Prezentarea BurseiPieței de energie a Marii Britanii [623233]

51
Capitolul I II
Prezentarea Bursei/Pieței de energie a Marii Britanii

3.1. Sectorul energetic în Marea Britanie
Regatul Unit al Marii Britanii și Irlandei de N are o rețea națională electrică care
acoperă atât arhipelagul, constituit din cele două mari insule, Marea Britanie și Irlanda cât și
câteva din insulele din jur, precum și o anumită conectivitate cu alte țări. Începând cu anul
2017, sector ul electricității din Regatul Unit utilizează aproximativ 50% ene rgie fosilă,
aproximativ 20% energie nucleară și 30% energie regenerabilă. Energia regenerabilă arată o
creștere puternică, în timp ce utilizarea unităților producătoare de energie din combustibili
fosili în general și utilizarea cărbunelui în special se micșorează, generatoarele de energie
electrică din cărbuni fiind în prezent în funcțiune, în principal, în timpul iernii din cauza
poluării și a costurilor.
Utilizarea energiei electrice a scăzut cu peste 9% din 2010 până în 2017, atribuită în
mare parte u nei scăderi a activității industriale și trecerii la o iluminare și a utilizării unor
aparate mult mai eficiente din punct de vedere energetic. Până în 2018, consumul de energie
electrică pe cap de locuitor a scăzut la același nivel ca în și în anul 1984.
În 2008, producția de energie electrică din resurse nucleare a fost de 860 kWh pe
persoană pe an. În 2014, energia eoliană a generat 28,1 TWh de energie electrică, ceea ce a
contribuit cu 9,3% la cerința de energie electrică din Regatul Unit . În 2015, ene rgia eoliană a
generat 40,4 TWh și recordul producerii trimestriale a fost stabilit în perioada de trei luni
octombrie -decembrie 2015, 13% din cererea de energie electrică a țării fiind asigurată din
resurse eoliene . Energia eoliană a contribuit cu 15% di n producția de energie electrică din
Marea Britanie în 2017 și cu 18,5% în ultimul trimestru al anului 2017. În 2019, rețeaua
națională britanică a anunțat că tehnologiile generatoare de zero emisii de carbon au produs
mai multă energie electrică decât ge neratoarele fosile pentru prima în Marea Britanie.

3.2. Istoricul formării sistemului de distribuție a energiei electrice în Marea Britanie

Primul care a folosit distribuția electrică trifazată de înaltă tensiune a lui Nikola Tesla
în Marea Britanie a fost Charles Merz, partener de consultanță la Merz & McLellan, la stația
electrică Neptune Bank lângă Newcastle upon Tyne. Aceasta a fost deschi să în 1901 și până

