapid și
reglaj terțiar lent.
42
Fig. 4.1 Diferențierea tipurilor de energie deechilibrare.

Prețurile pentru energia tranzacționată pePiața deEchilibrare sunturmătoarele :
a) Pentru reglajul terțiar rapid și lent, plata este bazată pe
„plata laofertă” adică fiecărui producător iseplătește prețul
ofertat pentru încărcare șifiecare producător plătește laOTS
prețul ofertat pentru descărcare ;
b) Pentru reglajul secundar, plata este bazată peprețul
marginal alofertei, adică celmaimare prețlacreștere șicelmai
mic preț lascădere, creându -seastfel unstimulent major pentru
participarea lareglajul secundar șideci pentru competiție .
Înfelul acesta atâtparticiparea lareglaj pentru încărcare,
câtșilareglaj pentru descărcare estestimulată, fiecare participant
primind prețul ofertat (ladescărcare producătorul rămâne cu
diferența deprețdintre prețul pieței SPOT sauprețul contractului
bilateral șiprețul ofertat pentru descărcare) .OTS recuperează
banii necesari pentru acoperirea cheltuielilor cuechilibrarea dela
cei care produc dezechilibrele (producători, furnizori sau
consumatori) .Astfel, orice abatere delaNotificarea Fizică a
producătorilor șiapărților responsabile cuechilibrarea se
penalizează până lalimita lacare cheltuielile cuechilibrarea sunt
acoperite .
Pentru eliminarea congestiilor, dispecerul apelează totla
Piața deEchilibrare, încărcând șidescărcând (după necesitate)
grupuri, cuabatere delaordinea demerit stabilită .
Diferența depreț dintre prețul grupului încărcat sau
descărcat, cuabatere delaordinea demerit stabilită șicelal
grupului cetrebuia încărcat saudescărcat conform ordinei de
merit, este suportată deOTS dinbanii prevăzuți întariful de
transport special pentru eliminarea congestiilor .
Înorganizarea OTS s-acreat onouă structură, puternic
informatizată, care monitorizează fluxurile contractuale de
energie șiuncompartiment desupraveghere apieței, care
semnalează abaterile delaconduita normală aparticipanților .
Tranzacția se plătește numai pentru energia de echilibrare
,,livrată’’ real.Eșecul livrării creează dezechilibru șise
penalizează caatare .
43

4.2 Procesul de tranzacționare și operare pe Piața de
Echilibrare
Înfigura 4.2seprezintă operațiile ceserealizează înzilele
detranzacționare șidelivrare aleenergiei electrice pePiața de
Echilibrare .
44
Fig. 8.2 Operațiile pe piața de echilibrare.
următoarele etape:
a) În ziua de tranzacționare:
– PRE transmit Notificările Fizice și OPCOM transmite
Notificarea Fizică din PZU, până la ora 1500;
-OTS confirmă Notificările Fizice, până la ora1630;
-Se verifică și aprobă Notificările Fizice între orele 1500
și1630;
-OTS publică programul agregat pentru producție, prognoza
cererii, importurile și exporturile până la ora 1700, care este ora de
închidere a PE;
-Între orele 17,00 si19,00 se stabileste programul de
funcționare al unităților dispecerizabile (UD) și se transmite
participanților laPE;
-OTS confirmă ofertele zilnice până la ora 1900.

Înainte deora1800azilei anterioare zilei delivrare OTS
stabilește Rezerva Necesară, aceasta fiind cantitatea deEnergie de
Echilibrare care trebuie săfiedisponibilă îndecursul zilei de
livrare, separat pentru reglajul secundar, pentru reglajul terțiar
rapid decreștere deputere șipentru reglajul terțiar rapid de
reducere deputere .
OTS stabilește banda disponibilă pentru unanumit
interval dedispecerizare, pentru unitățile dispecerizabile, luând în
considerare următoarele :
– Caracteristicile tehnice;
-Nivelul deproducție;
– Limitările deproducție, datorate producției prioritare sau
instalațiilor energetice dispecerizabile .
b) În ziua de livrare:
– Se selectează reglajul terțiar lent, orar, dacă estecazul;
– Seselectează reglajul terțiar rapid, pentru minimum 15
minute, dacă estecazul .
Tranzacțiile pePEîncheiate vorfiexecutate deOTS prin
emiterea dispozițiilor dedispecer către respectivul participant la
PEînconformitate cuCodul Tehnic alRețelei Electrice de
Transport .Dispozițiile OTS sunt obligatorii pentru participanții la
PE.OTS vaînregistra distinct fiecare tranzacție utilizată
pentru managementul congestiilor .Confirmările detranzacție se
transmit decătre OTS laODșiOPE .OTS șiparticipanții laPE
pot folosi întranzacții șiprocedura deurgență, încazuri
deosebite .
Înfigura 4.3seprezintă modul deoperare șidecontare a
Pieței deEchilibrare .
45

Operarea și decontarea pe Piața de Echilibrare se
Fig.4.3 Modul de operare și decontare a pieței de echilibrare. realizează
în două faze:
a)Faza deoperare ,încare producătorii facoferte (3
tipuri deEnergie deEchilibrare) cucantitate șipreț, ceajung la
platforma Piața deEchilibrare care stabilește :
– Ordinele de merit pe Piața de Echilibrare;
-Comanda de dispecer;
-Energia delivrat;
– Prețul energiei electrice livrate (3 tipuri de Energie de
Echilibrare).
b) Faza de decontare se realizează de către Operatorul de
Decontare carestabilește:
-Veniturile și costurile pentru echilibrarea sistemului;
-Prețul dedeficit;
-Prețul deexcedent.
În bazaacestorase realizeazădecontarea
dezechilibrelor PRE.
46

Operatorul dedecontare transmite laproducători :dreptul
deîncasare, obligația deplată șivaloarea penalizării pentru
energia nelivrată .
Responsabilitatea echilibrării revine titularilor de licență
pentru:
– Asigurarea echilibrului fizic între producția măsurată,
achizițiile programate șiimporturile deenergie electrică și
consumul măsurat, vânzările programate șiexporturile deenergie
electrică ;
– Asumarea responsabilității financiare fațădeOTS pentru
toate dezechilibrele fizice înregistrate .
4.3Părțile responsabile cu Echilibrarea
Înfigura 4.4seprezintă părțile responsabile cu
echilibrarea .
47
Fig.4.4 Părțile responsabile cuechilibrarea .
responsabilității echilibrării este o condiție obligatorie pentru
participarea la Piața Angro de energie electrică.

Asumarea responsabilității echilibrării sau transferarea
Întimp real fiecare PRE trebuie să-șimențină propriul
echilibru, datderelația :
Producție +Contracte decumpărare =Consum +
Contracte devânzare
Există înexemplul dat, 5PRE-uri(2producători termo
PRE1șiPRE2,1producător hidro PRE3și2furnizori PRE4și
PRE5).Seiaînconsiderare șiunimport sauexport deenergie
electrică .
Pentru fiecare PRE, pot rezulta dezechilibre.
484.4Programarea energiei electrice pe Piața deEchilibrare
Programarea energiei electrice pe Piața de Echilibrare are
învedere:
-Notificarea schimburilor bloc de energie între diferite
părți responsabile cu echilibrarea;
-Notificarea schimburilor internaționale deenergie;
-Notificarea producției și consumului agregat ;
Notifi carea producțieipentru fiecare unitate
dispecerizabilă și a consumului dispecerizabil.
Se au în vedere următoarele condiții, preliminare:
– Schimburile bilaterale sunt permise doar între PRE -uri
înregistrate laOTS;
-Toți participanții la PZU trebuie să facă parte dintr-
unPRE;
– Toți producătorii și furnizorii (consumatorii) trebuie să
facă parte dintr -unPRE.
În figura 4.5 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 însistemul deprogramare alPieței de
Echilibrare dincare varezulta sistemul deprogramare, dincare
vorrezulta dispecerizarea întimp realșinotificările fizice .
b)Decontarea Unităților Disp ecerizabile și a
dezechilibrelor PRE se va face de către Operatorul de Decontare,
care are în vedere:
49- 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 șivalori).
Fig. 4.5 Realizarea operării și decontării dezechilibrelor PRE.
4.5 Decontarea dezechilibrelor pe Piața deEchilibrare
Pe Piața de Echilibrare se realizează decontări pentru OTS
și pentru participanți.
În figura 8.6 se prezintă modul de decontare pentru OTS.
Se au în vedere reglajele secundar și terțiar rapid și lent.

Lareglajul decreștere delaQprogramat spre Qmax,seobține
ocantitate deenergie electrică +q,iarlareglajul dedescreștere de
laQprogramat spre Qminseobține ocantitate deenergie electrică –q.
Valoarea zilnică a energiei electrice va fi dată de relația:
VZ qp
în care: p este prețul energiei electrice.
V om avea două variante dedecontare:
a)OTS primește valoarea qp;
b)OTS plătește valoarea qp.Fig. 4.6 Modul de decontare pentru OTS.
50

Prețul luat încalcul este prețul marginal (PM) pentru
reglaj secundar șiprețul deofertă pentru reglajul terțiar rapid și
lentșipentru porniri degrupuri energetice .
Înfigura 4.7seprezintă modul dedecontare pentru
participant .
Seauînvedere, deasemenea reglajele secundare șiterțiar
rapid șilent.
Lareglajul decreștere delaQprogramat laQmaxseobține o
cantitate de energie electrică +q, iar la reglajul de descreștere la
Qprogramat la Qmin se obține o cantitate de energie electrică –q.
Valoarea zilnică vafidată derelația ,cașiîncazul
OTS.
Fig.4.7 Modul de decontare pentru participant .
51

