Sistemului Energetic National

Capitolul I.

Definirea și caracterizarea sistemului energetic național

1.1. Definirea și caracterizarea sistemului energetic național

Definiția sistemului energetic național(S.E.N.)

Caracterizarea sistemului energetic național

1.2. Coordonate fundamentale ale cadrului normativ de reglementare a activității sectoriale

Dispoziții generale

Autorități și competențe

Piața de energie electrică

1.3. Evoluția pieței naționale de energie în primul deceniu al mileniului trei

1.4. Rolul ANRE în administrarea operațională a pieței de energie electrică

Capitolul II.

Eficientizarea energetică și perfecționarea sistemului de tarifare

2.1. Proiecte europene privind eficientizarea producerii, transportului și furnizării energiei electrice

2.2. Direcții de acțiune în asigurarea securitații si competitivității energetice

2.3. Aspecte metodologice privind tarifarea energiei electrice în contextul reformei structurale

2.4 Politici de tarifare pe piața energiei electrice din România

Capitolul .III

Tranzacționarea centralizată a energiei electrice pe piața angro

3.1 Piețele centralizate de energie electrică administrate de OPCOM

3.2 Aspecte functionale ale pietei de echilibrare (rolul, structura, schimbul informational, functionarea sistemului electroenergetic utilizand instrumente de piata)

3.3 Perspective și fundamente în construcția pieței regionale din sud-estul Europei

3.4 Formarea prețurilor angro ale energiei electrice în condițiile coexistenței pieței  centralizată si concurențială

Capitolul. IV

Aspecte fundamentale privind securitatea energetica nationala in conditiile integrarii si globalizarii europene

4.1 Securitatea energetica din perspectiva politicii energetice europene

4.2 Strategia energetica a Romaniei pentru perioada 2007 – 2020

4.3 Eficientizare si competitivitate energetica prin liberalizarea pietelor de energie electrica

4.4 Problematica tehnologica si operationala a standardizarii internationale in

managementul energiei (ISO/PC-242)

=== proiect ===

Capitolul I.

Definirea și caracterizarea sistemului energetic național

1.1. Definirea și caracterizarea sistemului energetic național

Definiția sistemului energetic național(S.E.N.)

Este o structură tehnico-economică organizată la nivelul țării, care permite satisfacerea cerințelor de energie ale consumatorilor, caracterizată de următoarele funcții distincte: producerea sau generarea (suma aspectelor legate de generarea energiei electrice, inclusiv planificarea capacităților de producție și a investițiilor necesare); transportul (transmisia energiei electrice la înaltă tensiune și funcționarea întregului sistem energetic, inclusiv dispecerizarea, reglajul frecvenței și alte servicii energetice, interconectarea cu sistemele energetice vecine etc); distribuția (transportul energiei electrice la medie și joasă tensiune și livrarea acesteia către consumatorul sau beneficiarul final); furnizarea (comercializarea energiei electrice către beneficiarul final). Energia electrică trebuie privită ca un bun public destinat tuturor consumatorilor fără discriminări și, concomitent, ca o marfă supusă piețelor concurențiale.

Caracterizarea sistemului energetic național

Pentru a înțelege procesul de formare a prețurilor sau al tarifelor la consumatorii finali de energie electrică este necesară separarea sectorială sau pe activități a sectorului energiei electrice și descrierea funcționării pieței de energie sub aspect comercial. Astfel, costurile se acumulează din urmatoarele sectoare:

Producerea de energie electrică care in Romînia este relativ diversificată:

din surse nucleare ;

din surse hidroelectrice de capacitate mică (microhidrocentrale -MHC) sau centrale hidroelectrice de capacitate mare, precum Porțile de Fier I sau II;

din centrale termoelectrice funcționant in regim de condensate (in care energia termică conținută de aburul utilizat in procesul de transformare a energiei combustibilului în energie electrică este cedată în procesul de condensare a abu-rului), care pot funcționa cu combustibili solizi (cărbune, lignit, huilă) sau cu hidro-carburi (păcură, gaze naturale) sau cu amestecuri ale combustibililor menționați.

Din centrale electrice de cogenerare, care livrează atat energie electrică cît și energie termică (energia termică în loc să fie cedată mediului ambiant este transportată la utilizatori: diferite procese industriale sau destinata încălzirii locuințelor prin sistemele centralizate;

Se preconizează punerea în funcțiune, începând cu anul 2010, a unor capacități importante de producție utilizînd energia vîntului și a unor capacitați instalate semnificative utilizând energia solară.

Transportul energiei electrice se realizează utilizînd rețele electrice de foarte înaltă tensiune (220 kV, 440 kV). Compania națională responsabilă cu transportul energiei electrice este CN Transelectrica SA, aflată în proprietatea statului în proporție de circa 90%. O prezentare mai detaliată a sectorului de transport al energiei electrice este dată mai jos :

Activitatea de transport al energiei electrice este desfăsurată de către operatorul rețelei de transport în regim de monopol natural. Rețeaua de transport cuprinde, așa cum s-a arătat, toate rețelele cu tensiuni mai mari de 110 kV și, in plus, cîteva linii de interconexiune cu sistemele vecine, avînd o tensiune de 110 kV sau mai mică. În Romînia, rolul operatorului rețelei de transport este jucat de CN Transelectrica SA.

Datorită caracterului de monopol natural al activității desfășurate, tarifele sunt reglementate de către ANRE în baza unei metodologii specifice. Printre particularitățile mai importante ale acestei metodologii putem aminti:

metodologia este de tip venit plafon.

prima perioadă de reglementare este de 3 ani, următoarele de 5 ani.

metodologia asigură o creștere a tarifelor uniformă pe parcursul perioadei de reglementare, iar în cadrul acesteia valoarea actualizată a veniturilor obținute este egală cu valoarea actualizată a costurilor reglementate (evident veniturile includ și profitul reglementat).

rata de remunerare a capitalului investit este similară celei pentru companiile de distribuție cu capital integral de stat, adică între 7 și 8%, exprimate în valori reale (fară inflație) înainte de impozitare (rata de remunerare sau de rentabilitate este de fapt traducerea în limba romînă a termenului "WACC – Weighted Average Cost of Capital" care în traducere liberă ar însemna costul mediu ponderat al capitalului).

La începutul fiecărei perioade de reglementare, compania propune reglementatorului un program de investiții aferent perioadei. Pe baza programului aprobat de către ANRE se determină evoluția Bazei de Active Reglementate și implicit valoarea remunerării în fiecare an.

Prevederile metodologiei indică posibilitatea calculării unor corecții la sfîrșitul fiecărui an ce vizează abaterile de la valorile prognozate pentru volumul de serviciu prestat precum și pentru prețul mediu de achiziție a energiei pentru acoperirea pierderilor tehnologice reglementate.

La sfîrșitul fiecărei perioade de reglementare, ANRE evaluează. realizarea programului de investiții și, în baza realizărilor, calculează veniturile la care compania avea dreptul. Din com-pararea acestora cu veniturile efectiv obținute se calculează corecțiile pozitive sau negative ce trebuie transferate în perioada de reglementare următoare.

c) Distribuția energiei electrice se realizează utilizînd rețelele cu tensiuni cuprinse între 1 kV și 110 kV inclusiv. Pe teritoriul Romîniei există opt zone de distribuție corespuzătoare următoarelor regiuni geografice: Muntenia Sud; Muntenia Nord; Transilvania Sud; Transilvania Nord; Oltenia; Moldova; Banat; Dobrogea. Corespunzator celor opt zone, Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) a emis licențe de distribuție pentru opt operatori de distribuție si anume:

Enel Electrica Banat – capital majoritar privat;

Enel Electrica Dobrogea – capital majoritar privat;

CEZ Oltenia – capital majoritar privat;

E.ON Moldova – capital majoritar privat;

Electrica Muntenia Sud – capital majoritar privat;

Electrica Muntenia Nord – capital de stat;

Electrica Transilvania Sud – capital de stat;

Electrica Transilvania Nord – capital de stat.

O prezentare mai detaliată a sectorului de distribuție a energiei electrice este dată ,mai jos:

Activitatea de distribuție a energiei electrice este desfășurată de către operatorii rețelei de distribuție în regim de monopol natural. Rețeaua de distribuție cuprinde toate rețelele cu tensiuni mai mici sau egale cu 110 kV, exceptând liniile de interconexiune cu sistemele vecine aparținînd CN Transelectrica SA. Pe teritoriul Romîniei există opt zone de distribuție menționate mai sus.

Datorită caracterului de monopol natural al activității desfășurate, tarifele pentru activitatea de distribuție sunt reglementate de către ANRE în baza unei metodologii specifice. Dintre particularitățile mai importante ale acestei metodologii putem aminti:

Metodologia este de tip „coș de tarife cu posibilitate de plafonare".

Tarifele de distribuție sunt specifice fiecărei zone de licență.

Prima perioadă de reglementare este de 3 ani, următoarele de 5 ani.

Creșterile tarifelor sunt uniforme pe parcursul perioadei de reglementare, iar în cadrul acesteia valoarea actualizată a veniturilor obținute este egală cu valoarea actualizată a costurilor reglementate.

Creșterea tarifară din prima perioadă de reglementare este limitată la maxim 18 % calculate în valori reale. În plus, reglementatorul poate impune plafoane individuale, dar care să nu afecteze veniturile ce se cuvin operatorului de distribuție.

Pentru companiile privatizate rata de remunerare a capitalului investit pentru prima perioadă de reglementare (2005-2007) a fost 12% exprimată în termeni reali, înainte de impozitare și de 10% pentru cea de-a doua. Pentru companiile de distribuție cu capital integral de stat rata de remunerare este 7% real, înainte de impozitare pentru ambele perioade de reglementare.

La începutul fiecărei perioade de reglementare companiile propun reglementatorului un program de investuții aferent perioadei. Pe baza programului aprobat de catre ANRE să determine evoluția Bazei de Active Reglementate și, implicit, valoarea remunerării capitalului în fiecare an.

Pentru prima perioadă de reglementare, la sfîrșitul fiecărui an s-au realizat corecții ce vizau abaterile de la valorile prognozate pentru volumul de serviciu prestat, prețul mediu de achiziție a energiei pentru acoperirea pierderilor tehnologice reglementate. Aceste corecții se vor realiza și pe durata celei de a doua perioada de reglementare.

La sfîrșitul fiecărei perioade de reglementare ANRE evaluează realizarea programului de investiții și în baza realizărilor calculează veniturile la care compania avea dreptul. Din compararea acestora cu veniturile efectiv obținute se calculează corecțiile pozitive sau negative ce trebuie transferate în perioada de reglementare următoare.

Consumul propriu tehnologic al rețelei de distribute este reglementat de catre ANRE si are la baza leg&tura dintre programul de investifii si programul de reducere a sa. Pentru toate companiile de distribute se are in vedere atingerea unei ținte de 9,5 % in anul 2012. Achiziția de energie pentru acoperirea CPT se face la preț reglementat. Costurile cu achiziția sunt acoperite prin tariful de distributie.

d) Furnizarea energiei electrice necesita dejinerea de licence. Până în prezent ANRE a emis circa 160 de licențe. Această activitate are un specific aparte, fiind realizată cu active puține, îinsă pentru care este necesar personal specializat și, în cazul unor furnizori speciali, cu infrastructura compusă în special din programe informatice de urmărire a consumurilor și respectiv de facturare, de programe informatice de optimizare a portofoliului de achiziție și vânzare etc. Furnizorii de energie electrică pot fi:

Furnizori care livrează energie electrica la consumatorii care dupa deschiderea pieței de energie electrică au ales să rămână la tarife reglementate;

Furnizori care livrează energia electrică în regim concurențial la consumatori;

Furnizori de ultima opțiune – tip special de furnizori desemnați de ANRE, care alimentează consumatorii de energie electrică care au rămas fără furnizorul concurențial, ca urmare a falimentului acestuia din urmă.

Indiferent de motivație, neajunsurile sunt următoarele:

Deși pentru nivelul de înaltă tensiune (IT) fenomenul a fost benefic, stimulând migrarea consumatoriior eligibili de la piața reglementată către cea concurențială, la medie tensiune (MT) și joasă tensiune (JT) consumatorii sunt puternic stimulați să rămână la cea reglementată.

Companiile care sunt obligate să practice serviciul de furnizare la consumatorii captivi pot începe să inregistreze pierderi, într-ucât subvenționarea încrucișată nu se va mai putea realiza datorită plecării masive a consumatoriior de la IT pe piața liberă.

Odată cu deschiderea completă a pieței de energie, consumatorii casnici vor suferi un soc tarifar, dacă nu se întrevăd măsuri pentru asigurarea unei perioade de tranziție.

Chiar în condițiile preluării consumatorilor casnici de către furnizorul implicit va exista pericolul unui soc tarifar. O soluție extremă pentru reglementator ar fi asigurarea pentru o perioada de tranziție a unui cost de achiziție cu energie hidroelectrică la prețuri reglementate sub nivelul celor de pe piața liberă.

În ceea ce privește contractele consumatorilor eligibili de pe piața liberă se constată că de multe ori acestea nu reflectă costurile induse în sistem: se apelează la tarife de tip monom nediferențiat, nu se pun condiții legate de dezechilibrele create, nu se ia considerare valoarea factorului de sarcină și multe altele. Această situație poate avea mai multe explicații, printre care cele mai importante sunt lipsa de cultură tarifară atât a consumatoriilor cât și a furnizorilor, avantajul competițional deținut de o serie de furnizori independenți datorită dobândirii unor contracte de achiziție privilegiate, ceea ce le permite obținerea de profit chiar și în condițiile unor variații mari ale costurilor induse de consumatori. În ceea ce privește consumatorii de pe MT și JT, așa cum s-a menționat anterior, principala concurență provine de la tarifele reglementate. De aceea, în foarte multe cazuri, ofertele de pe piața liberă reprezintă simple discount-uri la tarifele reglementate.

Un aspect pozitiv demn de menționat este că în prezent reglementatorul a început un program de discuții pentru a crea un ansamblu de reglementări pentru activitatea de furnizare mai adecvat contextului de piață actual.

e) Alte servicii conexe serviciile de sistem. Orice sistem electroenergetic trebuie menținut într-o plajă de valori a parametrilor săi funcționali definiți în reglementări specifice. Entitatea care asigură acest lucru se numește Operatorul de Sistem (OS). El acționează ca unic cumpărător și vînzător de servicii de sistem. Furnizorii potențiali de servicii de sistem pot proveni din diferite zone ale unui sistem electroenergetic: producători, transportatori sau distribuitori de energie electrică, care au fost licențiați de autoritatea competenta (ANRE).

Serviciile de sistem pot fi funcționale sau tehnologice. Principalele servicii tehnologice achiziționate de OS sunt:

reglajul frecvenței:

reglaj primar neplătit;

reglaj secundar și terțiar rapid sau lent, plătite;

reglajul tensiunii – plătit doar în anumite regimuri speciale;

pornire de la zero – neplătit.

1.2. Coordonate fundamentale ale cadrului normativ de reglementare a activității sectoriale

Avînd în vedere prevederile Legii privind energia electrică nr. 13/09.01.2007, care a fost publicată în Monitorul Oficial nr. 337/18.05.2007, cu modificările și completările aduse de Ordonanța de Urgență cu nr. 33 din 04.05.2007, Parlamentul Romîniei adoptă prezenta lege.

Dispoziții generale

Conform Art.1, domeniul de reglementare stabilește cadrul de reglementare pentru desfășurarea activităților în sectorul energiei electrice și al energiei termice produse în cogenerare, în vederea utilizării optime a resurselor primare de energie în condițiile de accesabilitate, disponibilitate si suportabilitate și cu respectarea normelor de siguranță, calitate și protecție a mediului. Nu se supun dispozițiilor prezentei legi:

a) acumulatoarele electrice, grupurile electrogene mobile, instalațiile electrice amplasate pe vehicule de orice fel;

b) sursele staționare de energie electrică în curent continuu;

c) instalațiile energetice amplasate în marea teritorială, care nu sunt racordate la rețeaua electrică.

Conform Art. 2, obiectivele legii în domeniul energiei electrice și al energiei termice produse în cogenerare trebuie să se desfășoare pentru realizarea urmatoarelor obiective de bază:

a) asigurarea dezvoltării durabile a economiei naționale;

b) diversificarea bazei de resurse energetice primare;

c) crearea și asigurarea funcționării piețelor concurențiale de energie electrică;

d) asigurarea accesului nediscriminatoriu și reglementat al turor participanților la piața de energie electrică și la rețelele electrice de interes public;

e) transparența tarifelor, prețurilor și taxelor la energie electrică în cadrul unei politici de tarifare, urmărind creșterea eficienței energetice pe ciclul de producere, transport, distribuție si utilizare a energiei electrice;

f) constituirea stocurilor de siguranță la combustibilii necesari pentru producerea energiei electrice, precum și a energiei termice produse în cogenerare;

g) asigurarea funcționării interconectate a Sistemului electroenergetic național cu sistemele electroenergetice ale țărilor vecine și cu sistemele electroenergetice din Uniunea pentru Coordonarea Transportului Energiei Electrice (UCTE);

h) promovarea utilizării surselor noi și regenerabile de energie;

i) asigurarea protecției mediului la nivel local și global, în concordanță cu reglementările legale în vigoare;

j) asigurarea măsurilor de securitate în vederea prevenirii și combaterii actelor de terorism și sabotaj asupra infrastructurii Sistemului electroenergetic național;

k) asigurarea siguranței în funcționare a Sistemului electroenergetic național;

l) asigurarea siguranței în alimentarea cu energie electrică a consumatorilor;

m) promovarea producției de energie electrică realizată în sisteme de cogenerare de înaltă eficiență, asociată energiei termice livrate pentru acoperirea unui consum economic justificat.

Autorități și competențe

Conform Art.3, strategia și politica energetic națională se definește obiectivele sectorului energiei electrice pe termen mediu și lung și modalitățile optime de realizare a acestora, în condițiile asigurării unei dezvoltări durabile a economiei naționale.

Menționăm că strategia energetică se elaborează de ministerul de resort și se aprobă de Guvern, cu consultarea organizațiilor neguvernamentale, a partenerilor sociali și a reprezentanților mediului de afaceri.

Politica energetică, urmărind direcțiile stabilite prin strategia energetică, este elaborată de ministerul de resort pe baza Programului de guvernare, pentru un interval de timp mediu și cu considerarea evoluțiilor probabile pe termen lung, cu consultarea organizațiilor neguvernamentale, a partenerilor sociali și a reprezentanților mediului de afaceri, având în vedere, în principal:

a) asigurarea importurilor și exporturilor de combustibili și energie electrică;

b) asigurarea protecției mediului, reconstrucția ecologică a siturilor afectate de activități energetice;

c) transparența prețurilor și tarifelor la combustibili și energie;

d) creșterea eficienței în utilizarea combustibililor și energiei;

e) dezvoltarea surselor regenerabile de energie și cogenerării de înaltă eficiență, cu acordarea de priorități energiei electrice pentru asezările izolate;

f) dezvoltarea cooperării energetice internaționale.

Sursele de finanțare utilizate pentru aplicarea strategiei energetice naționale și politicii Guvernului în sectorul energetic se asigură din sursele proprii ale operatorilor economici în domeniu, bugetul de stat, bugetele locale, împrumuturi rambursabile și nerambursabile.

Măsurile de sprijin de natura ajutorului de stat, propuse pentru asigurarea aplicării strategiei energetice naționale și politicii Guvernului în sectorul energiei electrice, precum și cele prevazute de prezenta lege vor fi aprobate și acordate numai în condițiile legii.

Conform Art.4, programul energetic se concretizează într-un program cuprinzând măsuri de stimulare a activităților de investiții, cercetare-dezvoltare etc., aprobat prin hotarâre a Guvernului. Guvernul, ministerul de resort, celelalte organe de specialitate ale administrației publice centrale și locale iau măsuri pentru realizarea obiectivelor înscrise în programul prevazut și examineaza, anual sau ori de câte ori este necesar, stadiul îndeplinirii prevederilor acestuia.