52
în 1912 s -a transformat în cel mai mare sistem energetic integrat din Europa. Restul țării,
totuși, a continuat să utilizeze un mozaic de rețele mici de aprovizionare.
În 1925, guvernul britanic l -a însărcinat pe lordul William Weir, un industriaș originar
din Glasgow, pentru a rezolva problema industriei ineficiente și fragmentate în
aprovizionarea cu energie electrică a Marea Britanie. Weir s -a consultat inginerul Charles
Hesterman Merz, iar rezultatul a fost Actul de Electricitate (Sup ply) din 1926, care a
recomandat crearea unui sistem de aprovizionare "national gridiron". Actul din 1926 a creat
Comitetul Central de Electricitate, care a creat prima rețea sincronizată de energie electrică la
nivel național, car e funcționa la 132 kV, 50 Hz.
Rețeaua a fost creată cu peste 4.000 de kilometri de cabluri – majorita tea cablurilor
aeriene, care le ga cele mai eficiente 122 stații electrice din Regatul Unit . Primul "turn de
rețea" a fost ridicat în apropiere de Edinburgh la 14 iulie 1928, iar lucrările au fost finalizate
în septembrie 1933, înainte de termen. A început să funcționeze în 1933 ca o serie de rețele
regionale cu interconexiuni auxiliare pentru utilizarea în caz de urgență. În urma
paralelismului neautorizat, dar reușit pe termen sc urt al tuturor rețelelor regionale de către
inginerii britatnici în noapte a de 29 octombrie 1937, rețeaua a funcționa t ca sistem național
până în 1938 . Cre șterea î n acel moment a num ărului de utiliz atori de energie electrică din
Marea Britanie a fost cea m ai rapidă din lume, crescâ nd de la 750.000 î n 1920 la 9 milioane
în 1938. A ceasta și -a demonstrat valoarea sa în timpul Blitz -ului (Al doilea război mondial) ,
când Țara Galilor de Sud a avut puterea de a înlocui producția de energie electrică pierdută de
la stațiile electrice din Battersea și Fulham. Rețeaua a fost naționalizată de Actul de
eletricitate din 1947, care a creat și Autoritatea Britanică pentru Electricitate. În 1949,
Autoritatea Britanică pentru Electricitate a decis să actualizeze rețeaua adă ugând linii de 275
kV.
La începutul anului 1950, sistemul de distribuție de 275 kV a fost proiectat pentru a
face parte dintr -un sistem național de alimentare cu o cerere totală anticipată de 30.000 MW
până în 1970. Cererea anticipată a fost deja depășită până în 1960. Creșterea rapidă a cererilor
de consum de energie electrică, a obligat Autoritatea Britanică pentru electricitate să
întocmească un studiu privind nevoia viitoare de distribuție și transport a energiei electrice în
Regat. Finalizat în anul 19 60 studiul prezenta că odata cu creșterea cererii de racordare la
rețeaua de energie electrică, a fost influențat și rețeaua de transport fiind nevoie de a se
proiecta unități de producere a energiei electrice cu capacități între 2.000 și 3.000 MW.
Aceste noi unități urmau să fie amplasate în apropierea surselor de combustil și a unei
cantități de apă care să poată asigura sistemul de răcire a unităților producătoare de energie

53

electrică . Centrala pe cărbuni de la West Burton( Fig 3.1), echipată cu 4 generatoare a 500
MW , amplasată în cîmpul de cărbune Nottinghamshire lângă râul Trent, a fost un exemplu
tipic.

Fig. 3.1. Termocentrala pe cărbuni de la West Burton
Au fost examinate , de asemenea și întărirea și extinderea continuă a liniilor de 275 kV
existente ca o posibilă soluție. Cu toate acestea, în plus față de problema tehnică a nivelurilor
de defecte foarte mari, ar fi fost necesare multe linii pentru a obține transferurile estima te la
275 kV. Deoarece acest lucru nu era în concordanță cu politica centrală de generare a energiei
electrice și de conservare a facilităților, s -a căutat o soluție suplimentară. Au fost luate în
considerare ambele scheme de linii de 400 kV sau de 500 kV ca alternative, dintre care una a
oferit o marjă suficientă pentru extinderea viitoare. Decizia în favoarea unui sistem de 400
kV a fost luată din două motive principale. În primul rând, majoritatea liniilor de 275 kV ar fi
putea ridicate la 400 kV, iar în al doilea rând s -a prevăzut ca operațiunea de trecere la 400 kV
să înceapă în 1965 în comparație cu anul 1968 dacă s -ar fi optat pentru o schemă de transport
de 500 kV. Au fost demarate lucrări de proiectare și pentru a respecta programul pentru anul
1965 a fost necesar ca începerea lucrări de transformare să se facă concomitent cu întocmirea
proiectul ui.

54
Unul dintre aceste proiecte a fost substațiile interioare West B urton 400 kV, prima
secțiune care a fost dată în exploatare în luna iunie a anului 1965. Din 1965, rețeaua a fost
parțial modernizată la 400 kV, începând cu o linie de 241 km de la Sundon la West Burton .
Cu ocazia desființării Comitetului Central de Generare a Energiei Electrice în 1990,
proprietatea și funcționarea rețelei naționale în Anglia și Țara Galilor a trecut la National
Grid Company plc, devenind mai târziu National Grid Transco și acum National Grid plc. În
Scoția, rețeaua s -a împărțit în d ouă entități separate, unul pentru Scoția de sud și central și
celălalt pentru nordul Scoției, conectate prin interconectări unul cu altul.
Prima este deținută și întreținută de SP Energy Networks, o filială a Scottish Power,
iar cealaltă de SSE. Cu toate acestea, National Grid plc rămâne Operatorul de Sistem pentru
întreaga rețea din Marea Britanie, iar având această calitate este, de asemenea, responsabil și
pentru supravegherea și administrarea fluxului de energie electrică pe întreaga rețea de
transmis ie, aceasta include elemente deținute și operate de SPT și SHETL ( Companiile
responsabile cu distribuția energiei electrice în Scoția ). Rețeaua națională coordonează de
asemenea și oferte le de conectare a noilor producători de energie . Operatorul de sistem
pentru Irlanda de Nord, SONI, administrează sistemul electric în Irlanda de Nord. În total,
există 14 rețele de distribuție a energiei electrice deținute și operate de șapte operatorii de
rețele de distribuție (DNO). Inițial Compania Națională de Distribuție era deținută de 12
companii de energie private dar a fost na ționalizat în 1995.

