PREZENTAREA BURSEI PIEȚEI DE ENERGIE A RO MÂNIEI [623223]

19
CAPITOLUL 2
PREZENTAREA BURSEI / PIEȚEI DE ENERGIE A RO MÂNIEI

2.1 Înfintarea bursei de energie in ROMÂNIA
Peste tot în lume deschiderea piețelor de energie electrică a urmărit eliminarea
monopolului natural și a integrării pe verticală a sectorului energetic și înlocuirea acestora cu
mecanisme concurențiale, care să ofere consumatorilor posibilitatea de a -și alege în mod liber
furnizorul.
Astfel, piețele de energie se c ristalizează de regulă în jurul unui nucleu format din doi
actori principali, și anume operatorul de sistem – care asigură coordonarea tehnică a pieței –
respectiv bursa de energie – care asigură coordonarea pieței la nivel comercial. Acestui
nucleu i se a lătură ceilalți actori ai pieței: operatorii de transport și distribuție, producătorii ,
consumatorii și furnizorii de energie electrică, ultimii acționând ca intermediari între primii
doi. O categorie aparte de furnizori o reprezintă cea a așa -numiților agregatori , care cumpără
sau vând energie din și în sistem, în numele mai multor consumatori, de regulă mici
consumator i casnici sau comerciali (Fig. 2.1 ).

Fig. 2.1 – Principalii actori pe piața de energie electrică

20

Inițial, accesul la componenta comercială a pieței de energie electrică este permis numai
producătorilor și furnizorilor. Pe măsura deschiderii și dezvoltării pieței, toți actorii –
inclusiv consumatorii – pot avea acces direct la bursa de ener gie. Astfel, producătorii vând
energia pe care o produc și sunt obligați să cumpere energia pe care nu au putut -o produce,
dar pe care trebuie să o livreze conform contractelor bilaterale.
De partea cealaltă, consumatorii cumpără preponderent ener gie, însă pot acționa și ca
vânzători, atunci când din diferite motive nu consumă o parte din energia contractată. În
sfârșit, un furnizor poate acționa pe piață în funcție de poziția pe care o ocupă în balanța
proprie, ca producător sau consumator de ener gie electrică.
Pot fi imaginate mai multe criterii de clasificare a modelelor de organizare a piețelor de
energie electrică. În cele ce urmează, vom discuta numai două dintre acestea, și anume
criteriul concurenței și criteriul accesului la rețea. Dacă cla sificarea modelelor de piață se face
după gradul de concurență între diferiții actori ai pieței, se pot identifica patru modele
principale de organizare, care corespund unor grade diferite de monopol, concurență și
libertate de alegere:
Modelul monopolului la toate nivelele . În acest caz, o singură companie deține
monopolul producerii, transportului și distribuției energie electrice. Concurența lipsește, dar
monopolul natural garantează deservirea tuturor consumatorilor. Acesta este modelul clasi c al
companiilor cu integrare pe verticală și a dominat industria electricității în întreaga lume până
de curând.
Modelul cumpărătorului unic introduce concurența între producători, dar
menține monopolul la nivelul segmentelor de transport și distribuție. În cazul acestui model
apare o entitate nouă – operatorul de sistem – care asigură condiții echitabile de concurență
între producători.
Modelul concurenței pe piața angro are la bază principiul accesului liber la
rețeaua de transport a tuturor participan ților la piață și menține concurența între producători.
Companiile de distribuție și furnizorii își mențin monopolul asupra consumatorilor finali
dintr -o anumită zonă.
Modelul concurenței pe piața cu amănuntul are la bază concurența între
produ cători și libertatea tuturor consumatorilor de a -și alege furnizorul de energie electrică.
Acest model corespunde liberalizării totale a pieței de energie, consumatorii resimțind la

21
minimum efectele monopolului. Pentru funcționarea acestui model este nece sar să se asigure
accesul liber al participanților atât la rețeaua de transport, cât și la rețeaua de distribuție.
Transferul energiei electrice, prin rețelele de transport și distribuție, de la
producători la consumatorii finali presupune posibilitatea d e acces la rețea pentru toți
participanții implicați în acest proces. Accesul la rețea reprezintă dreptul unui producător,
distribuitor, furnizor sau consumator de a se racorda la rețelele electrice de transport și
distribuție, în condițiile cerute de norm ele tehnice.
La nivelul transportului, accesul liber presupune transferul puterii prin rețeaua de
transport de la producători, către cumpărătorii angro. La nivelul distribuției, accesul liber
asigură distribuția energiei provenită de la un furnizor, cătr e consumatorul final, prin rețeaua
de distribuție.
Funcționarea corectă a pieței de energie electrică presupune accesul liber și nediscriminatoriu
la rețelele de transport și distribuție pentru toți participanții. În principiu, există trei tipuri de
acces la rețea, după cum urmează:
Accesul negociat . Pentru acest model producătorii și consumatorii stabilesc relații
contractuale directe pentru energia produsă și consumată, însă accesul la rețea este negociat
cu operatorul rețelei de transport / distribuție. Negocierile au în vedere tarifele de transport /
distribuție și alte condiții de natură tehnică sau financiară. Indiferent de partea care negociază
accesul la rețea, balanța de plăți la producător și consumator este (Fig.2.2):
producător: (P – T) * W – încasat
consumator: [(P – T) + T] * W = P * W – achitat
adică taxa de acces la rețea T este plătită întotdeauna de producător, iar consumatorul plătește
numai prețul negociat P.

22
Fig 2.2 – Modelul Accesului negociat la rețea

Accesul reglementat . Relațiile contractuale directe între producători și consumatori
se păstrează, însă accesul la rețelele de transport și distribuție se face pe baza unor tarife
publice, stabilite de organismele de reglementare.
Cumpărătorul unic . Cumpărătorul unic este o persoană juridică care asigură
desfășurarea centraliza tă a operațiunilor de vânzare și cumpărare a energie electrice.
Tarifele pentru utilizarea nediscriminatorie a rețelelor de transport și distribuție sunt stabilite
periodic de către cumpărătorul unic care, de regulă, este și operatorul rețelei d e transport.

În cadrul acestui model se păstrează legătura contractuală directă între
producători și consumatori, iar cumpărătorul unic nu are cunoștință despre termenii
contractuali. Din punct de vedere economic modelul cumpărătorului unic produce același
efect ca și accesul reglementat (Fig.2.3).

Fig. 2.3 – Modelul Cumpărătorului unic

Consumatorul încheie cu producătorul un contract bilateral pentru cantitatea de
energie W, la prețul P. Pe piață însă energia va fi cumpărată de consumator de la
Cumpărătorul unic la prețul de vânzare stabilit de acesta P’, inclusiv tariful pentru acces la
rețea T. La rândul său, Cumpărătorul unic este obligat să achiziționeze energia de la
producător la un preț P”, egal cu prețul de vânzare P’, din care se exclude tariful de acces
la rețea T.

23
În final, producătorul plătește consumatorului diferen ța care rezultă din abaterea prețului de
vânzare al Cumpărătorului unic față de prețul de contract: (P’ – P)*W. Balanța de plăți la
producător și consumator este:
producător: P” * W – (P’ – P) * W = P * W – T – încasat
consumator: P’ * W – (P’ – P) * W = P * W – achitat

Se constată că, indiferent de prețul stabilit de vânzătorul unic, consumatorul plătește energia
conform condițiilor contractuale, iar taxa de acces la rețea este plătită de producător.