V om avea două variante dedecontare:
a)Participantul plătește, valoarea qp;
b)Participantul primește, valoarea qp.
Înacest cazprețul p,luat încalcul este prețul marginal
(PM) pentru reglajul secundar șiprețul deofertă pentru reglajul
terțiar rapid șilentșipentru pornirea grupurilor energetice .
Dezechilibrul PRE –producător (PNM –PNC) poate fi:
a)Negativ (Cantitate x Preț deficit), când PNMPNC;
b)Pozitiv (Cantitate x Preț excedent), când PNMPNC.
unde:
PNC = Vânzări –Cumpărări + Export –Import + PZU vz
+ PZU c ±Eech
PNM = Producție –Consum consumatori
încare
PNC -puterea netă consumată,
PNM -puterea netă măsurată.
Exemplu:
a)Contract + PZU = 400 MWh, Măsurat = 200 MWh
Dezechilibru = -200 MWh și producătorul vaplăti
b)Contract + PZU = 500MWh, Măsurat = 600 MWh
Dezechilibru = 100 MWh și producătorul va primi.
Dezechilibrul pentru furnizor (PNM -PNC) poate fi:
a) Negativ (Cantitatea x Preț de deficit), când PNMPNC,
b)Pozitiv(Cantit atea xPrețde excedent),când
PNMPNC,
PNC = Vânzări –Cumpărări + Export –Import + PZU vz-
PZU c±Eech
PNM = Producție –Consum consumatori
Exemplu:
a) Contract + PZU = -700 MWh, Măsurat = 1.100 MWh
52

Dezechilibru = -400 MWh și furnizorul plătește
b) Contract + PZU = -300 MWh, Măsurat = -200 MWh
Dezechilibru = 100 MWh și furnizorul primește.
În figura 8.8 se prezintă modul de calcul al prețurilor
pentru excedent și deficit de energie electrică.
Cantitatireduceri deputere(P -C1)Pret excedentValoarea reducerilor de putere(P -C1 )
Cantitaticresteri de putere(C2 -P)Pret deficit Valoarea cresterilor de putere(C2 -P)
Se au în vedere două variante:
a)Când consumul deenergie electrică realizat este mai
mic decât consumul prognozat, vafiexcedent deenergie
electrică, launprețdeexcedent ;
Fig.4.8 Prețurile pentru excedent și deficit.
53

b)Când consumul deenergie electrică realizat este mai
mare decât consumul prognozat, vafideficit deenergie electrică,
launprețdedeficit .
Decontarea dezechilibrului PRE este dată de relația:
Dezechilibru = PNM –PNC
a)Negativ, când PRE plătește și
b)Pozitiv, când PRE încasează.
4.6Selectarea Energiilor deEchilibrare
4.6.1 Selectarea Energiilor de Echilibrare corespunzătoare
reglajului secundar.
Pentru selectarea decătre OTS aEnergiilor deEchilibrare,
corespunzătoare reglajului secundar seauînvedere, conform
Codului Comercial, următoarele :
– OTS determină ordinea demerit pentru Energia de
Echilibrare corespunzătoare reglajului secundar deputere, pentru
fiecare interval dedispecerizare, prin combinarea într-osingură
oferta atuturor perechilor preț-cantitate ofertate, sortate în
ordinea crescătoare aprețurilor, începând cuperechea preț-
cantitate cucelmaimicprețșicontinuând până laperechea preț-
cantitate cucelmaimare prețcerut .
– La stabilirea ordinei demerit pentru Energia de
Echilibrare corespunzătoare reglajului secundar deputere, OTS
trebuie săseasigure că:
a)Ordinea demerit conține numai perechi preț-cantitate
pentru Energia deEchilibrare areglajului secundar deputere
provenite din ofertele zilnice validate, care seaplică pentru
intervalul dedispecerizare încauză ;
54

b)Ordinea demerit conține numai perechi preț-cantitate
aferente unităților dispecerizabile, calificate pentru reglaj
secundar sisincronizate cuSEN .
OTS vaaccepta perechi preț-cantitate dinordinea demerit
pentru Energia de Echilibrare corespunzătoare reglajelor
secundare decreștere șidereducere deputere, pebaza valorilor
stabilite pentru rezerva necesară dereglaj secundar pebaza
următoarelor condiții :
a) OTS poate accepta mai mult deosingură pereche preț-
cantitate ;
b) Cantitatea agregată atuturor perechilor preț cantitate
acceptate dinordinea demerit pentru Energia deEchilibrare
corespunzătoare reglajului secundar decreștere deputere, vafi
egală cujumătate dinvaloarea rezervei necesare areglajului
secundar ;
c) Cantitatea agregată atuturor perechilor preț cantitate
acceptate dinordinea demerit pentru Energia deEchilibrare
corespunzătoare reglajului secundar dereducere deputere, vafi
egală cujumătate dinvaloarea rezervei necesare areglajului
secundar ;
d) Perechile preț-cantitate potfiacceptate doar cuoparte din
cantitatea ofertată ;
e) OTS vaurmări, atunci când acceptă perechile preț-
cantitate, săminimizeze costurile achiziționării Energiei de
Echilibrare corespunzătoare reglajului secundar, astfel :
– Cel mai mare preț alunei perechi preț-cantitate pentru
Energia deEchilibrare corespunzătoare reglajului secundar de
creștere deputere vadetermina prețul marginal pentru Energia de
Echilibrare corespunzătoare reglajului secundar decreștere de
putere .
– Cel mai mic preț alunei perechi preț-cantitate pentru
Energia deEchilibrare corespunzătoare reglajului secundar de
55

reducere deputere vadetermina prețul marginal pentru Energia
deEchilibrare corespunzătoare reglajului secundar dereducere de
putere .
– Perechile preț-cantitate pentru Energia deEchilibrare
corespunzătoare reglajului secundar, acceptate total sauparțial,
stabilesc oobligație fermă aparticipantului laPEcare atransmis
respectiva ofertă zilnică, deapune ladispoziția OTS cantitatea
corespunzătoare deEnergie deEchilibrare pentru reglajul
secundar, înintervalul dedispecerizare considerat .
– OTS vainforma fiecare participant laPEasupra cantității
agregate deEnergie deEchilibrare corespunzătoare benzilor de
reglaj secundar, care afost acceptată separat pentru fiecare din
unitățile dispecerizabile alerespectivului participant la
PE.Participantul laPEvaseta banda dereglaj aferentă fiecărei
unități dispecerizabile calificate, atunci când este solicitat de
OTS, înintervalul dedispecerizare corespunzător .
– Unitățile dispecerizabile solicitate săpună ladispoziție o
anumită bandă dereglaj, pentru reglajul secundar, vorfurniza
energia dereglaj corespunzătoare, răspunzând lasemnalele
primite delaregulatorul central OTS întimp real.Fiecare semnal
pecare unitatea dispecerizabilă îlprimește delaregulatorul
central alOTS într-uninterval dedispecerizare, stabilește o
tranzacție între OTS șiparticipantul laPE, care exploatează
respectiva unitate dispecerizabilă pentru furnizarea Energiei de
Echilibrare corespunzătoare reglajului secundar .
– Perechile preț-cantitate pentru Energia deEchilibrare
corespunzătoare reglajului secundar, acceptate total sauparțial,
trebuie săfieînregistrate înPE,cucantitatea acceptată șiprețul
marginal pentru Energia deEchilibrare corespunzătoare reglajului
secundar decreștere șidereducere deputere .
– OTS poate decide înlocuirea utilizării Energiei de
Echilibrare corespunzătoare reglajului secundar cuEnergia de
56

Echilibrare corespunzătoare reglajului terțiar decreștere deputere,
dacă seestimează undeficit continuu deproducție înSEN, peo
perioadă detimp mai lungă saudacă arconduce lacosturi mai
reduse pePE.
– Deasemenea OTS poate decide utilizarea Energiei de
Echilibrare corespunzătoare reglajului secundar,cu Energia de
Echilibrare corespunzătoare reglajului terțiar dereducere deputere
dacă seestimează unexcedent continuu deproducție înSEN, peo
perioadă detimp mai lungă saudacă arconduce lacosturi mai
reduse pePE.
– Selecția șiacceptarea perechilor preț-cantitate pentru
Energia deEchilibrare corespunzătoare reglajului secundar, ova
finaliza OTS cucelpuțin oorăînainte deînceputul intervalului de
dispecerizare corespunzător .
– Participantul laPEtrebuie săseteze banda dereglaj
aferentă fiecărei unități dispecerizabile calificate pentru reglajul
secundar șisărăspundă atunci când primește osolicitare dela
OTS .Înacest felserealizează tranzacția între OTS șiPEpentru
Energia deEchilibrare înregistrată însistemul PE.
Încontinuare sevaprezenta modul practic deselectare a
Energiilor deEchilibrare pentru reglajul secundar decătre OTS,
curespectarea prevederilor Codului Comercial .
Reglajul secundar areocomponentă tehnică ridicată atât
înceea ceprivește conducerea sistemului electroenergetic, câtși
începrivește conducerea unităților dispecerizabile .
Ofertele făcute deproducătorii deenergie electrică pentru
unitățile dispecerizabile calificate sărealizeze reglaj secundar,
sunt preț-cantitate .Datele tehnice aleunităților dispecerizabile
calificate sărealizeze reglaj secundar seintroduc înplatforma PE,
cunoscându -seastfel, pentru fiecare grup energetic înce condiții
tehnice poate realiza reglajul secundar . Datele tehnice
57

comunicate de producători pentru unitățile dispecerizabile sunt
obținute în urma probelor funcționale ale grupurilor energetice.
Selectare Energiei deEchilibrare pentru reglaj secundar se
face înbaza calificării grupurilor energetice decătre OPE, a
notificărilor zilnice șiadeclarațiilor dedisponibilitate agrupurilor
energetice.
Pentru selectare benzii dereglaj secundar sunt posibile
următoarele situații :
a)Banda dereglaj secundar poate fiselectată înîntregime
(Fig.4.9)
Fig. 4.9 Selectarea completă a benzii de reglaj secundar
Sunt date, pentru unitatea dispecerizabilă, puterile :Pmin,Pmax,
Pdisponibil șiPnot.fizicăprecum șiofertele preț-cantitate a,b,c,dșie.
După selectarea grupului energetic, platforma stabilește limitele și
banda dereglaj secundar .Apoi verifică dacă banda de reglaj
maximă arelocînraport cuvalorile cunoscute pentru :Pmin,Pmaxși
Pdisponibilă .Înacest cazrezultă căpoate fiselectată întreaga bandă
dereglaj, lacreștere șireducere deputere, însemi -benzi egale,
simetrice fațădePnot.fizică,formate dinb2șic1lareducere șic2șid1
lacreștere deputere, părți aleofertelor b,cșid.
b)Banda dereglaj depășește Pdisponibilă (Fig.4.10) 58