3.3. Structura s istemul energetic national al Regatului Unit al Marii Britanii
În tabelul 3.1. am prezentat situația puterilor instalate ( in intervalul 2016 -2018) iar în
figura 3.2 este prezentată harta întregului sistem energetic al Regatului Unit.

Mari producători de energie electrică în Anglia și
Țara Galilor 2016 2017 2018
Total MW 63.875 64.115 67.783
Din care
Centrale termoelectrice 28.258 28.447 28.455
pe baza de cărbuni 19.552 19.613 19.621
pe baza de combustibil lichid 3.778 3.778 3.778
mix de carbuni si combustibil lichid 4.928 5.056 5.056

55
Ciclu combinat gaz 23.353 23.351 23.955
Centrale nucleare 8.569 8.569 8.569
Turbine pe gaz și motoare diesel 1.018 1.018 1.037
Centrale hidroelectrice
– Cadere naturala 136 137 140
– Cu acumulare prin pompaj 2004 2004 2004
Eoliene 403 420 454
Regenerabile altele decât vânt și hidro 134 169 169
Mari producători de energie electrică în Scoția
Total 10.056 10.383 11.104
-Centrale termoelectrice și în ciclu combinat 5.119 5.119 5.119
– Centrale nucleare 2.410 2.410 2.289
-Turbine pe gaz și motoare diesel 263 264 265
Centrale hidroelectrice
– Cadere naturala 1.157 1.255 1.255
– Cu acumulare prin pompaj 740 740 740
-Eoliene 367 552 642
-Regenerabile altele decât vânt și hidro – 44 44
Mari producători de energie electrică în Irlanda de Nord
Total 2.048 2.284 2.369
Tabelul 3.1. Situația puterilor instalate

În figura 3.2 avem întregul sistem energetic britanic, cu liniile de distribuție,
centralele electrice, precum și substațiile și stațiile de transformare a curentului continuu.

56

Fig 3.2. Sistemul energetic din Regatul UNIT

57
3.4 Structura pieței britanice de energie electrică
Au trecut aproape 30 de ani (1990) de când guvernul britanic condus la aceea vreme
de Margaret Thatcher a hotărât privatizarea pieței de energie din Regatul U nit. La nivel
mondial, p rima țară care și -a reformat piața de energie a fost Chile, în 1978 . Cu toate acestea
reforma din sistemul energetic britanic a fost cea mai radicală, liberalizarea și restructurarea
pieței britanice devenind studii de caz pentru multe alte țari din întreaga lume.
Scopul reformei a fost crearea unei noi lumi a concurenței și a alegerii în industria
energiei electrice.
Au fost create patru componente ale industriei, acesta fiind producerea (generarea),
transportul (transmisia), distribuți a și furnizarea energiei electrice. Sectorul de generare este
procesul de producție a energiei electrice în centrale electrice, transmisia se referă la
transportul energiei prin cabluri de înaltă tensiune, așa numita ”Rețea”, distribuția este
transportul e nergiei electrice la tensiuni mai mici pentru clienți finali, iar prin furnizarea se
înțelege vânzarea energiei către clienți finali.
După cum știm construirea, gestionarea și menținerea la parametri normali a
sistemelor de transport și de distribuție a e nergiei electrice necesită costuri mari, astfel că
aceste sectoare sunt adese a considerate monopoluri natural e. Obiectivele reformei în sistemul
energetic britanic (ESI) au fost de a separa sectoarele sale și de a reglementa monopolul
natural al întreprind erilor și de a îmbunătății concurența în sectoarele de producție și de
furnizare.
Pentru a face posibil procesul de liberalizare, Regatul Unit a luat măsuri în fiecare
segmental pieței după cum urmează:
a) Distribuție – au fost împărțite în 12 zone pentru a putea fi gestionate cât mai bine fiecare
reugiune . Acestea au fost privatizate în decembrie 1990.
b) Furnizare – a fost împărțită de asemenea în 12 regiuni, pentru a putea furniza servicii
clienților, acestora permițându -le ulterior să schimbe furnizoru l și astfel piață să se dechidă
treptat
c) Producerea – au fost create 3 companii distincte de producere a energiei electrice:
Powergen, National Power and Nuclear Electric . Compania Nuclear electric a rămas sub
controlul statului pe când celelalte două, N ational Power și Powergen au fost privatizate în
1995
d) Transportul – Compania National Grid a fost pentru a asigura managementul transportului
și a fost deasemenea privatizată