Un caz particular de interes practic este cel al modelului care folosește prețuri
marginale nodale, diferite în funcție de poziția nodului de alimentare în rețea. Pentru acest
caz, se consumatorul nu are legături comerciale cu operatorul de sistem, ci dir ect cu
producătorul, căruia îi plătește energia W, la prețul P, ambele valori fiind stabilite în contract.
Dispecerizarea este asigurată de operatorul independent de sistem, iar
producătorul nu are garanția că va intra în ordinea de merit stabilită pe pia ța pentru ziua
următoare și va produce cantitatea de energie W. Indiferent dacă producătorul intră sau nu în
ordinea de merit, el va cumpăra energia W contractată cu consumatorul de pe piață, la prețul
marginal de sistem, PS. Dacă producătorul k intră în o rdinea de merit, contravaloarea energiei
produse W’ va fi plătită la prețul marginal al nodului k, PM k. Balanța de plăți la producător
este în acest caz:
PM k * W’ – PS * W + P * W – T k
unde: PM k – prețul margin al din nodul k; T k – taxa de transport în nodul k; PS – prețul
marginal de sistem; W – energia absorbită de consumator conform contractului bilateral cu
producătorul k; P – prețul energiei stabilit în contract.
Dacă producătorul k nu intră în ordinea de m erit (W’ = 0; T k = 0), el va încasa numai suma
(P – PS) * W, iar dacă prețul marginal de sistem PS depășește prețul din contractul bilateral,
producătorul pierde. Pe de altă parte, există posibilitatea ca atunci când prețul marginal de
sistem scade sub va loarea celui de contract, producătorul să câștige fără a produce energie.
Dacă producătorul intră în ordinea de merit și furnizează întreaga energie contractată (W’ =
W), suma încasată de el va fi (PM k – PS) * W + P * W – T k. Lăsând la o parte taxa de ac ces
la rețea, producătorul va fi în câștig sau în pierdere față de condițiile contractuale, după cum
prețul marginal în nodul k este mai mare sau mai mic decât prețul marginal de sistem.

24
Acest model încurajează concurența între producători, dar lasă izolat consumatorul de
efectele acestei concurențe. În felul acesta consumatorul nu este expus riscului de piață, dar
totodată nu poate beneficia de eventuala reducere a prețului energiei ca urmare a concurenței.
2.2. Restructurarea sectorului energetic în România

La nivel mondial, primele reforme în domeniul energiei electrice au avut loc în anii
1970, în Chile, fiind inițiate de grupul de economiști c unoscuți sub numele de „Chicago
Boys”. Alături de alte măsuri progresiste de reformă economică, aceștia au introdus concepte
noi precum privatizarea și liberalizarea pieței de energie, Gavrilas et al. (2007).
În Europa, primele inițiative ce vizau formarea și liberalizarea pieței de energie electrică au
aparținut Marii Brita nii, care a demarat acest program în anul 1990. Scurt timp după aceea, în
anul 1992, în „cursa” pentru restr ucturarea sectorului electrici tății s-au înscris, rând pe rând,
și alte state europene, cum ar fi Norvegia, Suedia, Germania, Finlanda, Danemarca sau
Spania. Amploarea tot mai mare pe care a cunoscut-o această mișcare pe întregul
continent a convins organismele Uniunii Europene de necesit ate analizei critice a
situației existente și adoptării unui punct de vedere comun pentru întreaga comunitate
europeană. În urma dezbaterilor care au urmat, în decembrie 1996, a luat naștere Directiva
96/92/EC a Parlamentului și Consiliului European privind reglementările comune pentru
piața internă de electr icitate, prezentată în Directive (1996).
În concepția Consiliului Europei, restructurarea sectorului electricit ății are la bază separarea
activităților din sector: producere, transport și distribuție etc. Directiva 96/92/EC definește
trei tipuri de separare, și anume:

 separarea completă / prin lege;
 separarea f uncțională / managerială și
 separarea contabilă.

Dintre acestea, cea mai sla bă formă de separare este cea contabilă; în cazul
societăților integrate este obligatorie ținerea de evidențe contabile distincte pentru activitățile
de producere, transport și distribuție și a oricărei altei activități colaterale. Cea mai puternică
formă de separare este separarea totală, în ca zul căreia, prin hotărâri le gislati ve, se
realizează scindarea vechii societăți integrate în societăți independente speciali zate pe cele
trei activități din sector. Între cele două extreme se găsește soluția separării funcționale, când

25
se menține o proprietate comun ă pentru o parte din acti vități, care funcționează însă ca și
componente distincte, controlate de str ucturi manageriale separate.

În faza inițială, de tranziție către piața c oncurențială, nu toți consumatorii au beneficiat de
relații contractuale directe cu producătorii sau furnizorii de energie ele ctrică și de acces
nediscriminatoriu la rețea. Pentru a beneficia de aceste drepturi un consumator trebuia să
aibă un consum anual de energie electr ică de cel puțin 100 GWh. Un asemenea consumator
este denumit consumator eligibil (se mai folosește și termenul de consumator calificat) .
Consumatorii care nu satisfac această condiție sunt denumiți consumatori captivi. În faza
inițială trecerea c onsumatorilor din categoria captivi, în cate goria eli gibili s-a făc ut gradual,
în trei etape:

 până la 19 februarie 1999 – consum minim anual 40 GWh ( 26% deschidere);
 până la 19 februarie 2000 – consum minim anual 20 GWh ( 28% deschidere);
 până la 19 februarie 2003 – consum minim anual 9 GWh ( 33% deschidere).

În anul 2003, Directiva 96/92/EC a fost înlocuită cu Directiva 54/2003, care
prevedea îndeplinirea următoarelor obiective până cel târziu în iulie 2007, conform Jamasb
(2005):

 garantarea a ccesului liber pentru act ivitatea de producție;
 separarea completă a activității de transport de restul sectorului și generalizarea
modelului de acces reglementat;
 deschiderea pieței pentru toți consumatorii în afară de cei casnici până în
2004 și deschiderea totală a pieței până în 2007;
 promovarea producției de electr icitate din surse regenerabile;
 reglementarea sc himburilor tra nsfrontaliere în vederea sporirii gradului de
interconexiune;
 întărirea rolului reglementatorilor;
 formarea unei piețe comune la nivel pan-european.

Pe de altă parte, raportul pe anul 2006 al ERGEG (European Regulators' Group for
Electricity and Gas) referitor la cr earea pieței c omune europene de electr icitate a scos în
evidență o serie de probleme ce stau în calea realizării acestui obiectiv, conform EER (2006):

26
 un grad insuficient de armonizare al regulilor de piață pentru statele UE, piețele de
energie rămânând în continuare predominant naționale;
 menținerea integrării pe verticală a producției, transportului și distribuției în
multe piețe naționale;
 insuficiența capacităților de interconexiune între statele vecine;
 piețe de echilibrare incompatibile;
 lipsa tra nsparenței privind informațiile de piață;
 neîncrederea partici panților la piață în mecanismele de formare a prețurilor;
 coordonare insuficientă între operatorii de transport și sistem.

2.3 Organizarea și structura sectorului energetic și a pieței de energie în România

În România, după cum se menționează în ANRE www ( 2009) și OPCOM www (2009),
primele demersuri legate de restr ucturarea sectorului energetic au fost făcute o dată cu
înființarea Autorității Naționale de Reglementare în domeniul Energiei (A.N.R.E.) în
1998, care a inițiat pregătirea cadrului legal pentru transformarea acestui sector. În anul
1998, din fosta Regie Națională de Electricit ate (RE NEL) se separă C. N.
Nuclearel ectrica și se formează Compania Națională de Electr icitate (CONEL), structură care
îngloba în cadrul unui monopol cu integrare pe verticală res tul entităților ce intră în
componența sistemului energetic național. Doi ani mai târziu, în 2000, se produce
„dezagregarea” CO NEL, din care se desprind viitorii ac tori ai pieței de energie electr ică,
separați după natura acti vității:
 Producătorii – Hidroelectrica, Termoele ctrica și o serie de producători
independenți, precum și
 Nuclearelectrica, existentă deja ca entitate de sine stătătoare;
 Operatorul de transport și dispecer – Transelectrica;
 Operatorii de distribuție – Electrica, cu cele 8 filiale ale sale.