Înacest cazsevaselecta parțial banda dereglaj care vaFig. 4.10 Selectarea benzii de reglaj când se depășește Pdisponibilă
cuprinde oparte dinofertele b,cșidobținându -sedeoparte șide
altaaPnot.fizicăobandă dereglaj simetrică lacreștere șilareducere
deputere, formată dinb2șic1,respectiv c2șid1.
c) Banda de reglaj depășește Pmin (Fig. 8.11)
59
Fig. 4.11 Selectarea benzii de reglaj când se depășește Pmin
simetrică la creștere și reducere de putere, folosindu -se parțial
ofertele a și b, adică a2 și b 1 la reducere și b 2 la creștere de putere.
Din cazurile bșicrezultă căproducătorul, când face
notificarea șipropune Pnot.fizică,trebuie săurmărească folosirea cât
mai bună aposibilităților reale defuncționare aunităților
dispecerizabile .
Stabilirea ordinei demerit pentru unitățile dispecerizabile
ceparticipă lareglajul secundar seface astfel :
a) Stabilirea semi -benzilor dereglaj dereducere șide
creștere aputerii corespunzătoare reglajului secundar (Fig.4.12)

Fig. 4.13 Reașezarea semi-benzii de reglaj de reducere deputereFig.4.12 Stabilirea semi -benzilor de reglaj de reducere și de creștere a puterii
corespunzătoare reglajului secundar
60Banda dereglaj secundar selectată (Fig.4.9)seîmparte în
două semi -benzi dereglaj secundar egale dereducere șidecreștere
deputere .
La reducerea deputere, OTS primește prețul ofertat
(marginal), iarlacreștere deputere plătește prețul ofertat (marginal)
producătorului .

S-aadoptat soluția cuprețuri diferite, pentru reducere și
creștere deputere aferente reglajului secundar .Pentru reducere de
putere, seînmulțește prețul cu-1având semnificația căseplătește
decătre producător laOTS .
c)Stabilirea ordinei demerit pentru reglaj secundar al
unității dispecerizabile (Fig.4.14)
Prin ordonarea la dreapta se obțin semi -benzile de reglaj
secundar de creștere și de reducere de putere cu prețurile aferente.Fig. 4.14 Ordinea de merit pentru reglaj secundar al unității dispecerizabile
61

Platforma realizează automat inversarea șioperația de
scădere dinprețul decreștere peceldereducere deputere .
Rezultă astfel banda secundară oferită pentru unitatea
dispecerizabilă formată dindiferențele depreț 1,2și3care dau
ordinea demerit aunității dispecerizabile .
Seobține astfel oofertă combinată, cucreștere șiscădere
deputere, pentru reglaj secundar .
Cantitățile deEnergie deEchilibrare șiprețurile obținute
sunturmătoarele :
-Diferența 1 cu cantitatea c2 și prețul: pc2+pc1=0;
-Diferența 2 cu cantitatea c1-c2 și prețul: pd1+pc1;
-Diferența 3 cu cantitatea b2 și prețul: pd1+pb2.
d)Obținerea benzii dereglaj secundar șiaordinei demerit
aunității dispecerizabile pentru unbloc detimp (Fig.4.15și4.16)
Fig.4.15 Obținerea benzii de reglaj pentru un interval de timp al unității
dispecerizabile
62

dispecerizare. Cantitatea oferită, Qoferit,va fi formată din
minimele cantităților Q1,Q2,Q3.Prețul rezultat pentru fiecare
interval dedispecerizare vafiformat dindiferența dintre prețurile
decreștere șidereducere deputere (Fig.4.15șiFig.4.16).
e) Obținerea benzii de reglaj secundar pentru toate
unitățile dispecerizabile (Fig.4.17)Fig.4.16 Banda de reglaj secundar oferită pentru un bloc de timp
Considerăm unbloc detimp format dintreiintervale de
dispecerizare pentru ounitate dispecerizabilă cu benzile
secundare oferite, cărora lecorespund cantitățile deEnergie de
Echilibrare Q1,Q1șiQ3.După suprapunere șialiniere ladreapta
seobține obandă dereglaj secundar oferită, pentru blocul de
timp, cu ocantitate oferită pentru fiecare interval de
63

Fig. 8.17 Ordinea de merit a ofertelor de reglaj secundar pentru unitățile
dispecerizabile
Selectarea benzii dereglaj secundar pentru unbloc de
timp serepetă pentru toate unitățile dispecerizabile care potface
reglaj secundar înaceste treiore.
Dacă considerăm deexemplu căplatforma alege unitățile
dispecerizabile a,b,șiccare săfacă reglaj secundar înaceste trei
oreseobține ordinea demerit aofertelor dereglaj secundar
pentru cele treiunități dispecerizabile șipentru întreg blocul de
timp dereglaj secundar .
f)Obținerea soluției economice înordinea demerit a
ofertelor dereglaj secundar (Fig.4.18)
64

Pe baza necesarului de bandă de reglaj secundar dat deFig. 4.18 Soluția economică în ordinea de merit a ofertelor de reglaj secundar
platforma ,care seintroduce manual decătre OTS, seobține
soluția economică înordinea demerit aofertelor dereglaj
secundar .Ofertele selectate sunt cele situate înstânga dreptei ce
indică necesarul benzii dereglaj secundar .Ultimul bloc este
selectat până labanda dereglaj secundar necesară .
Apoi cantitatea de Energie de Echilibrare selectată se
împarte pefiecare dinunitățile dispecerizabile șisemarchează în
baza dedate aOTS (Fig.4.19).Seobține astfel cantitatea
selectată pentru fiecare dintre celetreiunități dispecerizabile .
65

Fig. 4.20 Cantitățile de Energie de Echilibrare „deja selectate” pentru regla secundar
Fig. 4.19 Împărțirea cantității selectate de reglaj secundar peunitățile
„deja selectată” pentru reglaj secundar (Fig.4.20)dispecerizabile
66

Cantitățile deEnergie deEchilibrare selectate pentru
reglaj secundar vorfimarcate „deja selectate” șinuvormai fi
luate înconsiderare pentru altetipuri dereglaj, întoate intervalele
dedispecerizare conținute înacest bloc detimp dereglaj .Cel mai
mare preț dintre prețurile decreștere deputere este prețul
marginal decreștere, iarcelmaimicdintre prețurile dereducere
deputere vafiprețul marginal dereducere deputere .
6.4.2 Selectarea Energiilor de Echilibrare corespunzătoare
reglajului terțiar rapid
Pentru selectarea Energiilor de Echilibrare
corespunzătoare reglajului terțiar rapid, sevoravea învedere
următoarele :
– OTS vautiliza Energia deEchilibrare corespunzătoare
reglajului terțiar rapid decreștere saudereducere deputere în
cazul încare estimează onevoie continuă decreștere saude
reducere deputere, sau încazul încare consideră necesară
înlocuirea utilizării Energiei deEchilibrare corespunzătoare
reglajului secundar prin Energie deEchilibrare corespunzătoare
reglajului terțiar rapid .
– Încazul utilizării decătre OTS aEnergiei deEchilibrare
corespunzătoare reglajului terțiar rapid decreștere sau de
reducere deputere trebuie săsestabilească :
a)Intervalul detimp pedurata căruia vafinecesară
utilizarea Energiei deEchilibrare corespunzătoare reglajului
terțiar rapid decreștere saudereducere deputere, care trebuie să
înceapă cel mai devreme după 15minute delaemiterea
dispoziției dedispecer șisăseîncheie numai târziu desfârșitul
intervalului de dispecerizare imediat următor;
67

b)Cantitatea deEnergie deEchilibrare corespunzătoare
reglajului terțiar rapid decreștere sau dereducere deputere
necesară, denumit reglaj necesar .
– Dacă OTS stabilește utilizarea Energiei deEchilibrare
corespunzătoare reglajului terțiar rapid decreștere saudereducere
de putere, va preciza necesitatea utilizării acesteia separat pentru
intervalul curent și cel următor.
– OTS stabilește ordinea demerit pentru Energia de
Echilibrare corespunzătoare reglajului terțiar rapid decreștere sau
dereducere deputere, pentru intervalul solicitat, prin combinarea
într-osingură ofertă atuturor perechilor preț-cantitate care sunt
încă disponibile peparcursul intervalului solicitat, sortate în
ordinea crescătoare saudescrescătoare aprețurilor .
– La stabilirea ordinei demerit pentru Energia de
Echilibrare corespunzătoare reglajului terțiar rapid, OTS trebuie
săseasigure căseîndeplinesc condițiile tehnice cerute deCodul
Comercial .
– După determinarea reglajului necesar șiaordinei demerit
pentru Energia deEchilibrare corespunzătoare reglajului terțiar
rapid, OTS vaaccepta perechile preț-cantitate dinordinea de
merit, curespectarea condițiilor prevăzute deCodul Comercial .
– Perechile preț-cantitate acceptate stabilesc otranzacție
între OTS șiparticipantul laPEcare atransmis oferta zilnică de
furnizare aEnergiei deEchilibrare .
-Tranzacțiile stabilite vor fi înregistrate în sistemul PE.
– Cantitățile deEnergie deEchilibrare corespunzătoare
reglajului terțiar rapid vorfiselectate șiplătite pentru operioadă
detimp decelpuțin 15minute neîntrerupte .
-Perechile preț -cantitate acceptate vor determina o
ajustare a notificărilor fizice a unităților sau consumurilor
dispecerizabile, pentru intervalul solicitat.
68

