PRINCIPII PRIVIND DEZVOLTAREA PIEȚEI DE ENERGIE [623225]

3
CAPITOLUL I
PRINCIPII PRIVIND DEZVOLTAREA PIEȚEI DE ENERGIE
ELECTRICĂ

1.1 Generalități

Sectorul energiei electrice din România a fost supus unor modificări substanțiale în
urma apariției unei noi Legi a Energiei 318/2003 și a aplicării HG nr. 1 342/2001 și HG nr.
1524/2002.
În iulie 2003, Guvernul României a adoptat HG nr. 890/2003 privind aprobarea “Foii
de parcurs din domeniul energetic din România”. Acest document impune aplic area unor
politici novatoare inspirate din directivele și politicile comerciale europene din industria
energetică precum și de apropierea momentului apariției pieței regionale de electricitate în
Europa de Sud -Est.
Un element esențial al “Foii de Parcurs” îl reprezintă așa -numita “Nouă platformă de
tranzacționare”, al cărei scop este introducerea graduală în perioada 2003 -2007 a pieței de
energie electrică complet liberalizată și competitivă, în concordanță cu practicile europene.
“Foaia de Parcurs” preved e, ca țintă realizarea în 2007 a unei piețe bazate pe contracte
bilaterale și auto -dispecerizarea producătorilor , însoțită de o bursă de energie voluntară
(Piața tranzacțiilor pentru Ziua Următoare – PZU) precum și de o piață de echilibrare .
Această piață va fi similară piețelor europene folosite în Scandinavia, Anglia și Țara Galilor
precum și în majoritatea țărilor din zona continentală a Europei de Vest.
Aplicarea prevederilor cuprinse în “Foaia de Parcurs” va determina modificări
importante și de lungă durată ale structurii și modului actual de operare pe piața de energie
electrică. Pentru a facilita procesul de tranziție și pentru a ține seama, în același timp, de
situația actuală din sectorul energiei electrice, prevederile “Foii de Parcurs” includ o s erie de
măsuri de tranziție.
În plus, “Foaia de Parcurs” prevede introducerea în viitor a unui mecanism de plată a
capacităților, în vederea asigurării unei capacități de producere suficiente.

4
Noua platformă de tranzacționare este programată a fi operațio nală începând cu anul
2005. Un prim pas îl constituie realizarea noului Cod Comercial, care conține regulile
necesare funcționării pieței. Secțiunile descrise în continuare prezintă în rezumat principalele
elemente ale noii platforme de tranzacționare, aș a cum este ea descrisă în noul Cod
Comercial.
După cum s -a precizat, România a optat pentru modelul, utilizat și în Europa, de piață
descentralizată de energie electrică, în care producătorii și furnizorii sunt liberi să încheie
tranzacții de vânzare -cumpă rare a energiei electrice. Relațiile între participantii la piață se vor
baza în principal pe contracte, ce pot fi bilateral negociate sau reglementate.
Pe lângă contracte, participanții la piața angro de energie electrică vor avea în
continuare posibilitatea participarii la o piață fizică de energie organizată cu o zi înaintea zilei
de dispecerizare (PZU). Această piață va fi completată de o bursă de ene rgie. Participarea la
această piață va fi în final voluntară (opțională), neexistând nici o obligație a participanților
de a oferta sau de a cumpăra de pe PZU. PZU se va baza pe oferte simple preț -cantitate pentru
fiecare interval de tranzaționare (1h) al zilei următoare. Fiecare ofertă va indica prețurile la
care participanții (producători și furnizori) sunt dispuși să vândă sau să cumpere cantitățile
corespunzătoare de energie electrică de pe PZU. Toate ofertele sunt realizate la nivel de agent
economic p articipant la piață și nu la nivel de unitate producătoare. Participanții pot înainta,
de asemenea, oferte de export și import. Tranzacțiile de pe piață se vor încheia la prețul de
închidere al pieței. Orice congestii pe liniile de interconexiune, alocate conform PZU pentru
import sau export, vor fi rezolvate prin fragmentarea pieței, similar modelului NordPool din
Scandinavia. PZU este obligatorie într -o primă etapă.
În această etapă, producătorii sunt obligați să ofere în piață toată capacitatea
disponibi lă de producție, în timp ce furnizorii vor fi obligați să facă oferte de cumpărare
pentru acoperirea întregii cereri de consum. Pentru stabilirea tranzacțiilor finale, sunt luate în
considerare contractele bilaterale încheiate între participanții la piață.
O altă caracteristică specifică pe o perioadă de tranziție, mai mică decât durata primei
etape, se referă la utilizarea unei prognoze centralizate a cererii de consum. Inchiderea pieței
se va baza pe ofertele de vânzare (producere) și pe o prognoză centr alizată a cererii stabilită
de OPCOM nu pe prognoze individuale ale cererii realizate de furnizori (oferta de
cumpărare). Această caracteristică, specifică în special piețelor obligatorii, a fost păstrată din
actuala structură a pieței. Renunțarea la acest sistem și trecerea la utilizarea în PZU a cererilor