58
fig. 3.3 Structura pieței de energie după liberalizare

Coșul comun era un mecanism care permite a existența concurenței între producători și
calcularea prețului plătit de consumatori. Producătorii vindeau energie furnizorilor sau altor
cumpărători, la un preț angro declarat la începutul zilei. Acest mecanism nu a fost considerat
unul de succes deoarece , cererea , nu era implicată în procesul de stabilire a prețului pieței.
În anul 2001 a fost introdus un nou model, cel al contractelor bilaterale, acesta
permițând producătorilor și furnizorilor să stabilească prețul direct. Între a nii 1991, când a
început efectiv procesul de liberalizare și anul 2001, piața a suferit mai multe modificări,
constandu -se o evoluție a pieței furnizorilor de energie, prin consolidarea celor existenți și
apariția noilor operatori, proprietarii celor 12 zo ne numindu -se acum Operatorul Rețelei de
Distribuție (DNO – Distribution Network Operator). Anul 2001 a însemnat apariția primei
piețe angro pentru energia electrică.

3.5. Evoluția pieței britanice de energie electrică
Performanța industriei energetice după liberalizare a fost dezbătută în multe studii de-
a lungul pe anilor . Newbery și Pollitt (1997) au identificat că în primii cinci ani de la
reglementare, costurile au scăzut cu 6%, productivitatea muncii s -a dublat, costurile cu

59

combustibilul a scăzut de asemenea resimțindu -se și o creștere a ratei investițiilor în acest
sector. Un alt câștig al acestui proces a fost politica de promovare a concurenței, de asemenea
observându -se și o scădere a cheltuielior cu cercetare a în domeniul privat și o creștere a
acestora în sectorul public (Jamasb, Nuttal și Pollitt, 2006 ).
Pentru a înțelege mai bine impactul procesului de liberalizare pe piața energiei
electrice vom analiza doi indicatori importanți, cum ar fi prețul energiei electrice în perioada
2001 -2012 și cota de piață a celui mai mare producător de energie în aceeași perioadă.

Fig. 3.4. Evoluția prețului energiei electrice (sursa Eurostat)

După cum se vede în figura prezentată mai sus, prețurile energiei electrice din Regatul Unit
au scăzut după acordurile de comercializare semnate în 2001 și apoi au crescut începând cu
anul 2004 până în anul 2009. Prețurile au fost calculate ca medie între preț urile plătite de
consumatori industriali și casnici în euro per kWh. Cifrele arată că liberalizarea pieței de
energie a adus la prețuri mai mici pentru consumatori finali cu 2,6 % în 2002 , și până la 13,6
% în 2004. Începând cu 2005 prețurile au început să crească ca urmare a schimbarilor
climatice, a creșterea numărului de consumatori și diminuarea resurselor.
Fig. 3.5. Cota de piață a celui mai mare producător de energie din Regatul Unit