– Dacă otranzacție încheiată, determină apariția unei
restricții derețea, adică prin utilizarea eisepune înpericol
siguranța șistabilitatea funcționării SEN, OTS trebuie săacorde
prioritate rezolvării restricției derețea .
-OTS poate dispune înlocuirea utilizării Energiei de
Echilibrare corespunzătoare reglajului terțiar rapid cucea
corespunzătoare reglajului terțiar lent, dacă seestimează un
deficit sau surplus continuu deproducție înSEN pentru o
perioadă detimp mailungă saudacă această înlocuire conduce la
reducerea costurilor pentru PE.
Încontinuare seprezintă modul derealizare decătre OTS
aselectării Energiei deEchilibrare corespunzătoare reglajului
terțiar rapid deputere .
Pentru selectarea Energiei deEchilibrare corespunzătoare
reglajului terțiar rapid înconformitate cuprevederile Codului
Comercial seauînvedere următoarele (Fig.4.21):
– Energia deEchilibrare „deja selectată” pentru reglajul
secundar lacreștere șilareducere deputere ;
– Viteza șitimpul deîncărcare șidedescărcare aunității
dispecerizabile .
69
Fig. 4.21 Condițiile de selectare a Energiilor de Echilibrare corespunzătoar reglajului
terțiar rapid
reglajului terțiar rapid de reducere de putere pot exista două
cazuri:
a)SelectareaEnergiei deEchilibr areegalăcucea
corespunzătoare Pmin a unității dispecerizabile (Fig. 4.22)

Cantitate de Energie de Echilibrare selectată va fi minimulFig. 4.22 Selectarea Energiei de Echilibrare corespunzătoare Pmin
produsului dintre viteza de descărcare și timpul de selectare și
corespunde domeniului: Pnot.fizică -Pdejaselectată -Pmin.
b) Selectarea Energiei de echilibrare inclusiv pentru
domeniul 0 ÷Pmin (Fig8.23).
70
Fig.4.23Selectarea Energiei deechilibrare inclusiv pentru domeniul 0÷Pm
Vafidată deprodusul dintre viteza dedescărcare șitimpul de
selectare, darnumaimare decât ceacorespunzătoare domeniului :
Pnot.fizică-Pdejaselectată .
Dacă avem în vedere ordinea de merit de reducere de
putere pentru toate unitățile dispecerizabile, pebaza necesarului
dereglaj terțiar rapid dereducere, delatprimlatultimsevorselecta
ofertele necesare cuprețurile care vorfiplătite (Fig.4.24).

Ordinea de reducere a puterii se face de la oferta cu prețulFig. 4.24 Selectarea Energiei de Echilibrare pe baza ordinei de merit de reducere de
putere
celmaimare spre oferta cuprețul celmaimic.Unele blocuri pot
fiselectate doar înîntregime .Pentru selectarea Energiei de
Echilibrare corespunzătoare reglajului terțiar rapid decreștere de
putere seselectează cantitatea dată deprodusul dintre viteza de
încărcare șitimpul deselectare, corespunzător domeniului :
Pdisponibilă -Pnot.fizică-Pdejaselectată (Fig.4.25).
71
Fig. 4.25 Selectarea Energiei de Echilibrare corespunzătoare reglajului terțiar rapid
decreștere
deja selectate pentru reglajul secundar care nu se mai folosesc.
Dacă avem învedere ordinea demerit decreștere de
putere pentru toate unitățile dispecerizabile, pebaza necesarului
dereglaj terțiar rapid decreștere, delatprimlatultim,sevorselecta
ofertele necesare cuprețurile care vorfiplătite (Fig.4.26).

PIAȚA DEENERGIE Page 220
of276
Ordinea de creștere de putere este de la prețul cel mai mic
la cel mai mare.
ÎnSEN înprezent rezerva dereglaj terțiar rapid trebuie să
permită încărcare aunei puteri electrice egală cuceamai mare
putere instalată aunui grup energetic adică 700 MW,
corespunzătoare grupului energetic nuclear delacentrala
Cernavodă .Trebuie deasemenea rezolvată situația creată de
declanșarea puterii maxime dinSEN legată laobară aunei stații
deînaltă tensiune, cum este cazul hidrocentralei Porțile deFier I
cuoputere de1150 MW.Fig. 8.26 Selectarea Energiei de Echilibrare pe baza ordinei de merit de
creștere deputere
72

PIAȚA DEENERGIE Page 221
of276
3.Selectarea Energiilor de Echilibrare corespunzătoare
reglajului terțiar lent
Pentru selectarea Energiei deEchilibrare corespunzătoare
reglajului terțiar lent decreștere oridereducere putere seauîn
vedere următoarele :
– OTS vautiliza Energia deEchilibrare corespunzătoare
reglajului deterțiar lentdecreștere saudereducere deputere în
cazul încare esteîntr-onevoie decreștere saureducere deputere
pedurata unuia sau mai multor intervale dedispecerizare,
începând numaidevreme deoorădupă încheierea intervalului de
dispecerizare curent .
-După ceOTS astabilit necesitatea utilizării reglajului
terțiar lentdecreștere saureducere deputere, trebuie săprecizeze
intervalul dedispecerizare șicantitatea deEnergie deEchilibrare
corespunzătoare, denumită reglaj necesar .
– Utilizarea reglajului terțiar lentdecreștere saureducere se
face șiatunci când OTS arenevoie demajorarea disponibilului de
Energie deEchilibrare corespunzător reglajului terțiar rapid de
creștere deputere prin operarea uneia saumai multor unități
dispecerizabile înregim derezervă caldă .Această cantitate de
energie vafisuplimentară pecare OTS omenține înrezervă
caldă .
– OTS vaaccepta perechi preț-cantitate pentru creștere și
reducere deputere dinofertele zilnice validate, precum șiofertele
fizice validate corespunzătoare, cu respectarea condițiilor
prevăzute deCodul Comercial .
– Perechile preț-cantitate acceptate, stabilesc otranzacție
între OTS șiparticipantul PEcare atransmis oferta zilnică pentru
furnizarea Energiei deEchilibrare pentru reglajul terțiar lent de
creștere saureducere deputere .
73

PIAȚA DEENERGIE Page 222
of276
– Ofertele fixepentru pornire, acceptate deOTS, stabilesc o
tranzacție între OTS șiparticipantul PE;
– Dacă utilizarea uneia sau mai multor perechi preț-
cantitate arduce laapariția unei restricții derețea șiarpune în
pericol siguranța șistabilitatea înfuncționarea aSEN, OTS
acordă prioritate acestora înaintea utilizării ofertei.
– Ofertele fixepentru menținerea înrezervă caldă acceptate
deOTS stabilesc otranzacție între OTS șiparticipantul laPE.
– Tranzacțiile stabilite vor fi înregistrate în sistemul PE;
– Perechile preț -cantitate acceptate vor determina o ajustare
anotificărilor fizice corespunzătoare unității
dispecerizabile sau consumului dispecerizabil, pentru intervalul
de dispecerizare solicitat.
Pentru selectarea Energiilor de Echilibr are
corespunzătoare reglajului terțiar lent, se are in vedere (Fig.8.27):
a) Energia de Echilibrare deja selectată pentru reglajele
secundar și terțiar rapid;
b) Viteza de încărcare și descărcare de putere și timpii
corespunzători selectați.
Sunt luate în considerare toate unitățile dispecerizabile în
funcțiune și capabile să pornească până la începerea intervalului
selectat.
74

PIAȚA DEENERGIE Page 223
of276
La selectarea Energiilor de Echilibrare corespunzătoareFig.8.27 Condițiile de selectare a Energiilor de Echilibrare corespunzătoar
reglajului terțiar lent
reglajului terțiar lent de reducere de putere avem două cazuri:
a) Selectarea Energiilor de Echilibrare corespunzătoare
Pmin (Fig. 8.28)
75

PIAȚA DEENERGIE Page 224
of276
Cantitatea oferită va fi dată de produsul dintre viteza deFig. 8.28 Selectarea energiei de echilibrare corespunzătoare Pmin
descărcareșitimpul selectat corespun zătoaredomeniului:
Pnot.fizică -Pdejaselectată -Pmin.
b) Selectarea Energiilor de echilibrare inclusiv pentru
domeniul 0 ÷Pmin (Fig. 8.29)
76

PIAȚA DEENERGIE Page 225
of276
Cantitatea oferită va fi dată de produsul dintre viteza deFig. 8.29 Selectarea Energiei de Echilibrare inclusiv pentru domeniul 0÷Pm
descărcare și timpul selectat corespunzător domeniului: Pnot.fizică –
Pdejaselectat .
Partea dinprima pereche preț-cantitate corespunzătoare
Pmin va constitui o pereche preț-cantitate distinctă, care nu poate fi
împărțită.
Dacă avem învedere oferte pentru mai multe blocuri și
intervale detimp, limita dereducere deputere seoprește laprimul
bloc cuPminșiseobține oferta deEnergie deEchilibrare și
ordinea demerit corespunzătoare (Fig.8.30și8.31).
77

PIAȚA DEENERGIE Page 226
of276
Dacă notificările pe blocurile de timp selectate sunt egale,
grupul energetic nu poate fi oprit.
Ordinea de reducere de putere este in ordine
descrescătoare aprețurilor înmulțite cu-1,valabilă încazul opririi
grupurilor energetice (Fig.8.31).
Dacă avem osituație cumaimulte grupuri dispecerizabile
șimaimulte intervale seobține ordinea demerit dereducere de
putere .Pebaza cantităților cerute pentru reglajul terțiar lentșia
ordinei demerit obținute seselectează ofertele cuprețurile
corespunzătoare (Fig.8.32).Fig. 8.30 Ordinea de merit pentru Energia de Echilibrare la reducerea de
putere
78

Fig.4.31 Ordinea de reducere de putere în cazul reglajului terțiar lent
Fig. 4.32 Selectarea Energiei de Echilibrare pentru reglajul terțiar lent de
reducere deputere
79

pot fireduse, se Dacăperechile preț-cantitate nu
selectează, dacă este cazul, în întregime.
Pentru selectarea Energiilor
corespunzătoare reglajului terțiar lent dede
creștere,Echilibr are
se ține de
asemenea cont de cantitatea „deja selectată” pentru reglajul
secundar și terțiar rapid de creștere.
Cantitatea oferită va fi dată de produsul dintre viteza de
Pdisponibilă -Pnot.fizică – încărcare și timpul selectat pentru domeniul:
Pdeja selectată (Fig. 4.33).
Fig. 4.33 Selectarea Energiei de Echilibrare corespunzătoare reglajului
terțiar lent de creștere deputere
Dacă considerăm trei oferte de reglaj terțiar lent de
creștere de putere pentru trei intervale de dispecerizare, cu
80

cantitățile Q1, Q2 și Q3 se obține oferta de reglaj de creștere de
putere pentru blocul de timp considerat (Fig. 8.349 și8.35).
Fig. 4.34 Oferta de reglaj terțiar lent de creștere de putere pentru trei
intervale detimp
81