Conform Art.5, atribuția ministerului de resort privind elaborarea strategiei energetice naționale și politica energetică care asigură ducerea la indeplinire a acesteia, în condițiile prevederilor prezentei legi, având urmatoarele atribuții principale:

a) elaborează programe și planuri de măsuri pentru aplicarea politicii Guvernului în sectorul energiei electrice, inclusiv a programelor de eficientă energetică și de promovare a surselor regenerabile de energie;

b) elaborează proiecte de acte normative pentru sectorul energiei electrice;

c) asigură elaborarea de studii pe baza cărora urmează a fi stabilite prioritățile privind investițiile de interes strategic din sectorul energiei electrice;

Conform Art.6, autoritatea competentă în sectorul energiei electrice este Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE), instituție publică autonomă de interes național, cu personalitate juridică, aflată în coordonarea primului-ministru, care își desfășoară activitatea pe baza regulamentului propriu de organizare și funcționare, aprobat prin hotărâre a Guvernului. Alin. (1) al art. 7 a fost modificat de pct. 1 al art. I din ORDONANȚA DE URGENȚĂ nr. 33 din 4 mai 2007, publicată în MONITORUL OFICIAL nr. 337 din 18 mai 2007.

Finanțarea cheltuielilor curente și de capital ale ANRE se asigură integral din venituri proprii. ANRE poate să înființeze structuri proprii teritoriale fără personalitate juridică.

Piața de energie electrică

Piața de energie electrică este compusă din piața reglementări piața concurențială, iar tranzacțiile cu energie se fac angro sau cu amănuntul.

Deschiderea pieței de energie electrică se realizează prin creșterea progresivă a ponderii pieței concurențiale, în conformitate cu prevederile strategiei și politicii energetice, și se aprobă prin hotărâre a Guvernului.

Conform Art.7, participanții la piața de energie electrică trebuie să respecte regulile de funcționare a acesteia, stabilite de autoritatea competentă, și să efectueze plățile pentru energia electrică și serviciile de care beneficiază, rezultate din tranzacțiile efectuate în conformitate cu aceste reguli.

Participanții la piața de energie electrică și structurile operaționale asociate sunt: producatorul, operatorul de transport și sistem, operatorul pieței centralizate de energie electrică, operatorul de distributțe, furnizorul, clientul eligibil și clientul captiv.

Conform Art. 8, funcționarea pieței reglementate de energie electrică și de servicii asociate funcționează pana la deschiderea completă a pieței de energie electrică. După deschiderea completă a pieței de energie electrică, autoritatea competent poate stabili prețurile și cantitățile contractate, aferente trazacțiilor angro dintre producători și furnizorii consumatorilor casnici.

Pe piața reglementată de energie electrică, autoritatea competentă stabilește prețurile și cantitățile contractate, aferente tranzacțiilor angro dintre producători și furnizorii clienților captivi.

Furnizarea energiei electrice la clienții captivi se face pe baza de contracte reglementate, la tarife reglementate.

Conform Art. 9, funcționarea pieței concurențiale de energie electrică funcționează pe baza reglementărilor emise de autoritatea competentă.

Piața concurențială angro funcționează pe baza de:

a) contracte bilaterale încheiate în urma desfășurării licitațiilor pe piața centralizată;

b) contracte bilaterale negociate ale furnizorilor de energie electrică cu producătorii;

c) contracte de import și de export al energiei electrice;

d) tranzacții prin licitație pe piața spot;

e) tranzacții de servicii specifice.

Pe piața concurențială cu amanuntul, furnizorii vînd energie electrică clienților eligibili prin contracte bilaterale la prețuri negociate sau prin oferte-tip.

Conform Art. 10, deținătorul de licență și clientul au acces reglementat la rețelele electrice de interes public. Accesul la rețelele electrice de interes public reprezintă un serviciu obligatoriu, în condiții reglementate, pe care trebuie sa-l îndeplinească operatorul de transport și de sistem, precum și operatorul de distribuție.

Accesul la rețea poate fi restricționat numai dacă racordarea afectează siguranța Sistemului electroenergetic național prin nerespectarea normelor tehnice și a standardelor de performanță prevăzute în reglementările tehnice în vigoare.

Disputele privind accesul la rețeaua electrică se soluționează de autoritatea competentă. Realizarea de linii electrice directe și accesul la acestea se reglementează de autoritatea competentă, în mod distinct.

Conform Art 11. Contractul de racordare la rețea de energie electrică se face la cererea scrisă a unui utilizator de rețea, nou sau preexistent, operatorul de transport și de sistem sau operatorul de distribuție, după caz, este obligat să comunice, în scris, în termen de 30 de zile, condițiile tehnico-economice de racordare la rețea și să colaboreze cu solicitantul pentru alegerea celei mai avantajoase soluții de racordare. Contractul de racordare se încheie conform reglementărilor emise de autoritatea competentă.

Conform Art. 12, obligațiile producătorilor au, în principal, urmatoarele obligații:

a) să asigure livrările de energie electrică, respectiv energia termică produsă în cogenerare, și serviciile tehnologice de sistem, cu respectarea condițiilor impuse prin licențe, clauze contractuale și reglementări în vigoare;

b) să oferteze nediscriminatoriu intreaga putere electrică disponibilă, energia electrică și serviciile tehnologice de sistem;

c) să mențină o rezervă de combustibil la un nivel suficient sau, dupa caz, o rezervă suficientă de apă, pentru îndeplinirea obligațiilor de producție și furnizare continuă a energiei electrice, prevăzute de reglementările în vigoare;

d) să se conformeze, din punct de vedere operativ, cerințelor operatorului de transport și de sistem și să înființeze, dupa caz, trepte proprii de conducere operativă.

Conform Art.13 drepturile producătorilor de energie electică au in principal următoarele drepturi:

a) să aibă acces la rețelele electrice de interes public, în condițiile prezentei legi;

b) să obțină, în condițiile legii, culoar de trecere pentru liniile electrice proprii;

c) să tranzacționeze energia electrică și serviciile tehnologice de sistem pe piața reglementării concurențială;

d) să înființeze și să mențină un sistem propriu de telecomunicații pentru legătura cu capacitătile sale de producție, cu clienții sau cu treptele de conducere operativă;

e) sa comercializeze energia termică produsă în cogenerare.

1.3. Evoluția pieței naționale de energie în primul deceniu al mileniului trei

Piața energiei electrice din România a parcurs, în primii săi ani de funcționare, un proces complex de liberalizare, restructurare, reformă și privatizare.

Există însă și reacții adverse liberalizării motivate în special de faptul că, daca liberalizarea va face energia electrică mai ieftina, atunci oamenii o vor utiliza în cantități mai mari, într-o manieră risipitoare, cu impact asupra mediului înconjurător.

Cu toate acestea România și-a asumat decizia de a liberaliza piața de energie electrică apreciind ca participanții la piață vor putea beneficia de mediul concurențial.

În România, ca de altfel în majoritatea țărilor lumii și în mod deosebit țările membre ale Uniunii Europene, tendința dominantă a sectorului energetic o constituie liberalizarea piețelor de energie, o evoluție cu profunde implicații în mediul economic de acțiune al companiilor și societăților de energie electrică.

Concurența este mecanismul cel mai eficient de protejare a intereselor consumatorilor, permițînd acestora să opteze pentru pachetul de servicii de care au nevoie (combinația de pret, siguranța, calitate, servicii suplimentare, risc, termeni și condiții de livrare și plată). În același timp, introducerea concurenței presupune alocarea eficientă a resurselor și reorganizarea activității agenților economici în sensul creșterii flexibilității acestora. De regulă, descoperă ineficiența și identifică domeniile cu funcționare defectuoasă.

Producerea și furnizarea energiei electrice devin activități orientate spre calitatea și prețul serviciului oferit, orizonturile de planificare se micșorează, iar societățile comerciale se văd confruntate cu necesitatea gestionării unor riscuri financiare necunoscute pînă acum.

În România se vizează, în perspectiva, deschiderea unei burse pentru zona de sud-est a Europei. Cadrul de acțiune al societăților de producere se modifică de la nivel regional sau național la nivel european. Activitatea acestor societăți urmărește în principal maximizarea profitului, dar nu exclude consolidarea și extinderea acestora, preluarea unei cote de piață cât mai mari sau un control eficient al riscurilor.

Tranziția de la un monopol integrat vertical spre concurență a impus apariția unei legislații primară și secundară emisă în ultimii ani în România în vederea deschiderii pieței de energie electrică.

Este asigurată astfel transparența și climatul de concurență loială precum și egalizarea șanselor pentru agenții economici din sector cu scopul principal de satisfacere a cerințelor societății privind asigurarea cu combustibil și energie, promovarea unei economii de piață concurențiale a energiei și cu respectarea obligațiilor internaționale asumate de statul român prin Tratatul Cartei Energiei.

Începând cu luna august a anului 2000, în România se tranzacționează zilnic energie electrică (angro) și servicii de sistem tehnologice prin ofertare de cantitate și preț, în sistem „cu o zi înainte”.

Modelul de piață astfel creat și dezvoltat în permanență asigură aplicarea principiilor concurenței, în concordanță cu evoluția procesului de reformă, a pieței și a participanților la aceasta.

A fost necesară crearea cadrului legislativ primar al procesului de liberalizare. Ca element important al legislației primare, la 28 decembrie 1998 a fost emisă Ordonanța de Urgență numărul 63, având scopul de a stabili cadrul, principiile și principalele direcții de acțiune destinate liberalizării pieței concurențiale energiei electrice din România, în concordanță cu prevederile Directivei 92 din 1996 a Uniunii Europene, precum și a deciziilor ulterioare în domeniu.

Piața a intrat, astfel, într-o fază de transformare profundă care continuă și astăzi, întregul proces derulându-se pe următoarele coordonate principale:

crearea unei piețe a energiei electrice bazată pe principiile transparenței, nediscriminării și obiectivității;

crearea și aducerea la funcționare deplină a Autorității Naționale de Reglementare în domeniul Energiei;

introducerea competiției în producerea energiei electrice și furnizarea energiei electrice;

introducerea unui sistem de autorizare și licențiere a noilor participanți la piața energiei electrice;

garantarea accesului liber, reglementat, al terților la rețelele electrice.

Un pas important în prima etapă a procesului de liberalizare l-a constituit crearea cadrului de reglementare a pieței. Ca efect al emiterii, la 22 octombrie 1998, a Ordonanței de Urgență numărul 29, a fost înființată Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei, instituție publică având responsabilitatea creării și aplicării unui sistem de reglementare necesar funcționării sectorului și pieței energiei electrice în condiții de eficiență, concurență, transparență și protecție a consumatorilor.

Corespunzător stadiului de început al liberalizării pieței, ANRE a trebuit să depună un efort considerabil pentru a crea legislația secundară, deci setul de noi principii, reguli și relații de piață, dar mai ales de a susține și menține procesul de implementare a acestora în cadrul unei piețe aflate într-un dificil proces de transformare și tranziție, atât organizațională cât și comercială.

Legislația secundară a stabilit noi roluri, relații și responsabilitați pentru toti participanții la piață, absolut necesare funcționării acesteia în noua structură creată pe parcursul ultimilor ani.

S-a impus mai întâi separarea activitațiilor de producere, transport, distribuție și ulterior furnizare.

Totodată, începând cu august 2000, piața angro de energie electrică și de servicii de sistem este administrată de Operatorul Pieței de Energie Electrică din România în condițiile legislației primare și secundare aflate în vigoare. Această societate comercială a fost înființată la 15 august 2000 în temeiul Hotărârii de Guvern numarul 627 din 13 iulie 2000, ca filială a Companiei Naționale Transelectrica S.A..

Filiala OPCOM are misiunea de a furniza un cadru organizat, viabil și eficient pentru desfășurarea tranzacțiilor comerciale în cadrul pieței energiei electrice, în condiții de continuitate, corectitudine, obiectivitate, independență, echidistanță, nediscriminare și transparență.

Piața energiei electrice din România se află, datorită tuturor acestor schimbări, într-o etapă esențială pentru realizarea cu succes a procesului de liberalizare. În acest moment, piața este compusă dintr-un segment reglementat (60%) și unul concurențial (40%).

Toate tranzacțiile cu energie electrică și servicii sunt realizate în regim contractual, fiind aplicată o schemă de aranjamente comerciale corespunzătoare structurii menționate mai sus.

Tranzacționarea angro a energiei electrice precum și a serviciilor de sistem s-au derulat fără întrerupere în piață „cu o zi înainte”, începând cu august 2000, prin intermediul mecanismelor special create și aplicate.

Prognozele de consum determinate pe termen scurt, zilnic, au răspuns unui standard înalt de precizie. Totodată, a fost realizată zilnic programarea producției și a serviciilor de sistem pe baza ofertelor emise de producători în conformitate cu prevederile legislației secundare.Volumul energiei tranzacționate pe piață spot s-a ridicat, în primii trei ani de funcționare la 6,6 %.

Problema riscurilor a determinat Operatorul pieței de energie electrică să își definească, drept țintă, necesitatea dezvoltării sale sub aspectul instituțional, dar și al tehnologiilor și infrastructurii sale, astfel încât să poată fi organizat ca, la momentul în care condițiile pieței vor fi pregătite, să poată deschide un mediu de tranzacționare și decontare specific unei Burse de Energie Electrică, ca obiectivele strategice proiectate pe un orizont de timp scurt, mediu și lung să poată fi realizate. Bursa de energie electrică va fi dezvoltată atât pentru piața fizică a energiei electrice, dar și pentru piața financiară aferentă. În planificarea multianuală a proiectelor care vor fi implementate în vederea atingerii acestor obiective se prevede o utilizare eficientă a resurselor proprii, conjugate cu atragerea de finanțare externă, destinate atingerii obiectivelor de dezvoltare planificate.

În această perioadă, se află în plina derulare un proiect major care are drept scop implementarea unui sistem IT și de telecomunicașii integrat, de ultima generație, destinat administrării pieței fizice angro a energiei electrice și serviciilor de sistem. Se urmărește asigurarea unei infrastructuri performante și fiabile, prin a cărei exploatare Operatorul Pieței de Energie Electrica să îndeplinească toate funcțiunile de administrator de piață, cu introducerea tranzacționării zilnice. Planurile de dezvoltare a operatorului de piață au în vedere asigurarea deplinei funcționări, în domeniile instituțional, tehnic și tehnologic, perntru a adiministra componentele de piața fizică, dar și financiară.

Bursa deci, are rolul de a administra piața de energie electrică, atât a componentei de piața fizică, precum și a componentei de piață financiară pentru energie electrică.

Figura 1.Evolutia liberalizarii pitei de energie electrica din Romania

Operatorul Pieței de Energie Electrică, ca bursă de energie electrică, va avea rolul de a adiministra și piața financiară a energiei electrice.

Rolul pieței financiare este de a pune la dispoziția agenților economici care tranzacționează pe piața fizică instrumente de vânzare de drepturi asupra unei producții viitoare de energie electrică, astfel încât aceștia să își poată atenua riscurile care decurg din tranzacțiile fizice.

Pe piața financiară administrată de bursă se tranzactionează urmatoarele instrumente derivative:

Contracte „forward”

Contracte „futures”

Contracte pentru opțiuni.

Bursa prestează servicii specifice prin care asigură mediul optim pentru încheierea tranzacțiilor menționate, primind și prelucrând ofertele de vânzare și de cumpărare aferente.

Ca principiu de prelucrare a ofertelor, bursa ordonează ofertele concurențiale dupa valoarea prețului de ofertă, intersecția ofertelor orare de vânzare și de cumpărare indicând prețul aferent fiecărui interval orar de tranzacționare, denumit prețul spot sau prețul de sistem. Se face precizarea ca prețul pieței spot, rezultat din acest mecanism, va reprezenta prețul luat ca referință de catre agenții economici care tranzacționează pe piața financiară a energiei electrice.

În anul 2007, a fost promovata noua lege a energiei electrice nr. 13/2007, care transpune prevederile Directivei 2003/54/EC a Parlamentului European si a Consiliului, privind reguli comune pentru piata interna de energie electrică și care a permis adaptarea cadrului de reglementare în vederea deschiderii totale a pietei si asigurarea condițiilor necesare separării legale a activităților de distribuție de cele de furnizare, la 1 iulie 2007

Principalele prevederi care au fost avute în vedere la redactarea noii Legi a energiei electrice vizează:

promovarea securității în alimentarea cu energie electrică prin introducerea procedurii de licitare pentru realizarea de capacități energetice, ca alternativă în cazul în care procedura de autorizare nu atrage suficiente investiții în noi capacități de producere,

eliminarea barierelor administrative și facilitarea accesului la piața a energiei electrice

produse în centrale de cogenerare de înaltă eficiență și din surse regenerabile de energie,

separarea legală a activităților de distribuție și furnizare,

introducerea categoriilor de consumatori vulnerabili si de furnizori de ultima opțiune,

detalierea obligațiilor de serviciu public,

consolidarea atribuțiilor

Consumatorii de energie electrică sunt liberi să-și schimbe furnizorul. Procesul de deschidere graduală a pieței a constituit o abordare prudentă care să permită observarea și amendarea efectelor asupra condițiilor de alimentare a consumatorilor captivi, comportamentului producătorilor și furnizorilor și pentru punerea la punct a noilor instrumente de administrare a pieței. Pentru susținerea acestui proces, ANRE participă alături de Comisia Europeana la campania de informare a clienților lansată la aceeași dată (figura 2).

Figura 2. Evoluția deschiderii pieței de energie electrică

1.4. Rolul ANRE în administrarea operațională a pieței de energie electrică

Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei – ANRE – este o instituție publică autonomă de interes național cu personalitate juridică în coordonarea directă a viceprim-ministrului.

ANRE are misiunea de a crea și aplica sistemul de reglementări necesar funcționării sectorului energiei și piețelor de energie electrică, energie termică și gaze naturale în condiții de eficiență, concurentă, transparentă și protecție a consumatorilor.

În indeplinirea atribuțiilor și competențelor sale, ANRE colaborează cu autorități publice și organisme ale societații civile, agenți economici din sectorul energiei electrice, energiei termice și gazelor naturale, cu organizații internaționale din domeniu, astfel încât transparența și obiectivitatea procesului de reglementare să fie asigurate. Prețul de energie electrică livrată în sistem este reglementat de ANRE.

Un pas important în prima etapă a procesului de liberalizare l-a constituit crearea cadrului de reglementare al pieței.

Ca efect al emiterii Ordonanței de Urgență nr. 29/1998, a fost înființată Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei – ANRE, instituție publică având responsabilitatea creării și aplicării unui sistem de reglementare necesar funcționării sectorului și pieței energiei electrice în condiții de eficiență, concurență, transparență și protecție a consumatorilor.

Începând cu anu1 1999, Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei ANRE a devenit operațională și a elaborat și emis principalele reglementări pentru funcționarea noilor structuri:

Codul comercial al pieței angro de energie electrică;

Regulamentul de programare și dispecerizare a SEN;

Contractele cadru de vânzare – cumpărare a energiei electrice și pentru tranzacționarea serviciilor de sistem, a serviciului de transport și a serviciului de distribuție;

Codurile tehnice ale rețelelor,

Regulamentul privind acordarea licențelor și autorizațiilor, aprobat prin hotarare de guvern;

Regulamentul pentru acreditarea consumatorilor eligibili de energie electrică,

Metodologii de stabilire a prețurilor și tarifelor reglementate.

Restructurarea sectorului electroenergetic a înregistrat o nouă etapă majoră în anul 2000, odată cu aplicarea Hotărârii de Guvern nr. 627/2000, prin care s-a realizat separarea CONEL în următoarele entități înființate cu statut de societăți comerciale independente aflate integral în proprietatea statului:

S.C. Termoelectrica S.A.