A.N.R.E. delimitează cadrul general de funcționare a pieței de energie electrică, care se
deschide la data de 15 august 2000, fiind administrată de Operatorul Com ercial
(OPCOM), care funcționează în ca drul Transelectrica. A.N.R.E. concepe și legiferează
principalele reglementări ale sectorului energetice, c um sunt: Codul comercial ( 1999),
Regulamentul de Programare și Dispeceri zare (1999), Codul Tehnic al Rețe lei de Transport
(2000), Codul Tehnic al Re țelei de Distribuție (2000), Codul Tehnic de Măsurare (2002) și

27
Regulamentul de Furnizare (2004).
Simultan, are loc licențierea furnizorilor de energie electrică, al că ror principal rol este acela
de a asigura componenta comercială a legăturii între producători și consumatori. Totodată, se
introduce noțiunea de consumator eligibil (acel consumator care își poate alege furnizorul,
negociind cu ac esta prețul energiei), în opoziție cu cea de consumator captiv (acel
consumator care continuă să primească e nergie la prețuri reglementate, de la furnizorul
special desemnat).
Inițial, dreptul de exercitare a eligibilității a fost acordat acelor consumatori cu un consum
anual de energie electrică de cel puțin 100 GWh. Ulterior acest prag a fost redus treptat,
după cum urmează:
40 GWh în decembrie 2001, 20 GWh în ia nuarie 2004 și 1 GWh în noiembrie 2004.
Începând cu l una iulie 2006, toți consumatorii, cu exce pția ce lor casnici, au căpătat dreptul
de a-și exercita eligibilitatea, iar din luna iulie 2007 piața de energie electrică s -a deschis în
totalitate. Din acel moment, toți cei 8.5 milioane de consumatori din România, dintre care
majoritatea – aproape 8 milioane – sunt consumatori casnici, pot opta pentru f urnizori
alternativi, pe baza cererii și ofertei. Evoluțiile gradului de deschidere a pieței și a pragului
de eligibilitate a c onsumatorilor pe piața de energie electrică din România sunt prezentate în
Fig.1.4 și 1.5.

Fig. 2.4 Evoluția gradului de deschidere a pieței de energie electrică în România.

28

Fig.2.5 – Evoluția pragului de eligibilitate a consumatorilor pe piața de Energie El. în
România.

Piețe concurențiale de energie electrică
Pe piața de energie electrică din România tranzacțiile cu energie electrică între diferiții
participanți la piață se desfășoară pe două tipuri de piețe:
 Piața reglementată , care funcționează pe baza contractelor reglementate
(cantități și prețuri stabilite de reglementator, în speță A.N.R.E) și
 Piața con curențială , care funcționează după principiul cererii și ofertei, pe baza
legislației elaborate de A.N.R.E. La rândul ei, piața concurențială are alte
componente, și anume:
– Piața angro , pe care energia electrică este achiziționată de furnizori de
la producători sau de la alți furnizori, în vederea revânzării sau consumului
propriu, precum și de operatorii de rețea în vederea acoperirii
consumului propriu tehnologic, respectiv

29
– Piața cu amănuntul , pe care energia electrică este achizițio nată de
consumatorii finali sau agregatorii acestora, în vederea consumului propriu.
 Piața certificatelor verzi , care asigură tranzacționarea certificatelor verzi în cadrul
sistemului de cote obligatorii pentru promovarea energiei electrice din surse
regen erabile.
Piața reglementată funcționează, teoretic, până la atingerea unui grad de
deschidere de 100% al pieței concurențiale. În România, deși acest grad de deschidere a fost
legiferat începând cu data de 1 iulie 2007, datorită unor dificultăți de implem entare și a unui
grad redus de pregătire a micilor consumatori rezidențiali, comerciali și de alte tipuri, precum
și a furnizorilor și agregatorilor pentru participarea la piața cu amănuntul, a fost menținută în
funcțiune și piața reglementată.
Principalel e instrumente folosite pentru tranzacționarea energiei eectrice pe piața
concurențială sunt următoarele:
 contracte bilaterale cu producătorii interni ale furnizorilor, încheiate în vederea
asigurării consumului aferent consumatorilor eligibili;
 contracte de import ale producătorilor interni, pentru asigurarea obligațiilor din
contractele
 bilaterale
 contracte de import ale furnizorilor;
 contracte de export;
 contracte ale operatorilor de transport și distribuție în vederea prestării serviciului de
transport și serviciilor de sistem, respectiv a serviciului de distribuție;
 tranzacții pe piața spot, la prețul de închidere al pieței
 tranzacții pe piața certificatelor verzi;
Legislația din țara noastră prevede că piața de energie electrică are caracter concurențial la
nivelul producătorilor si furnizorilor de energie electrică, în timp ce activitățile de transport și
distribuție, considerate ca monopol natural, sunt reglementate, în vederea asigurării de către
operatorii de rețea a accesului la rețelele de transport și distribuție a deținătorilor de licențe.
Conform ultimei variante a Codului comercial elaborat de A.N.R.E., piața angro de energie
electrică are următoarele componente specifice:
 Piața contractelor bilaterale
 Piața pentru ziua următoare

30
 Piața de echilibrare și
 Piața serviciilor de sistem tehnologice
Diferitele componente ale pieței concurențiale de energie electrică sunt descrise succint în
cele ce urmează, în conformitate cu datele din Codul comercial (2009).

Piața centralizată a contra ctelor bilaterale (PCCB)
Codul comercial (2009) prevede două tipuri de contracte de vânzare – cumpărare a energiei
electrice, și anume:
 contracte reglementate, al cărui conținut cadru este stabilit de A.N.R.E. și
 contracte nereglementate, al cărui conținut este stabilit de părți prin negociere direct
Contractele reglementate se încheie între producători și furnizorii consumatorilor
captivi, acționând ca mecanisme de asigurare a părților contractante împotriva riscului de
variație a prețului de închidere al pieței (PIP) de pe Piața pentru ziua următoare (PZU).
Totuși, cantitățile de energie electrică și prețurile orare din contractele reglementate sunt
determinate pe baze concurențiale, prin simularea funcționării optime a unităților de
producere a energiei electrice în vederea minimizării costurilor la nivel de SEN.
Contractele nereglementate sunt negociate și atribuite prin licitație publică pe PCCB.
La PCCB pot participa toți producătorii, furnizorii și consumatorii eligibili de energie
electrică. Ofert ele de vânzare și cumpărare nu sunt standardizate din punctul de vedere al
cantităților ofertate, a perioadelor și termenelor de livrare. În plus, după atribuirea unui
contract bilateral, până la realizarea livrării propriu -zise de energie, termenii contra ctului pot
fi renegociați, într -o sesiune de licitație ulterioară.
Producătorii și furnizorii care participă la PCCB stabilesc oferte tip de vânzare / cumpărare a
energiei electrice profilate orar, ținând seama de posibilitățile de producere ale unitățilo r
aflate în portofoliu, respectiv de curba orară de variație a sarcinii pe piața de energie electrică.
Ofertele tip de energie electrică vor fi dimensionate pe cel puțin una din
următoarele durate de utilizare a puterii:
 oferte la putere medie orară const antă pe perioada de ofertă (oferte în bandă);
 oferte pe două sau mai multe paliere de putere medie orară constantă pe perioade
orare zilnice bine definite (oferte în semibandă);

31
 oferte în orele de vârf de sarcină;
 oferte în gol de sarcină.
Aceste oferte conțin următoarele elemente componente:
 Cantitatea de energie electrică ofertată, pe care participantul la PCCB dorește să o
ranzacționeze, valoare stabilită în funcție de criteriile proprii de rentabilitate.
 Perioada de livrare a energiei, care trebuie să fie de cel puțin o lună.
 Două valori pentru prețul de vânzare / cumpărare la care cantitatea de energie
tranzacționată prin contract va fi ofertată la deschiderea licitației:
prețul minim și prețul maxim.
Piața centralizată pentru ziua următoa re (PZU)
Piața pentru Ziua Următoare (PZU), numită uneori și piață spot , reprezintă cadrul
organizat în care au loc tranzacții cu energie electrică, profilate pe intervale de tranzacționare
( 1 oră), pentru ziua următoare, numită zi de livrare . Deoarece tranzacțiile se desfășoară
separat pentru fiecare interval de tranzacționare, PZU conține 24 de piețe independente ,
corespunzătoare livrării de energie electrică la o putere constantă de -a lungul intervalului de
tranzacționare respectiv.
PZU reprezintă u n instrument la dispoziția participanților pentru asigurarea, în ziua de
livrare, a echilibrului între portofoliul de contracte bilaterale, prognoza de consum și
disponibilitatea tehnică a unităților de producere. Surplusul sau deficitul de energie electri că
activă se poate echilibra prin vânzarea sau cumpărarea acesteia pe PZU.
Pentru fiecare interval de tranzacționare, participanții la PZU pot transmite la
OPCOM oferte de cumpărare și oferte de vânzare, fiecare asemenea ofertă putând conține
până la 25 p erechi preț – cantitate. Pentru fiecare pereche preț -cantitate, termenul preț va
reprezenta:
 prețul unitar maxim, la care participantul la PZU este dispus să cumpere o cantitate de
 energie electrică ce nu depășește cantitatea menționată în perechea preț -cantitate.
 prețul unitar minim la care participantul la PZU este dispus să vândă o cantitate de
energie electrică ce nu depășește cantitatea menționată în perechea preț -cantitate.
Ofertele se transmit către OPCOM în format electronic, prin canalele de
comuni cație specializate, pentru fiecare zi de livrare până la ora de închidere a PZU (ora
11:00 a zilei de tranzacționare anterioară zilei de livrare).