Fig. 4.35 Obținerea ofertei de creștere de putere pentru un bloc de timp
Pebaza cantităților cerute dereglaj terțiar lentdecreștere
deputere corespunzătoare blocurilor detimp delatprimpână la
tultimseselectează ofertele necesare cuprețurile cevorfiplătite
(Fig.4.36).
82

8.7.4Selectarea grupurilor termoenergetice pentru oprireFig. 4.36 Selectarea ofertelor pentru reglajul terțiar lent de creștere deputer
Însistemul energetic național, sunt situații când sunt
înregistrate debite mari perâurile interioare șipeDunăre șinu
poate fiprodusă contractual încentralele hidroelectrice întreaga
cantitate deenergie electrică .Aufost cazuri când s-aînregistrat
unsurplus deenergie hidroelectrică, preluat dePiața de
Echilibrare, depână la30%din consumul total deenergie
electrică .
Piața deEchilibrare, nupoate prelua astfel dedezechilibre,
deoarece eaeste proiectată săreprezintă doar 3%dinconsumul
total deenergie electrică .
Pentru aseputea echilibra asemenea dezechilibre, este
necesară oprirea unor grupuri termoenergetice pebaza Procedurii
83

Operaționale deselectare pentru oprire aunităților dispecerizabile
propusă deTranselectrica șiavizată deANRE .
Procedura seaplică decătre OTS încadrul procesului de
selectare pentru reducere deputere, caosubrutină areglajului
terțiar lentpentru reducerea deputere .
Selectarea pentru oprire aunităților dispecerizabile se
realizează astfel :
– După încheierea zilei detranzacționare, OTS încazde
necesitate, stabilește peanumite intervale orare alezilei delivrare
ordinea demerit laoprire aunităților dispecerizabile .
– Când este identificată necesitatea opririi deunități
dispecerizabile pentru unbloc detimp compus dinunul saumai
multe intervale dedispecerizare, sevacrea oordine demerit în
care oprirea unităților dispecerizabile vaapare indiferent dacă
notificările fizice sunt saunuegale înintervalele dedispecerizare
diferite .
– Pentru ordinea demerit laoprire potfiselectate toate
unitățile dispecerizabile sau numai unitățile dispecerizabile cu
timp depornire mai mare de15minute (calificate pentru reglaj
terțiar lent).
– Pentru fiecare unitate dispecerizabilă care intră înaceastă
ordine demerit, pentru fiecare interval dedispecerizare al
blocului detimp vorfiluate înconsiderare :
a) Producția notificată aunității dispecerizabile (notificarea
fizică) ;
b) Perechile preț-cantitate dinofertele zilnice deenergie de
echilibru până lanivelul lacare suma cantităților dinperechile
preț-cantitate esteegală cunotificarea fizică (Fig.4.37).
84

-Pentru fiecare interval orar puterea care va firedusăFig. 4.37 Ordinea de merit a grupului dispecerizabil, pentru oprire
este puterea notificată iar venitul de oprire al acestei puteri este
suma produselor între perechile preț și cantitate (Fig.4.38).
85

-Procesul se reia cu următorul interval de dispecerizareFig. 4.38 Selectarea unui interval orar al grupului dispecerizabil, pentru
oprire
alblocului detimp pentru unitatea dispecerizabilă respectivă până
laepuizarea intervalelor dedispecerizare dinblocul detimp (Fig.
4.39).
86

m n
Qj pi
j1 i1
unde: n -numărul de perechi preț-cantitate;
Qj -cantitatea perechii i;
pi -prețul cantității Qj.
Se calculează următorii indicatori:
durata deoprirePuterea medie oprita Energia oprita
Durata deoprirePretulmediu deoprireOferta deoprireFig. 4.39 Oferta de oprire pentru grupul dispecerizabil
Oferta de oprire este dată de relația:
87

Pretulminim peMWhoprit Pretulmediu deoprire
Puterea medie oprită
Procesul sereia până laepuizarea tuturor unităților
dispecerizabile care intră înordinea demerit .
Înbaza indicatorului, Prețul mediu peMW oprit, se
creează ordinea demerit însens descrescător alacestui preț.
Ordinea deselectare înaceastă ordine demerit seface începând
cuunitatea dispecerizabilă cuprețul celmaimare ținând cont de
următoarele condiții tehnice :
– Funcționarea, pecâtposibil, afiecărei centrale termo cu
minimum uncazan ;
– Sevaprefera menținerea înrezervă aunor grupuri (cazan)
fațădeoprire altora, chiar dacă nuserespectă întocmai
ordinea demerit ;
– V olumul opririlor sevastabili astfel încât săintre
suficientă rezervă terțiară rapidă laorele devârf șiînacelași timp
săsepoată prelua golurile desarcină fără alteopriri degrupuri
termo .
4.8Calculul cantităților de Energie deEchilibrare
Calculul Energiei deEchilibrare realizată dinordinul de
dispecer sialdezechilibrului denotificare seface înbaza
procedurilor UNO -DEN, TEL-07IV.ECH -DN/271șiDN/257.
Pentru fiecare interval dedispecerizare calculul Energiei
deEchilibrare realizată din ordinul dedispecer șivaloarea
acesteia pentru fiecare UDseface folosindu -sedatele următoare :
notificarea fizică aUD, ordinul dedispecer, ofertele deenergie de
reglaj alerespectivuluiproducător pentru intervalul de
dispecerizare și valoarea măsurată.
88

Pentru fiecare UD care afost selectată pentru alivra
Energie deEchilibrare corespunzător reglajului secundar, calculul
acestei energii realizată dinordinul dedispecer pentru fiecare
interval dedispecerizare seface pentru reglajele decreștere și
reducere deputere pebaza semnalelor primite laregulatorul
central alOTS .
Energiile deEchilibrare livrate înreglaj secundar și
puterea planificată nupotfimăsurate prin contor, elerezultând
dincalcule efectuate automat pebaza unei metodologii decalcul
stabilite prin proceduri .Calculul serealizează automat de
regulatorul central dereglaj secundar frecvență -putere, astfel :
– Pentru fiecare UD care a funcționat în reglaj secundar;
– Înprocesul dereglaj secundar simultan cuemiterea
ordinelor dereglare ;
– Pebaza puterii electrice din ultima notificare fizică
aprobată șiabenzii dereglaj secundar corespunzătoare, preluate
automat dinsistemul informatic alPieței deEchilibrare saual
benzii dereglaj șiaputerii minime înreglaj secundar, setate în
centrală .
Unitățile dispecerizabile calificate pentru funcționarea în
reglaj secundar sunt selectate automat desistemul informatic al
PE,cubanda totală dereglaj secundar (BRS) .
După selectarea UD trebuie să se respecte:
– Momentul intrării/ieșirii dinreglaj secundar, cuabatere de
timp câtmaimică (maxim 1minut) ;
– Programul demodificare aputerii electrice programate și
abenzii dereglaj, cuabatere câtmaimică (maxim 1minut), prin
setarea benzii dereglaj șiaputerii minime defuncționare în
reglaj secundar alUDdispecerizabile (PminRS);
– Setarea benzii dereglaj centrată peputerea electrică
programată (Pna)astfel încât :PminRS =Pna-½BRS șiPmaxRS =Pna+
½BRS.
89

Fiecare ordin dereglare datderegulatorul central dereglaj
secundar reprezintă otranzacție între OTS țiparticipantul laPE.
Cantitățile deEnergie deEchilibrare furnizate înreglaj
secundar secalculează :
– Pe fiecare interval dedispecerizare;
– Individual pentru fiecare UD care afost notificată să
funcționeze înreglaj secundar ;
-Separat pentru creștere și reducere deputere;
– Decătre OTS prin calculul automat însistemul decalcul
asociat reglajului secundar .
Calculul cantităților deEnergie deEchilibrare furnizate în
reglaj secundar serealizează integrând solicitările emise de
regulatorul central dereglaj secundar (ordinele dereglare) cu
respectarea regulilor stabilite înprocedură .
Verificarea funcționării înreglaj secundar aUDselectate
seface decătre OTS .Dacă afuncționat înreglaj secundar oaltă
UD decât ceaselectată desistemul informatic alPE, energiile
calculate pentru UD care afuncționat fără săfieselectată vor
constitui dezechilibre pentru ambele UD.
Energia deEchilibrare pentru creșterea deputere se
calculează fațădemijlocul benzii dereglaj, punct care reprezintă
puterea programată aUD.
Puterea maximă planificată (solicitarea maximă) înreglaj
secundar pecare UDopoate primi înreglaj secundar este:Pna+
½BRS .Orice solicitare emisă deregulatorul central dereglaj
secundar acărei valoare depășește puterea programată (mijlocul
benzii) esteintegrată caEnergie deEchilibrare pentru creștere de
putere cupasul deintegrare egal cupasul deemitere asolicitării
șipentru uninterval deooră.
Energia deEchilibrare pentru reducere deputere se
calculează totfațădeputerea programată aUD.
90