S.C. Hidroelectrica S.A.

S.C. Electrica S.A.

C.N.Transelectrica S.A., cu rol de Operator de Transport și Sistem, având ca filială, cu personalitate juridică, S.C. OPCOM S.A.

În același an, prin două decizii succesive, s-a declanșat procesul de deschidere a pieței energiei electrice din România către concurență.

În concordanță cu evoluția internațională și o dată cu progresul înregistrat de legislația pentru sectorul energetic din România, AN.R.E. a stabilit principiile pentru dezvoltarea unei piețe de energie electrică cu două componente: componenta reglementată și cea concurențială. Conform acestei piețe, acordurile comerciale dintre participanți se bazează, în majoritatea lor, pe contractele cadru emise de către AN.R.E.

Opțiunea între cele două componente urmărea să încurajeze acordurile comerciale pe termen lung cu prețuri și cantități garantate iar, prin facilitarea încheierii de contracte bilaterale și vânzările/cumpărările pe piață pot să ofere posibilitatea producătorilor și fumizorilor de a dobândii abilități manageriale adecvate pentru o piață concurențială de energie electrică.

Participanții la piață sunt producătorii, operatorul de transport și de sistem, operatorii de distribuție, fumizorii, consumatorii eligibili, precum și furnizorii serviciilor de sistem și operatorul pieței.

În Figura 3 este prezentata evoluția numărului consumatorilor eligibili, producătorilor și furnizorilor în perioada 1999-2003 iar în Figura 4 structura pieței în procente în anul 2003.

Figura 3. Evoluția numărului Consumatorilor Eligibili, producătorilor și furnizorilor în perioada 1999 – 2003 (Sursa A.N.R.E.)

Începând cu luna noiembrie 2004, gradul de deschidere a pieței de energie electrică a fost majorat prin H.G. nr. 1823/2004 la 55 %, pragul de eligibilitate fiind un consum anual de minimum 1 GWh. Ca urmare au devenit eligibili peste 2000 de consumatori finali din România.

Sa avut în vedere dezvoltarea pieței de energie electrică care se arată în "Foaia de Parcurs pentru sectorul energiei din România" care intenționa ca până în anu1 2007, să se ajungă la un grad de liberalizare a pieței angro de energie electrică de 100%.

La 01.01.2007 se prevedea deschiderea completă a pieței pentru consumatorii industriali, liberalizarea integrală fiind așteptată la 01.07.2007.

În Figura 4 este prezentată evoluția gradului de deschidere a pieței de energie electrică și a pragului de eligibilitate în perioada 2000 – 2007.

Figura 4. Evoluția gradului de deschidere a pieței de energie electrică și a pragului de eligibilitate în perioada 2000-2007.

Proiectul viitoarei piețe angro de energie electrică, care este definit de noul Cod comercial elaborat de ANRE (aprobat prin ORDINUL nr.25 al președintelui ANRE din 22. octombrie 2004) și care a intrat în vigoare în ianuarie 2005, este corelat cu cele europene și constă într-o bursă voluntară de energie pentru piața spot de energie (Piața cu o Zi înainte) completată cu o piața bilaterală liberă, caracterizată în mod normal de contracte pe termen mediu și lung, și cu o piața de echilibru și a rezervelor care vizează menținerea stabilității rețelei într-un timp de funcționare real scurt.

A.N.R.E. poate defini unitățile cu prioritate de producție care vor intra pe piață cu o zi înainte la prețuri fixe (prețul de asemenea fixat de A.N.R.E.). Există două clase de unități cu prioritate de producție:

Necontrolabile: Energie eoliană, solară, energia produsă de centralele hidro pe firul apei, etc. Cele a căror producție nu poate fi nici prognozată cu precizie, nici flexibilă.

Controlabilă: cele care nu sunt necontrolabile.

Este obligatoriu ca participanții la piață să participe în cadrul acestor contracte pentru anunțarea producției cu prioritate așteptate pentru luni (o dată pe an), pentru săptămâni (o dată pe lună), pentru șapte zile înainte (o dată pe săptămână) și zilnic. Toate cantitățile finale măsurate care nu au fost anunțate dinainte, nu vor intra pe piață cu o zi înainte ca oferta ce corespunde unui preț reglementat și nu vor fi regularizate.

Capitolul II.

Eficientizarea energetică și perfecționarea sistemului de tarifare

2.1. Proiecte europene privind eficientizarea producerii, transportului și furnizării energiei electrice

Dacă sursele energetice și alimentarea cu energie nu sunt sigure, atunci societatea și economia nu pot funcționa. De aceea, după cel de-al doilea Război Mondial, mai multe țări europene au decis că sectorul energetic este unul strategic, mult prea important pentru a fi lăsat la latitudinea țărilor individuale. O soluție mult mai bună a fost identificată și anume unirea eforturilor în dezvoltarea surselor energetice, prin asocierea în două structuri: Comunitatea europeană a Cărbunelui și Oțelului, precum și EURATOM.

Ulterior, existența unor surse de energie relativ ieftine și sigure a abătut atenția opiniei publice și a politicienilor de la problemele energetice. Refocalizări de scurtă durată au fost în anii '70, generate de crizele petrolului. În ultimii ani însă, au apărut o serie de elemente, ce au readus problemele energetice în atenție: schimbările climatice, triplarea prețurilor la petrol, dependența de gazul rusesc, întreruperi ale furnizării energiei electrice pe întinderi mari ale Europei (de exemplu, în noiembrie 2006).

În martie 2006, Comisia Europeană a analizat situația energetică a Uniunii Europene și posibilele evoluții în domeniu, publicând concluziile într-un document intitulat Cartea Verde. O Strategie Europeană pentru Energie Sustenabilă, Competitivă și Sigură. Însuși titlul reflectă obiectivele pe care Uniunea Europeană și le-a stabilit pentru politica sa energetică: o dezvoltare durabilă a sectorului, în armonie cu mediul, precum și transformarea sectorului energetic într-un factor de competitivitate și stabilitate, atat în ceea ce privește satisfacerea necesarului european de energie cât și în privința importurilor. Strategia le dezvoltă pe șase domenii prioritare:

dezvoltarea piețelor concurențiale de energie electrică;

asigurarea siguranței în alimentare a statelor membre și promovarea unui mecanism de solidaritate între acestea în domeniul energiei;

organizarea unei dezbateri privind sursele de energie, inclusiv în ceea ce privește costurile de utilizare și impactul acestora asupra mediului;

abordarea problematicii schimbărilor climatice de o manieră compatibilă cu Obiectivele Lisabona;

elaborarea unui plan strategic tehnologic la nivel european care să asigure valorificarea optimă a resurselor comunitare de cercetare și a potențialului de inovare;

elaborarea unei politici exteme comune care să asigure atingerea obiectivelor de bază, cum ar fi siguranța energetică pe termen lung, o piață de energie funcțională, dezvoltarea economică sustenabilă și reducerea impactului asupra mediului.

Cartea Verde stabilește o serie de domenii în care țările membre ar trebui să colaboreze mai mult: economisirea energiei, promovarea surselor regenerabile de energie, investiții în noi tehnologii energetice și utilizarea unei singure voci în discuțiile și negocierile internaționale pe probleme energetice.

În ciuda eforturilor pentru reducerea cererii de energie, statele membre ale Uniunii Europene continuă să-și crească consumul energetic cu 1 – 2% pe an. În acest ritm, în 10 ani consumul va crește cu cel puțin 10%, în condițiile în care două treimi din resursele energetice primare vor fi asigurate din import. În prezent, 80% din consumul energetic îl reprezintă resursele fosile: petrol, gaze naturale și carbune. Această pondere este în creștere, consumul resurselor epuizabile evoluând mai rapid decât consumul resurselor regenerabile. Ca rezultat direct, emisiile de gaze cu efect de seră ar putea fi cu 5% mai mari în 2012 față de anul 2006, iar ținta stabilită prin protocolul de la Kyoto, respectiv o reducere cu 8% a emisiilor în 2012, ar deveni imposibil de atins.

Documentele publicate de Comisia Europeană la începutul anului 2007 sub denumirea „O nouă politică europeană în domeniul energiei", sunt construite pe trei idei:

a) să demonstreze faptul că obiectivele deja stabilite la nivel comunitar în domeniul energiei nu pot fi atinse cu politicile actuale, fiind necesară revizuirea acestor politici;

b) să propună un obiectiv strategic care să constituie baza pentru toate deciziile de politică energetică ulterioare;

c) să propună un plan de acțiune concret în vederea atingerii obiectivului strategic.

Ca obiectiv strategic s-a propus de către Comisie reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră cu 20% pană în anul 2020. Focalizarea pe emisiile de gaze cu efect de seră este justificată prin faptul că sectorul energetic contribuie în procent de 80 % la volumul total de emisii. Acest obiectiv se înscrie în obiectivul mai larg de gestionare a schimbărilor climatice și constituie o bună țintă pentru obiective subsecvente privind promovarea surselor regenerabile, îmbunătațirea eficienței energiei și dezvoltarea tehnologiilor curate. Ținta de reducere cu 20% a emisiilor de gaze cu efect de seră reprezintă un angajament minim, unilateral al Uniunii Europene. Este evident ca o influențare pozitivă a schimbărilor climatice nu se poate obține doar prin efortul cetățenilor Europei. Comisia Europeană consideră că în condițiile în care se va ajunge la un acord internațional larg acceptat la nivel mondial privind reducerea impactului asupra mediului, Uniunea Europeană urmează să-și crească ținta la 30% reducere a emisiilor până în anul 2030 și 60 – 80% reducere până în anul 2050.

Obiectivul general propus, are efect și asupra siguranței în alimentarea cu energie pe termen lung. Prin atingerea acestui obiectiv se va reduce expunerea Europei la volatilitatea prețurilor resurselor fosile de energie, va stimula dezvoltarea piețelor interne de energie electrică și gaze naturale și va incuraja dezvoltarea tehnologică.

Din obiectivul general se desprind trei obiective conexe, pentru fiecare, Comisia Europeană propunând o țintă:

creșterea ponderii resurselor regenerabile în totalul mixului energetic la 20% în anul 2020;

elementul de bază din planul Comisiei Europene îl reprezintă propunerea de partajare patrimonială („ownership unbundling") prin care se urmărește separarea efectivă între activitățile de operare a rețelei de transport a energiei electrice și gazelor naturale și orice alte activități din sectorul energiei. Este în continuare posibilă deținerea de către stat atât a proprietății asupra operatorului de transport și sistem cât și asupra unor producători, în condițiile în care aceste societăți nu sunt grupate într-o structură comună, cum ar fi un holding. Totodată sunt formulate restrict privind reprezentarea statului în aceste structuri de către aceleași persoane precum și în ceea ce privește numirea acestor reprezentanți de către aceeasi institute. Ca soluții alternative, Comisia Europeană propune varianta unui operator de sistem independent (ISO – Independent System Operator).

altă prevedere importantă a proiectelor noilor directive interzice controlul operatorilor de transport și sistem de către persoane fizice sau juridice din terțe țări.

Spre deosebire de România, în multe din țările Uniunii Europene autoritățile de reglementare din domeniul energiei au competențe limitate privind crearea pieței concurențiale, iar independența lor este limitată. În aceste condiții, Comisia Europeană propune în noul pachet legislativ consolidarea competențelor reglementatorilor, în special în următoarele domenii:

supravegherea respectării de către operatorii de transport și de distribute a normelor de acces al teiților, a obligațiilor de separare patrimonială, a mecanismelor de echilibrare, a managementului congestiilor și a alocării capacităților de interconexiune;

revizuirea planurilor de investiți ale operatorilor de transport și sistem și prezentarea în raportul anual a unei evaluări a coerenței dintre planurile de investiții proprii și planul de dezvoltare a rețelelor pe întreg teritoriul Europei în următorii zece ani;

monitorizarea obligațiilor de comunicare și transport in piața de energie;

monitorizarea nivelului de deschidere a pieței și promovarea unei concurențe eficiente, în colaborare cu autoritățile din domeniul concurenței;

asigurarea unor măsuri eficiente de protecție a consumatorului.

Pentru a-și putea îndeplini obligațiile, autoritățile de reglementare trebuie să dispună de competențe de investigare, de solicitare a tuturor informațiilor necesare și de impunere de sancțiuni descurajatoare. Se propune ca autoritatea de reglementare să fie distinctă din punct de vedere juridic și independentă din punct de vedere funcțional de orice altă entitate publică sau privată, ca personalul său și orice membră din corpul său decizional să acționeze în afara oricărui interes de piață și să nu solicite sau sa accepte instrucțiuni de la guvern sau altă entitate publică sau privată. Independența se asigură prin personalitate juridică distinctă, autonomic bugetară, resurse umane și financiare corespunzătoare și conducere autonomă.

Crearea unei piețe unice de energie la nivelul Uniunii Europene necesită o strânsă colaborare între autoritățile implicate în reglementarea activităților din sector. Cu toate acestea, în prezent se constată o diversitate a modelelor piețelor naționale precum și a prevederilor codurilor de rețea, dovadă a rezultatelor modeste ale structurilor de cooperare între autoritățile naționale de reglementare: CEER(Council of European energy regulations), ERGEG(European regulation group for electricity), diverse forumuri. În aceste condiții, Comisia Europeans propune crearea unei structuri supranaționale, agenda pentru cooperarea autorităților de reglementare, cu rol complementar la nivel european față de atribuțiile naționale ale reglementatorilor din domeniul energiei. Principalele atribuții ale agenției vor fi:

crearea unui cadru de cooperare a autorităților naționale de reglementare;

supravegherea cadrului normativ de cooperare dintre operatorii de sisteme de transport;

competențele de decizie individuală (de exemplu, pentru cererile de derogare privind activele de interes european ale infrastructurii și competența de a decide cu privire la regimul de reglementare aplicabil infrastructurilor de pe teritoriul mai multor state membre);

rolul consultativ general pe langă Comisie, elaborare de ghiduri de bună practică etc.

Totodată, Comisia Europeană propune crearea unei structuri de cooperare între operatorii de transport și sistem din statele membre.

În conformitate cu Noua Politică Energetică a Uniunii Europene (UE) elaborată în anul 2007,energia este un element esențial al dezvoltării la nivelul Uniunii. Dar, în aceeași măsură este o provocare în ceea ce privește impactul sectorului energetic asupra schimbărilor climatice, a creșterii dependenței de importul de resurse energetice precum și a creșterii prețului energiei. Pentru depășirea acestor provocări, Comisia Europeană (CE) consideră absolut necesar ca UE să promoveze o politică energetică comună, bazată pe securitate energetică, dezvoltare durabilă și competitivitate.

În ceea ce privește securitatea alimentării cu resurse energetice, UE se așteaptă ca dependența de importul de gaze naturale să crească de la 57% la ora actuală, la 84% în anul 2030 iar pentru petrol,de la 82% la 93% pentru aceeași perioadă.

În ceea ce privește dezvoltarea durabilă, trebuie remarcat faptul că, în anul 2007, sectorul energetic este, la nivelul UE, unul din principalii producători de gaze cu efect de seră. În cazul neluării unor măsuri drastice la nivelul UE, în ritmul actual de evoluție a consumului de energie și la tehnologiilor existente în anul 2007, emisiile de gaze cu efect de seră vor crește la nivelul UE cu circa 5% și la nivel global cu circa 55% pana în anul 2030. Energia nucleară reprezintă în acest moment în Europa una dintre cele mai mari resurse de energie fără emisii de CO2. Centralele nucleare asigură în anul 2007 o treime din producția de electricitate din Uniunea Europeana, având astfel o contribuție reală la dezvoltarea durabilă.

În ceea ce privește competivitatea, piața internă de energie a UE asigură stabilirea unor prețuri corecte și competitive la energie, stimulează economisirea de energie și atrage investiții în sector.

UE este tot mai expusă la instabilitatea și creșterea prețurilor de pe piețele internaționale de energie, precum și la consecințele faptului că rezervele de hidrocarburi ajung treptat să fie monopolizate de un număr restrâns de deținători. Efectele posibile sunt semnificative: de exemplu, în cazul în care prețul petrolului ar crește până la 100 USD/baril în anul 2030, importul de energie în UE ar costa circa 170 de miliarde EUR, ceea ce înseamnă o valoare de 350 EUR/an pentru fiecare cetățean UE. Comisia Europeană propune în setul de documente care reprezintă Noua Politică Energetică a UE următoarele obiective:

reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră cu 20% până în anul 2020, în comparație cu cele din anul 1990.

creșterea ponderii energiei regenerabile în totalul mixului energetic de la mai puțin de 7% în anul 2006, la 20% din totalul surselor sale de energie până în 2020;

creșterea ponderii biocombustibililor la cel puțin 10% din totalul combustibililor utilizați în anul 2020;

reducerea consumului global de energie primară cu 20% până în anul 2020.

La 19 octombrie 2006, CE a adoptat Planul de acțiune privind eficiența energetică, aferent acestei directive, care cuprinde măsuri datorită cărora UE ar putea face progrese vizibile în direcția îndeplinirii principalului său obiectiv, și anume reducerea consumului său global de energie primară cu 20% până în 2020. În cazul în care acest plan reușește, ar însemna ca UE să folosească până în 2020 cu circa 13% mai puțină energie decât în prezent (2007). Pentu aceasta sunt necesare eforturi deosebite în schimbări de mentalități și comportament și mai ales investiții suplimentare.

2.2. Direcții de acțiune în asigurarea securitații si competitivității energetice

Cercetarea științifică cu toate componentele sale (cercetare aplicativă, dezvoltare, inovare) constituie unul din factorii importanți în dezvoltarea durabilă a sectorului energetic.

Principalele direcții stategice de acțiune în acest domeniu vor fi:

valorificarea potențialului uman existent în prezent în cercetarea energetică, asigurarea stabilității și întineririi în condițiile creșterii nivelului de expertiză care să permită corelarea cunoștințelor despre evoluțiile tehnice pe plan global cu posibilitățile de particularizare la nivel național;

crearea de oportunități pentru stimularea tinerilor specialiști de a rămâne în țară și de a lucra în cercetarea energetică românească pentru a contribui la absorbția fondurilor de cercetare europene;

promovarea unor instrumente de încurajare a companiilor de producere, transport și distribuție a energiei electrice pentru finanțarea programelor proprii de cercetare si dezvoltare și cofinanțarea proiectelor complexe de cercetare cu specific energetic;

continuarea Planului sectorial de cercetare – dezvoltare și creșterea fondurilor alocate Ministerului Economiei și Finanțelor pentru acest program;

consolidarea unei structuri naționale, responsabilă pentru elaborarea de studii necesare la elaborarea strategiilor și politicilor energetice, pentru fundamentarea unor decizii în domeniu, pentru coordonarea și chiar elaborarea unor proiecte complexe de dezvoltare de nivel național regional, transfrontalier.

Domeniile prioritare pentru cercetarea aplicativă, dezvoltarea, inovarea energetică, sunt urmatoarele:

sisteme și tehnologii energetice noi care sa conduca la:

creșterea securității în alimentarea cu energie

promovarea unei structuri de resurse energetice primare, cu accent pe utilizarea cărbunilor, a energiei nucleare și a surselor regenerabile, de natură să mărească competitivitatea și securitatea alimentării,

informatizarea proceselor de producere a energiei electrice și a proceselor decizionale în sectorul energetic.

creșterea eficienței energetice pe întregul lanț energetic, cu accent deosebit pe reducerea pierderilor de energie în clădirile publice și rezidențiale și la consumatorii industriali

promovarea tehnologiilor energetice curate și a reducerii emisiilor de gaze cu efect de seră

promovarea de tehnologii de protecție a mediului de efectele proceselor și echipamentelor energetice

reducererea emisiilor poluante ale centralelor electrice;

promovarea transferului de cunoștințe și tehnologii în domeniul energetic,

fundamentarea strategiilor energetice ale localităților,

promovarea utilizării surselor de energie regenerabilă prin:

actualizarea hărților cu potențialul eolian, solar, biomasă, plante energetice, etc

studii cu privire la conectarea la sistemul energetic național a surselor de energie regenerabilă,

mecanisme de susținere a investițiilor în acest domeniu.

sectorul energetic trebuie să fie un sector dinamic, care să susțină activ dezvoltarea economică a țării, și reducerea decalațiilor fată de Uniunea Europeană.