5
de cumpărare formulate de furnizori se va realiza la solicitarea furnizorilor, în condițiile
maturizării pieței de energie.
În concordanță cu practica europeană, noul Cod Comercial prevede existența Păr ților
Responsabile cu Echilibrarea (PRE). Fiecare PRE poate include unul sau mai mulți
participanți la piață (producători sau furnizori). Pentru programare, PRE furnizează numai
informație agregată, privind producția, consumul, exportul, importul, și schim burile cu alte
PRE. În mod similar, fluxurile fizice de energie realizate (producția, consumul) sunt agregate
pe fiecare PRE pentru determinarea deviațiilor de la programul notificat.
Deviațiile se determină ca fiind diferența dintre cantitățile contractua le agregate și
schimburile măsurate ale fiecărui PRE. Exportul, importul și schimburile cu alte PRE sunt
definite ca fiind schimburi contractuale și de aceea se consideră realizate conform
declarațiilor efectuate cu o zi înainte, în timp ce pentru producți e și consum se folosesc
valorile măsurate, respectiv programate. Deviațiile sunt decontate, pe baza prețurilor medii
rezultate din piața de echilibrare. În plus față de deviațiile agregate ale PRE, noul Cod
Comercial tratează cazurile de deviații ale produ cătorilor de la notificările fizice. În aceste
cazuri, mărimea deviației este determinată de variația producției realizate față de valoarea
programată pentru fiecare unitate dispecerizabilă. Prin impunerea unor penalități funcție de
mărimea deviației și de momentul notificării în avans a acesteia, producătorii sunt stimulați să
respecte programul de producție notificat operatorului de trnasport și de sistem (OTS).
Pentru a asigura disponibilitatea unei capacități suficiente în vederea echilibrării
sistemulu i, OTS contractează din timp rezerve de capacitate (piața de servicii de sistem).
Fiecare contract de rezerve stabilește obligația deținătorului de contract de a pune la
dispoziție o anumită rezervă de capacitate, de un anumit tip, disponibilă pe piața de
echilibrare. Piața de echilibrare începe în ziua anterioară, după ce notificările fizice au fost
acceptate de OTS. În timp ce contractele pentru rezerve de capacitate sunt încheiate, în
general, pe portofoliu de unități, piața de echilibrare operează la ni vel de unități. Toți
participanții sunt obligați să ofere în piața de echilibrare toate capacitățile disponibile ale
unităților/consumurilor dispecerizabile, pe baza unor oferte simple de perechi preț -cantitate.
Față de alte piețe de echilibrare, versiunea românească nu necesită oferte separate pe tipuri de
rezerve de reglaj. Alocarea capacităților ofertate pe tip de rezervă este efectuată de sistemul
informatic al pieței de echilibrare, pe baza caracteristicilor tehnice ale grupurilor cuprinse în

6
ofertă. C apacitatea ofertată pe piața de echilibrare poate fi folosită, dacă este tehnic posibil,
pentru oricare din tipurile de rezerve pentru echilibrarea sistemului.
Toate ofertele acceptate pe piața de echilibrare stabilesc obligația furnizării unei anumite
cantități și unui anumit tip de serviciu de sistem. Cu toate acestea sunt remunerate numai
cantitățile cerute de operatorul de sistem în dispecerizare și care sunt efectiv livrate.