32
După validarea ofertelor de vânzare / cumpărare transmise înainte de ora de închidere a PZU,
operatorul comer cial calculează Prețurile de Închidere a Pieței (PIP) și a cantitățile de energie
electrică tranzacționate, pentru fiecare interval de tranzacționare din ziua de livrare. Mai întâi
se determină curbele agregate ale ofertei și cererii.
Curba ofertei se obți ne prin combinarea într -o ofertă unică a tuturor perechilor preț -cantitate
din ofertele de vânzare ale participanților, sortate în ordine crescătoare a prețurilor, începând
cu perechea preț -cantitate cu prețul cel mai mic până la cea cu prețul cel mai mare . La rândul
ei, curba cererii se obține prin combinarea într -o ofertă unică a tuturor perechilor preț –
cantitate din ofertele de cumpărare, sortate în ordinea descrescătoare a prețurilor, începând
cu perechea preț -cantitate cu prețul cel mai mare, până la c ea cu prețul cel mai mic.
După determinarea curbelor ofertei și cererii, acestea se suprapun în vederea determinării
PIP,
în punctul de intersecție al celor două curbe (Fig.2.6).
În funcție de modul în ca re se produce intersectarea curbelor ofertei și cererii, PIP se
calculează diferit, după cum se indică în Fig. 2.7. Astfel, punctual sau punctele de intersecție
între cele două curbe reprezintă punctual în care se realizează echilibrul între ofertele de
vânzare și cumpărare a gregate la nivelul întregului sistem. În cazul în care există un singur
punct de intersecție (așa cum se întâmplă în Fig. 27. a sau b) sau at unci când toate punctele
de intersecție au un același preț (așa cum se întâmplă în Fig. 27.c), prețul asociat acestui
punct sau a cestor puncte reprezintă PIP.
În sit uația în ca re există mai multe puncte de intersecție cărora le corespund mai multe prețuri
(așa c um se întâmplă în Fig. 2.7.d), PIP se determină ca o medie aritmetică dintre valorile
maximă pmax și minimă pmin ale prețurilor corespunz ătoare punctelor de intersecție,
adică:
PIP = (pmax + pmin) / 2
În ca zul în care curba cererii sau c urba ofertei are cantități agregate egale cu zero,
atunci PIP este nedefinit și se aplică proceduri speciale pentru închiderea pieței.
Pe situl OPCOM se prezintă zilnic situația privind tra nzacțiile pe PZU, sub forma
valorilor orare ale PIP și volumului de energie electrică tranzacționat.

33

Fig 2.6 Curba ofertei de energie tranzactionate

Fig 2.7 determinare punctelor de intersetie oferta /cerere
Piața de echilibrare (PE) este una din componentele pieței angro de energie
electrică, organizată de Operatorul de Transport și de Sistem în scopul colectării ofertelor de
livrare a energiei de echilibrare introduse sau extrase din sistem de participanții la acest tip
de piață și a le utiliza pentru asigurarea siguranței și stabilității în funcționare a SEN și pentru
a rezolva eventualele restricții de rețea care se pot manifesta. La rândul său, energia de

34
echilibrare este definită ca reprezentând cantitate a de energie ce poate fi pusă la dispoziția
Operatorului de Transport și de Sistem de o unitate dispecerizabilă sau de un consumator
dispecerizabil în intervalul de dispecerizare considerat.
Astfel, pe PE participanții vor cumpăra sau vinde energie electr ică astfel încât să
asigure compensarea abaterilor de la valorile prognozate ale producției si ale consumului si
pentru rezolvarea comercială a restricțiilor de sistem. Prin intrarea pe PE, fiecare participant
își asumă responsabilitățile financiare pentru dezechilibrele fizice pe care le creează prin
abateri între producția programată și cea realizată sau între schimburile programate si cele
realizate.
Elementul central în asumarea acestor responsabilități financiare este Partea
Responsabilă cu Echilibrar ea (PRE). Fiecare participant la piața de energie, în particular la
PZU, este obligat să încheie cu Operatorul de Transport și Sistem o convenție de asumare a
responsabilității echilibrării sau să aducă dovada transferării acestei responsabilități către o
altă Parte Responsabilă cu Echilibrarea. Definirea PRE în cadrul Codului comercial (2009)
asigură condițiile necesare pentru efectuarea tranzacțiilor cu energie electrică în mod ordonat,
pentru stabilirea balanței energiei electrice a SEN, pentru separarea tranzacțiilor financiare de
cele fizice și pentru decontarea corectă a tranzacțiilor pe piața de energie electrică.
Partea Responsabila cu Echilibrarea își asumă responsabilitatea financiară față de
Operatorul de Transport și Sistem pentru decontarea de zechilibrelor totale rezultate din
agregarea dezechilibrelor individuale ale fiecărui participant care s -a înscris în acea PRE.
Reunirea în cadrul unei PRE a mai mulți participanți la piața de energie electrică permite
compensarea reciprocă a dezechilibrel or create de fiecare participant și redistribuirea
costurilor și beneficiilor. Acest lucru se obține prin adoptarea în cadrul PRE a unei metode
acceptate de toți participanții pentru alocarea internă a costurilor sau beneficiilor generate de
dezechilibrele nete ale PRE.
Astfel, reglementarea PRE (2007) emisă de A.N.R.E., prevede posibilitatea
utilizării a trei metode de alocare internă, între participanții incluși în aceeași PRE, a
costurilor sau beneficiilor generate de Dezechilibrele Nete ale PRE și anum e:
Alocare proporțională cu valoarea absolută totală a consumului și/sau producției lunare;
Alocare proporțională cu valoarea absolută a consumului și/sau producției orare;
Redistribuire internă a plăților.

35
Utilizarea acestor metode este ilustrată în continuare prin exemple corespunzătoare, preluate
din PRE (2017).
Cazul de bază
Se consideră cazul unei PRE cu 3 participanți care își pot asuma responsabilitatea echilibrării
fie individual, fie în cadrul PRE. Situația privind producția netă (+) sau consumul net ( –) ale
fiecărui participant și pe ansamblul PRE, pentru patru ore pe lună, considerate semnif icative,
este prezentată în tab3 .1.
În continuare, se consideră că dezechilibrele fizice (în MWh) pozitive corespund unui
excedent de energi e vândută, iar cele negative corespund unui deficit de energie necesar a fi
cumpărată. Pe de altă parte, valorile financiare (în €) pozitive reprezintă costuri, iar cele
negative – venituri.
Pentru situația de referință , în care fiecare din cei 3 particip anți își asumă responsabilitatea
echilibrării individual față de OTS, costurile suportate de fiecare dintre aceștia pentru
dezechilibrele cretae sunt cele reglementate.
Valorile din rub ricile „Total PRE” din Tabelul 3 .2 corespund situației formării PRE, ca z în
care dezechilibrul net (în MWh) și costurile asociate acestuia (în €) sunt mai mici
decât în situația de referință.
Tabelul 3.1 – Producția netă (+) și consumul net (–) pentru fieca re partici pant și poziția netă a PRE.
Ora 1 Ora 2 Ora 3 Ora 4 Total lună Suma valorilor absolute
Participant 1 (MWh) 200 150 150 200 700 700
Participant 2 (MWh) -100 -100 -100 -100 -400 400
Participant 3 (MWh) 50 25 50 75 200 200
Poziția netă a PRE 150 75 100 175 500 500
Total absolut 350 275 300 375 1300 1300

Tabelul 3.2 – Costuri cu dezechilibrele în cazul asumării individuale a responsabilității echilibrării

Ora 1
Ora 2
Ora 3
Ora 4 Total
lună
Prețul pentru Deficit de Energie (€/MWh) – Pdef 50 50 50
50 –
Prețul pentru Exceden t de Energie (€/MWh) – Pexc 17 40 30 17 –
Dezechilibre (MWh) – DQ
Participant 1 – DP1 -4 -2 -1 -5 -12
Participant 2 – DP2 -8 4 6 -3 -1
Participant 3 – DP3 5 -2 4 -4 3