În acest sens, Obiectivul general al strategiei sectorului energetic îl constituie satisfacerea necesarului de energie atât în prezent, cât și pe termen mediu și lung, la un preț cât mai scăzut, adecvat unei economii moderne de piață și unui standard de viață civilizat, în condiții de calitate, siguranța în alimentare, cu respectarea principiilor dezvoltării durabile.

Direcțile de acțiune ale strategiei energetice a României, convergente cu cele ale politicii energetice a Uniunii Europene, sunt:

creșterea siguranței în alimentarea cu energie atat din punct de vedere al mixului de combustibili cât și al infrastructurii de rețea;

alegerea unui mix de energie echilibrat, cu accent pe utilizarea cărbunelui, energiei nucleare și resurselor energetice regenerabile, inclusiv prin utilizarea potențialului hidro neexploatat, care să confere sectorului energetic competitivitate și securitate în aprovizionare;

asigurarea necesarului de cărbune și uraniu în principal din producție internă și diversificarea resurselor de aprovizionare cu uraniu prin combinarea exploatării raționale a resurselor naționale cu importul de uraniu;

gestionarea eficienta și exploatarea rațională în condiții de securitate a resurselor energetic primare epuizabile din România și menținerea la un nivel acceptabil, pe baze economice, a importului de resurse energetice primare (dependența limitată/controlată);

îmbunătățirea competivității piețelor de energie electrică și gaze naturale și participarea activă la formarea pieței interne de energie a Uniunii Europene și la dezvoltarea schimburilor transfrontaliere cu luarea în considerare a intereselor consumatorilor din România și a companiilor românești;

creșterea eficienței energetice pe tot lanțul resurse, producere, transport, distribuție, consum;

promovarea utilizării resurselor energetice regenerabile;

asigurarea investițiilor pentru creșterea capacității de inovație și dezvoltare tehnologică;

realizarea obiectivelor de protecție a mediului și reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră;

participarea proactivă la eforturile Uniunii Europene de formulare a unei strategii energetic pentru Europa, cu urmărirea și promovarea intereselor României.

Având în vedere aceste direcții principale de acțiune, obiectivele prioritare ale dezvoltării sectorului energetic din România, sunt următoarele:

Securitatea aprovizionării

Menținerea suveranității naționale asupra resurselor primare de energie și respectarea opțiunilor naționale în domeniul energiei. În conformitate cu prevederile Constituției României, bogățiile de orice natură ale subsolului, apele cu potențial energetic valorificabil, resursele naturale ale zonei economice și ale platoului continental fac obiectul exclusiv al proprietății publice. Bunurile proprietăți publice sunt inalienabile. În condițiile legii, ele pot fi date în administrare regiilor autonome ori instituțiilor publice sau pot fi concesionate ori închiriate ;

Menținerea unui echilibru între importul de resurse energetice primare și utilizarea rezervelor naționale pe baze economice și comerciale;

Diversificarea și consolidarea, în cadrul stabilit la nivel european, a relațiilor de colaborare cu țările producătoare de hidrocarburi, precum și cu cele de tranzit;

Diversificarea surselor de aprovizionare și dezvoltarea rutelor de transport;

Încheierea de contracte pe termen lung pentru gaze naturale din import pentru a diminua riscurile de întrerupere a furnizării, cu respectarea regulilor concurențiale;

Încheierea de contracte pe termen lung pentru furnizorii interni de cărbune care să le asigure acces la piețele financiare, cu respectarea regulilor concurențiale;

Stimularea investițiilor în domeniul exploatării rezervelor de gaze naturale, prin încurajarea identificării de noi câmpuri și valorificarea maximă a potențialului;

Abordarea, în comun cu statele membre ale UE, a problemelor referitoare la protecția infrastructurii critice din sistemul energetic în lupta împotriva terorismului;

Punerea în valoare de noi perimetre pentru exploatarea lignitului și a uraniului care să asigure cererea după anul 2015;

Creșterea nivelulul de adecvanța al rețelei de transport prin dezvoltare și modernizare în concept de rețea inteligentă (smart grid) și cu respectarea cerințelor UCTE/ ETSO.

Dezvoltare durabilă

Promovarea producerii energiei pe bază de resurse regenerabile, astfel încât consumul de energie electrică realizat din resurse regenerabile de energie electrică să reprezinte 33% din consumul intern brut de energie electrică al anului 2010, 35 % în anul 2015 și 38 % în anul 2020. Din consumul intern brut de energie 11% va fi asigurat din surse regenerabile în anul 2010;

Stimularea investițiilor în îmbunătățirea eficienței energetice pe întregul lanț: resurse – producție – transport – distribuție – consum;

Promovarea utilizării biocombustibililor lichizi, biogazului și a energiei geotermale;

Susținerea activităților de cercetare-dezvoltare și diseminare a rezultatelor cercetărilor aplicabile;

Reducerea impactului negativ al sectorului energetic asupra mediului înconjurător prin utilizarea tehnologiilor curate.

Competitivitate

Continuarea dezvoltării și perfecționarea mecanismelor piețelor concurențiale pentru energie electrică, gaze naturale, certificate verzi, certificate de emisii a gazelor cu efect de seră și servicii energetice;

Extinderea activității operatorului pieței angro de energie electrică din România la nivel regional, participare activă la realizarea pieței regionale de energie și a pieței unice europene;

Liberalizarea în condiții tehnice controlate de siguranța în alimentare a tranzitului de energie și asigurarea accesului permanent și nediscriminatoriu la rețelele de transport și interconexiunile internaționale; creșterea capacitații de interconexiune de la circa 10 % în prezent la 15-20 % la orizontul anului 2020;

Continuarea procesului de restructurare, creștere a profitabilității și privatizării în sectorul energetic (privatizarea se va realiza atât cu investitori strategici, cât și prin listarea pe piața de capital);

Continuarea procesului de restructurare pentru sectorul de lignit în vederea creșterii profitabilității și accesului pe piața de capital;

Menținerea accesului la rezervele de huilă, în vederea asigurării securității energetice, în condiții economice adecvate.

2.3. Aspecte metodologice privind tarifarea energiei electrice în contextul reformei structurale

Specialiștii din întreaga lume recunosc existența unor principii ce trebuie avute în vedere la proiectarea tarifelor utilizarea eficientă a resurselor materiale și umane (orientarea consumatorilor către un consum rațional):

crectitudine și echitate (fiecare consumator trebuie să plătească proporțional cu cantitatea și calitatea serviciilor de care beneficiază);

asigurarea stabilității prețurilor (cu scopul de a evita propagarea în economie a unor semnale distorsionate, precum și pentru orientarea investițiilor);

asigurarea necesităților financiare ale sectorului (principala cerință a unui sistem tarifar este aceea de a asigura resursele financiare pentru funcționarea și dezvoltarea sectorului);

Ușor de înțeles, ușor de aplicat (tariful trebuie să transmită consumatorului semnale economice clare și să nu ridice probleme în ceea ce privește aparatura de măsură, citirea și facturarea consumurilor);

Considerarea unor obiective economice și sociale (acest principiu conduce la existența unor tarife preferențiale pentru anumite ramuri economice de importanță strategical sau pentru anumite categorii sociale).

Deoarece principiile enumerate vin în contradicție unele cu altele, trebuie realizate anumite compromisuri. Ansamblul acestor compromisuri, Împreună cu alți factori, formează ceea ce se numește politica tarifară.

Utilizarea efficientă a resurselor

Corectitudine și echitate

Stabilitatea prețurilor

Asigurarea necesităților financiare ale sectorului

Ușor de înțeles, ușor de aplicat

Considerente economico-sociale

Figura 4. Principiile tarifării

Clasificarea tarifelor. Exemple:

Tarifele pentru energie se pot clasifica dupa mai multe criterii, iar în cadrul acestei lucrări ne vom opri la cele mai reprezentative.

Clasificarea tarifelor după costurile pe baza cărora acestea se proiectează:

Tarife bazate pe costul mediu total (CMed);

Tarife bazate pe costuri marginale (CM).

Clasificarea tarifelor după numărul componentelor de preț ce determină
calculul facturii pentru energie:

tarife monome (au în componență un singur termen, reprezentat de taxa pentru energie, exprimată în unități monetare/kWh);

tarife binome (au în componență doi termeni, reprezentați de o taxă de energie și o taxă de putere aplicabilă puterii maxime masurate sau puterii contractate);

tarife trinome (au în componență trei termeni, reprezentați de o taxă de energie, o taxă pentru puterea maximă masurată și o taxă pentru puterea contractată).

În abordarea tarifelor, componentele de tip taxă pentru putere sau taxă pentru energie sunt denumite și coeficienți tarifari.

Clasificarea tarifelor după diferențierea componentelor de preț pe perioadele de tarifare corespunzatoare intervalelor de variație a costurilor sistemului energetic:

tarife nediferențiate (coeficienții tarifari au aceleași valori în toate perioadele);

tarife diferențiate acestea pot avea mai multe forme, după modul de înțelegere a perioadelor de tarifare:

tarife in funție de perioada din zi

tarife zi—noapte\

tarife preferențiale de noapte;

tarife în funcție de perioada din saptămână;

tarife în funcție de perioada din an (sezoniere).

Tarife cu destinații speciale, tarife pentru furnizări cu intreruperi (furnizorul convine cu consumatorul ca, în schimbul unor reduceri la taxa de putere, la taxa de energie sau la ambele, să poată comanda consumatorului reducerea parțială sau totală a puterii absorbite în momentele grele pentru sistem); tarife scop sau special, sunt tarife preferențiale pe care furnizorul le lucra cu un anumit scop, care poate fi:

atragerea unor noi clienți situați într-o anumită zonă geografică sau concurențială;

atragerea unor anumite clase de consumatori;

stimularea creșterii consumului în anumite zone geografice sau concurențiale;

Tarife în timp real (în funcție de situația existentă în sistem, se calculează costul furnizării energiei electrice în fiecare moment; prețul determinat pe baza acestuia este comunicat consumatorului, de regulă, cu 24 de ore înainte).

Așa cum s-a mai menționat, sistemul electroenergetic este format din trei subsisteme de bază:

sistemul de producere (generare);

sistemul de transport;

sistemul de distribute.

Cele trei componente sunt interdependente, iar din punctul de vedere al procesului tehnologic, neseparabile. Fiecare din cele trei subsisteme are contribuția sa în costul unui kWh ce ajunge la consumator. Dintre toate, subsistemul generării are ponderea cea mai însemnată (75%), iar valoarea costului generării este puternic influețată de metodologia adoptată pentru defalcarea cheltuielilor pe cele două produse, energie electrică și caldură în cazul producerii lor combinate. Valoarea costului de generare mai poate fi influențată destul de puternic de structura producției: centrale hidro, centrale funcționand cu hidrocarburi, centrale funcționand cu cărbune, centrale nuclearoelectrice. În figura 6 este prezentată structura producției de energie electrică a RENEL prognozată pentru anul 1996.

Figura 6. Structura producției de energie electrică.

La nivelul subsistemului de transport, costul unitar al energiei electrice suportă o creștere datorată, pe de o parte, cheltuielilor existente la acest nivel și, pe de altă parte, pierderilor fizice din rețelele de transport. Același fenomen se manifestă și la nivelul subsistemului de distribuție.

O prezentare mai detaliată a evoluției costului unitar este realizată în cadrul descrierii proiectării coeficienților tarifari. Pentru formarea prețuriilor, la costurile unitare se mai adaugă taxa de dezvoltare (12% din total costuri), o cotă de constituire a stocului de carbune și profitul RENEL, care, conform legii actuale, trebuie sa se situeze sub valoarea de 1%. Structura prețului mediu de vânzare a energiei electrice de catre RENEL este prezentată în figura 7.

Figura 7. Structura prețului de vânzare a energiei elecrice (RENEL, 1996).

Această structură se referă la calculele făcute pe un an de zile, conform condițiilor din momentul negocierii. În realitate, ea suferă modificări importante pe parcursul perioadei ce se scurge până la urmatoarea renegociere de prețuri.

Într-un asemenea interval, prețul energiei electrice este menținut constant și, de asemenea, o serie de elemente sunt menținute constante (amortizări, prețul combustibililor din țară etc.). De fapt, aceste elemente – legate de inflație și devalorizarea leului — cresc. Dintre acestea, cele mai importante sunt prețurile combustibililor din import. Cu cât fenomenul inflaționist este mai accentuat și perioada dintre două renegocieri mai mare, cu atat distorsiunile sunt mai puternice. Astfel, se poate ajunge la situații ca cea din aprilie 1996, când prețul mediu de vânzare al unui kWh nu a acoperit costul păcurii de import necesară procesului tehnologic de furnizare a energiei electrice la consumator.

Metodologia actuală de proiectare a coeficienților tarifari cuprinde două etape:

calculul prețurilor medii pe niveluri de tensiune, cu evidențierea componentei cheltuielilor variabile și a celei datorată cheltuielilor fixe;

fixarea prețuriilor medii de revenire a energiei electrice, pe tipuri de tarife pentru fiecare nivel de tensiune (conform politicii tarifare adoptate), și calculul coeficienților tarifari pe baza datelor ce caracterizează comportamentul energetic al consumatorilor.

Tariful A este un tarif binom diferențiat pe două zone orare: ore de văi (numai vârful de seară) și rest ore. La acest tarif s-a vândut, în 1996, 24% din energia electrică consumată.

Pentru utilizarea acestui tarif este necesară montarea la consumator a unui contor cu două cadrane pentru energie și cu două indicatoare de maxim pentru putere. Mărimile citite și utilizate în formula de calcul a facturii sunt:

EV= energia consumată în orele de vârf;

ER = energia consumată în restul orelor;

PV— puterea maximă măsurată în orele de vârf;

PR = puterea maximă măsurată în restul orelor.

Utilizăm pentru coeficienții tarifari notațiile:

TEV— taxa pentru energia de vârf;

TER = taxa pentru energia în restul orelor;

TPV= taxa pentru puterea de vârf;

TPR = taxa pentru puterea în restul orelor.

Formula de facturare pentru tariful A este:

Dacă PV> PR -> F ~ EV x TEV + ERx TER + PVxTPV

Dacă PR>PV-> F = EVxTEV + ERxTER +PVxTPV +(PR-PV)xTPR

Prețul mediu de revenire obținut prin aplicarea tarifului A depinde de trei parametri ce caracterizează comportamentul energetic al consumatorului: durai Du de utilizare a puterii maxime măsurate, raportul PV/PR al puterilor maxime măsurate în perioada orelor de vârf și în rest ore, ponderea xv a energiei consumă în orele de vârf. Indirect, ultimii doi parametri sunt dependent de numarul orelor de vârf din perioada de facturare. Numărul orelor de vârf din cadrul fiecărei luni calendaristice este fixat printr-o decizie a directorului general al RENEL și variază de la șapte ore, în lunile de iarnă, până la nici una, în lunile iunie și iulie. Ca urmare, prețul mediu de revenire va avea o variație sezonieră, lucru pozitiv într-ucât și costurile din sistem prezintă o astfel de variație. În figura 7 este prezentată variația prețului mediu de revenire în funcție de fiecare dintre parametri, atunci când ceilalți doi sunt menținuți constanți.

ER= energia consumată în restul orelor.

Formula de facturare pentru tariful B este:

F = EV x TEV + ER x TER

Dintre toate tarifele, tariful A este e cel mai sensibil, ținând cont de comportamentul consumatorului sub toate aspectele.

Tariful B este un tarif monom diferențiat pe două zone orare (aceleași ca tariful A). La acest tarif s-a vândut, în 1996, 27,9% din energia electrică consumată.

Pentru utilizarea acestui tarif este necesară montarea la consumator a unui contor cu două cadrane. Mărimile citice și utilizate în formula de calcul a facturii sunt :

EV= energia consumată în orele de vârf;

ER = energia consumată în restul orelor.

Formula de facturare pentru tariful B este:

F = EVx TEV + ERx TER

p [lei/kwh]

p med

Du, Pmax.

8760 [h/an]

p [lei/kwh]

p med

Pmax, varf/Pmax,rest

1

p [lei/kwh]

P vârf

P med

P rest

Xv

[%]

Figura 8. Tariful A: variația prețului mediu de revenire.

2.4 Politici de tarifare pe piața energiei electrice din România

Politica de tarife din domeniul energiei electrice și termice ține seama permanent de evoluția structurii sectorului energiei electrice și de necesitatea asigurării viabilității operatorilor economici din sector.

Într-un trecut nu prea îndepărtat, politicile tarifare ocupau un loc important în preocupările guvernului, acest lucru fiind motivat și prin atribuțiile pe care ministerele de resort le aveau. Încetul cu încetul asistăm însa la un fenomen prin care controlul, în sensul unei determinări subjective a prețurilor și tarifelor, aproape că a dispărut. Care este contextul unei astfel de evoluții?

În primul rând, dacă ne referim la activitățile cu caracter de monopol natural transportul și distribuția de energie electrică, metodologiile de calcul al tarifelor sunt foarte precise și nu permit intervenți subiective. Singura modalitate de a influența nivelul prețurilor și tarifelor se poate face prin limitarea sau dimpotrivă, încurajarea unui anumit program de investiții, întrucât remunerarea capitalului investit este direct dependent de realizarea acelui program de investiți.

O altă modalitate de intervenție asupra tarifelor de distribuție prevăzuți de reglementările în vigoare se referă la plafonarea creșterilor de la un an la altul pe parcursul primei perioade de reglementare la nivelul de maxim 18% real. În plus de această plafonare, reglementatorul mai poate impune plafoane individuale pe a tarifelor specifice nivelurilor de tensiune, cu condiția însa de a nu afecta veniturile cuvenite operatorului. Este practic vorba de realocări ale veniturilor între nivelurile de tensiune. De obicei, reglementatorul recurge la acest tip de intervenție atunci cântd constată o alocare greșită a costurilor între nivelurile de tensiune. În lipsa argumentației privind plafonarea tarifelor, reglementatorul poate să producă o subvenționare incrucisată între niveluri de tensiune.

O zonă care suscită un interes deosebit și care poate fi obiectul unor intervenții ale factorului politic de decizie o reprezintă tarifele pentru consumatorii casnici. Până în prezent au existat tot felul de scheme de menținere la un nivel scăzut al acestor tarife și anume:

Consumatorii casnici, fiind racordați la JT, o bună perioadă de timp toate aceste tarife au fost ținute artificial la un nivel scăzut. În acest caz, se vorbește de o subvenționare încrucisată între niveluri de tensiune.

În cadrul consumatorilor racordați la JT, consumatorii casnici beneficiază de tarife mai scăzute decât ceilalți. Avem de-a face, în acest caz, cu o subvenționare încrucisată între consumatorii casnici și restul consumatorilor de JT, ceea ce reprezintă totodată și un mare obstacol în calea deschiderii pieței de energie.

Prezența tarifului social în grupul de tarife dedicate consumatorilor casnici creează o subvenționare într-o clasă permisă chiar și în reglementările europene.