1.2 Înfințarea și organ izarea activității din sectorul ene rgetic

1.2.1 Perioada postbelica pina în 1990
După o perioadă de început, perioada interbelică, în care sectorul energetic s-a
dezvoltat liber, a urmat perioada de du pă al doilea război mondial în care s-au înființ at
întreprinderile industri ale de stat, n aționalizate, cu o econom ie centralizată și dirij ată.
Astfel:
 în anul 1947 s-a înființat Centrala Industri ală a Energiei electrice în cadrul
Ministerului Industri ei;
 în anul 1949 se înființe ază Ministerul En ergiei El ectrice;
 în anul 1968 se înființe ază Disp eceratele Energetice Teritoariale;
 în anul 1969 în c adrul MEE:
– Centrala Industri ală de Rețele Electrice – CIRE;
– Centrala Industri ală de Producere a Energiei electrice și Te rmice – CIPEET.
 la 13.06.1955 a fost înființat Disp ecerul Energetic Național (DEN) când s-a
ridicat și prima curbă de sarcină a SEN cu vârful de 325 MW și minimul la golul de
noapte de 170 M W.

Înființarea DEN a fost impusă și de int erconectarea sistemelor energetice zonale din
țara noastră și anum e:

 interconectarea sistemelor energetice ale Ardealului și Munt eniei 17.09.1954;
 sistemul energetic al Moldovei racordat la SEN în 24.01.1959 prin punerea în
funcțiune a LEA Buzău-Focșani;
 zona Suceava a fost racordată la SEN la 01.08. 1960 prin punerea în funcțiune a
LEA 110 kV Stejaru (Bicaz)-Suceava.

7
 în anul 1973 se înființe ază ICEM ENERG;

Prima stație telecondu să prin calculator din SEN, instalație realizată de
Institutul Politehnic București și IRE Suceava, a fost pusă în funcțiune experimental în
stația 220/110 /20 kV Suceava, înglobând telesemnalizrea,telemăsu ra și telecomanda t
echipam entelor din întreaga stație.

1.2.2 Perioada de după 1990
În 12.11.1990 se înființează Regia Autonomă de Electricitate REN EL cu două direcții:
 DGTDEE – FRE;
 DGPEET

Directiva Comun itară 92/1996 a Consil iului Europei, adoptată în unanimitate de
țările Uniunii Europene pe 19 decembrie 199 6, a introdus posibi litatea comercializării
energiei electrice în UE. În timp, directiva va permite tuturor cumpă rătorilor de energie
electrică mari, medii și chi ar mici să-și aleagă liber furnizorii din în treaga UE.
România ca țară semnatară a acestei directive a început acțiunea de demonopo lizare a
sectorului p entru lib eralizarea pieței de energie electrică și termică.
Desființarea monopo lului asupra energiei electrice și termice a început de fapt în anul
1998, când prin reorganizarea și des ființarea RENEL au fost înființat e:

 Compania Națională de Electricitate CO NEL;
 Societatea Națională “Nuclearelectrica”;
 Regia Autono mă pentru Activități Nucleare RAAN.