60
Figura 3.5 prezintă evoluția cotei de piață a celui mai mare produc ător de energie din Mare
Britanie, National Power, ca procent din totalul de energie produsă. După cum se poate
vedea, procentul este de doar 20%, oscilant, ceea ce demonstrează că liberalizarea a fost un
succes. În anul 1990 aceștia aveau o cotă de piață de 46% .
Marea Britanie are în prezent 19 reactoare care funcționează în cele zece centrale
nucleare, ce furnizează până la 18% din energia electrică produsă în Marea Britanie. Cartea
alba din 2008 privi nd E nergia nucleară și Planul de tranziție privind reducerea emisii lor de
carbon (publicat în iulie 2009), a confirmat faptul că noua putere nucleară are un rol cheie în
viitorul industriei energetice din Regatului Unit.
Energia regenerabilă este o componentă vitală a mixului energetic al Marii Britanii i ar
în domeniul energiei eoliene offshore (utilizarea fermelor eoliene construite în corpuri de apă,
de obicei în ocean, pentru a transforma energia eoliană în energie electrică) , are una dintre
cele mai bune resurse naturale din Europa, conducând la nivel mondial la numărul de parcuri
eoliene construite în largul oceanului.
Petrolul, gazul și cărbuni rămân părți vitale ale mixului energetic din Marea Britanie
și sunt utilizate pe scară largă pentru generarea de energie electrică. Cu toate aces tea, dacă
vrea să evite schimbările climatice , trebuie să găsească modalități de reducere a emi siilor de
dioxid de cardon din aceste surse .
Dezvoltarea și implementarea captăr ii și stocării carbonului este esențială pentru acest
lucru, întrucât are potențialul de a reduce emisiile de CO 2 din centralele electrice cu
aproximativ 90%, și ar contribui semnificativ la obiectivul stabilit de cătru guvernul britanic
cu privire la diminuarea impactului asupra mediu lui.
Cererea maximă de energie în Marea Britanie în timpul iernii 20 18/2019 a avut loc în
luna ianuarie 201 9 și s-a ridicat la un consum de 60.231 MW h/luna , aceasta fiinf cu 0,1% mai
mic decât valoarea maximă a iernii anterioare , ianuarie 2018. Această ce rere a fost acoperită
de doar 77% din puterea instalată în central ele ce produc energie electrică din Regatul Unit ,
restul fiind acoperit din importuri de energie.

Clasificarea consumatorilor
Sectorul intern reprezintă circa 32% din consumul de energie al Regatului Unit. De -a
lungul ani, guvernele au făc ut o serie de eforturi pentru a reduce acest consum printr -o
înăsprirea semnificativă a regulamentelor clădirii și măsuri precum frontul cald și Căldură
accesibilă. Cu toate acestea, consumul intern de ener gie este încă în creștere. Este clar că o
mare parte mai trebuie făcut ă pentru a stabiliza și de a reduce cantitate de energie consumată

61

de acest sector dacă se dorește dorește satisfacere obiectivului guvernului britanic de reducere
a consumului cu 60% în 2050
Următoarea diagramă arată cererea de ene rgie electrică pe sector în 2018.
fig 3.6. cererea de energie electrica pe sectoare

3.6. Structura bursei de energie electrică
Cea mai mare pare a energiei se tranzactionează pe piața înainte (”forwards”) , cu
producători și furnizori ce interacționează între ei pe intervale de 30 de minute, câteodată
pentru contracte cu anii în avans. La aceste tranzacții pot participa și comercianți non -fizici
cum sunt bancile de investiții. Toti producătorii și furnizorii trebuie să anunțe rețeaua
națională de transport cu privire la ofertele și cererile planificate pentru fiecare jumatate de
oră din zi. Aceștia se asigură că cererea și oferta se potrivesc folosind un mecanism de
echilibrare, care include acceptarea acesto ra și creșterea sau reducerea necesarului de energie
electrică de pe piață.
Codul de echilibrare și decontare (BSC –The Balancing and Settlement code) este un
document care definește regulile și structura mecanismelor de echilibrare și a proceselor de
soluționare a dezech ilibrelor din rețeaua națională.
Compania națională care administrează codul de echilibrare și decontare se numește
ELEXON. Sistemele acestei companii cuprind volumele de energie electrectrică contractate
de furnizori și producători. Acestea se asigură că atât cei care produc, cât și cei care

62

furnizează energia respectă clauzele contractelor. Orice diferență trebuie plătită, deci dacă
unul din producători s -a angajat că pe un interval de jumătate de oră va livra o cantitate de
energie și nu a realizat -o , va trebui sa platească pentru deze chilibru creat în rețeaîn aceea
jumătate de oră.
De asemenea dacă un furnizor hotărăște să reducă pe un interval energia deja
contractată, va notifica operatorul de sistem ( Rețeaua Nationala –National Grid) iar mai apoi
va suporta cheltuielile cu aceea ac țiunea de echilibrare . Prețurile și plata acestor dezechilibre
sunt gestionate de ELEXON prin procesul de decontare a energiei electrice .