36
Total PRE – DPRE -7 0 9 -12 -10
Costul Dezechilibrelor (€)– DQ * Pdef sau DQ * Pexc
Participant 1 – CP1 200 100 50 250 600
Participant 2 – CP2 400 -160 -180 150 210
Participan – CP3 -85 100 -120 200 95
Total – CP1 + CP2 + CP3 515 40 -250 600 905
Total PRE – DPRE * Pdef sau DPRE * Pexc 350 0 -270 600 680

Metoda de alocare proporțională cu valoarea absolută totală a consumului și/sau
producției lunare

În cazul în care cei 3 participanți formează o PRE și cad de acord să realoce costurile /
beneficiile f olosind această metodă de alocare, costurile sau beneficiile suportate de PRE
pentru dezechilibrele nete create în fieca re oră se alocă între partici panți proporțional cu
valoarea a bsolută totală a c onsumului net sau producției nete lunare, așa cum se ilustrea ză în
Tabelul 3.3. Ulti ma coloană a acest ui tabel conține câștigul procentual al fiecăr ui partici pant
în raport cu sit uația de referință din tabelul 3.2. Se constată că, în ca zul realocării pe baza
acestei metode, nu toți partici panți beneficia ză de pe urma formării PRE.

Tabelul 3.3 – Costurile suportate de participanți pentru dezechilibre în cazul formării unei PRE
care utilizează pentru decontarea internă “metoda de alocare proporțională cu valoarea
absolută totală a consumului și/sau producției lunare”

Ora 1 Ora 2 Ora 3 Ora 4 Total lună Câștiguri
Participant 1 (€) 188.5 0.0 -145.4 323.1 366.2 39.0%
Participant 2 (€) 107.7 0.0 -83.1 184.6 209.2 0.4%
Participant 3 (€) 53.8 0.0 -41.5 92.3 104.6 -10.1%
Total (€) 350.0 0.0 -270.0 600.0 680.0

Metoda de alocare proporțională cu valoarea absolută a consumului și/sau producției orare

În cazul în care cei 3 participanți formează o PRE și cad de acord să realoce costurile /
beneficiile f olosind această metodă de alocare, costurile sau beneficiile suportate de PRE
pentru dezechilibrele nete create în fie care oră se alocă între partici panți proporțional cu
valoarea absolută a consumului net sau producției nete orare, așa cum se ilustrează în Ta belul
3.4. Ultima coloană a acest ui tabel conține câști gul procentual al fie cărui partici pant în raport
cu sit uația de referință din Tabelul 3.2. Și în ac est caz se constată că, nu toți participanți
beneficia ză de pe urma formării PRE.

Tabelul 3.4 Costurile suportate de partici panți pentru dezechilibre în cazul formării unei PRE
care utilizează pentru decontarea internă “metoda de alocare proporțională cu valoarea

37
absolută a consumului și/sau producției orare”.

Ora 1 Ora 2 Ora 3 Ora 4 Total lună Câștiguri
Participant 1 (€) 200.0 0.0 -135.0 320.0 385.0 35.8%
Participant 2 (€) 100.0 0.0 -90.0 160.0 170.0 19.0%
Participant 3 (€) 50.0 0.0 -45.0 120.0 125.0 -31.6%
Total (€) 350.0 0.0 -270.0 600.0 680.0

Metoda de alocare prin redistribuire internă a plăților

Pentru această metodă se impune determinarea prealabilă a valorilor revizuite ale prețurilor
pentru deficit, respectiv excedent de energie. Aceste prețuri vor fi folosite pentru realocarea
internă a costurilor și/sau beneficii lor între parteneri. Modul de calcul al prețurilor revizuite
de deficit și excedent este prezentat sintetic în tabelul 3.4.
Se pornește de la costurile totale în cazul de referință și în cazul formării PRE și de la
dezechilibrele absolute totale a le PRE și se determină câștigurile unitare la nivel de PRE.
Aceste câștiguri unitare sunt apoi scăzute, respectiv adunate la valorile inițiale ale prețurilor
de deficit, respectiv excedent, pentru a produce valorile revizuite ale acelorași prețuri.
Costurile / beneficiile individuale ale fiecărui participant se calc ulează prin înmulțirea
dezechilibrelor individuale, conform tabelului 3.4, cu valorile revizuite ale prețurilor
corespunz ătoare din ta belul 1.5. Rezultatele ace stor calcule sunt reproduse în tabelul 1.5.
Ultima coloană a acest ui tabel conține câști gul procentual al fiecărui partici pant în raport cu
situația de referință din tabelul 3.4.
Se constată că de această dată, suma costurilor individuale este întotdeauna egală cu
costurile PRE și toți partici panții beneficia ză de avantajele formării PRE.
Această metodă de redistribuire a costurilor este singura care garantează că întotdeauna toți
partici panții incluși într-o PRE beneficia ză de avantajele agregării dezechilibrelor.
Prin contrast celelalte două metode pot genera situații în care unii dintre partici panții incluși
în PRE suportă costuri mai mari decât în cazul de referință.

Tabelul 3.5– Determinarea valorilor revizuite ale prețului pentru deficit de energie și prețului
pentru excedent de energie utilizate pentru decontarea internă.

Ora 1
Ora 2
Ora 3
Ora 4 Total
lună
Costuri totale în cazul de referință – Cref
Costurile PRE (€) – CPRE 515
350 40
0 -250
-270 600
600 905
680
Dezechilibrul absolute al PRE* – DPRE 17 8 11 12

38
Cîștiguri
Absolute (€)- Cref – CPRE
Unitare (€/MWh )- Pun = (Cref – CPRE)/DPRE
165
9.71
40.0
5.00
20.0
1.82
0.0
0.00
225
Valorile inițiale ale prețurilor
Prețul pentru Deficit de Energie (€/MWh ) – Pdef
Prețul pentru Exceden t de Energie (€/MWh ) – Pexc
50.00
17.00
50.00
40.00
50.00
30.00
50.00
17.00
Valorile revizuite ale prețurilor
Prețul pentru Deficit de Energie (€/MWh ) – Pdef – Pun
Prețul pentru Exceden t de Energie (€/MWh ) – Pexc – Pun
40.29
26.71
45.00
45.00
48.18
31.82
50.00
17.00

*) Suma valorilor absolute ale dezechilibrelor individuale ale paricipanților: |DP1| + |DP2| + |DP3|,
conform datelor din Ta belul 3.4.

Tabelul 3.6 – Costurile suportate de partici panți pentru dezechilibre în cazul formării unei PRE
care utilizează pentru decontarea inter nă “metoda de redistribuire internă a plăților”.
Ora 1 Ora 2 Ora 3 Ora 4 Total lună Cîștiguri
Dezechilibre fizice, conform datelor din Tabelul 4
Participant 1 (MWh)
Participant 2 (MWh)
Participant 3 (MWh) -4
-8
5 -2
4
-2 -1
6
4 -5
-3
-4 –
–
– –
–
–
Costuri / bene ficii realocate participanților conform metodei de redistribuire internă a plăților
Participant 1 (€)
Participant 2 (€)
Participant 3 (€) 161.2
322.4
-133.5 90.0
-180.0
90.0 48.2
-190.9
-127.3 250.00
150.00
200.00 549.4
101.4
29.2 8.4%
51.7%
69.3%
Total (€) 350.0 0 -270.0 600.0 680.0

Piața serviciilor de sistem tehnologice (P SST)
Principalele obiective ale PSST sunt:
asigurarea unei cantități suficiente de servicii de sistem tehnologice disponibilă pentru OTS
și operatorii de distribuție;
achiziționarea într-o manieră transparentă și nediscriminatorie a serviciilor de
sistem tehnologice și a energiei electrice pentru acoperirea pierderilor tehnice în rețelele
electrice;
vânzarea sau achiziționarea într-o manieră transparentă și nediscriminatorie a
energiei
electr ice de către OTS în vederea compensării schimburilor neplanificate;
păstrarea la un nivel minim rezonabil a costurilor pentru achiziționarea serviciilor de

39
sistem tehnologice și a energiei electrice pentru acoperirea pierderilor tehnice în rețelele
electrice.
În categoria serviciilor de sistem tehnologice care cad sub incidența acestei
piețe intră următoarele tipuri de servicii:

 rezerva de reglaj secundar și te rțiar;
 puterea reactivă pentru reglarea te nsiunii;
 alte servicii de sistem tehnologice definite de Codul Tehnic al Rețelei Electrice de
Transport
 energie electr ică pentru acoperirea pierderilor tehnice în rețelele electrice.