Puterea minimă planificată înreglaj secundar pecare UD
opoate primi delaregulatorul central dereglaj secundar este:Pna
-½BRS .Orice solicitare emisă decătre regulatorul central acărei
valoare estemaimică decât puterea programată, este integrată ca
Energie deEchilibrare pentru reducere deputere cu
pasul deintegrare egal cupasul deemitere asolicitării șipentru
uninterval deooră.
Pentru calculul energiei deechilibrare înreglaj secundar
sunt esențiale trei mărimi :banda dereglaj, puterea electrică
programată dinnotificarea fizică aprobată șiputerea planificată în
reglaj secundar .
Regulatorul central dereglaj secundar areurmătoarele
moduri defuncționare :
a) Cuprelucrare automată dinsistemul informatic alPEa
benzii dereglaj șiaputerii electrice programate .
Regulatorul central centrează mijlocul benzii dereglaj
lavaloarea puterii electrice programate astfel încât UDsăofere o
jumătate dinbanda dereglaj pentru reducere deputere șicealaltă
parte pentru creștere deputere .Setarea încentrală aunei benzi
diferite decât cea preluată automat deregulatorul central din
sistemul informatic alPEintroduce dezechilibre .
Calculul energiei deechilibrare sereferă laintegrarea
instantanee asolicitărilor emise deregulatorul central .Aceasta
presupune executarea imediată aordinului dereglaj .Orice
întârziere înexecutarea acestuia, sauvalori maimici alevitezei de
variație asarcinii UD, introduc diferențe între valorile calculate și
realizate caEnergie deEchilibrare înreglajul secundar .
b) Culuarea înconsiderare amărimilor banda dereglaj și
puterea minimă înreglaj secundar transmise on-line decătre
centrală .Este osituație excepțională încare OTS solicită intrarea
înreglaj secundar aunei UD, conform selecției efectuate decătre
sistemul informatic alOPE, dardindiferite motive valorile benzii
91

dereglaj șiaputerii electrice programate nusunt preluate de
regulatorul central dereglaj secundar .Calculul energiei de
echilibrare seface după valorile transmise on-line decătre
centrală .Punctul delacare secalculează Energia deEchilibrare
pentru creștere șireducere deputere vafimijlocul benzii de
reglaj, iarputerea programată, vaficonsiderată caegală cusuma
dintre puterea minimă dereglaj aUDșijumătate dinbanda de
reglaj (Pna=PminRS +½BRS) .
Puterea realizată înreglaj secundar reprezintă palierul de
putere (diferit deputerea electrică programată dinnotificarea
fizică aprobată) lacare UDatrebuit săfuncționeze caurmare a
solicitărilor transmise deregulatorul central dereglaj secundar .
Puterea planificată înreglaj secundar secalculează decătre OPE
casumă dintre puterea electrică programată șidiferența dintre
valorile absolute aleEnergiei deEchilibrare decreștere și
reducere deputere (orară) divizate laooră(fig.4.40).
92

EECP 10MW 10 min 20MW 10 min 30MW 10 min 10MFig. 4.40 Calculul Energiei de Echilibrare pentru creștere și reducere de putere
60min h 60min h 60 minh
/h
93

EERP20MW10min10MW10min5MWh /h
60min h 60 minh
p prog 1hPP10MWh 5MWh 85MW /h
unde:
EECP –Energia de Echilibrare pentru Creștere de Putere
EERP –Energia de Echilibrare pentru Reducere de Putere
Pna –Puterea electrică programată prin notificarea fizică
aprobată
Pp –Puterea planificată în reglaj secundar
Pentru decontare, fiecărui interval dedecontare orar
pentru care UD afuncționat înreglaj secundar varezulta
(fig.4.41):
– Câte oenergie deechilibrare pentru creștere șireducere
deputere înreglaj secundar, iardecontarea sevaface separat cu
prețuri diferite pentru celedouă valori deenergie ;
– Oputere planificată dereglaj secundar care trebuie livrată
decătre UD.
94

Pentru calculul Energiei de Echilibrare corespunzătoareFig. 8.41 Modul de decontare a Energiei de Echilibrare pentru creșterea și reducerea de
putere
reglajului terțiar realizată din ordinul de dispecer, se au în vedere
următoarele cazuri:
a) Selectarea doar aEnergiei de Echilibrare
corespunzătoare reglajului terțiar lent pentru UDșiintervalul de
dispecerizare .
Pentru fiecare UDselectată pentru reglaj terțiar lentși
interval dedispecerizare secalculează soldul energiilor tuturor
ordinelor de dispecer aferente Energiilor de Echilibrare
corespunzătoare reglajului terțiar lent primite deUD șise
consideră acest sold ordinul de dispecer aferent livrării de Energie
de Echilibrare corespunzător acestui reglaj pe ora respectivă.
95

b) Selectarea doar areglajului terțiar rapid pentru UD și
intervalul dedispecerizare .
Pentru fiecare UDselectată pentru reglajul terțiar rapid
șiintervalul dedispecerizare secalculează soldul energiei
aferente tuturor selecțiilor deechilibrare corespunzătoare acestui
reglaj șiprimite deUD șiseconsideră acest sold ordinul de
dispecer aferent livrării deEnergie deEchilibrare corespunzător
reglajului terțiar rapid pentru orarespectivă .
c) Selectarea reglajului terțiar lentșirapid peaceeași UD și
interval dedispecerizare .
Pentru fiecare UD selectată pentru acest reglaj și
interval dedispecerizare secalculează soldul energiilor aferente
tuturor selecțiilor dereglaj terțiar lentșirapid primite deUD.
Energia rezultată seconsideră Energie deEchilibrare aferentă
reglajului lentșiseconstituie înordin dedispecer peintervalul de
dispecerizare respectiv .
Pentru calculul Energiei deEchilibrare realizate din
ordinul dedispecer seauînvedere următoarele :
a) Dacă peintervalul orar UD selectată aparticipat la
reglajul secundar, seadaugă laNotificarea Fizică (NF) valoarea
realizată aenergiei dinordinul dereglaj secundar șirezultă
Notificarea Fizică cureglaj secundar (NFS) care poate fipozitiv
saunegativ .Secalculează diferența dintre valoarea măsurată (M)
șiNFS șirezultă diferența :DMNFS =M–NFS.Dacă valoarea
energiei dereglaj estenulă atunci NFS =NF.
b) Calculul energiei deEchilibrare realizate dinordinul de
creștere șiadezechilibrului denotificare areînvedere variantele :
– Dacă DMNFS ≤0,Energia deEchilibrare realizată prin
ordinul dedispecer esteconsiderată 0(fig.8.42a).
-Dacă DMNFS > 0 Energia de Echilibrare realizată din
ordinul dedispecer seconsideră minimul dintre această valoare și
ordinul respectiv (fig.8.42bșic).
96

97

În figurile 1.57 și 1.58 sunt folosite următoarele notații:
NF =energia care trebuie livrată de unitatea
dispecerizabilă înintervalul dedispecerizare
curent înconcordanță cunotificarea fizică ;
OD =soldul energiilor eferente tuturor ordinelor de
reglaj terțiar primite deunitatea dispecerizabilă
înacest interval dedispecerizare ;
M=valoarea măsurată aenergiei livrate deunitatea
dispecerizabilă ;
ROD=energia deechilibrare realizată dinordinul de
dispecer OD;
ΔP=diferența între energia măsurată șienergia care
trebuia produsă înintervalul dedispecerizare
curent (=dezechilibrul delanotificare) ;
DMNFS =diferența dintre valoarea măsurată și
notificarea fizică cureglaj secundar (+sau-);
NFS= notificarea fizică corectată cu reglajul secundar.
c) Calculul Energiei de Echilibrare realizate din ordinul de
scădere și al dezechilibrului de notificare arevariantele:
-Dacă DMNFS ≥ 0, Energia de Echilibrare rezultată din
ordinul de dispecer este considerată 0 (fig. 8.43a).
98-Dacă DMNFS <0,Energia deEchilibrare rezultată din
ordinul dedispecer seconsideră minimul valorilor luate înmodul
dintre această valoare șiordinul respectiv (fig.8.43bșic).

99

4.9Piața de Echilibrare și siguranța funcționării SEN
Încadrul Pieței de Echilibrare, piață centralizată
organizată șiadministrată deOTS,se colectează ofertele delivrare
aenergiei electrice transmise departicipanți pecare OTS le
utilizează învederea reglajului SEN șirealizării siguranței în
funcționare aSEN lacosturi minime .Învechiul mod de
organizare apieței deenergie (până la01iulie 2005 )producătorii
nuaveau nicioresponsabilitate fațădeprogramul defuncționare
propus ;prețul marginal desistem sefăcea pebaza ordinii de
merit fără restricții, producătorii nurealizau nici unbeneficiu
(câștig) dacă erau solicitați sădescarce putere fațădeprogram și
uneori chiar trebuiau săcumpere energie laPMS pentru
acoperirea obligațiilor contractuale .În vederea reducerii
numărului deopriri/porniri alegrupurilor, învechea piață se
ajungea însituația deanurespecta ordinea demerit șideanumai
respecta astfel principiile pieței .
Pentru eliminarea restricțiilor derețea dispecerul utiliza
grupuri cuprețuri mai mari decât PMS, inducând astfel costuri
suplimentare .Menținerea echilibrului producție –consum în
vechea piață sefăcea cucosturi suplimentare pentru ceicare
participau laacțiune, fără penalități pentru ceicare produceau
dezechilibre șicudificultăți majore înactivitatea dedispecerizare
întimp real, operatorul neavând uninstrument capabil să
realizeze unminim decosturi simultan cupăstrarea siguranței în
funcționare lastandardele prevăzute încodul RET.
Întrucât învechea piață producătorii nuerau răspunzători
față deprogramul defuncționare șinuerau penalizați pentru
dezechilibrele produse, gestionarea rezervelor desistem era
precară, serviciile tehnologice desistem fiind achiziționate peo
piață neconcurențială nestimulativă pentru producători .Siguranța
100

funcționării SEN erarealizată cumare dificultate, maialesînceea
ceprivește realizarea rezervelor terțiare rapide laorele devârf și
degolaleSEN, operatorul desistem fiind nevoit săapeleze la
bunăvoința producătorilor .
Înconcluzie învechea structură apieței asigurarea
serviciilor desistem sefăcea cudificultate ,fiind oactivitate
puțin atractivă pentru producători șiuneori inechitabilă .Învechea
structură apieței modul deeliminare acongestiilor, de
evidențiere acosturilor șidedecontare aacestora nueranici pe
departe relevant șinici nuconducea ladiminuarea efectelor
acestora, cointeresarea materială lipsind cudesăvârșire .
Înnoua structură apieței de energie acrescut
responsabilitatea producătorilor înceea ceprivește asigurarea
serviciilor tehnologice desistem, care acum seachiziționează peo
piață concurențială, aceștia fiind direct interesați înrealizarea
rezervelor declarate .
Energia de Echilibrare necesară seachiziționează
centralizat încadrul Pieței deEchilibrare, piață concurențială
guvernată decodul comercial, ceea ceduce lacreșterea siguranței
înfuncționare aSEN .
Operatorul desistem răspunzător derealizarea siguranței
înfuncționare aSEN poate săachiziționeze depeaceastă piață,
total transparentă, energia electrică pentru încărcările/descărcările
necesare realizării echilibrului producție -consum, laprețuri
stabilite conform ordinii demerit, fără aavea învedere alte
considerente decât siguranța SEN .Înplus, producătorii, primind
drepturile conform ofertelor făcute deeișiderealizările dinpiață,
sunt cointeresați sărăspundă cerințelor operatorului desistem .
Costul eliminării congestiilor fiind suportat integral de
către OTS conduce laoanaliză maiatentă privind oportunitatea și
eșalonarea lucrărilor înrețeaua detransport, laoregândire a
modului deevidențiere acheltuielilor cumentenanța șila
101