Toate aceste artificii nu fac altceva decât să creeze o falsă protecție socială și, mai grav, să distorsionze piața de energie electrică. Soluția adoptării furnizorului implicit, nu rezolvă de la sine problema. Șocul tarifar la deschiderea pieței încă poate exista. Sunt două motive de optimism care ne fac să credem că se va putea rezolva această problemă: în primul rând, consumul familiilor cu venituri mici este sub media pe țară, care și asa este extrem de redusă comparativ cu alte țări, deci cota din bugetul familiei destinată facturii de energie electrică este relativ mică, dacă nu se apelează la încălzitul electric; în al doilea rând, se fac auzite tot mai multe voci care recomandă punerea la punct a unui nou sistem de procesare socială, care să acorde ajutoare directe consumatorilor calificați. Acest ultim sistem nu numai că ar contrabalansa efectele facturaării energiei electrice la costurile reale, dar ar permite, prin sistemul de calificare, o filtrare mai corectă a celor care într-adevar au nevoie de ajutoare.

La energia electrică, sistemul de prețuri și tarife a evoluat de la sistemul tarifar unic reglementat pentru consumatorii finali, la un sistem cu prețuri pe activități și servicii, capabil să raspundă noii structuri liberalizate a sectorului.

Pe piața liberalizată se utilizează prețuri care se stabilesc prin mecanisme concurențiale, inclusiv pentru dezechilibrele dintre cantitățile contractate și cele efectiv consumate, precum și tarife reglementate pentru serviciile de rețea (transport și distribuție) și servicii de sistem.

Prețul energiei electrice a avut o evoluție crescătoare, datorită necesității practicării unor prețuri care să reflecte costurile rațional justificabile, creșterii prețurilor la combustibili pe plan internațional, creșterii volumului de investiții în rețele precum și eliminării progresive a subvențiilor directe și incrucișate. Astfel, prețurile electricității s-au apropiat de valorile medii înregistrate în UE dar sunt în continuare mai mici decât acestea.

La sfârsitul anului 2006 prețul mediu al energiei electrice livrate consumatorilor casnici cu un consum de 1200 kWh/an (consumatorul casnic mediu în România) a fost de 0,1029 Euro/kWh comparativ cu 0,1637 Euro/kWh media UE25. A fost menținut tariful social destinat consumatorilor cu consum redus și îmbunătațit astfel încât să beneficieze de el doar populația defavorizată.

Consumatorii din această categorie au plătit 0,0499 Euro/kWh in 2006. Valorile prezentate includ TVA.

Prețul energiei electrice livrată consumatorilor industriali a variat funcție de mărimea consumului, situându-se însă practic în toate cazurile sub valoarea medie UE25. Astfel, un consumator cu un consum anual de 1250 MWh și o putere maximă de 500 kW a plătit 0,0853 Euro/KWh față de 0,0935

Euro/kWh media UE25. Un consumator industrial cu un consum anual de 24.000 MWh și o putere maximă de 4 MW a plătit 0,0643 Euro/kWh comparativ cu 0,0732 Euro/kWh valoarea medie UE25 pentru aceeași categorie de consumatori. Aceste valori nu includ TVA.

În ultima vreme s-a discutat faorte mult în mass media referitor la prețuri, tarife și privatizările din sectorul energetic. Trebuie subliniat însă că pentru a comenta și a înțelege subtilitățile funcționării pieței de energie electrică în ansamblul ei sunt necesare cunoștiințe solide și cel mai adesea sprijinul firmelor de consultanță. De asemenea, este important de menționat ca întreaga comunitate energetică din România trebuie să reconsidere strategia sectorului energetic, evaluarea politicilor tarifare actuale și implementarea unora noi, adecvate contextului energetic intern și extern.

Politicile tarifare trebuie evaluate nu neapărat în zona activităților cu caracter de monopol, zona care este reglementată de către autoritățile de reglementare, ci, în special, în zona concurențială, acolo unde este posibil ca atât societăți cu capital de stat cât și cele cu capital privat pot avea un comportament discriminatoriu și netransparent. Astfel, trebuie evitate situațiile anormale, cronice din ziua de azi, cum ar fi:

• vânzări de energie pe contracte bilaterale negociate sub prețul pieței, în unele cazuri, chiar sub costuri;

• prețuri de export cu mult sub cele de import.

S-a inserat cuvântul „cronice", deoarece astfel de situații pot exista în piață doar pe perioade scurte de timp și nu ca situații cronicizate (cu durate de ordinul săptămânilor sau lunilor).

Capitolul .III

Tranzacționarea centralizată a energiei electrice pe piața angro

3.1 Piețele centralizate de energie electrică administrate de OPCOM

Anul 2003 a reprezentat fără îndoială un moment de cotitură în istoria pieței raționale de energie electrică din România. În baza elaborării „Foii de parcurs în domeniul energiei electrice" s-au stabilit principiile pe termen lung pentru dezvoltarea pieței angro de energie electrică din România, optându-se pentru conceptul multi-piață și principiul zonal de stabilire a prețului.

Codul comercial al pieței angro de energie electrică, adoptat în 2004, a implementat principiile foi de parcurs, astfel că în perioada iulie 2005 – noiembrie 2006, ceea ce poartă numele „noua platformă de tranzacționare", a reprezentat baza de organizare a comercializării energiei electrice în România. Implementând conceptul multi-piață prin cele trei segmente: contracte bilaterale, piața pentru ziua următoare și piața de echilibrare, asociate principiului auto-programării, această nouă platformă de tranzacționare asigură cumpărarea și vânzarea concurențială a energiei electrice pentru trei orizonturi de timp diferite. Lansarea noii platforme la data de 30 iunie 2005 a fost susținută totodată de creșterea gradului de deschidere a pieței la 83,5%, ceea ce însemna libertatea de a alege furnizorul pentru toți consumatorii finali cu excepția celor casnici. La un an de la această creștere a gradului de deschidere, reprezentând teoretic circa 600 000 participanți la piața concurențială, deschiderea efectivă a pieței a fost de circa 50%.

Fig 8. Ilustrarea conceptului multi-piață.

In timp ce piața de echilibrare, piața de servicii de sistem și piața de capacități transfrontaliere sunt administrate de CN Transelectrica SA ca operator de transport și sistem, operatorul pieței de energie electrică SC OPCOM SA furnizează un mediu de tranzacționare transparent pentru orizonturile de timp lung și mediu, oferind două produse diferite ca piețe centralizate: piața contractelor bilaterale, unde este tranzacționat aproape 5% din consumul net și, respectiv, pentru orizont de timp scurt, prin piața pentru ziua următoare, care a atins o cotă medie de 7% în primele 12 luni și a depășit 10% în luna octombrie 2006. Astfel, OPCOM îndeplinește așteptările Comisiei Europene, Direcția Generală Transport și Energie, exprimate în documentul de strategie și documentul de opțiune pentru sud-estul Europei și intenționează să evolueze în viitor pentru dezvoltarea celor două produse în sensul îmbunătățirii standardizării primului și a îmbunătățirii siguranței în tranzacționare al celui de al doilea. De asemenea, OPCOM administrează piața de certificate verzi.

Piața de energie electrică în prezent

Codul Comercial al pieței angro de energie electrică în vigoare conține reguli ce guvernează operarea pieței din momentul lansării noii platforme de tranzacționare. Principiul fundamental al pieței angro, conform Directivei 54/2003 este libertatea producătorilor și furnizorilor de a se angaja în tranzacții pentru vânzarea și cumpărarea energiei electrice. Piața contractelor bilaterale presupune angajarea unor obligații pe termen lung, în timp ce piața pentru ziua următoare reprezintă mediul transparent, anonim și nediscriminatoriu de contractare a energiei electrice pe termen scurt (o zi). Pe cele două orizonturi de timp, tranzacțiile susțin acoperirea cererii de consum printr-un volum de producție corespunzător. Conform acelorași principii, o piață de echilibrare permite operatorului de sistem echilibrarea cererii și a ofertei în timp real.

Astfel, în momentul crucial pentru piața regională din sud-estul Europei al ratificării tratatului comunității energetice din SEE (Stanford engineering everywhere), România una dintre cele nouă țări semnatare, are o piață angro de energie electrică funcțională, cu segmente bine definite: piața contractelor bilaterale, piața spot și piața de echilibrare. Același model a fost adoptat de către cele mai importante piețe de energie electrică din UE, fiind în același timp recomandat pentru țările din comunitatea energetică.

Piața pentru Ziua Următoare (PZU). Codul comercial definește piața pentru ziua următoare în România, unde se tranzacționează contracte cu livrare fizică pentru energie electrică pentru fiecare oră din ziua următoare.

Piața pentru ziua următoare, sau piața spot, se bazează pe un mecanism de licitație închisă, cu ofertare bilaterală. Ofertele orare exprimă intenții de vânzare la un preț minim, respectiv de cumpărare la un preț maxim. Intersecția ofertelor de vânzare și de cumpărare agregate în curba ofertei și cererii determină prețul spot și volumul tranzacționat pentru fiecare interval orar. Din punctul de vedere al participanților, această piață facilitează tranzacționarea pe termen scurt, într-un mediu voluntar, transparent și neutru. Din punctul de vedere al pieței angro, ea stabilește un preț de referință pentru celelalte segmente ale pieței angro și pentru viitoarea piață financiară. Din punctul de vedere al siguranței sistemului electroenergetic și al operării acestuia, ea contribuie la echilibrarea pe termen scurt a cererii și ofertei

Ca organizator al tranzacțiilor pe piața spot, obiectivele prioritare pentru OPCOM sunt stabilirea unui preț de referință pentru celelalte segmente ale pieței și pentru viitoarea piață financiară și echilibrarea cererii și ofertei pe termen scurt (cu o zi înainte). Cu cota de 7% pe care această piață o reprezintă, raportat la consumul de energie electrică din România, dar și prin volumul prin care această cotă se concretizează, bursa de energie electrică din România este cea mai lichidă din estul și sud-estul Europei, pentru fiecare oră tranzacționandu-se în OPCOM mai mult decât tranzacționează împreună bursele din Polonia, Cehia, Austria și Slovenia.

Operator de decontare. Codul Comercial atribuie Operatorului de Decontare, departament distinct organizat în cadrul SC Opcom SA realizarea funcțiilor de decontare pentru Piața pentru Ziua Următoare și Piața de Echilibrare.

Operatorul de Decontare realizează:

• calcule pentru tranzacțiile derulate pe piață pentru ziua următoare;

• calcule pentru tranzacțiile derulate pe piața de echilibrare;

• determinarea prețului pentru dezechilibre (pentru deficit și pentru excedent de energie);

• calcule pentru decontarea dezechilibrelor părților responsabile cu echilibrarea;

• calcule pentru decontarea dezechilibrelor de la notificare;

• calcule pentru decontarea costurilor sau veniturilor provenite din echilibrarea sistemului și redistribuirea acestora.

Piața Centralizată a Contractelor Bilaterale (PCCB). Pentru îmbunătățirea transparenței, dar și a eficienței în tranzacționare, OPCOM a pus la dispoziția participanților din cadrul sectorului energetic un mediu transparent de tranzacționare a contractelor bilaterale. Piața este deschisă participării producătorilor, furnizorilor și consumatorilor eligibili. Mecanismul actual al licitațiilor publice organizate în cadrul acestei piețe permite inițierea procesului atât de vânzător, cât și de cumpărător, prin publicarea simultană a ofertei (cantitate, preț, termen) și contractului asociat. Ofertele nu sunt standardizate din punctul de vedere al cantităților ofertate, perioadelor și termenelor de livrare. Identitatea și intenția de ofertare a participanților la piață este cunoscută de către întreg mediul de afaceri. Piața este deschisă participării producătorilor, furnizorilor și consumatorilor eligibili.

Din punctul de vedere al participanților, se asigură facilitarea tranzacționării eficiente pe termen mediu și lung, într-un mediu transparent și neutru. PCCB furnizează încrederea necesară publicului, consumatorilor, proprietarilor iar pentru sistemul electroenergetic asigură echilibrarea cererii și ofertei pe termen mediu și lung.

Piața Centralizată pentru Certificate Verzi (PCCV). în baza cadrului adoptat de autoritatea de reglementare în vederea stimulării investițiilor în dezvoltarea surselor de energie electrică regenerabile, organizarea și administrarea PCCV facilitează tranzacționarea certificatelor într-un mediu voluntar, transparent și neutru. Mecanismul de tranzacționare se bazează pe o licitație închisă organizată lunar, tranzacționare independentă de tranzacționarea energiei electrice și un preț variabil între 24 și 42 euro/certificat (limite stabilite prin Hotărâre de Guvern). Volumul minim este reprezentat de 1 certificat, echivalent 1 MWh.

3.2 Aspecte functionale ale pietei de echilibrare (rolul, structura, schimbul informational, functionarea sistemului electroenergetic utilizand instrumente de piata)

Piata de Echilibrare (PE) oferZ energie electricT pentru echilibrarea sistemului electroenergetic in limp real si pentru managementul congestiilor.

Piata de Echilibrare este piata care trebuie sa asigure OTS cu oferte suficienle pentru reglajul permanent al productiei. in f'unciie de consum si pentru managementul congestiilor. Aceasta piata este obligatorie, in sensul ca producatorii trebuie sa oferteze pentru incarcare intreaga putere ramasa disponibila (neangajatS prin contracte bilaterale si obliga|ii pe PZU) iar pentru descarcare intreaga putere angajatS anterior.

Administratorul Pietei de Echilibrare este Operatorul de Transport si deSistem (OTS).

Participants la Piata de Echilibrare sunt:

Producatorii licentiati care exploateaza unitati dispecerizabile;

Producatorii calificati pentru serviciile de sistem tehnologice;

Consumatorii licentiati care dispun de sarcini dispecerizabile. Caracteristicile principale ale Pietei de Echilibrare sunt urmatoarele:

a) Operarea se face de catre Operatorul Pietei de Echilibrare (OPE),
organizat in cadrul Transelectrica. prin Dispecerul Energetic National.

b) OPE este responsabil pentru:

Inregistrarea participantilor la PE;

Colectarea si verificarea ofertelor;

Realizarea calculelor pentru decontarea tranzactiilor aferente PE. Operatorul de Transport si Sistem (OTS) este partea contractanta

pentru fiecare participant la PE, in toate tranzactiile pe PE.

Se bazeaza pe ofertele unitatilor dispecerizabile si ale consumatorilor dispecerizabili;

Este piata obligatorie. in sensul ca trebuie ofertate toate capacitatile de productie disponibile:

e) Este centralizata obligatorie si opereaza oficial de la 1 iulie 2005:
0 Incepe in ziua anterioara zilei de livrare. dupa ce notificarile fizice

au fost acceptate de OTS. tranzactiile realizandu-se in timp real in ziua de livrare;

g) Opereaza la nivelul de unitati dispecerizabile (coduri ETSO -Organizatia Operatorilor de Transport si Sistem European);

h)Oferit orare simple (perechi prei-cantitaie;

i) Oferte de crestere si scadere de energie de reglaj;

j) Oferta este unica. adica nu necesita oferte separate pe tipuri de reglaj;

k) Alocarea capacitatilor ofertate pe tip de reglaj este efectuata in mod automat de sistemul informatic al Pietei de Echiiibrare;

1) Ofertele selectate sunt platite la pretul de oferta sau la pre{ marginal.

Ofertelc unitatilor dispecerizabile si ale consumatorilor dispecerizabili se fac zilnic. pentru cantitatea de Energie de Echiiibrare, pentru cresterea si reducerea de putere. Formatul si continutul ofertelor zilnice sunt stabilite de OPE si aprobate de ANRE. Validarea ofertelor zilnice se face pe baza Procedurii de Validare propusa de OPE si aprobata de ANRE. Participanti la PE. transmit si Oferte Fixe pentru reglaj lertiar lent, pentru pornirea grupurilor si mentinerea lor in rezerva calda. Oferta Fixa se transmite cu maxim o saptamana inainte de primp zi de livrare. Formatul si continutul ei se stabilesc de catre OTS si se aproba de c&tre ANRE.

Reglajele care se realizeaza prin Piata de Echiiibrare sum urmaloarele:

Reglajul secundar. realizal de catre toate unitatile dispecerizabile calificate pentru reglajul secundar si care sunt sincronizate cu SEN;

Reglajul tertiar rapid, realizat cu toate unitatile dispecerizabile calificate pentru reglaj tertiar rapid sau toate unitatile dispecerizabile sincronizate cu SEN;

Reglajul tertiar lent, realizat cu toate unitatile dispecerizabile sincronizate cu SEN.

Pe Piata de Echiiibrare se tranzactioneaza Energia de Echiiibrare corespunzatoare reglajelor secundar. lertiar rapid si lent.

Energia Disponibila pentru Echiiibrare reprezinta cantitatea totala de Energie de Echiiibrare ce poate fi pusa la dispozitie de o unitate dispecerizabila sau un consumator dispecerizabil.

Procedura de determinare a Energiei Disponibile pentru Echiiibrare se elaboreaza de OTS si se aproba de catre ANRE.

La determinarea Energiei Disponibile pentru Echiiibrare OTS line seama de urmatoarele:

Capacitatea de productie disponibila a unitatii dispecerizabile:

Notificarea Fizica aprobata:

Caracteristicile tehnice:

– Energiile deia angajate.

De asemenea. pentru detenninarea Energiei Dispoiiibile pemru Echilibrare OTS trebuie sa maximizeze Energia Disponibila pentru Echilibrare corespunzator reglajului secundar si reglajului tertiar rapid.

Pe Piata de Echilibrare, Operatorul de Transport si de Sistem cumpara sau vinde energie eiectrica activa de la /catre participantii la piata. detinatorii de unitati de productie /consumatorii dispecerizabilL in scopul compensarii abaterilor de la valorile programate ale productiei si consumului de energie eiectrica.

In figura 9 se prezinta modul de operare si decontare a Pietei de Echilibrare.

Fig. 9 Modul de operare si decontare a pietei de echilibrare

Operarea si decontarea pe Piata de Echilibrare se realizeaza in doua

faze:

a) Faza de operare. in care producatorii fac oferte (3 tipuri de Energie de Echilibrare) cu cantitate si prel. ce ajung la platforma Piata de Echilibrare care stabileste:

Ordinele de merit pe Piata de Echilibrare:

Comanda de dispecer:

Energia de livrat:

– Pretul energiei electrice livrate (3 tipuri de Energie de

Echilibrarej.

b) Faza de decontare se reaiizeaza de catre Operatorul de Decontare care stabileste:

Veniturile si costurile pentru echilibrarea sistemului;

Pretul de deficit;

Pretul de excedent.

In baza acestora se reaiizeaza decontarea dezechilibrelor PRE. Operatorul de decontare transmite la producatori: dreptul de incasare. obligatia de plata si valoarea penalizarii pentru energia nelivrata. Responsabilitatea echilibrarii revine titularilor de licenta pentru:

Asigurarea echilibrului fizic intre productia masurata. achizitiile programate si importurile de energie electrics si consumul masurat. vanzarile programate si exporturile de energie electrica;

Asumarea responsabilitatii financiare fata de OTS pentru toate dezechilibrele fizice inreaistrate.

Programarea energiei electrice pe Piata dc Echilibrare are in vedere:

Notificarea schimburilor bloc de energie intre diferile pflrti responsabile cu echilibrarea:

Notificarea schimburilor internationale de energie;

Notificarea productiei si consumului agregat:

Notificarea productiei pentru fiecare unitate dispecerizabila §i a consumului dispecerizabil.

Se au in vedere urmatoarele conditii. preliminare:

– Schimburile bilaterale sunt permise doar intre PRE-uri inregistrate la OTS:

– Toti participant!i la PZU trebuie sa faca parte dintr-un PRE:

– Toti producatorii si furnizorii (consumatorii) trebuie sa faca parte dintr-un PRE.