Tot în anul 1998 se înființe ază Auto ritatea Națională de R eglement are în domeniul
Energiei ANRE care începe să stabil ească și să aprobe re glement ările din legislația secundară
în domeniu.
La 1 iunie 1999 se crează în cadrul CO NEL, Direcția Operatorul Come rcial al Pieței
de En ergie Electrică, având responsabil itatea aducerii la îndeplin ire a rolului, funcțiunilor și
responsabil ităților ce-i sunt atribuite de legislația secundară.
La 13 iu lie 2000 prin desființarea și reorganizarea CONEL, se înființe ază:

8
 SC Termoelectrica SA;
 SC Hid roelectrica SA;
 SC Electrica SA;
 Compania Națională Transelectrica cu filiala sa SC OPCOM SA, având
toate p ersonalitate juridi că.

La 15 august 2000 intră în funcțiune pia ța angro de energie electrică din Rom ânia.
Cont inuarea acțiunilor de d emonopo lizare a sectorului energetic prin externalizarea un or
sucursale și filiale din SC Termoelectrica SA și din SC Electrica SA a avut loc și în
anii urm ători. Astfel, în anul 2002 are loc tr ansferul CET-urilor Suceava, Iași, Bacău,
Brașov, Borzești, Oradea, Arad, Pitești și Timișoara de la Termoelectrica la unitățile
administrative publ ice loc ale. În anul 2004 din Termoelectrica se desprind și Comp lexurile
energetice Turceni, Rovina ri și Craiova.

1.2.3. Organ izarea sist emului ene rgetic în prezent

Tranziția de la un monopol integrat vertical spre concurență a impus restructurarea
întregului sector energetic și din Români a. Directiva Comunitară 92/1996 a Consiliului
Europei, adoptată în unanimitate de țările o tranziție graduală spre o nouă structură care să
permită intoducerea unei piețe concurențiale.
La nivelul producătorilor și furnizorilor piața devine treptat concurențială, iar pentru
activitățile de transport și distribuție ea rămâne pe deplin reglementată. În aceste condiții, au
apărut schimbări în structura organizatorică a sectorului energetic care să permită
funcționarea noilor reguli.
O schimbare importantă a avut loc în exploatarea SEN, unde funcțiile comerciale de
piață au fost separate d e funcțiile de dispecerizare a rețelei de transport.
Astfel, sistemul electroenergetic a devenit o piață de energie în care pot
participa vânzători și cumpărători, tranzacțiile pentru energie electrică sunt stipulate în
contracte bilaterale sau sunt negociate pe piața spot, producerea și consumul sunt corelate
prin ordinea de merit și cantități semnificative de informații sunt preluate pentru scopuri
operaționale, comerciale și de auditare.
Au apărut de asemenea, piețe pentru serviciile de sist em referitoare la reglarea

9
frecvenței, reglarea tensiunii, rezervele de putere. Dispecerizarea sistemului de transport
include exploatarea sistemului în timp real, menținerea securității și integrității rețelelor de
transport și tratarea congestiilor, în c azul in care apar.
În prezent, deși restructurarea continuă, s -a ajuns la o fază în care activitățile din
sectorul energetic s -au separat, aparând companii sau societăți comerciale cu atribuțiuni
distincte: de producere, de transport, de distribuție, de reglementare în domeniu, de
administrare a pieței de energie electrică și altele.
În continuare se prezintă organizarea sistemului energetic românesc așa
cum funcționează în prezent și competențele actuale a unităților desprinse din veche a
organizare integrată vertical sau a celor nou create.

Pentru activitatea de Producere :
 SC TERMOELECTRICA SA
 SC HIDROELECTRICA SA
 SC NUCLEARELECTRICA SA
 Complexurile Energetice Turceni, Rovinari, Craiova
 Societăți din cadrul autorităților publice locale (CET)

Pentru activitatea de Transportul
Compania N ațională de Transport a Energiei Electrice “TRANS ELECTRICA” are
ca obie ct principal transpor tul, dispe cerizarea energiei electrice, organizarea și
administrarea pieței de energie electrică.
Filiale ale TRANSELECT RICA sunt:
 Operatorul Pieței de Energie Electrică SC OP COM SA;
 Societatea Come rcială pentru Servicii de Telecomunicații și Tehnolo gia
Informației în Rețelele Electrice de Transport “TELETR ANS” SA care asigură
serviciile de tel ecomun icații și tehnolo gia informației pent ru compania națională;
 Societatea Come rcială pentru Servicii de Mentenanță a Rețelei Electrice de
Transport “SMART” SA
 UNO – DEN care asigură dispecerizarea SEN.