Regulile care se aplică pentru achiziționarea serviciilor de sistem tehnologice din
categoriile menționate sunt prezentate în Codul comercial (2009).

Burse de energie electrică

Piață financ iară sau bursa de energie electrică este un centru de tranzacționare
centralizată, unde toți partici panții pot tranzacționa contracte de tip derivativ.
Principalele funcții ale bursei financiare sunt:

 furnizarea de facilit ăți necesare pentru activitățile dedicate managementului
riscului
 asigurarea sta bilității și f lexibilității prețului
 asigurarea tra nsparenței și descoperirea prețului
 furnizarea de oportunități de investiții
 furnizarea unui cadru legal și de reglementare pentru tranzacționare
 furnizarea de servicii de compensare.

Cea mai importantă dintre aceste funcții este cea de protejarea la risc.
Astfel, participanții care reali zează tra nzacții pe piața spot (PZU) se confruntă cu risc ul
generat de incertitudinea cu privire la evoluția prețurilor pe această piață.
Pentru stabilizarea procesul de tranzacționare este necesar un instrument care să permită
eliminarea sau compensarea ac estor risc uri și un loc unde să obțină acest instrument.
În ace st sens, bursele financiare oferă instrumente financiare precum contractele futures,

40
forwards, options și creează un mediu de tranzacționare pentru aceste contracte financiare.
Bursa de energie electrică este deschisă partici pării producătorilor, furnizorilor și marilor
consumatori industriali. Ofertele pe care ace ști participanți le pot prezenta pe bursă sunt
standardizate din punctul de vedere al următoarelor aspecte:
 puterea ofertată pentru fi ecare oră pe parcursul perioadei de livrare este
standardizată la valoarea de 1 MW.
 durata de utilizare zilnică a puterii:
 oferte în bandă, între orele 00:00 – 24:00
 oferte pentru vârf, între orele 06:00 – 22:00 și
 oferte pentru gol, între orele 00:00 – 06:00 și 22:00 – 24:00.
 termenul de livrare:
 oferte pentru 1 săptămână (de exemplu: săptămâna 10_2018)
 oferte pentru 1 lună (de exemplu: 01.03 – 31.03.2019)
 oferte pentru 1 trimestru (de exemplu: 01.01 – 31.03.2019)
 oferte pentru 1 an (01.01 – 31.12.2018).
Pentru s implificarea programării tra nzacțiilor bazate pe instrumentele financiare de tipul
contractelor forward, futures sau options se folosește o codificare de forma următoare,
indicată pentru ca zul particular al contractelor forward:

FWT_D_COD
unde: FW – codificarea variantei de contract, în ca zul de față contract forward;
T – codificarea tipului de contract, cu următoarele valori posibile: B – contracte în bandă;
V – contracte la vârf; G – contracte la gol. D – codificarea duratei contractului, cu
următoarele valori posibile: S – contract săptămânal; L –contract lunar; TR – contract
trimestrial; A – contract anual. COD – codificarea săptămânii, lunii, trimestrului și anului
(Observație: codurile de săptămână (de exemplu: 05_19 este c odul pentru săptămâna a 5-a
din anul 2019), lună (de exemplu: MAR_19 este codul pentru luna Martie 2019) și trimestru
(de exemplu: 02_19 este codul pentru tri mestrul 2 din anul 2019) conțin obligatoriu și anul
de referi nță). Codificarea anului se face prin indicarea directă a acestuia (de exemplu, 2019).

Tabelul 3.7 – Exemple de codificare pentru contractele de tip forwar d.
Instrument Contract bilateral încheiat

41

FWB_S_07_19 Contract forward pentru energie electrică livrată în bandă pe perioadă de o
săptămână , în săptămâna a 7 -a din anul 2019.

FWV_L_IAN_19 Contract forward pentru energie electrică livrată în vârf de sarcină (6:00 –
22:00) pe perioadă de o lună , pentru luna Ianuarie a anului 2019.

FWG_TR_02_19 Contract forward pentru energie electrică livrată în gol de sarcină (00:00 –
6:00, 22:00 – 24:00) pe perioadă de un trimestru , pentru trimestrul 2 al anului
2019.

FWB_A_2019 Contract forward pentru energie electrică livrată în bandă pe perioadă de un
an, pentru anul 2019.

Tabelul 3.8 – Calendarul de tranzacționare pentru contracte forward în bandă.

Tip Contract
Denumire Prima zi de
tranzacționare Ultima zi de
tranzacționare Prima zi de
livrare Ultima zi de
livrare

Săptămânal FWB_ S_20_19 16.03.2019 30.04.2019 11.05.2019 17.05.2019
FWB_ S_21_19 23.03.2019 08.05.2019 18.05.2019 24.05.2019
FWB_ S_22_19 30.03.2019 15.05.2019 25.05.2019 31.05.2019
FWB_ S_23_19 06.04.2019 22.05.2019 01.06.2019 07.06.2019
FWB_ S_24_19 13.04.2019 29.05.2019 08.06.2019 14.06.2019
FWB_ S_25_19 21.04.2019 04.06.2019 15.06.2019 21.06.2019

Lunar FWB_ L_mai_ 19 02.12.2018 22.05.2019 01.06.2009 30.06.2019
FWB_ L_iun_ 19 05.01.2019 23.06.2019 01.07.2009 31.07.2019
FWB_ L_iul_19 02.02.2019 24.07.2019 01.08.2009 31.08.2019
FWB_ L_aug 19 02.03.2019 24.08.2019 01.09.2009 30.09.2019

Trimestrial FWB_T R_3_18 30.03.2018 23.06.2018 01.07.2018 30.09.2018
FWB_T R_4_18 02.07.2018 23.09.2018 01.10.2018 31.12.2018
FWB_T R_1_19 01.10.2018 23.12.2019 01.01.2019 31.03.2019
FWB_T R_2_19 02.01.2019 24.03.2019 01.04.2019 30.06.2019

Anual FWB_ A_2018 03.01.2018 23.12.2018 01.01.2018 31.12.2018
FWB_ A_2019 05.01.2019 24.12.2019 01.01.2019 31.12.2019

INDICATORI PRI VIND APREC IEREA NI VELULUI DE CONC URENȚĂ PE
PIAȚA DE EN ERGIE

Nivelul concurenței pe piața națională de energie electrică poate fi aprec iat prin
intermediul unui set de indicatori transparenți și relevanți:
a) rata de concentrare a pi eței;

b) indicatorul Herfindah l-Hirsch man (H HI);

c) indicatorul producătorul ui deter minist – PSI (Pivotal Supp lier Index) sau RSI (Residual

42

Supplier In dex).

Concentrarea unei piețe este determinată de numărul de participanți existenți pe piață și
de cot ele de piață ale a cestora pe piața respectivă.
Rata de concentrare a pieței este reflectată de cota de piață a celui mai mare participant
la pia ță (C1) sau suma cotelor de piață ale pri melor trei participanți ( C3).
Corespunzător practi cilor și docu mentelor elaborate la nivelul UE, valorile lui C1 pot fi
interpretate astfel:

– valori mai mari de 20% pot fi îngrijorătoare pent ru concu rență;

– o valo are mai mare de 40% poate sugera e xistența unei poziții do minante pe p iață;

– o valo are mai mare de 50% indică o poziție do minantă pe piață.

Valorile lui C3 pot fi in terpretate ast fel:

– C3 tinde la 0%, concure nță perfectă;

– 40%<C 3<70%, piață moderat conce ntrată;

– 70%<C 3<100%, piață excesiv conc entrată.
Pentru fiecare piață, indicele HHI se calculează prin însumarea pătrate lor cotelor de piață
ale participanților:

în care Q j(i) reprezintă cota de piață a pa rticipantului j, în interval ul de timp i.