impulsionarea realizării înRET ainvestițiilor necesare eliminării
congestiilor șicreșterii siguranței înfuncționare aSEN .Înacest
felseelimină înmare parte funcționarea neeconomică și
cheltuielile excesive legate desiguranța înfuncționare .
Evidențierea șipenalizarea dezechilibrelor produse de
către participanții laPiața Angro deenergie electrică aucondus la
ocreștere adisciplinei înzona producției, reducându -senumărul
deopriri accidentale .Înprezent acestea secantonează înspecial
lasfârșit desăptămână, când sereduc șiobligațiile contractuale .
Prin scăderea numărului deabateri delanotificări aleproducției
încentrale, acrescut șisiguranța înfuncționare aSEN .
Totodată, această Piață deEchilibrare aredouă etape în
funcționare, unaînziua delivrare, lacare ne-amreferit maisus,și
unaînziua anterioară zilei delivrare, care ajută laprogramarea
funcționării centralelor, astfel încât săseurmărească curba de
sarcină prognozată pentru producție .Potapărea diferențe între
suma producției șiprognoza deconsum, diferențe datorate de
supra sau sub-contractarea deenergie electrică decătre unii
furnizori saunotificărilor îndezechilibru .
Astfel, în fiecare după -amiază, după colectarea
notificărilor fizice, secalculează programul producției, care se
compară cuprognoza deconsum ;încazcăapar abateri mari, care
potficugreu soluționate înziua delivrare, dispecerul dăordine
deîncărcare/descărcare înpreziua delivrare .Înfigura 8.44se
prezintă unmodul efectuare acalculelor deverificare a
regimurilor defuncționare pebaza NFdinpreziua delivrare și
eventual aselecțiilor pePEnecesare .
102

Fig. 4.4 Echilibrarea producție -consum în preziua delivrare
103

Cap.5 Piața Centralizată de Certificate Verzi.
5.1Energia verde
tratatăÎn anii 70 energia verde era considerată o utopie și era ca
un vis al cercetătorilor, însă astăzi structura s-a
schimbat și viziunea unui viitor solar a devenit un subiect de
dezbatere.
Sursele deenergie noișiregenerabile (biomasa, energia
solară, energia vântului, hidroenergia, pila fotovoltaică etc.)au
devenit deja, pentru țările industrializate, obiective naționale în
structura producției lordeenergie .Aceasta s-aîntâmplat maiales
caurmare adouă evenimente .Primul afostpublicarea în1972 a
raportului Limitele Creșterii (The Limits toGrowth) alclubului de
laRoma, iaraldoilea l-areprezentat prima criză apetrolului și
criza energetică din1973 /1974 .
Raportul prevedea încă deatunci oreducere dramatică a
resurselor energetice clasice șiocreștere rapidă apoluării
mediului .Concurența celor două evenimente aadus îndiscuție
chestiunea siguranței înalimentarea cuenergie .
Înacest contest, energia regenerabilă afostprivită pentru
prima oară caoposibilă soluție alternativă lapetrol .Când prețul
petrolului ascăzut brusc înanii80,viziunea ,,solară” și-apierdut
dinnouatractivitatea .
Șitotuși evoluțiile ulterioare auconfirmat concluziile
clubului delaRoma, iarproblemele demediu auînceput săse
104

discute la scară planetară, mai ales la Conferințele de la Rio
(1992) și Kyoto (1997).
Grupul delucru hidrogen ,esteoinițiativă deultimă oră
aComisiei Europene, care vacerceta potențialul hidrogenului ca
viitor înlocuitor alsurselor deenergie convenționale .
Hidrogenul estevăzut caosursă deenergie amileniului 3,
cepoate fifolosit delacarburant pentru motoare, lasursă de
energie înbaterii, până lacombustibil pentru centrale electrice .
Grupul esteconstituit dinreprezentanți aiunor reputate centre de
cercetare, producători decomponente șipile decombustie,
companii deelectricitate, producători deautomobile șimașini de
transport .
Pila de combustie combină hidrogenul cu oxigenul pentru
a produce energie electrică, în urma procesului rezultând doar apă
și energie termică.
Comisia Europeană amai lansat proiectul demonstrativ
CUTE –Untransport urban curat pentru Europa (Clean Urban
Transport for Europe )princarenouăorașeeuropene
(Amsterdam, Barcelona, Hamburg, Londra, Luxemburg, Stuttgart,
Madrid, Porto șiStockholm) vorintroduce hidrogenul însistemul
detransport public .Altprogram suport esteECTOS –Sistem de
transport urban ecologic (Ecological City Transport System )a
fostlansat în2001 .
Protecția mediului și nevoia asigurării unei dezvoltații
durabile (concept lansat la Rio) au fost argumentele reconsiderării
energiilor noi și regenerabile pentru producția lascară industrială.
Uniunea Europeană s-a angajat prin protocolul de la
Kyoto săreducă emisia gazelor cuefect deseră cu8%până în
2012 ,darînultimii aninus-aîntâmplat nimic deosebit .Totuși
Germania și-aluat înserios angajamentul delaKyoto șiși-a
asumat unobiectiv extrem deambițios prin reducerea emisiilor de
gaze cuefect deserăcu21%. Aînceput săvalorifice resurse
105

energetice variate noișiregenerabile, energia vântului peapăși
peuscat, pilafotovoltaică, biomasa, energia solară, geotermală și
deșeurile urbane .Utilizarea energiilor verzi rezolvă însă numai
parțial problemele demediu șiînparticular cele privind
schimbările climatice .
Conform directivei 2001 /77/EC, producția deenergie
electrică dinsurse regenerabile înanul 2000 șițintele pentru 2010
(procent dinproducția brută internă deenergie) șiprezentată în
tabelul 5.1:
Tabe lul5.1
Hidro Vânt Bio-
masăGeoter
-malăTotal
2000Ținte
pentru
2010
Belgia 0,5% 0 1,15 0 1,6% 6%
Danemarca 0,1% 12,3% 4,8% 0 17,2% 29%
Germania 4,1% 1,6% 1,1% 0 6,8% 12,5%
Grecia 6,9% 0,8% 0 0 7,2% 20,1%
Spania 13,1% 2,1% 1,0% 0 16,2% 29,4%
Franța 12,5% 0 0,65 0 13,1% 21%
Irlanda 3,5% 1,0% 0,4% 0 4,95 13,2%
Italia 16% 0,2% 0,7% 1,7% 18,65 25%
Liechtenstein 10,2% 2,3% 4,8% 0 17,3% 5,7
Olanda 0,2% 0,9% 3,6% 0 4,75 9%
Austria 67,3% 0,1% 2,6% 0 70% 78,1%
Portugalia 25,9% 0,4% 3,5% 0,2% 30% 39%
Finlanda 20,9% 0,1% 12,2% 0 33,3% 31,5%
Suedia 54,1% 0,3% 2,7% 0 57,1% 60%
M.Britanie 1,4% 0,3% 1,2% 0 2,8% 10%
U.E. 12,4% 0,9% 1,5% 0,2% 14,9% 22%
106

5.2 Legislația europeană și românească privind
Piața Centralizată de Certificate Verzi
Larealizarea Pieței Centralizate deCertificate Verzi s-au
avut învedere următoarele prevederi legislative europene și
românești :
– Directiva UE77/2001 ,care prevede noimăsuri încea ce
privește promovarea energiei electrice din sursa deenergie
regenerabile pepiața internă deenergie electrică,
– Foaia deParcurs, aprobată prin HG890/2003 ,care
stabilește sarcinile șiobiectivele specifice, precum șireperele
evoluției pieței deenergie electrică dinRomânia,
-HG1535 /2003 ,determină potențialul dedezvoltare a
surselor deenergie regenerabile înRomânia șistabilește
obiectivele strategice privind valorificarea surselor deenergie
regenerabile, încontextul integrării României înUniunea
Europeană .
– HG 443/2003 ,adaptează prevederile Directivei UE
77/2001 ,privind promovarea producției deenergie electrică din
surse regenerabile deenergie ,încondițiile specifice ale
României,
– HG 1892 /2004 ,stabilește sistemul depromovarea a
producerii energiei electrice dinsurse regenerabile deenergie,
– HG 958/2005 ,modificată HG nr.443/2003 privind
promovarea producției deenergie electrică dinsurse regenerabile
deenergie șimodifică șicompletează HG nr.1892 /2004 pentru
stabilire sistemului depromovare aproducerii energiei electrice
dinsurse regenerabile deenergie .
– Ordinul ANRE 40/2005 ,cuRegulamentul deorganizare
șifuncționare aPieței deCertificate Verzi,
107