10

Dispeceratul Energetic Național își d esfășoară activitatea în teritoriu p rin cin ci dispeceri
teritori ali:

– DET Bacău;

– DET București;

– DET Craiova;

– DET Tim ișoara;

– DET Cluj.

Sucursala OMEPA, d enumită și sucursală de “metering” are ca obiect de
activitate,
măsu rarea și transmiterea la distanță a cantităților de energie electrică tranzacționate pe
piața angro de energie electrică între diferiții participanți la piață.
Transelectrica SA realizează activitatea de transport al energiei electrice prin
intermediul R ețelei Electrice de Transport (RET ), formată din stații și linii electrice.
RET este r ețeaua electrică de interes național și strategic cu tensiu nea de linie nominală
mai mare de 110 kV.
Volumul de instalații gestionat de Transelectrica SA este format din:
 78 st ații electrice, din care:

 9028.8 km linii electrice aeriene, din c are:

 212 uni tăți principale de transformare totalizând 36.343 MV A, după cum urmează:

DISTRIBUȚIE ȘI FURNIZARE A ENE RGIEI ELECTRICE

Inițial activitatea de distribuție a energiei electrice era asigurată de SC ELECT RICA
SA prin cele 36 de sucursale de distribuț ie din fi ecare județ.
În anul 2001 prin reorganizarea SC ELECT RICA SA se înființe ază 8 societăți
comerciale de dis tribuție și furnizare a energiei electrice și 8 sucursale de întreținere și
servicii energetice în v ederea procesului de privatizare.
Cele 8 so cietăți de distribuție și furnizare a energiei electrice sunt:

1. Moldova – EON;

11

2. Munt enia Nord;

3. Munt enia Sud – ENEL;

4. T ransilvania Nord;

5. T ransilvania Sud;

6. Dob rogea – ENEL;

7. Oltenia – Grupul CEZ;

8. Banat – ENEL.

Structura puterii instalate în centralele electrice din România în anul 201 8:

– Cărbune 7472 MW (36,66 %);

– Hidrocarburi 5110 MW (25,07 %);

– Hidro 6377 MW (31,29 %);

– Nuclear 1413 MW (6,93 %);

– Eolian

– Total 20380 MW

Structura producției de energie electrică pe surse în anul 201 8 în Români a:

– Cărbune

– Hidrocarburi 27531 GWh

8902 GWh (43 %);

(14 %);
– Hidro

– Nuclear 17105 G Wh

11223 GWh (26 %);

(17 %);
– Eolian

1.2.4. Etape importante în dezvolta rea pieței de energie electrică în România

În data de 15 august 2000 are loc înființarea societății comerciale SC OPCOM SA,
Operatorul Pieței de Energie El ectrică din România ca filială cu personalitate juridi că a C.N.
Transelectrica S.A, autori zată să administreze Piața angro de energie electrică și de servicii
de sistem din Români a.
În data de 1 septemb rie 2000 are loc lansarea pie ței de energie electrică din România,
administrată de SC OP COM SA.
30 iun ie 2005 – Lansarea Pieței pent ru Ziua Următoare (PZU);