Indicele HHI este interpretat astfel:

– HHI tinde la 0, concu rență perfectă;

– HHI<1000, piață neconcentr ată;

– 1000<H HI<1800, pia ță moderat concentrată;

– HHI>1800, pia ță cu co ncentrare ridicată;

– HHI=10000, monopol.
PSI la nivel de sistem se definește pentru fiec are producă tor/prticipa nt la piață, cu relația:

în care:

CAP tot(i) – capacita tea totală disponi bilă în sistem în ora i;

CAP j(i) – puterea disponibilă a prod ucătorulu i/ participantului la p iață j în ora i;

43
CERERE(i) – sarcina t otală a siste mului în intervalul de timp i.

RSI este o formă a lui PSI, calculat pentru cel mai mare producător (vânzător) al
fiecă rui interval.

Pentru particularizarea la diferite piețe, PSI/RSI se pot determina pe baza cantităților
ofertate/vâ ndute o rar de participanți la piață, con form relața

Qk/j(i) – cantitatea oferită de produc ătorul/ participantul k/j la piață în ora i;

Vk(i) – cantita tea vândută de produ cătorul/ part icipantul k la piață în o ra i.

În fig. 2.8 și 2.9 se prezintă evoluția indicilor de con centrare pe PZU pentru anul 2017; 2018 .
Indicatorul C3 are valori cuprinse între 30,8% – 37,9% în cazul vânzării și 34,5% – 58,4% în
cazul cumpărării, valori care corespund unei piețe moderat concentrate. Indicatorul HHI are
valori cuprinse între 595 – 1108 în cazul vânzării și 624 – 1279 în cazul cumpărării,
majoritatea valorilor corespund u nei piețe neconcentrate.
În fig. 2.10 și 2.11 se prezintă evoluția indicilor de conc entrare pe PCCB pentru anul 2017;
2018 .
Indicatorul C3 are valori cuprinse între 81,95% – 99,27% în cazul vânzării și 62,44%
–
74,89% în cazul cumpărării, valori care cor espund unei piețe excesiv concentrate. Indicatorul
HHI are valori cuprinse între 2454 – 3936 în cazul vânzării și 1569 – 2552 în cazul
cumpărării, majoritatea valorilor corespund unei piețe cu concentrare ridicată.

44
fig 2.8 evoluția indicilor de concentrare pe PZU pentru anul 2017

fig 2. 9 evoluția indicilor de concentrare pe PZU pentru anul 2018

fig 2.10 evoluția indicilor de concentrare pe PCCB pentru anul 2017

fig 2.11 evoluția indicilor de concentrare pe PCCB pentru anul 2018

45

Evoluția indicatorilor de concentrare pe PZU ș i PCCB se prezintă în tabelele 3.9 și 3.10 .
Tabelul 3.9. Evoluția indicilor de concentrare pe PZU

Anul Vânzare Cumpărare
HHI C3 [%] HHI C3 [%]
2012 562 30,54 902 42,92
2013 448 26,61 497 28,86
2014 573 32,28 592 32,33
2015 558 29,08 612 34,88
2016 838 42,41 461 25,45
2017 746 35,33 890 44,97

Tabelul 3.10 . Evoluția indicilor de concentrare pe PCCB

Anul Vânzare Cumpărare
HHI C3 [%] HHI C3 [%]
2012 2657 82,77 1085 46,58
2013 2669 87,55 635 32,52
2014 3142 95,32 551 25,00
2015 4049 98,28 1929 66,58
2016 4048 98,80 2660 76,87
2017 3279 92,43 2109 68,26

2.5 PLATFO RMA DE TRANZACȚ IONA RE A CERTIFI CATELOR DE EMISII DE
GAZE CU EFECT DE SERĂ

Schimbar ile climatice reprezi ntă una din cele mai mari provocări cu care ne
confruntă m. Potrivit celui de-al Patrulea Raport Global de Evaluare al Grupului
Interguve rnamental priv ind Schimbarile Cli matice – IPCC elaborat în anul 2007, ac tivitățile
umane (arderea combustibililor fosili, sch imbarea folosinței terenuri lor, etc.) contribu ie
semnificat iv la cresterea conc entratiilor emisiilor de gaze cu efect de sera în at mosfera
(dioxid de carbon, metan, protoxid de azot, hi drofluoroc arburi, perfluorocarburi,
hexafluorura de sulf), deter minand schimbarea compoziț iei acesteia și încălzirea climei.

46
Impactul schimbărilor climatice se re flectă în: creșterea temperatur ii medii cu
variații se mnificat ive la nivel regional, diminuarea resurse lor de apă pentru populație,
reducerea volu mului ca lotelor glaciare, creșterea ni velului oceanelor, modifica rea ciclului
hidrologic, modific ări în desfășur area anotimpurilor, creșterea frecv enței și intensit ății
fenomenelor climatice extre me, redu cerea biodiversității.
În 1992 Ro mania a semnat Convenția -cadru a Natiuni lor Unite asupra Schimbar ilor
Climatice (UN FCCC), ratificată prin Legea nr. 24/199 4, anga jându-se să ac ționeze pentru
stabili zarea concen trațiilor gazelor cu efect de seră în atmosferă la un nivel ca re să
împiedice perturbarea antropică a sistemului climatic. De ase menea, România a
semnat Protoco lul de la Kyoto în 1999 fiind prima Parte aflată pe Anexa I a UNFCCC
care l-a ratificat prin Legea nr. 3/200 1. Valoa rea angajamentului de reducere a emisiilor
de gaze cu efect de se ră asu mat de România pentru perioada 2008 – 2012 este de 8 %,
considerând nive lul emisiilor din anul 1989 d rept nivel de referință. Începând cu anul
2002, Ro mânia trans mite a nual Secretariatului U NFCCC, Inventarul național al
emisiilor de gaze cu efect de seră realizat conform metodolog iei IPC C, utilizând formatul
de rap ortare co mun tuturor ță rilor (CRF Reporter).
Conform obl igațiilor asu mate la nivel internațional, ultimul inven tar național al
României a fost transmis în anul 2010 și conține estimările emisiilor de gaze cu efect de
seră pentru perioada 1989 -2008. Emisiile totale de gaze cu efect de seră (excluzând
contribuția sec torului Folosința Terenurilor, Schimbarea Folos inței Terenuril or și
Silvicultură) au scăzut în anul 2008 cu 46,8 9% compara tiv cu nivelul emisiilor din anul
1989 . Pentru reducerea costurilor acțiunilor de limitare și reducere a emisiilor de gaze
cu efect de seră, Protocolul de la Kyoto prevede utilizarea a trei mecanisme flexibile și
voluntare de coopera re internațională: Implementare în comun, Mecanismul de Dezvol tare
Curat ă, și Co mercializarea Internațională a Emisiilor. România s-a implicat în realizarea
proiecte lor de investiții de tip "Impl ementare în Com un", col aborând cu difer ite state în
vederea realiz ării transferului de tehno logie, creșterea eficienței energetice a obie ctivelor
unde se realizea ză inve stițiile și îmbunăt ățirea calităț ii mediului, acestea având și important
impact social. Astfel, au fost încheiate Memorandu muri de Înțelegere (cu Elveția,
Olanda, Norvegia, Danemarca, Austr ia, Suedia și Franța, Italia, Finlanda Banca Mondia lă
în cadrul Fondului Prototip al Carbonulu i), constituind baza legală pent ru rea lizarea aces tor
proiecte.

47
În Romania, Directiva 2003/87 /CE pr ivind stabilirea schemei de comercializare a
certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră a fost implementată începând cu anul 2007
(data aderă rii la UE). Aceasta este un instru ment creat pentru a sprijini Statele Membre în
vederea promovării reducerii emisiilor de gaze cu efect de seră într-un mod eficient din
punct de vedere econo mic, pentru îndeplinirea angajamentelor sub Protocolul de la Kyoto.
Funcț ionarea schemei se bazează pe limitarea-tranzacționa rea certifica telor de emisii de
gaze cu efect de se ră aloca te operator ilor care dețin instalații în care se desfășoa ră activități
regle mentate de Direct iva, în măsura în care aceștia respectă prevederile pr ivind l imitele
privind emisiile de C O2 stabil ite prin Planul Nați onal de A locare (NAP).
Prin Planul Național de Aloca re, Guvernul a stabilit numărul de certificate alocat în
perioada 2007 și 2008 – 2012 pent ru ins talațiile în care se desfășoa ră activități din
sectoarele: energie, rafinare produse petroliere, producție și prelucr are metale feroase,
ciment, var, sticlă, ce ramică, celuloză și hârtie. Astfel, au fost puse în aplic are deciziile
Comisiei Europene din 26 octombrie 2007 prin care aceasta a decis reducerea plafonului
de certifica te cu 10,8 % pent ru anul 2007 și 20, 7% pent ru perioada 2008 – 2012.