In figura 10 se prezinta modul de realizare a operarii si decontarii dezechilibrelor PRE:

Piata de Echilibrare cuprinde doua etape.

a) Operarea. prin care se realizeaza:

Programul de producfie pe unitatile dispecerizabile:

NotificSrile fizice. formate din contracte si oferte pe Piata Zilei Urmatoare:

Ordinea de merit a Pietei de Echilibrare;

Aceste date intra in sistemul de programare ai Pietei de Echilibrare din care va rezult? sistemu! de programare. dir. care vor rezulta dispecerizarea in timp real si notificarile fizice.

b) Decontarea Unitatilor Dispecerizabiie si a dezechilibrelor PRE se va face de catre Operatorul de Decontare, care are in vedere:

– Preturile de deficit si de excedent rezultate din Piata de Echilibrare;

Notificarile fizice rezultate din sistemul de programare;

Date masurate agregate de catre OMEPA.

Pe baza acestora va rezulta dezechilibrul pentru fiecare PRE (cantitati si valori).

Fig.10 Realizarea operarii si deconectarii dezechilibrelor PRE

Se au in vedere. de asemenea reglajele secundare si tertiar rapid si lent.

La reglajul de crestere de la Qprogramat, spre Qmax se obtine o cantitate de energie electrica +q, iar la reglajul de descrestere la Qprogramat, la Omm se obtine o cantitate de energie electrica -q. Valoarea zilnicS va fi datS de relatia (1). ca si in cazul OTS.

VZ=

in care p este pretul energiei electrice

Preț

Secundar Curba ofertei

Terțier rapid

Terțier lent

Producție

0 min 0 programări 0 max

– q + q

Reglaj la Reglaj la

descreștere creștere

VZ = * p – valoarea zilnică (1)

Fig. 11 Modul de decontare pentru panicipant.

Vom avea doua varianle de decontare:

Participanlul plate§te. valoarea q*p;

Participanlul prime§te. vaioarea q*p.

In acest caz pretul p , lual in calcul este pretul marginal (PM) pentru reglajul secundar $i pretul de oferta pentru reglajul tertiar rapid §i lent §i pentru pornirea grupurilor energetice.

Dezechilibrul PRE – producator (PNM – PNC) poate fi:

Negativ (Cantitate x Pret deficit), cand PNM<PNC;

Pozitiv (Cantitate x Pret excedent). cand PNM>PNC. unde:

PNC = Vanzari – Cumparari + Export – Import + PZL"« + PZUe±Eech (2)

PNM = Producjie – Consum consumatori (3)

in care

PNC – puterea neta consumata.

PNM – puterea neta masurata.

Exemplu:

a) Contract + PZU = 400 MWh. Masurat = 200 MWh Dezechilibru – -200 MWh §i producatorul va plati.

b) Contract + PZU = 500MWh, Masurat = 600 MWh De^echilihn: = 100 MWh si producatorul va primi. Dezechilibru! pentru lurnizor (PNM – PNC) poale fi:

Negativ (Cantitatea x Pret de deficit), cand PNM>PNC,

Pozitiv(Cantitatea x Pret de excedent). cand PNM<PNC.

PNC = Vanzari – Cumparari + Export – Import – PZU\7-PZUC± ECCh

PNM = Productie – Consum consumatori

3.3 Perspective și fundamente în construcția pieței regionale din sud-estul Europei

După același model, deși nemenționat în documentele ERGEG (European regulation group for electricity an gas), a luat ființă și mini forumul țărilor din sud-estul Europei, care a avut o primă întâlnire în toamna anului trecut și o a doua în primăvara acestui an.

Precunduitele unei concurențe reale în regiunea balcanică le constituie atât
cadrul creat de legislația primară și cea secundară, cât și structura de producere, stadiul implementării directivei europene EC/54/2003 referitor la separarea funcțiilor operatorilor de transport și sistem de cele de natură strict comercială, implementarea funcției de furnizor de energie electrică. Aflate în stadii diferite de progres din punctul de vedere al aderării la Uniunea Europeană, cele nouă state semnatare ale tratatului regional recent ratificat sunt obligate să implementeze directiva europeană ca parte a acquis-ului tratatului. Asociată cu termenele de intensitate cunoscute, această obligație creează șansa unei minime uniformizări legislative și structurale în spațiul sud-est european în vederea dezvoltării unei piețe comune de energie electrică și gaze naturale și a integrării progresive a acestora în piața unică europeană. EFET(European federation of energy traders), asociată țarilor din Europa consideră nesatisfăcător nivelul comerțului transfrontalier și mai ales evoluția acestui nivel. Nemulțumirea nu are însă ca unic obiect această regiune: în general, în Uniunea Europeană comerțul transfrontalier este considerat nesatisfăcător, nivelul acestuia crescând între 2000 și 2004 cu numai câteva procente, de la 8 – 9% la 10,7% din consum.

Totodată, în timpul primului mini-forum de la Atena (octombrie 2005), reprezentantul

EFET a atenționat asupra slabelor progrese în ceea ce privește separarea funcțiilor operatorilor de transport și sistem, calculul conservativ al capacităților transfrontaliere disponibile, lipsa de transparență a metodelor de alocare a capacităților, restricționarea artificială a acestora, necompensarea pierderii din motive necunoscute a capacităților alocate. De asemenea, a fost solicitată garantarea drepturilor la capacitatea alocată și maximizarea utilizării capacităților disponibile.

În timp ce investigația sectorială condusă de Direcția Generală Concurentă a Comisiei Europene a identificat cinci domenii de analiză ca potențiale abateri de la implementarea directivei, studiul dezvoltat de consortiul SEETEC în beneficiul comunității energetice sud-est europene selectează opt piedici în calea tranzacționării libere a energiei.

Același studiu face și recomandări în vederea depășirii obstacolelor identificate.

Astfel, în ceea ce priveste alocarea capacităților transfrontaliere sunt necesare:

• aplicarea metodelor „de piață" recomandate de reglementarea 1228/2003 prin implementarea mecanismelor corespunzătoare;

• eliminarea alocărilor de capacitate pe termen lung și prin alte metode decât cele de piață, precum și plata alocărilor existente;

• eliminarea monopolului național asupra importului-exportului;

• reglementarea destinației venitului din congestii;

• implementarea licitațiilor coordonate explicite.

Referitor la mecanismul ITC (Internation trade commission):

• este necesară fuzionarea fondurilor ETSO (European transmission) și SETSO (Southeastern Europe transmission system operator);

• în cazul în care cele două fonduri nu fuzionează, ar trebui mărite taxele de injecție, astfel încât mecanismul să rămână sustenabil;

• reglementatorii trebuie să emită metodologii de aplicare financiară a mecanismului.

Referitor OTS-uri(Organization for tropical studies):

• în concordanța cu separarea funcțiilor specifice, pentru ca această separare să devină reală, ele trebuie să dezvolte procesele de afaceri corespunzător funcțiilor de programare și planificare a sistemelor;

• OTS trebuie să furnizeze informația corespunzătoare participanților la piață.

Pentru ca accesul noilor intrări să devină real:

• trebuie dezvoltate mecanismele concurențiale ce însoțesc deschiderea graduală a pieței: contracte inițiate, licitații de capacitate virtuală;

• trebuie implementate funcțile de furnizare, inclusiv pentru piața captivă.

La nivel național trebuie dezvoltate reguli pentru piața concurențială, obligatorii pentru toți participanți, reguli pentru import-export și pentru publicarea informațiilor.

6) Tarifele trebuie să reflecte costurile, fără distorsionarea pieței.

7) Instintuțiile regionale trebuie să contribuie la armonizarea sau cel puțin
compatibilizarea piețelor naționale.

Este unanim recunoscut faptul că România este singura țară din regiune organizatoare a unei piețe spot și singura țară cu o piață de echilibrare funcțională, după cum este totodată singura dintre țările comunității energetice sud-est europene care îndeplinește deja două cerințe ale tratatului: deschiderea pieței pentru toți consumatorii industriali de la 1 ianuarie 2008 și separarea operatorilor de transport și sistem de activitățile de producție și furnizare.

Dar, așa cum subliniază recentul studiu pregătit de consorțiul SEETEC, „chiar dacă OPCOM a reușit să captureze o cotă respectabilă de 7% din volumul pieței angro, piețele spot din regiune nu au atins până în prezent un grad de coordonare și eficiență pentru a exploata din plin potențialul de tranzacționare". În baza documentului de opțiune pentru piața de energie electrică din sud-estul Europei și concluziile primului mini-forum de la Atena, există o așteptare normală ca OPCOM, susținut de entitățile din România și de alte entități din regiune va dezvolta acțiunile necesare pentru a crește cota pieței spot în România și pentru a extinde zona de tranzacționare atrăgând interesul țărilor vecine pentru piața pentru ziua urmatoare pe care o administrează.

În acest sens, este necesar un acord al operatorilor de sistem pentru a implementa consensul reglementărilor europene, al asociațiilor europene pentru adoptarea unei soluții hibride reprezentând compromisul între licitațiile explicite (pe termen lung și mediu) și licitațiile implicite (pe termen scurt). Alocarea pe termen lung a capacităților transfrontaliere (numita AAC) va fi înlăturată și orice piedică în tranzacționarea transfrontalieră va fi prohibiția conform prevederilor Tratatului regional și a acquis-ului asociat (Directiva 54/2003 și reglementarea 1228/2003).

În consecință, operatorul de transport și sistem din România promovează licitații explicite ca o soluție curentă și participă la perioada experimentală a proiectului de organizare a licitațiilor explicite coordonate. Atât CN Transelectrica SA și SC OPCOM SA propun de asemenea cuplarea piețelor, ca o implementare inițială într-o sub-regiune și extinderea ulterioară la o dimensiune regională.

Succesul unei bune funcționări a pieței spot din România va fi cel mai bun argument în competiția cu celelalte țări/organizații care doresc să fie parte centrală a viitoarei piețe regionale spot. În acest stadiu OPCOM este în fruntea acestui proces, și trebuie să utilizeze acest moment pentru consolidarea (întărirea) poziției.

Măsurile de descentralizare au condus la un nivel de concentrare a structurii de producție ce plasează România printre țările cu o concentrare moderată. În ceea ce privește tranzacțiile pe piața spot, indicatorii de concentrare demonstrează în ultimele luni o piață neconcentrată. Pe de altă parte, prin creșterea gradului de deschidere a pieței la 83,5% în iulie 2005 a fost creată premisa existenței și participării active la piața angro a unui mare număr de furnizori pentru achiziționarea cererii diversificate de energie electrică pe piața cu amănuntul. Acest fapt a asigurat o concentrare redusă și din punctul de vedere al cererii pe piața angro. Prin deschiderea pieței a fost efectuat un pas necesar, ținând seama de obiectivul aderării la Uniunea Europeană, pregătindu-se condițiile de deschidere 100% la mijlocul anului viitor.

În pragul aderării la Uniunea Europeană, România a implementat deja cerințele Directivei CE/54/2003. Printre acestea:

• înființarea autorității de reglementare;

• separarea activităților de produces, furnizare, transport și distribute;

• deschiderea pieței pentru consumatorii industriali;

• organizarea unei piețe concurențiale;

• implementarea conceptului de furnizor de energie electrică.

Urmărind lista celor cinci domenii de investigate relevate de CE(european commission) DG(direcotrate-general for energy) TREN(theological research excange nethork) pentru autorități și domenii de acțiune pentru toate entitățile implicate, constatăm că OPCOM, în calitate de operator de piață a venit în întâmpinarea rezolvării acestor probleme pentru ca acestea să nu devină probleme reale și pentru piața angro din România. Astfel:

din punctul de vedere al concentrării, piața spot nu este o piață concentrată, fapt demonstrat de evoluția indicatorilor specifici;

piața spot operată de OPCOM este o piață transparentă, prin publicarea regulilor pieței și a rezultatelor tranzacționării, cu o modalitate de formare a prețului uniform acceptată în Europa;

mai mult, pentru o formare corectă a prețurilor în piața angro, OPCOM a pus la dispoziția participanților la piața angro și o piața concurențiala pentru contractele bilaterale;

prin propunerea organizării bursei regionale la București, România contribuie la crearea unei piețe spot regionale, având un rol integrator prin creșterea nivelului tranzacțiilor și furnizarea unui preț de referință.

La nivelul întregii piețe de energie electrică din România, având în vedere faptul că din punct de vedere legislativ, organizatoric și logistic, România a îndeplinit cerințele acquis-ului comunitar, asigurând astfel condiții europene de dezvoltare, important rămâne modul în care în următorii ani România va reuși (sau nu) următoarele:

1) Finalizarea privatizării distribuției;

Privatizarea capacităților de producție în limite strategice și în conformitate cu necesitățile de investiție în retehnologizări și construcția de noi capacități;

Dezvoltarea în continuare a rețelei de transport interne pentru evitarea congestiilor și a capacităților de interconexiune pentru participarea la piața regională și ulterior conectarea regiunii la piața unică europeană;

Crearea (consolidarea) unor companii dedicate producției, furnizării sau comercializării energiei electrice la nivel național și regional;

Participarea activă la comerțul regional, pe fondul îndeplinirii obligațiilor ce decurg din prevederile tratatului regional.

Scopurile acestor acțiuni trebuie să fie:

asigurarea pe termen lung a siguranței alimentării cu energie electrică, prin dezvoltarea infrastructurii de transport și generare în vederea echilibrării producției și consumului național în contextul participării la schimburile regionale;

asigurarea unui cadru sănătos de funcționare a pieței prin întărirea disciplinei financiare, a transparenței mecanismelor de formare a prestărilor și evitarea introducerii, din motive de protecție a consumatorilor a unor mecanisme ce pot distorsiona prețurile și concurența.

Succesul unei bune funcționări a pieței spot din România va fi cel mai bun argument în competiția cu celelalte țări/organizații care doresc să fie parte centrală a viitoarei piețe regionale spot. În acest stadiu OPCOM este în fruntea acestui proces, și trebuie să utilizeze acest moment pentru consolidarea (intarirea) poziției.

3.4 Formarea prețurilor angro ale energiei electrice în condițiile coexistenței pieței  centralizată si concurențială

O problemă neclară pentru persoanele neavizate sau pentru cei care nu lucrează în domeniul energiei electrice este modul de formare al prețului/tarifului cu care ne întâlnim adesea în facturile emise de companiile de electricitate, gaze naturale, apă etc. Dacă procesul formării prețului energiei electrice stabilit pe baza aplicării unui regim reglementat poate fi deslușit destul de ușor, această neclaritate pare a se adânci atunci când este vorba despre o piață liberă de energie electrică.

Se incearca in cele ce urmeaza clarificarea proceselor de stabilire a prefului, atat in regim reglementat cat si din perspectiva piejei libere a energiei electrice, asa cum sunt acestea practicate astazi in Romania.

Una din întrebările pe care și le pun experții, atât strani cât și autohtoni este legată de menținerea tarifelor reglementate la consumatorii finali, în condițiile în care legal toți consumatorii sunt liberi să-și schimbe furnizorul tradițional. Se poate constata și pshihologic un anume grad de „dependență" de un furnizor tradițional, anterior cunoscut, prin utilizarea înca a unor denumiri ale unor entități care nu mai există (RENEL, CONEL, ELECTRICA, din care cu excepția SC Electrica SA a cărui dimensiune este mult diminuată, toate sunt inexistente în prezent). Aceasta ar putea constitui o explicație la reticența consumatorilor de a utiliza instrumentele unei piețe de energie competitive.

Pe de altă parte, deși reglementările europene sunt clare (de la 1 iulie 2007 câți cetățenii UE au dreptul să-și aleaga liber furnizorul de energie electrică), mai mult de jumatate din țările UE mențin tarife reglementate la consumatorii fnali.

Deși la intrebarea menționată s-au dat diverse răspunsuri, incercăm să formulăm un răspuns mai complet, fără a avea pretenția de exhaustivitate, lasând totuși la latitudinea cititorului răspunsul final. Astfel, unele din argumentele în favoarea menținerii tarifelor reglementate sunt:

lipsa informațiilor despre funcționarea pieței de energie electrică sau informații mult prea complexe pentru a fi usor de asimilat;

percepția unui grad mare de risc la modificarea furnizorului tradițional (deși reglementările permit întoarcerea în regim reglementat, este drept cu unele costuri suplimentare);

prea multă birocrație în procesul de schimbare a furnizorului tradițional;

economii nesemnificative la factura de energie electrică față de efortul depus pentru înțelegerea mecanismelor pieței (sau angajarea unui consultant specializat);

lipsa disponibilului de energie electrică cu prețuri reduse pe piața angro;

imposibilitatea implementării unor mecanisme eficiente de susținere a energiei electrice provenite din surse regenerabile sau din surse de producere în cogenerare;

tarife reglementate prea mici (cum este cazul tarifului social) pentru a stimula consumatorii mici și cei casnici să acționeze în piața liberă sau pentru a oferi o marjă de profit rezonabilă furnizorilor;

percepția existenței riscului de manevrare a prețurilor în piața liberă de energie electrică (a se vedea cazul, deja celebru, al ENRON – companie din domeniul energiei din S.U.A., al pieței de energie electrică din Marea Britanie din perioada 1994-1997, dar și al numeroaselor articole de specialitate, care arăta ca potențialul de manevrare a prețurilor din piață este extrem de dependent de modul în care au fost proiectate mecanismele de funcționarea a pieței libere de energie electrică);

lipsa de experiență la nivelul reglementatorilor din cadrul țărilor UE privind reglementarea pieței de electricitate en-detail, în condițiile deschiderii complete a pieței de electricitate, ceea ce poate fi percepută de statele membre ca și un potențial crescut de abuz al furnizorilor asupra consumatorilor mici și al celor casnici.

Deși, așa cum s-a prezentat mai sus, exisă destule argumente în favoarea menținerii regimului reglementat la nivelul micilor consumatori precum și la nivelul consumatorilor casnici, evident, sunt suficiente argumente și în favoarea deschiderii reale a pieței de energie electrică, precum:

• eliminarea distorsiunilor din piață (în general, prețurile reglementate sunt sub nivelul prețurilor din piața liberă), ceea ce, deși pe termen scurt ar genera poate un șoc inflaționist prin creșterea prețurilor pe ansamblul economiei, dar pe termen lung ar conduce la o utilizare mult mai eficientă a resurselor, atât financiare cât și a celor de natura materială;

funcționarea mai eficienta a piețelor de energie electrică prin creșterea lichidității acestora (a numărului de participant);

reducerea intervenind statului sau a reglementatorului în procesul de formare a prețului energiei electrice sau utilizarea acestei posibilități numai în anumite cazuri particulare, ceea ce ar anula ingerința politică în acest process.

Deși numărul argumentelor în favoarea deschiderii totale a pieței de energie electrică este poate mai redus sau este susținut de o anumită cotă a participanților pe piața de energie, consistent acestor argumente nu poate fi negată, mai ales în actualul context al creșterii rapide a prețului resurselor primare de tip cărbune, petrol, gaze naturale.

Reflectarea corectă a prețului în piața de energie electrică facilitează, în opinia noastră, accesul rapid pe această piață a resurselor alternative. Blocarea accesului acestor resurse poate genera costuri inutile la consumatori și creșterea în continuare a dependenței de resursele fosile, din ce în ce mai sărace și mai scumpe.

Cu toate că dezbaterile pe această temă sunt departe de o concluzie finală, pentru înțelegerea fenomenelor economice aferente pieței de energie electrică din România, este preferabil să prezentăm, chiar și într-o formă schematizată modalitatea în care se formează prețul reglementat și apoi, pentru comparație, formarea celui din piața liberă. Astfel, schema simplificată de formare a prețului reglementat este arătată în figura 12.

In schema din figura 12 trebuie sublimate catevaparticularitafi:

transferal costurilor de la producatori la furnizori se face prin intermediul unor contracte reglementate cu cantita^i §i prejuri aprobate de reglementator in urma unui proces complex de optimizare a functionarii sistemului energetic care are §i rolul de a echilibra diferen^ele intre costurile diferitelor entitaji (in special, distri-buitorii), astfel incat in cele 8 zone de distribute §i furnizare in regim reglementat, in care a fost imparjita Romania, pre^ul mediu sa fie identic;

stabilirea cantitajilor orare pentru serviciile de sistem fiirnizate de producatori se face reglementat, in lipsa unei competi^ii reale in aceasta zona;

Producator 1

…..