12
16 noiemb rie 2005 – Lansarea Pieței Centralizate pentru Ce rtificate Verzi (PCCV );
8 decembrie 2005 – Lansarea Pieței Centralizate pentru Contr acte Bilaterale de EE.
(PCCB), atribuite p rin licitație publică;
22 martie 2007 – Lansarea Pieței Centralizate pentru Contr acte Bilaterale de energie electrică
cu Negociere Cont inuă (PCCB-NC);
1 iunie 2010 – Lansarea Platformei de Tranzacționare a Certificatelor de Emisii de gaze cu
efect de seră (PTCE );
14 iulie 2011 – Lansarea Pieței Intra-zilnice (PI) – are rolul ajustării pozițiilor ontractuale
ale participanți lor și di minuării volumului pieței de echilibrare.
În prezent, piața de energie electrică s-a extins și perfecționat având
următoarele sub componente dotate cu reguli și platforme p roprii de tranzacționare:
 Piața Centralizată a Contr actelor Bilaterale (C entralized Market for Bilateral
Contractes);
 Piața pentru Ziua Următoare (Day Ahead Market);
 Piața Intra-zilnică (Intra-Day Market );
 Piața de Echilibrare (Balancing Market);
 Piața de Servicii Tehnologice de Sistem (Ancillary Services Ma rket);
 Piața pentru Alocarea Capacităților de Interconexiune (Market Allocation of
Interconnection Capacity);
 Piața Certificatelor Verzi (M arket for Green Certificates);
 Platforma de Tranzacționare a Certificatelor de Emisii de gaze cu efect de seră
(Trading Platform for greenhouse gases Em ission Certificates).

1.3 Perspective de dezvoltare a pietei de energie in România în contextual politicii
energetice Europene

Orice discutie referitoare la piata de energie electrica trebuie să se desfasoare in
contextul cerintelor definitorii ale conceptului economic al acestuia si ale caracterului general
si esential pe care il prezinta energia electrica. Piata energiei electrice es te un concept
economic avand un continut complex si care exprima totalitatea tranzactiilor de vanzare –
cumparare perfectate intr – un spatiu geografic determinat. Ea are ca functie principala

13
corelarea, (prin intermediul cererii si al ofertei) cu concreti zarea contractelor de vanzare –
cumparare, a productiei cu consumul.
Romania si -a asumat decizia de a liberaliza piata energiei electrice, considerand ca
siguranta in alimentarea consumatorilor si implicit a sistemului energetic va creste odata cu
dezvolta rea unei piete de energie electrica coerenta, in care participantii sa poata beneficia de
avantajele mediului concurential. In vederea aderarii la UE, sectorul energiei electrice din
Romania trebuie nu doar sa se conformeze directivelor si rezolutiilor com unitare, dar trebuie
si sa intreprinda actiuni, sa se organizeze, sa creeze si sa aplice proceduri si un cadru
legislativ si de reglementare armonizate care sa conduca la rezultatele prevazute de aceste
directive.
Avantajele mediului concurential au in ved ere, in principal, competitia directa pentru
castigarea, mentinerea si extinderea segmentului de piata, managementul efficient al
costurilor, formarea libera a preturilor si nu in ultimul rand furnizarea de stimulente in
vederea reducerii costurilor si a u tilizarii eficiente a resurselor. Introducerea competitiei in
activitatile care nu comporta specificul de monopol natural (producerea si furnizarea energiei
electrice) este benefica, fiind necesar a se asigura reguli clare privind aranjamentele
comerciale , drepturile si indatoririle competitorilor, mecanismele de tranzactionare si de
stabilire a drepturilor de incasare si a obligatiilor de plata. Pentru a face piata concurentiala
functionala trebuie asigurate principiile, regulile, aranjamentele comerciale , mecanismele,
metodologiile de tarifare, drepurile si responsabilitatiile pentru segmentele de monopol
natural, astfel incat imposibilitatea exercitarii competitiei in anumite segmente ale pietei sa nu
afecteze raporturile concurentiale ale celorlalte seg mente.
Piata a intrat intr -o transformare profunda care continua si astăzi, intregul proces
derulandu -se pe urmatoarele coordonate principale:
 Crearea unei piete a energiei electrice bazata pe principiile transparentei,
nediscriminarii si obiectivitatii
 Crearea si aducerea la functionare deplina a Autoritatii Nationale de Regelmentare in
domeniul Energiei (ANRE)
 Introducerea competitiei in producerea energiei elecrice si furnizarea energiei electrice