– Ordinul ANRE 04/2005 ,pentru stabilirea tarifului de
achiziție aenergiei electrice delaproducători hidroelectrici care
nudețin contracte deportofoliu,
– Ordinul ANRE 23/2004 cuprocedură desupraveghere a
emiterii garanțiilor deorigine pentru energie electrică produsă
din surse regenerabile deenergie.
5.3Administrarea și funcționarea Pieței Centralizate de
Certificate Verzi
Primele Certificate Verzi (CV) s-auemis înRomânia în
august 2004 ,iar înnoiembrie 2005 aavut loc prima
tranzacționare pePiața Centralizată deCertificate Verzi din
România .
Energia electrică produsă din surse regenerabile de
energie este susținută deguvern, care stabilește prin HG,
cantitățile fixe –Cota obligatorie și prețul variabil stabilit de
piață . Valorile minime și maxime ale prețului energiei electrice
se stabilește prin hotărâre de guvern între 24 și 42 Euro/certificat.
Sistemul cotelor obligatorii are învedere:
– Valoarea Certificatelor Verzi, care reprezintă unvenit
suplimentar .Prin HG sestabilește oCotă fixă pentru energie
electrică produsă dinsurse regenerabile, pecare furnizorii sunt
obligați săocumpere,
– Prețul energiei electrice este stabilit pepiața deenergie
electrică :producătorii primesc pentru fiecare MWh deenergie
electrică produsă dinSRE șilivrată înrețea unCertificat Verde .
– Prețul suplimentar alCertificatelor Verzi, este stabilit pe
Piața deCertificate Verzi, unde sunt tranzacționate beneficiile
108

aduse mediului. Furnizorii trebuie să dețină un număr de CV egal
cu cota impusă.
Tranzacționarea Certificatelor Verzi seface peopiață
bilaterală între producător șifurnizor șipeopiață centralizată
organizată deOPCOM .
Energie electrică produsă din Surse de Energie
Regenerabile (SRE), setranzacționează separat deCertificatele
Verzi pepiața deenergie electrică .
În figura nr. 5.1 se prezintă actorii pe Piața de Certificate
Verzi:
Fig. 5.1 Piața de Certificate Verzi.
109

Pe Piața de Certificate Verzi din România, acționează
următorii actori:
-ANRE, controlează îndeplinirea Cotei;
-OTS –Transelectrica, emite CV;
-Operatorii dedistribuție;
-OPCOM, tranzacționează CV;
-Producătorii de energie electrică din SRE, vând CV;
-Furnizorii de energie electrică, cumpără CV .
Sursele de energie regenerabile pentru care se primesc CV
sunt:centralele hidroelectrice cuoputere instalată10MW,
fotovoltaică, biomasă, eoliană, geotermală, energia valurilor,
hidrogen produs dinSRE.
Cotele obligatorii pentru energie din SRE până în 2010
pentru România sunt: 0,7% în2006, 2,22% în2008, 3,74% în
2007 ,6,25%în2008 ,6,78%în2009 și8,3%în2010 .
Pentru îndeplinirea acestor Cote obligatorii estenecesar să
fietranzacționate CVînnumăr de:333.130în2005 ,1.073.414în
2006 ,1.836.864în2007 ,2.623.478în2008 ,3.433.256în2009 ,
4.266.200în2010 ,4.374.100în2011 și4.482.000înanul 2012 .
Rolul ANRE, constă înurmătoarele:
– Certifică producătorii de energie electrică din surse
regenerabile de energie, să participe la Piața de Certificate Verzi,
– Urmărește îndeplinirea Cotei obligatoriidecătre
furnizori,
-Aplică penalizări pentru neîndeplinirea Cotei.
Furnizorii de energie electrică sunt obligați să cumpere în
fiecare an un număr de Certificate Verzi dat derelația:
NCQ
Încare:
N –numărul de Certificate Verzi;
C –Cota;
110

Q –cantitat eade energie electricăfurnizată
consumatorilor.
Transelectrica (OTS) realizează operațiile următoare:
– Lunar primește date privind cantitatea deenergie electrică
dinSRE livrată înrețea, delaoperatorii dedistribuție ;
-Lunar emite Certificate Verzi producătorilor;
– Anual colectează sumele corespunzătoare penalizărilor și
lealocă pentru :
a) Cumpărarea delaproducători, cuprețul minim, aCV
ofertate pepiață vândute, înaniiîncare oferta estemaimică decât
cererea ;
b) Redistribuirea fondurilor rămase producătorilor de
energie electrică dinSRE înfuncție denumărul deCVvândute de
aceștia și de tipul tehnologiei de producere a energiei.
OPCOM are următoarele atribuții:
– Înființează și administrează Registrul Certificatelor
Verzi;
– Înregistrează contracte bilaterale între producători de
energie dinSRE șifurnizori ;
-Înregistrează participanții la Piața de Certificate Verzi;
– Asigură cadrul detranzacționare pentru Piața Centralizată
deCertificate Verzi ;
– Determină șipublică PIPCV (Prețul deÎnchidere pePiață
alCertificatelor Verzi) șinumărul deCVtranzacționate pePiața
Centralizată deCertificate Verzi ;
– Stabilește drepturile deîncasare șiobligațiile deplată
pentru participanții laPiața Centralizată deCertificate Verzi ;
– Lunar publică oferta cumulată șicererea cumulată deCV
pentru anul curent .
Prin piața centralizată decertificate verzi seasigură :
transparență, concurență, nediminuare, scăderea prețurilor de
111

tranzacționare pentru CV , și stabilirea prețului de referință pentru
alte tranzacții cuCV .
În figura nr. 1.61 se prezintă modul de organizare și
funcționare a Pieței Centralizate de Certificate Verzi.
Organizarea șifuncționareaPiețeiCentralizatede
Certificate Verzi se desfășoară în următoarele etape:
a) Înscrierea la Piața Centralizată a Certificatelor Verzi
(PCCV) astfel:
– Depunerea document ațieipentru înscriereaca
participant în PCCV , cu 15 zile în avans;
-Verificarea documentelor, în 5 zile lucrătoare;
– Semnarea Convenției de participare la PCCV și
înregistrarea caparticipant.
b) Organizare Procesului de Tranzacționare, astfel:
– Transmiterea ofertelor devânzare șidecumpărare aCV
pePCCV , înprimele 5zilelucrătoare dinluna detranzacționare ;
– Validarea ofertelor și transmiterea către participanți a
acceptării sau respingerii ofertei, în zilele 6,7 lucrătoare;
– Retransmite rea ofertelorcorectateînzilele8,9
lucrătoare;
-Validarea ofertelor corectate și transmiterea către
particip anți aacceptării acestora saurespingeriiofertelor
incorecte, în zilele 10 și 11 lucrătoare.
112

c) Desfășurarea tranzacției, prin determinarea prețului de
-Comuni careașipublicarea de cătreOPCVa
rezultatelor tranzacțiilor, în a 13-a zilucrătoare;
– Transmite rea contesta țiilor la tranzacționareși
rezolvarea acestora în zilele 14-16lucrătoare;
– Întocmirea și transmiterea notelor de decontare către
participanți, în zilele 16-17lucrătoare.
e) Transferul Certificatelor Verzi. OPCV transferă CV
din contul vânzătorului în contul cumpărătorului, până în a 10 zi
lucrătoare din luna următoare, lunii de tranzacționare.
Fig. 5.2 Organizarea și funcționarea Pieței Centralizate de Certificate Verzi.
închidere pe Piața Centralizată de Certificate Verzi (PIPCV) și a
numărului de CV , în a 12 -a zilucrătoare;
d) Comunicarea rezultatelor tranzacției:
113

Pentru funcționarea Pieței Centralizate deCertificate
Verzi, înziua detranzacționare sedetermină numărul deCV
tranzacționate, PIPCV , seelaborează șisetransmit fiecărui
participant notele dedecontare .
În figura se prezintă modul de stabilire a prețului de
închidere a Pieței de Certificate Verzi și numărul de Certificate
Verzi tranzacționate.
Fig. 5.3 Modul de stabilire a prețului de închidere a Pieței de CV și
numărul de CVtranzacționate.
OPCV determină:
a)Curba cererii, prin combinarea tuturor perechilor preț-
cantitate din ofertele decumpărare șisortarea lorînordine
descrescătoare, într-osingură ofertă ;
2PIPCV Pmax Pmin
114

b) Curba ofertei, prin combinarea tuturor perechilor preț-
cantitate din ofertele devânzare șisortarea lorînordine
crescătoare, într-osingură ofertă ;
c) Prețul deînchidere pepiața CV(PIPCV) șinumărul de
CV.Prețul vafidatdeintersecția celor două curbe sauderelația :
PIPCV Pmax Pmin
2
Înfigura nr.9.4seprezintă modul dedecontare a
tranzacțiilor pePiața Centralizată deCV.Există înacest exemplu
cinci participanți care trebuie săîncaseze șipatru participanți care
trebuie săplătească .
Fig. 5.4 Modul de decontare a tranzacțiilor pe piața centralizată deCV .
Se au în vedere următoarele aspecte:
-Drepturile deîncasare reprezintă soldul pozitiv al
contului dedecontare iarobligațiile deplată reprezintă soldul
negativ alcontului dedecontare ;
115

– Este cazul unui settlement bilateral, cux·y relații
contractuale ;
– Plățile efectuate de un participant serepartizează
promoțional participanților care audrepturi deîncasare dela
acestea conform relației :
SSS încasată ,iSîncasată ,i
plată,j plată
încare:
Splată,j –suma ce o va plăti participantul j la participantul i,
Splată –suma totală deplată
Sîncasată,i –suma ce trebuie sa o încaseze participantul i,
Sîncasată,i –suma totală de încasat de către participantul i.
Settlementul lunar este dat de relația:
Sl pl ql
încare:
Sl –valoarea settlementului lunar,
pl –prețul tranzacției,
ql –cantitatea tranzacției.
Pentru decontarea tranzacțiilor cu CV , OPCOM urmărește
realizarea următoarelor operații:
-Întocmirea settlementului bilateral;
-Stabilirea obligațiilor reciproce lunare;
-Decontarea lunară.
OPCOM nuseinterpune caparte centrală șicontractuală
între participanții lapiață .Încazul neîndeplinirii obligațiilor
financiare, participanții răspund legal unul fațădecelălalt .
Înfigura 4.5seprezintă relațiile funcționale pePiața
Certificatelor Verzi .
116

Fig.4.5 Relațiile funcționale pe Piața Certificatelor Verzi .
117

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: pentru Studentii din anul IV (ISE+ISER+IEE) 1 Cap.1 PIAȚA DE ENERGIE ELECTRICĂ INTRODUCERE Omenirea seconfruntă cutreiprovocări majore :creșterea… [619403] (ID: 619403)

Dacă considerați că acest conținut vă încalcă drepturile de autor, vă rugăm să depuneți o cerere pe pagina noastră Copyright Takedown.

Similar Posts