EPEX SPOT UK
Înființată în anul 2000, ca prima piață independentă de tranzacționare a energiei electrice,
APX POWER UK (denumită ulterior UKPX) oferă un loc anonim pentru tranzacționare
integrată, compensare și notificare a contractelor în Regatul Unit. De la integrarea grupului
APX și EPEX Spot, APX Power UK operează cu numele de EPEX SPOT, rămănând piatra
de temelie a pieței spot de energie electrică din Marea Britanie și este utilizată de membri
non-stop pentru necesitățile de echilibrare din timpul zilei.
pe piața de tranzacționare integrată, compensare și notificare pentru contracte

Fig 3.7. Grafic al pietei spot in perioada 6 august 2019 -12 aug 2019
EPEX SPOT Licitatie
EPEX SPOT (fostă APX Power UK) licitatie , este piața pentru ziua următoare. Este o piață
voluntară, pe care se tranzacționează cu o zi anterioară zilei de livrare, pr in oferte de

63
vânzare/oferte de cumpărare (perechi orare cantitate – preț). EPEX Spot este o componentă a
pieței angro de energie electrică pe care se realizează tranzacții orare . Aceasta crează un
cadru centralizat pentru vânzarea și cumpărarea energiei el ectrice de către participanții la
piața angro de energie electrică din Marea Britanie , necesar pentru:

a) facilitarea formării unei piețe angro de energie electrică în condiții de concurență,
transparență și nediscriminare;
b) reducerea prețurilor de tr anzacționare a energiei electrice;
c) stabilirea prețurilor de referință pentru alte tranzacții din piața angro

Fig 3.8 Grafic al pietei pe ziua următoare ( 14 aug 2019)
EPEX SPOT pune la dispoziția participanților un instrument funcțional pentru a realiza orar,
pentru ziua de livrare, echilibrul între portofoliul de contracte bilaterale, prognoza de consum
și disponibilitatea tehnică a unităților de producere. Surplusul sau defici tul de energie
electrică activă se poate echilibra prin vânzarea sau cumpărarea acesteia pe piață . Participarea
la această piață este voluntară și este permisă tuturor celor înregistrați ca participanți
(producători de energie electrică, furnizori și oper atori de rețea).
Comenzi limită SPOT
Membrii licitează pe intervalele orare de la 00 -24, care sunt tranzacționate pentru fiecare oră
din ziua livrării. Instrumentele sunt tranzacționate în lire sterline/MWh cu o precizie de două
zecimale. Acest lucru este denumită comandă limită spot.

64

Comenzi bloc SPOT
În plus față de orele u nice, membrii pot tranzacționa un set de intervale orare. Acestea se
denumesc comenzi bloc spot. Ele se aplică atât unui număr consecutiv de ore unice, cât și
diferite.

Comenzi bloc legate
Acest tip de comandă permite membrului să ia în considerare constrângerile tehnice și
economice, cum ar fi costurile de pornire, costurile combustibilului și tendințele consumului.

Comenzi bloc exclusive
Tipul comenzii permite membrilor să tranzacționați un portofoliu în diferite tipuri de
producție. ar fi pentru o oferta de centrale fizice, cu un preț scăzut pentru baseload, preț
mediu pentru sarcina de vârf și prețul ridicat pentru un vârf super, cu toate acestea, la cele
mai multe numai unul dintre aceste comenzi vor fi finalizate.
Instrumentele orare sunt tranzacționate în loturi de 0,1 MW (100 kW) sau cu un
multiplu al acestora. Tranzacționarea instrumentelor de licitație EPEX SPOT oferă membrilor
posibilitatea de a realiza un echilibru între portofoliile lor de achiziție și/sau vânzare specifice
orei exacte. Prețul minim al oricărui instrument de piață pentru ziua următoare este de 500
€/MWh și de maximum 3000 EUR/MWh.
Indicii licitatiei
Pentru a veni în ajutorul membrilor, EPEX SPOT publică o serie de indici care pot fi utilizați
ca referință pentru prețul energiei electrice . Indicii licitației sunt o medie aritmetică
ponderată non -volum a prețului de compensare a pieței determinată pentru fiecare instrument
orar. Indicii s unt de bază Sarcină (23:00 -23:00 GMT), Sarcina de vârf (07:00 -19:00 GMT), și
În afara sarcinii de vârf (23:00 -7:00 + 19:00 -23:00 GMT)
fig 3.9. Indicatori ai pietei Auction