14
 Introducerea unui sistem de autorizare si licentiere na n oilor participanti la piata de
energie electrica
 Garantarea accesului liber, reglementat al tertilor la retelele electrice
Integrarea Pietei de Energie Electrica din Romania in Piata Unica Europeana de
Energie Electrica a determinat Reforma Pietei de Energ ie Electrica din Romania astfel: Piata
Obligatorie a devenit Piata Voluntara; Piata cu o Zi Inainte in Piata pentru Ziua Urmatoare si
Piata de Echilibrare in timp real; Servicii de Sistem reglementate s -au transformat in
Procurarea Serviciilor de Sistem pr in mecanisme de piata; Ofertarea Unilaterala in Ofertare
Bilaterala; Programa centralizata in Autoprogramare; Dezechilibrul nu era penalizat acum
este penalizat; Comunicarea cu ajutorul e -mail-ului a fost inlocuita cu Platforme de
tranzactionare moderne, c ompatibile cu platformele burselor de energie din Europa.
Vechiul mecanism de tranzactionare
Avantaje
 Mecanisme de ofertare simple;
 Prognoza totala pentru intregul consum intern implica abateri mai mici fata de
consumul real in raport cu cumul de prognoze
Dificultati de operare
 Probleme la stabilirea unui program fezabil de functionare a unitatilor dispecerizabile
termoenergetice => se aplica un mecanism de evitare a pornirilor – opririlor de scurta
durata;
 Probleme la realizarea progrmului de functionare a unitatilor dispecerizabile in situatii
hidrologice deosebite;
 Probleme la asigurarea necesarului de servicii tehnologice de system;
 Rezolvarea restrictiilor de retea necesita a doua rulare pentru stabilirea programului de
functionare a unitatilor dispecer izabile.

15
Noul mecanism de tranzactionare
Avantaje
 Flexibilitate crescuta a ofertelor (portofoliu);
 Alocarea "pro rata" intre ofertele cu acelasi pret, la pretul de inchidere al pietei;
 Autoprogramarea producatorilor;
Nu se iau in considerare restrictiile tehnice si congestiile de retea
Provocari in implementare
 Mecanisme, terminologie si platforme noi => eforturi pentru instruire si implementare
pentru participanti
 Doua piete cu mecanisme si platforme diferite PZU(voluntara) si PE(obligatorie) care
presupu n complexitate crescuta in procesul de ofertare, managementul si corelarea
ofertelor, stabilirea unor fluxuri de informatii suplimentare , aplicarea unui sistem de
penalitati in cadrul dezechilibrelor
 Consumatorii vor beneficia de contoare inteligente, pre țuri dinamice și posibilitatea de
a schimba furnizorul mai repede Consumatorii vor beneficia semnificativ în urma
noilor reglementări – ei vor avea astfel acces la contoare inteligente, prețuri dinamice
și opțiunea schimbării gratuite a furnizorului în ter men de cel mult trei săptămâni (și
24 de ore cel târziu în 2026). Statele membre vor putea reglementa în continuare, în
condiții stricte, prețurile pe o perioadă determinată pentru a sprijini gospodăriile
sărace sau vulnerabile din punct de vedere energeti c. Totuși, sistemele de securitate
socială trebuie să asigure mijloacele principale de combatere a sărăciei energetice.
 Ajutorul de stat pentru centralele electrice pe combustibili fosili va fi eliminat treptat
Normele UE permit în prezent autorităților naționale să plătească centralele electrice
pe cărbune pentru a fi în regim de așteptare pentru o perioadă limitată de timp dacă
există un consum de vârf, cunoscut sub numele de „mecanisme de capacitate”. Noile
norme vor introduce limite mai stricte pentru statele membre care subvenționează
centralele electrice, astfel încât cele mai poluante centrale electrice pe combustibili