Furnizor 1

Producator 2 Distribuitor 1 . . . . . . . . . Distribuitor 8

. .

Furnizor 8 .

Furnizor 8

.

. Costuri ale piețelor concurențiale centralizate

. sau din contracte bilaterale negociate.

Producator n.

. . . .

Figura 12. Schema simplificată de formare a prețului reglementat.

Producator 1

…..

Furnizor 1

Distribuitor 1 . . . . . . . . . Distribuitor 8

Producator 2

. .

Furnizor 8 .

Furnizor 8

.

. Costuri ale piețelor concurențiale centralizate

. sau din contracte bilaterale negociate.

.

.

Producator n

Figura 13. Schema de formare a prețurilor în piața liberă (funcționare ideală).

– influenza piefelor centralizate competitive in piafa reglementata este limi-21a prin impunerea unor procente limita lunare a cantitafilor si a costurilor aferente icestora, care sunt acceptate de reglementator ca forma de achizitie din aceasta piafa;

– formarea grilei tarifare pentru consumatorii finali este rezultatul unui ■reg proces de calcul si estimari ale curbei de consum pe ansamblul sistemului. In

rrezent, se desfasoara procesul de separare a costurilor pe agenfi economici si con-matori casnici si asezarea tarifelor, eel putin la agentii economici pe baze mai sohde, de piafa.

Desi schema prezentata mai sus este destul de complexa, procesele care stau in spatele legaturilor intre diferitele componente sunt si ele la randul lor complexe si Iaborioase (unele mentionate deja in paragraful anterior). Practic, schema arata cum sunt transferate costurile intre entitafile simbolizate cu dreptunghiuri, astfel incat acestea ajung in final in facturile de energie electrica de la consumatori.

Zonele marcate in elipsele din figura 12 sunt caracterizate de controlui stabilirii prefurilor prin intermediul reglementatorului. Se poate constata astfel inter-ventia masiva a reglementarii in cadrul procesului de stabilire a prefurilor/tarifelor la consumatorii finali. Singurele excepfii (simbolizate cu linie dubla in figura 13) sunt acele costuri generate de acfiunile diferifilor operatori pe piefele centralizate, care influenjeaza inevitabil si costurile din piafa reglementata.

Complexitatea schemei, dar mai ales complexitatea proceselorxare nu sunt reprezentate in schema, justifies partial interventia reglementatorului. Aceasta inter-ventie masiva a reglementarii trebuie insa redusa treptat, pe masura ce problemele specifice functionarii pie{ei de energie sunt relevate si in{elese de tofi participanfii la pia$ si mai ales de consumatori.

Unele din obiectivele declarate al crearii acestui sistem complex au fost, pe de 0 parte, dorin^a de eliminare a fostelor monopoluri (RENEL, CONEL etc.) si a politicilor specifice ale acestora, iar, pe de alta parte, o mai eficienta gestionare a resurselor de energie, toate in beneficiul consumatorului final. Rezulta de aici, ca tot consumatorii vor fi aceia care vor decide in ce masura doresc sa fie protejati impotriva posibilelor abuzuri din partea unor participanti la pia|a de energie, fie ele directe sau indirecte, sau masura in care doresc sa-si asume riscul de a ,juca" in pia^a de energie.

Capitolul. IV

Aspecte fundamentale privind securitatea energetica nationala in conditiile integrarii si globalizarii europene

4.1 Securitatea energetica din perspectiva politicii energetice europene

Strategia energetica are implicatii majore asupra securitatii nationale. Un rol esential în acest domeniu revine asigurarii securitatii energetice prin: asigurarea unei balante echilibrate între cerere si productia nationala de energie, optimizarea structurii consumului de resurse energetice primare si cresterea eficientei energetice. Se va actiona cu prioritate pentru diversificarea surselor si rutelor de aprovizionare si limitarea dependentei de aprovizionare cu resurse energetice din import.

O alta influenta asupra securitatii nationale este legata de securitatea instalatiilor energetice. Uniunea Europeana a stabilit abordarea unitara a protectiei infrastructurilor energetice ("Protectia infrastructurilor critice in lupta impotriva terorismului" adoptata de CE în 2004). România, în

perspectiva aderarii la Uniunea Europeana, preia sarcinile care revin statelor membre din documentele legate de securitatea instalatiilor.

Principalele directii de actiune sunt:

• stabilirea instrumentelor legale de securitatea instalatiilor, a capacitatilor de depozitare, a retelelor si infrastructurilor energetice, inclusiv a instalatiilor nucleare;

• promovarea unor instrumente de incurajare a investitiilor pentru capacitati de producere a energiei electrice care sunt necesare pentru securitatea energetica, in conformitate cu Directiva 2005/89/EC;

• promovarea unor proiecte multinationale care sa asigure diversificarea accesului la resursele energetice de materii prime in mod special de gaze si petrol (proiectul Nabucco si conducta de petrol Constanta Trieste);

• promovarea unor proiecte menite sa asigure o crestere a capacitatii de interconectare a sistemului electroenergetic cu sistemele tarilor din Sud Estul Europei (cablul submarin cu Turcia, linii electrice aeriene de 400 kV cu Serbia, Ungaria si Republica Moldova);

• realizarea programelor privind cresterea securitatii constructiilor hidroenergetice;

• cresterea capacitatilor de inmagazinare subterana a gazelor naturale;

• interconectarea Sistemului National de Transport gaze naturale cu sistemele similare din tarile vecine:

-interconectarea cu Ungaria, pe relatia Arad-Szeged;

-interconectarea cu Bulgaria, pe relatia Giurgiu-Ruse;

-interconectarea cu Ucraina, pe relatia Cernauti-Siret;

-interconectarea cu Moldova – pe traseul Drochia-Ungheni-Iasi

In vederea cresterii coeficientului de siguranta in livrarea gazelor, pentru evitarea unor perturbatii majore in sistemul national de transport si respectiv in alimentarea cu gaze a consumatorilor in situatii de criza, in conformitate cu recomandarile cuprinse in Directivele europene din domeniul crearii stocurilor de titei si produse petroliere se au in vedere atat diversificarea surselor de aprovizionare cu titei si gaze naturale prin interconectari energetice, cat si cresterea capacitatii de inmagazinare subterana a gazelor naturale.

Programul de dezvoltare a depozitelor de inmagazinare subterana a gazelor naturale are ca obiectiv prioritar atat intensificarea ritmului de dezvoltare a capacitatilor existente, cat si crearea de noi depozite pentru zonele care se confrunta cu greutati in alimentarea cu gaze atat sezoniere, zilnice si orare, in vederea cresterii gradului de siguranta in asigurarea cu gaze a tuturor consumatorilor, in conditii imprevizibile.

Suplimentar fata de acest program, in vederea asigurarii echilibrarii Sistemului National de Transport si, in acelasi timp, al asigurarii securitatii alimentarii cu gaze naturale a consumatorilor rezidentiali, in conditii prestabilite, Ministerul Economiei si Comertului a constituit rezerve de gaze naturale cu rol exclusiv in echilibrarea Sistemului National de Transport al gazelor naturale in perioada sezonului rece perioada caracterizata de un risc ridicat de producere a unor situatii de criza.

Discufiilc asupra noului sistcm curopcan dc rcglcmcntarc a sccurita(ii pietei encrgici clcctricc, concrctizat in rcccnta Directiva 2005/89/EC privind masurilc dc asigurare a sccurita(ii alimcntarii cu encrgic elcctrica si invcslifiilor in infrastructura, an fost putcrnic marcate de invatamintclc cxtrasc din analizarca colapsurilor sistemclor encrgici elcctricc din difcritc tari.

Rccomandarca fundamentals din Raportul UE asupra colapsului alimcntarii cu encrgic elcctrica, din anul 2003, cstc ca toatc (bile participantc la intcrconcxi-une sa adoptc modelul dc TSO. ISO opcreaza si, dc rcgula, define in proprictatc rcteaua dc transport si facilitafilc dc conduccrc prin dispecer ale sistcmului nafional al encrgici clcctrice, ca parte a infrastructurii pictei angro a encrgici clcctrice. Modelul de organizare a activitafii de transport poatc sa previna incompatibilitafilc gencratoarc dc insccuritatc pentru rctea, daca TSO au imputcrnicirca rcala dc a controla in mod transparent si ncdiscriminatoriu circulafia dc putcri in rc(ca, atat fafS dc participant la piaffi, cat si fa(a dc opcratorii invecinafi. Accasta include cstimarca capacitafii dc transport, rcdispcccrizarca produccrii de encrgic elcctrica sau activarca capacitiifilor dc rczcrva, iar, ca masura cxtrcma. aplicarca planurilor dc apararc.

TSO sc ghideaza dupa standardul rczcrvci dc capacitate a nuclei intr-o marc varictate dc conditii, dar in cadnil asa-numitci ,n – 1". Conform accstcia, rejeaua trcbuie sa aiba o capacitate adecvata la oricc indisponibilitate a uiuii clement important.

Lipsa dc corclarc intrc producerc si consum, intrc tarifc si proccdurile dc avi-zarc, la scara fie gencrala. fie rcgionala, poatc dc ascmenca, crea riscuri majorc dc insecuritate. In urmatorii ani, un marc numar dc central electrice vor fi inchise. Este de astcptat ca majoritatca noilor capacitafi sa reprczintc o producerc dispersata, fie rcsurse rcgencrabilc, fic unitati de cogenerarc. Rcalocarca scmnilicativa a produciitorilor poatc sa crcasca riscurile privind siguranta alimentarii cu encrgic elcctrica, daca investifiilc TSO, in intrcgime rcglemcntalc, nu sunt sprijinitc. Pia(a dc encrgic elcctrica, cu adevarat func(ionala si inlcgrata, arc ncvoic de invcsti|ii considerabile in infrastructure dc transport. Retelele elcctricc de transport trcbuie sa poata prclua consumuri suplimcntarc fara ca activitafilc si ccta(cnii sa fic afectafi dc frecventc intrerupcri in alimcnlarca cu encrgic sau dc colapsuri dc sistcm.

La dczbatcrea proiectului de Dircctiva 2005/89/EC, definirea corecta a capacitafii dc transfer a encrgiei si modclarca adecvata a rctclci clcctricc au fost considerate de o important^ vitala pentru dezvoltarca si funcfionarca sigura a infrastructurii, ca si transparent proccdurilor dc calcul si dc alocare a capacitafi dc transfer.

■ Indicator! privind capacitatca rcfelci re«lementa(i in prezent:

Capacitatca Totala dc Tranfcr (Total Transfer Capacity/Capability – TTC) csle putcrca maxima, care poatc fi transl'crata inlre punctc sau zone ale sistcmului clcctrocnergctic. cu rcspcctarca standardclor dc siguran(a in functionarc aplicabilc, punctual sau zonal, in ipotcza ca starca rc(clci, slructurilc dc produc(ic si consumul sunt cunoscutc perfect dinaintc.

Capacitatca Neta de Tranfcr (Net Transfer Capacity/Capability – NTC ) puterea maxima care poatc fi transfcrata, cu rcspcctarca standardclor de siguran(a in functionare aplicabilc si (iniind scama dc inccrtitudinile privind condifiile viitoarc in rejea.

Capacitatca Dcja Alocata (Already Allocated Capacity/Capability – AAC) – totalitalca drcpturilor dc transport dcja alocatc, indifcrcnt daca accstea rcprezinta capacita(i sau programc dc schimb, in func(ic dc metoda de alocarc.

■ Capacitatca de rezcrva a retelci ca standard dc securitate cstc capacitatca dc transfer disponibila (Available Transfer Capacity/Capability- ATC) intr-un anumit loc. In sens general, ATC cxprima crcstcrca maxima a circulafici de putcrc (MVA) ca urmarc a activitafii comcrcialc, faJ3 dc o stare dc functionarc data, lara pcriclitarca siguran(ci funcfionarii ansamblului sistcmului cnergiei elcctrice:

ATC = TTC – ETC – TRM – CBM.

unde ETC este angajamentul dc transport (transfer) existent (Existing Transmission Commitments), TRM- rezcrva dc siguran(a a transportului (Transmission Reliability Margin), CBM – rezcrva adifionala de siguran(a (Capacity Benefit Margin). ATC este standardul dc securitate – cheic pentru infrastructura pic(ci cnergiei elcctrice, iar tranzae(iilc in pia(a trebuie vcrificatc in raport cu accst standard. Dircctiva EC nr. 1228/2003 obliga TSO s5 publico estimarile cu 0 zi/siiptamana/luna inainte, privind capacitafile disponibile de transfer si sa alocc accstc capacitafi dupa procc-duri deschisc, transparcnte si nediscriminatorii.

O concluzie a investigafiilor privind blackout-urilc sistemelor energiei elcctrice: standardc dc securitate inadecvate. O cauzS principal;"! care a stat la originca colapsurilor sistemelor dc encrgic clcctrica din ultimii ani, pusa in evidenta de invcstigatiile care au urmat, cstc supra-cstimarca capacita(ii dc transport a rejelei, sau a rezcrvei dc capacitate, inainte si pc durata colapsului. Accasta a fost pusa pc scama inadecvarii standardclor de securitate actuale.

■ Capacitatea de transfer de tipul „punct- la – punct" nu este un standard de securirate adecvat intr-un mediu de piafa. ,ATC de tipul „punct-la-poocf" (nod-la-nod, rcgiune-la-regiune, tara-la-tara), raporlat la circulatia puterii m refca, cstc conform responsabil dc supracstimarca capacitSpj dispombile dc transport care a general colapsurilc. Acest standard nu exprima credibi! cerin\cle de sccuritatc, deoarcce:

(a) capacitatea dc transfer este, dc rcguiSt, determinate dc con-str'mgcrilc tcrmicc ale cchipamentului;

(b) circulatiilc dc putcrc in clcmcntcle rctclei, ca urnurc a tranzac\iilor simultanc cu encrgic, sc cstimcaza cronat, fie pe baza modc-lelor dc calcul „in curcnt continuu", fie conventional, pc baza „drumuluj dc contract"; in plus,

(c) in accasta" intcrpretarc, alocarca capacitSpj dispombilc intrc par-ticipan(ii la piata este discutabilS.

Este cunoscut faptul ca, in general, limitclc maxime de incarcarc a rc|clei de transport (grid loadability) sunt impusc dc critcriilc de stabilitatc. Fac desigur cxcep|ic uncle situafii particularc. ca, dc pilda. capacitatea liniilor electrice scurtc sau capacitate de transformarc gresit dimensionatc, in care incarcarca rctclei este rcstrictionata dc incalzirca excesiva a unor clcmcntc dc rejea.

Transfeniri dc putcrc dc la o zona dc gencrarc la una dc consum, sau intrc zone dc gencrare, sau mtre zone dc export si de import, sunt cazuri ideale intr-o rtfea complcxa. Limitclc de siguranfa stabilite pentru circula(ia totals de putcri in coridoarele majorc, sau in sec|iunilc critice ale rctclei, sunt, dc ascmenca, mai mult sau mai pu\in conventionale. Pc dc alta parte, alocarca ATC dc tipul „punct-la-puncl" la clicntii retelei poatc sii conduca la discriminate sau poate sa nu fie in|e-leasa dc catre clicnti, fapt ce submincaza eficicnta pic\ci. Astfcl: in S.U.A., ficcarc participant la piafa poate folosi sitc-ul OASIS pentru rczcrvarea A TC. In sit\ia\ii dc congcstii, ISO (omologii TSO) pot, fie sa dimmueze tranzacfiile dc transport, fie sa" rcdispecerizeze generatoarclc pe baza crilcriului costurilor minime. Dar un participant la piata nu arc calificarca ncccsara sa determine ATC pentru toate caile posibilc ale encrgici si nici sii valorificc avantajelc circula(iilor dc putcrc dc sens con-trar fapt cc conduce inercnt la diminuari suplimcntarc in volumul tranzactnlor.

Conform mccanismului UCTE de licitatii coordonate, ATC transfrontahcra sc alocfl dc catre TSO implicate pc baza unor licitatii simultane. Se are in vederc numai evitarea congcstiilor ..tennicc" pe baza criteriului minimizarii sumei preturilor dc tranzactic, ponderate cu diferentclc la cantitati.

■ Standardul propus dc capacitate de transfer de tip punctual, de la utilizator la retea. Capacitatea disponibila dc transfer dc tip nodal sau punctual (driving-point transfer capac.ty, DP-ATQ cstc cons.stcn.a cu modclul (nodal) dc piata a encrgici electrice si cu tchmcilc pentru estimarca sigurante. m funcfonare a sistcmului encrgici electrice (SEE).

DP-ATC rcprczinta o putcre dc transfer maxima dc la ut.l.zatorul re clci la nodul de retea (uscr-to-point transfer), care nu punc in pencol (in pnmul rand) stabilitatca SEE si nici sccuritatca echipamentului (cerintele termice se venfica complementar). DP-ATC cxprima limita de incarcarc a rcfelc, in fiecare nod important, considcrand avarii ncplanificate credibilc dc linii si gcncratoarc, numitc con-tingcntc. Limita dc incarcare a rctclci, determinata ca limits dc slabilitatc, poale fi direct stabilita in spatiul nodurilor rctclci. in particular, in nodurile dc racord ale gcncratoarclor, marilor consumatori si liniilor de intcrconcxiune. DP-ATC cstc univoca in ficcarc nod al rctclci daca sc foloscsc tchnicile curcntc dc cstimarc a rcgimurilor critic-stabile. Cercetarilc lui Paul Dimo, binccunosculc specialistilor in domcniu din intrcaga lumc au demonstrat ca nu numai starile critice ale sis-tcmului pot fi „vizualizatc" dintr-un nod, dar si zonelc vulnerabilc ale sistcmului imprcuna cu efcctul principalclor masuri dc rcmcdicre.

Accstc tchnici se bazcaza pc indici sau detcrmina explicit ..distance in putcre", adica crestcri maxime ale injcctiilor nodalc dc putcre (MW, MVAr sau MVA) dc la o situate existcnta pana la atingcrca limitei critice de stabilitatc.

Dc notat faptul ca, masurilc dc crestcrc a capacitatii dc transfer a rctclci clcc-tricc de transport nu se limitcaza la constructia de noi linii, care cstc intr-adevar cea mai robusta solu|ic, dar si cca mai costisitoare. In practica, sc aplica o multitudinc dc altc solu(ii dc intarire a sistcmului, care includ compensarca dc tip seric sau sunt automatizari dc sistem si scheme speciale dc protccjic.

Sprc deoscbirc de capacitatea dc transfer ,.punct-la-punct", DP-ATC poatc fi transparent si echitabil alocata pc tranzacfii dc transport, definite, de asemenca, nodal, cum s-a aratat mai sus. DP-ATC mai estc consistent^ cu standardele/indica-torii dc Habilitate (durata de intrerupcrc, frccvcnla dc intrerupcre), care se definese la punctclc dc racord a rctclci cu utilizatorii acesteia.

DP-ATC este usor de in(clcs dc catrc clicntul dc transport, care acorda legitim TSO dreplul de control si intrcaga rcsponsabilitatc asupra circulatiilor de putcre in clemcntcle rctclci. Valorilc-limita, sub aspcctul incalzirii, ale circulatiilor dc putere in clemcntcle rctclci nu sunt relevante pentm tranzactiile dc transport. TSO verifies accst tip dc restrictii (derivate) cu proccdurile interne, dar transpa-rcntc, dc tipul factorilor dc distribute a injcctiilor nodalc dc putcre sau sensibilitatii curentilor in elementele rctclci fata dc schimbarilc injec(iilor de putcri.