65

Cu o zi înainte de livrare
Ora 11:00 – Închiderea pieței
ora 11:42 – Rezultatele pr eliminare ale pieței pe ziua următoare ( în situații excepționale poate
întârzia)
Disponibilitatea produsului
În mod normal, 24 de ore pot fi tranzacționate pentru fiecare zi. Cu toate acestea, există două
excepții pe ste an În duminica de la trecerea de la ora de iarna la cea de vară, doar 23 de ore
vor fi deschise pentru tranzacționare. În duminica de la trecerea de la ora de vară la ora de
iarnă se adaugă o oră suplimentar ă pentru a compensa.

Costurile anuale ale participanților la piața EPEX Spot
Membru deplin – £25,750 pe an
Taxa de accedere – £5,000
Tehnologie ( aplicată o dată pe an pe membru) – £4,410

Compensarea și decontarea
EPEX SPOT este contrapartida centrală pentru toate tranzacțiile; toate contractele sunt
tranzacționate anonim, apoi compensat e și decontate în numele participanților . Toți membrii
trebuie să depună garanții sub formă de num erar sau de scrisoare de credit.

66

Notificare
Toate tranzacțiile sunt notificate industriei ECVAA (energie contract de agregare a
volumului), imediat în numele participantilor . EPEX SPOT oferă, de asemenea, servicii de
notificare de la terți, acționând în calitate de ECVNA (agent de notificare în volu m de
contracte de energie).

Aderarea
Pentru a participa la piața EPEX SPOT, potențialii membri trebuie să adere mai întâi la
normele de piață ale EPEX SPOT. Procesul pentru noii membri face obiectul unui document
separat (disponibil la cerere).

Piața SPOT
EPEX SPOT (fostă APX Power UK) oferă produse fizice de electricitate pentru
tranzacționarea pe platforma sa electronică 24/7, EuroLight. Piața spot este utilizată în
scopuri de echilibrare și tranzacționare ș i constă din produse pe jumătăți orare de e lectricitate,
precum și blocuri standardizate discrete, alcătuit din ore individuale de jumătate. Toate
produsele spot tranzacționate pe platforma EuroLight sunt automat debifate și notificate
oferind o soluție complet integrată și eficientă pentru membri.
Produsele Spot, enumerate mai jos, contribuie la EPEX SPOT RPD (date de preț de referință)
și indici spot.

Contract Perioada acoperită Ore Deschis pentru tranzactie
blocuri de
4 ore 6 blocuri pe zi, blocul 1 începe la ora 2300,
blocul 6 se termina la ora 2300 4 7 zile pe săptămână
blocuri de
2 ore 12 blocuri pe zi, blocul 1A începe la ora
2300; blocul 6A se termina la ora 2300 2 1/2 ora inainte de inceperea
livrarii
bloc de 1
ora Piața pentru ziua următoare, 24 de blocuri
pe zi, începe și se termină la ora 23 1 licitație pe oră se deschide
la 0000 14 zile înainte de
livrare
blocuri de
juma de
ora 48 de perioade pe zi, prima jumatate de ora
incepe la ora 0000 iar ora 48 se termina la
ora 0000 0,5 1/2 ore înainte de începerea
livrării

67
Taxe
Taxa de accedere £5,000 .
Taxa de membru
Membru complet £25.750
Doar vizualizare £8.400
Serviciul de notificare ECV £12.000
Compensare de membru (aplicat o dată pe entitate pe an) £2.700
Tehnologie (aplicată o dată pe entitate pe an) £4.410

Piata prompta
EPEX SPOT ' s (fostă APX Power UK) este piața unde se tranzacționează produse de bază și
produse de bază și produse de vârf zi de încărcare, produse de week -end și blocuri combinate
sunt listate pe EuroLight pentru tranzacționare, compensare și notificare de către EPEX
SPOT. În plus, EPEX SPOT listează produsele de bază și săptămâna de vârf.