16
fosili din Europa să nu mai primească ajutoare de stat. Măsurile se vor aplica tuturor
centralelor electrice noi de la data intrării în vigoare a regulamentului, iar celor
existente începând cu 2025. Contractele de capacitate încheiate înainte de 31
decembrie 2019 nu vor fi afectate de noile norme.
 Noi reguli UE de prevenire a întreruperilor d e curent electric Noua lege ce pregătește
sectorul electricității pentru a face față riscurilor a fost aprobată cu 569 voturi pentru,
61 împotrivă și 34 abțineri. Prin noile măsuri cetățenii UE vor fi mai bine protejați
împotriva deficitului și a întrerup erilor bruște de aprovizionare cu energie electrică.
Statele membre vor fi obligate să elaboreze planuri naționale pentru evaluarea riscului
de deficit și să coopereze la nivel regional. Statele membre care primesc asistență din
alte țări ale UE vor suport a, în cele din urmă, toate costurile implicite. În urma votului,
raportorul pe acest dosar, Flavio Zanonato (S&D, Italia) , a declarat: "Acest acord face
din solid aritate adevărata coloană vertebrală a gestionării riscurilor legate de energia
electrică, astfel încât în viitor nimeni să nu fie lăsat singur în fața unui val de frig în
timpul iernii cu întreruperi bruște la electricitate. "
Parlamentul European a stabi lit noi reguli pentru crearea unei piețe europene a
energiei electrice mai curate, mai competitive și mai bine pregătite să facă față riscurilor.
Parlamentul a adoptat patru texte legate de piața europeană de electricitate, în urma înțelegerii
informale cu statele membre de la sfârșitul anului 2018, și a concluzionat în acest mod
pachetul „ Energie curată pentru toți europenii ”. Acordul asupra „pieței interne a energiei
electrice” (regulament) a fost aprobat cu 544 voturi pentru, 76 împotrivă si 40 abțineri.
Acordul asupra „regulilor comune privind piața internă a energiei electrice” (directivă) a fost
aprobat cu 551 voturi pentru , 72 împotrivă si 37 abțineri. Acest accord prevede o ofertă mai
bună pentru consumatori de energie astfel că se are în vedere următoarele:
Creșterea fluxului transfrontalier de electricitate
Unul dintre principalele obiective ale noilor reglementări este ca cel puțin 70% din
capacitatea comercială să poată trece granițele în mod liber, facilitând astfel schimburile
transfrontaliere de electricitate din surse regenerabile, în vederea atingerii obiectivului de
32% regenerabile până în anul 2030.

17
În urma vot ului, raportorul pentru piața internă a energiei electrice, Jerzy Buzek (EPP,
Polonia) , a declarat: „Această reformă va face piața de energie electrică europeană mai
competitivă la frontierele UE și va sprijini tranziția către electricitate mai curată. Ea oferă mai
multă putere consumatorilor și îi protejează pe cei vulnerabili. Este bună și pentru mediul
înconjurător și pentru portofel. "
O mai bună reglementare a pieței de energie electrică
Pentru a putea reglementa mai bine piața de energie electrică din UE, normele de
instituire a Agenției Europene de Cooperare a Autorităților de Reglemen tare din Domeniul
Energiei (ACER) au fost modificate, iar agenția va primi sarcini și puteri sporite. Acordul
privind ACER a fost aprobat cu 558 voturi pentru, 75 împotrivă și 31 de abțineri.
În urma votului, raportorul pentru ACER Morten Helveg Petersen (ALDE,
Danemarca) a declarat: „Facem pași importanți cu reforma ACER către o piață a energiei mai
deschisă și mai bine reglementată. Acest lucru va aduce be neficii mediului înconjurător,
consumatorilor și economiei noastre în general." Acordurile vor trebui acum aprobate în mod
oficial de către miniștrii UE și publicate in Jurnalul Oficial al Uniunii Europene înainte să
poată intra în vigoare .