Pentru anul 2009, operatorii au demonstrat autorităților pentru prote cția mediului
că s-au confo rmat cu obligațiile care l e-au reve nit ca urmare a participăr ii la schema EU
ETS, pr in: monitorizarea, rap ortarea si verificarea e misiilor generate de instalatii și
confo rmarea în Regis trul Național al emisiilor de gaze cu efect de seră. În anul 2009,
cantitatea totală de emisii de gaze cu efect de seră provenite de la instalațiile EU ETS es te
de 48.993.089 t CO2 comparat iv cu valoarea de 73.704. 133 t CO2 repreze ntând numărul de
certificate de emisii de gaze cu efe ct de seră alocate pe ntru acest an. (H. G. nr. 60 /2008).

În dece mbrie 2008 Parla mentul European a a doptat pachetul legisl ativ "Energie –
Schimbări clima tice" prin care la nivel European s-a stabilit realizarea a 3 obiective pe
termen lung:
 reduc erea emisiilor de gaze cu efect de seră cu 20% până în anul 2020 (față de
anul

1990) și cu 30% în situația în care se ajunge la un aco rd la nivel i nternațional;

 pondere a energiilor regene rabile în consu mul final de energie al UE de 20% până
în anul 2020, incluzând o ținta de 10% pentru bioco mbustib ili din totalul
consu mului de combustib ili utiliz ați în transporturi.
 creșterea eficienței energetice cu 2 0% până în anul 2020.

48
Directiva 2009/29/CE de modifica re a Directivei 2003/87 /CE în vederea
îmbunăt ățirii și ext inderii sistemului comunitar de co mercializare a ce rtificate lor de emisie
de gaze cu efect de seră face parte din pachetul legislativ și se va aplica tuturor Statelor
Membre începând cu anul 2013.

Regis trul național al emisi ilor de ga ze cu e fect de seră

Regis trul național al emisiilor de gaze cu efect de seră este o bază de date
electronică, standardizată și securiz ată, ce înregistrează și urmărește operațiunile cu
certificate de emisii de gaze cu efect de seră.
Agenția Na țională pe ntru Protecția Mediului, în calitate de ”ad ministrator al
registrului naț ional, se dese mnează ca operator al datel or cu caracter person al, în
confor mitate cu preved erile Legii nr.677/2001 pentru protecția persoane lor cu privire la
prelucrarea datelor cu ca racter personal și libera circulație a acestor date, cu modifică rile și
completările ulterioare, fiind înregistrată la Autoritatea Națională de Supravegh ere a
Prelucrării Date lor cu Caracter Personal.
Atribuțiile principale îndeplinite de administratorul registrului național, sunt:

 asigurarea suportului logistic și administrativ pentru funcț ionarea regist rului național;

 operararea în registr ul național astfel încât să se asigure evidența certifica telor
de emisii de gaze cu efe ct de se ră emise, transferate, ac hiziționate, anulate, confo rm
preved erilor Hotărârii Guvernul ui nr.780/2006, precum și a operațiunilor cu unități
de reduc eri de emisii de gaze cu efect de seră prevăzute de Pr otocolul de la Kyoto;
 gestionarea datele și informațiilor cuprinse în tabelul care conține lista instalațiilor
din Planul Național de Aloc are;

 realizarea operațiunilor de deschid ere, întreținere, blocare, deblo care a conturi lor în
registr ul național;
 asigurarea accesului la registrul național a titularilor de conturi,
împuterniciților ace stora, a verificato rilor precum și a publicului cu respectarea
preve derilor Deciziei13 și a prevederilor Regulamentului Comisiei Europene
nr.2216/2004 modificat prin Regulamentul Comisiei Europene nr.916/2007;
 blocarea conturilor operatorilor care nu restituie până la data de 30 aprilie a fiecărui
an, un număr de certificate de emisii de gaze cu efect de seră corespunzător cantității
totale de emisii de gaze cu efect de seră generate în anul anterior, verificată
în conformitate cu Hotărârea Guvernului nr.780/2006 și raportarea la autoritatea

49
publică centrală pentru protecția mediulu i, a listei operatorilor pentru care s -a operat
blocarea Registrul Național al emisiilor de gaze cu efect de seră este operațional si
functional in 16 octombrie 2008
Descr ierea Platform ei de Tran zacționare a Cert ificatelor de Emisii de gaze cu efect de
seră

Prin implementarea Pla tformei de Tranzac ționare a Certifica telor de Emisii de gaze
cu efect de seră se creeaza un cadru centralizat pentru înch eierea de tran zacții cu cer tificate
de emisii de catre Participa nții pe PTCE. Cadrul c entralizat este necesar pen tru:
a) vânza rea și cumpărar ea certifica telor de emisii în condiții de concu rență
și nedi scriminare;
b) asigurarea transparenței tranzacțiilor prin publicarea intențiilor de ofertare și
a rapoartel or de tranzacții;
c) crearea condițiilor necesare pentru stabilirea unui preț de referință necesar
tranzacțiilor și investițiilor.
Tranza cțiile cu cert ificate per mit:

 operatorilor aflați în deficit față de obligațiile de raportare, să-și
îndep linească obl igațiile privind deținerea de certifica te în func ție de nive lul
emisiilor prin cu mpărarea de certificate, iar operator ilor aflați în exces față de
obligațiile de raportare, valorificarea certifica telor deț inute în surplus;
 asigurarea de surse de f inanțare prin vinde rea cert ificatelor.

Participarea la licitați ile pe P TCE este vo luntar ă.

Activul de baza al cont ractelor tranzacționate pe PT CE este certificatul de emisii
care se e mite pen tru fiec are tona de dioxid de carbon echivalen t.
Sesiunile de licita ție pentru încheierea de tranzacții cu certificate de emisii se vor
desfășura în cad rul Platformei de Tranzac ționare implementate de catre SC O PCOM SA în
acest sens, după cum urmează:
a) Prin licitații publice organizate urmare a ofertel or publicate de SC O PCOM SA la
solicitarea Partic ipanților pe PTCE inițiatori, în cadrul cărora aceștia din urmă propun
pentru fiec are sesiune de licitație: textul contr actului de vânzare-cumpărare ce se va
semna în urma desemnării câștigătorului licitației, cantitatea de certificate oferta te
spre vânzare/cumpărare și prețul minim de vâ nzare, respectiv prețul maxim de
cumpărare corespunză tor tipului de ofertă publ icată.

50
b) Prin licitații electronice pe baza instrumentelor standard lis tate de SC OPCOM SA,
pentru care acesta defineș te în cadrul platformei de tranzacționare câte un instrument
standard distinct aferent vânză rii/cumpărării unui certificat, caracterizat de
termenul de livrare standa rd iar Partic ipantul pe PTCE inițiator propune: cantitat ea de
certificate ofertate spre vânza re/cumpărare și prețul de d eschidere.

În vede rea participăr ii la sesiunile de licitație Par ticipa nții pe PTCE depun garanții
banca re de plată de participare la licitație, stabilite prin procedurile operatio nale ale SC
OPCOM SA aplicabile și avizate de MECMA (Ministerul Econo miei, Comerțului i
Mediului de A faceri).
Volumul tranzacțiilor fiecărui Part icipant pe PTCE este limitat de valoarea garanției
banca re de plată de participare la licitație constituită conform prevede rilor procedurilor
operaționale ale SC OPCOM SA aplicabile.
După încheierea fiecărei sesiuni de licitație SC OPCOM SA confir mă tranzacțiile
încheiate pr in notificarea părți lor și prin publicarea și punerea la dispoziția Participa nților
pe PTCE a rezul tatului licitațiilor.
Urmare a notificării primite din partea SC O PCOM SA, Participanții pe PTCE ca re
au înch eiat tranzacții au obligația semnării contrac tului întocmai cu contra ctul publicat, în
cazul l icitațiilor publice și întocmai cu contractul aferent instrumentelor standard în cazul
tranzacțion ării pe platfor ma electronic ă.
În cazul în ca re un Participant pe PTCE nu și-a onorat obligațiile gar antate, SC
OPCOM SA procedează la execut area garanției banca re de pla tă pentru participare la licitație
confo rm prevede rilor procedurilor operaționale ale SC OPCOM SA .aplicabile.