■ Mctoda ISSM pentru dctcrminarea incarcarii admisihile in noduri a sistcmului encrgici clcctrice. Pentru aflarca transferului dc putere admisibil in nodul de re|ca considerat, injecfia dc putcre se modifica in treptc, ca urmare a unor scenarii de modificare a sarcinii, numite generic „perturbatii", la utilizatorul de rctea racordat la nod, si sc fac scenarii posibile de preluarc a modificSrii dc putere in altc noduri, precum si dc eventuale contingente dc ordinul n – 1 sau n -2. Dcconcctarilc dc linii si transformatoare pot fi, dc asemenca, simulate ca perturba-tii dc putcre in nodurile terminate. Cazurilc cele mai grave pot ft selcctatc automat pc baza unui critcriu specific.

Traicctoriilc starilor succesive ale SEE determinate de modilicarca sarcinii in nod, sc raportcaza la un paramctru un timp fictiv. Notand variabilele dc stare (vcctorul tcnsiunilor in noduri) cu x(t), si pcrturba(iilc (variatii de putcre activa/rcactivS si dc excitatic la gcncratoarc) prin vcctorul spars n(t), eeuatiile bilanturilor nodalc dc putcri pot fi scrisc in forma condensate astfel:

X(x(t).n(t)) = 0.

Concluzie:

Este deci rational ca pentru piafa angro a energiei electrice regulile operationale ale infrastructurii, regulile de piafa, preturile $i tarifele sa fie toate exprimate in termeni nodali, cadrul de reglementare natural al sistemului energiei electrice.

4.2 Strategia energetica a Romaniei pentru perioada 2007 – 2020

Obiectivul general al strategiei sectorului energetic il constituie satisfacerea necesarului de energie atat in prezent, cat si pe termen mediu si lung, la un pret cat mai scazut, adecvat unei economii moderne de piata si unui standard de viata civilizat, in conditii de calitate, siguranta in alimentare, cu respectarea principiilor dezvoltarii durabile.

Obiectivele strategice sunt urmatoarele :

Siguranta energetica

cresterea sigurantei energetice prin asigurarea necesarului de resurse energetice si limitarea dependentei de resursele energetice de import;

diversificarea surselor de import a resurselor energetice si a rutelor de transport a acestora;

cresterea nivelului de adecvanta a retelelor nationale de transport a energiei electrice, gazelor naturale si petrol;

protectia infrastructurii critice;

Dezvoltare durabila

cresterea eficientei energetice;

promovarea producerii energiei pe baza de resurse regenerabile;

promovarea producerii de energie electrica si termica in centrale cu cogenerare, inclusiv in instalatii de cogenerare de inalta eficienta;

sustinerea activitatilor de cercetare-dezvoltare si diseminare a rezultatelor cercetarilor aplicabile;

reducerea impactului negativ al sectorului energetic asupra mediului înconjurator.

Competitivitate

dezvoltarea pietelor concurentiale de energie electrica, gaze naturale, certificate verzi,

certificate de emisii a gazelor cu efect de sera si servicii energetice;

liberalizarea tranzitului de energie si asigurarea accesului permanent si nediscriminatoriu al participantilor la piata la retelele de transport, distributie si interconexiunile internationale,

continuarea procesului de restructurare si privatizare în sectoarele energiei electrice, termice si gazelor naturale;

continuarea procesului de restructurare pentru sectorul de lignit, în vederea cresterii profitabilitatii si accesului pe piata de capital.

Intr-o economie din ce in ce mai globalizata, strategia energetica a unei tari se realizeaza in contextul evolutiilor si schimbarilor care au loc pe plan mondial.

Cererea totala de energie in 2030 va fi cu circa 50% mai mare decat in 2003, iar pentru petrol va fi cu circa 46% mai mare. Rezervele certe cunoscute de petrol pot sustine un nivel actual de consum doar pana in anul 2040, iar cele de gaze naturale pana in anul 2070, în timp ce rezervele mondiale de huila asigura o perioada de peste 200 de ani chiar la o crestere a nivelului de exploatare. Previziunile indica o crestere economica, ceea ce va implica un consum sporit de resurse energetice.

Din punct de vedere al structurii consumului de energie primara la nivel mondial, evolutia si prognoza de referinta realizata de Agentia Internationala pentru Energie (IEA) evidentiaza pentru urmatoarea decada o crestere mai rapida a ponderii surselor regenerabile, dar si a gazelor naturale .

Potentialul energetic al surselor regenerabile de energie din România este prezentat in tabelul 1.

Tabel 1. Potentialul national al surselor regenerabile

Potrivit ultimelor evaluari (2007), potentialul hidroenergetic tehnic amenajabil al României este de 36.000 GWh/an din care, raportat la situatia actuala a preturilor din piata de energie se pot valorifica, în conditii de eficienta economica, circa 30.000 GWh/an (potential economic amenajabil).

La finele anului 2006 puterea instalata în centrale hidraulice era de 6.346 MW, energia de proiect pentru anul hidrologic mediu fiind evaluata la 17.340 GWh/an.

Astfel, gradul de valorificare al potentialului tehnic amenajabil este in prezent de 48%, iar al potentialului economic amenajabil este de 57,8%.

Unul dintre elementele prioritare a strategiei energetice il constituie îmbunatatirea eficientei energetice.

Cresterea eficientei energetice are o contributie majora la realizarea sigurantei alimentarii, dezvoltarii durabile si competitivitatii, la economisirea resurselor energetice primare si la reducerea emisiilor gazelor cu efect de sera.

Indicatorul sintetic reprezentativ privind eficienta de utilizare a energiei la nivel national este intensitatea energetica, respectiv consumul de energie pentru a produce o unitate de Produs Intern Brut.

Ajustarea structurala a economiei, dar si cresterea eficientei de utilizare a resurselor, au determinat o reducere a intensitatii energiei primare de la 0,605 tep/1000Euro2005 in anul 2000, la 0,492 tep/1000Euro2005 in anul 2005, calculul fiind facut la cursul de schimb. Valoarea acestui indicator ramane totusi de peste doua ori mai mare decât media UE (figura 14)

Figura 14 Intensitatea energiei primare

CS – curs de schimb

PPC – paritatea puterii de cumparare

Intensitatea energiei electrice a avut de asemenea o evolutie favorabila scazand cu 10 % in perioada 2000 -2005. Valoarea inregistrata in 2005 (0,491 kWh/Euro2005) este de aproape 2 ori mai mare decat media UE. (fig. 15).

Figura 15 Intensitatea energiei electrice

In acelasi timp trebuie mentionat ca, o comparatie cu tarile dezvoltate (in principal cu tarile UE) este mai favorabila, daca se calculeaza intensitatea energiei, utilizand PPC – ul.

Scenariul de referinta pentru prognoza evolutiei cererii de energie in perioada 2007-2020 are în vedere prognoza evolutiei principalilor indicatori macroeconomici in perioada 2007-2020, elaborata de Comisia Nationala de Prognoza.

In perioada 2007-2020 se estimeaza urmatoarele valori pentru indicatorii de dezvoltare (Tabel 2):

Tabel 2 Indicatori de dezvoltare macroeconomica

In aceste conditii se estimeaza necesarul de energie electrica pentru perioada 2007-2020 precum si modul de asigurare prin utilizarea fiecarei surse primare de energie (Tabel 3).

S-au utilizat urmatoarele ipoteze:

•Piata de energie electrica din România este integrata în piata sud-est europeanasi în piata central europeana, schimburile transfrontaliere fiind limitate doar de capacitatile de interconexiune;

• Consumul national de energie electrica va creste relativ constant cu circa 3 % pe an în toata perioada analizata;

• Exportul de energie electrica va creste substantial dupa anul 2015 prin intrarea în functiune a unitatilor nucleare nr.3 si nr.4 de la CNE Cernavodasi retehnologizarea unor unitati termo;

• Se va încuraja utilizarea surselor regenerabile, cu atingerea tintei de 33 % din consumul intern brut de energie electrica al anului 2010 realizat din aceste surse;

30

• Se va încuraja utilizarea combustibililor solizi prin tehnologii curate;

• Se va limita ponderea productiei de energie electrica prin utilizarea combustibililor lichizi si gazosi. Acesti combustibili se vor utiliza cu precadere în unitati de cogenerare, necesare asigurarii cu energie termica a populatiei;

Ca urmare a programelor de utilizare eficienta a resurselor energetice si energiei, precum si a restructurarii sectoriale, rata anuala a cresterii consumului de energie primara va fi jumatate din cea a cresterii economice, rezultand o decuplare semnificativa a celor doi indicatori.

Dupa anul 2012, exportul de energie electrica va depasi productia realizata prin utilizarea combustibililor lichizi si gazosi proveniti din import. Balanta energetica a tarii va deveni astfel excedentara pentru prima data în istorie.

In anul 2010 se va îndeplini tinta nationala stabilita privind utilizarea surselor regenerabile de energie în productia de energie electrica. Ritmul de utilizare a surselor regenerabile va continua sa creascasi dupa anul 2010, astfel încât productia de energie electrica din aceste surse în anul 2015 sa reprezinte 35 % din consumul brut de energie, iar în anul 2020 sa reprezinte 38 %.

Realizarea productiei estimate de energie electrica in centralele termoelectrice este conditionata de:

– dezvoltarea exploatarilor miniere de huila, lignit si uraniu;

– asigurararea unor cantitati suplimentare de huila din import cu incadrarea in Planul National de Alocare a emisiilor de gaze cu efect de sera ;

– asigurarea necesarului de import de uraniu conform dezvoltarii programului de energetica nucleara;

Evaluarea cererii de energie termica este corelata cu estimarile privind restructurarea economiei, ridicarea nivelului de trai, cu ritmuri anuale de crestere cu circa 1% mai reduse decat ale evolutiei cererii de energie electrica precum si a scaderii consumului de energie termica in mediul rezidential datorita realizarii masurilor de crestere a eficientei energetice. Totalul cererii de energie termica in sistem centralizat de distributie a caldurii se estimeaza pentru anul 2010 la circa 3 mil. tep.

In conformitate cu studiile realizate sub coordonarea MEF, este necesar sa fie retehnologizate in perioada 2008 – 2010 centrale hidro cu o putere instalata de aprox. 1135 MW , sunt posibil de retehnologizat, in perioada 2010 – 2020, centrale hidro cu o putere instalata de aprox. 2417 MW, la care se adauga proiecte noi in centrale hidrostabilite pentru perioada 2008 -2020, cu o putere instalata de 759 MW, si proiecte posibil de realizat in aceeasi perioada, cu o putere instalata de 895 MW. La aceste proiecte hidro se adauga inca doua proiecte, care vor fi realizate in aceasta perioada, si anume CHEAP Tarnita, cu putere instalata de 1000 MW si AHE pe Tisa, de 30 MW.

In ceea ce priveste grupurile termoelectrice, sunt prognozate a se realiza in perioada 2008 – 2020 grupuri cu o putere instalata de circa 3000 MW si vor fi casate, in aceeasi perioada grupuri cu o putere instalata de circa 2900 MW.

In domeniul nuclear, urmeaza a se realiza inca doua unitati nucleare, Unitatile 3 si 4 Cernavoda, cu o putere instalata de 706 MW fiecare.

Surse primare de energie (Tabel 3).

4.3 Eficientizare si competitivitate energetica prin liberalizarea pietelor de energie electrica

Tendinta clara pe plan european, exprimata §i prin reglcmentari, cum ar ft directivele pentru clectricitatc si gaze naturalc, clibereaza fortele pie{ei, proces care obliga la o regandirc a organizarii sectorului energetic. Vechea paradigma a consu-matorului lipsit de alternative de alegerc a devenit neconforma cu tendintclc generale ale societajii si este nesustcnabila din punct de vedere politic in econo-miile de piaja. La aceste tendinte s-a adaugat crc§terea fara precedent a comcr{ului international cu produse §i scrvicii cnergetice, combinata cu ridicarea sau – eel putin – limitarea barierclor comcrciale.

Avantajele liberalizarii picjelor energetice pot fi discutate din perspectiva avantajelor macroeconomice ?i din cea a distributiei vcniturilor. Din punct de vedere macroeconomic, avantajele liberalizarii se refcra la: a) o utilizarc superioara a activelor fixe, ceea ce duce la decizii economicc corecte din punct de vedere economic, mai ales pe termen scurt; b) un consum mai redus de rcsurse. Din punctul de vedere al distributiei veniturilor, elementul fundamental care apare este accepta-rea faptului cS distributia avantajelor pielei liberalizatc trebuie sa se faca intrc consumatori si industric. Deci, consumatorul de energie este intr-o pozitie centrala §i indreptatit sa bcncficieze de rcducerea preturilor si de cre§tcrea calitativa a servi-ciilor.

Prin eliberarea fortelor pietei apare astfel o combinafie de avantaje:

O folosire mult mai buna a resurselor in cadrul intregului lant de transfor-mari: producere, transport, distribute;

O pretuire mai corecta a energiei reflectand echilibrul cerere-oferta, cos-turile internalizate §i disponibilitatea resurselor naturale;

– O mai marc compctitivitate a industriilor consumatoare dc cncrgic dalo-n la rcducern prcfunlor finale Si rcdistribu(iei vcniturilor;

– Crearca unci industrii encrgcticc receptive la scmnalclc cconomicc ceca cc genercaza un sector mai flcxibil in folosirea instrumcntclor fiscalc si a internaU-zarii cosiurilor do mediu.

Principalclc trfsaturi alepic\c\or libcralizatc dc cnergie sc refera la:

a) Posibilitatca consumatorului dc alcgerc a furnizoivlui;

b) Acccsul cclei de a trcia par\\ (ThirdParry Access-TPA);

Introduccrea tarifelor pentru serviciile de transport si distribute;

Rcglcmentarca monopolurilor natiirale si rcdefinirca rolului guvernclor,

Scpararca pc verticals a activita\ilor;

Existcn\a unui operator dc sistcm independent (ISO);

ExistCBpt bursclor dc encrgic.

a) Posibilitatca consumatorului de a-si alege furnizorul cstc cea mai importanta trasatura a pic\ci libcraUzate. Ea cstc inso\ita dc o scric dc scbimbari fundaincntale si se face in mod gradat, dar poatc ajungc sa fic aplicata si consuma-torilor mici, inclusiv a eclor casnici. Sc considcra ca desi cstc inso\ita dc modificUri stmcturalc ale arhitccturii p\c\ci, cu imp\ica\ii majore invcsti\iona\c si de siguran(3 a sistemului, avantajelc – mai ales cclc legate de reduccri dc prc\uri – saint atdt dc importance, incat libcralizarca merits s& fic fScuta. Expericn(a curopcana nu a arStat pan3 in prezent (2007) reduccri scmniiicativc dc prejuri, motiv pentru care intregul proces dc libcralizarc si marii actori cc au tendin(c de conccntrarc oligopolistic^ este supus unci analizc aprofundalc a Comisici Europcnc. In afara tcndin(ci dc conccntrarc, altc motive ale accstci situatji sc gascsc in crcsterca pc pickle intcrna-\ionale ale prc\urilor combustibililor si a maririi fiscalitatji asupra proflturilor marilor companii.

Accesul celei de a trcia parti (TPA) rcprczinta drcplul fumizorilor de a avea acces nc-discriminatoriu la rctelclc considerate monopoluri naturale si utili-zatc ca un caraus. comun {common carrier). Avand drcpturi egalc, depinde doar dc capacitatca ficcarai furnizor s3 sc organizcze in asa fcl incat sa devina mai cficicnt decat concurcntul s3u.

Introduccrea tarifelor pentru serviciile de transport si distribut.ie. Accesul cgal la serviciile unei rct,clc comunc cstc neccsar, dar nu si suficient pentru obtmerea unci concurcnt,c reale si corcctc. Pentru ca o ascmenca companic „de rct,ea" sa poata servi pc bazc egalc si corcctc. trcbuie sa i se permita o rccupcrare corccta a costurilor sale, inclusiv a eclor legate de investitii. Un sistcm adecvat dc tarife a scrviciilor cstc considcrat a fi solutja corccta.

Reglementarea monopolurilor naturale si redefinirea rolului guver-nelor. Intr-o piat,a libcralizata, rolul guvcrnului sc reduce, in principal, la reglementarea monopolurilor naturale, adica la stabilirca unor rcguli dc acccs, la suprave-ghcrca tarifelor dc scrvicii, la mcntincrca unor standarde ale sigurant,ci in functionary rcglcmentarca fiind facuta transparent si ncdiscriminatoriu. Rcglcmenta-torul stabilcste rcgulilc de functionarc a pictelor dc energie si – imprcuna cu altc institut,ii si organizatji, inclusiv socictatea civila – realizcaza o monitorizarc „de la distanta" a piet.ci si intcrvinc atunci cand este nevoie pentru aduccrea ci in limitcle regulilor deja stabilitc.

Separarea pe verticals a activitStHor. Scpararea divcrselor afaceri este esentiala pentru a permite concurenta in sfcrclc undc aceasta poate interveni direct: producerea si fumizarea. De asemcnca, rcglementarea sc poate conccntra asupra zonclor dc monopol natural a§a cum s-a discutat mai sus.

Existenta unui operator de sistem independent (ISO) recunoaste faptul ca, dcsi din punct de vcdcre comercial, industriilc de retca pot fi separate pc activity, din punct dc vcdcre fizic, mai ales in cazul cnergici clectrice unde nu cxista posibilitatea de stocarc, sistcmul trcbuic sa funcponczc unitar in timp real. Pentru aceasta, siguranta sistcmului, sccuritatea alimentarii si calitatea scrviciului trcbuic mcntinute de un „centru de control al traficului", care prin definifie nu trebuic sa aiba nici un intcrcs care sa favorizezc oricarc din actorii pictci.

Existenfa burselor de energie. Aparitia bursclor de energic cste o con-sccintS logica a dczvoltarii pic|clor libcralizate, dar cle reprezinta o ultima trcapta. In procesul dc transformare se regascsc o mulpmc de altc instrumcntc: contractc bilatcrale, piata spot, pools, piata de scrvicii de sistem, derivative etc. Acestc ins-trumente pot fi ulilizatc intr-o piata en-gros cu difcritc grade dc dczvoltarc, atat local, cat si regional.

Efectele liberalizarii pietclor dc encrgic se fac simple in toate vcrigile lan{u-rilor encrgetice, deoarcce cea mai scmnificativa si mai profunda consecinta o reprezinta crcsterca eficientci cconomicc per global. Lucrurilc sunt evidentc in zonclc dc competilie deschisa: producerc §i furnizare, dar prin presiunea concurentci din afara monopolurilor naturalc asupra accstora din urma, genercaza stimulentclc ncccsarc pcnlru o crcsterc a performantclor retclclor. In plus, prin masuri dc relaxare a rcgle-mcntarii, cum ar fi, de excmplu, limitarca vcniturilor (revenue cap) in locul contro-lului ratei de revenire (rate of return), reglcmcntatorul poate promova la compa-niilc de re(ca un comportamcnt mai eficient economic si. astfel, acestea sa-§i poatS refine un profit mai ridicat. Astfel, prin admitcrea unci curbc descrescatoare a vcniturilor, reglcmcntatorul fortcazS compania de rejea sa-si micsoreze costurile pentru a-si menfinc sau create nivclul profitului.

Eficicnja economics nu poate insa sa nu Jina seama de altc clemente, dintre care siguranta in funcponare si calitatea scrviciilor sunt ecle mai importantc. De accca, reglcmcntatorul trcbuie inevitabil sa |ina seama dc necesarul dc noi inves-titii, ca §i dc o mai buna utilizarc a capacitapi cxistcnte si dc necesitatca de stimu-larc a cficicntci encrgetice la bencficiarii serviciilor dc rejea.

Insa ecl mai important cfect trcbuie sa-l simta consumatorul, iar magnitu-dinca acestui efect depindc de dinamica prc|urilor cnergici. Sc stic ca, in general, libcralizarca piejelor encrgetice ar trcbui s3 introduca presiuni sensibile asupra preturilor, iar semnalul prepirilor este eel mai puternic clement in dczvoltarca masuri lor dc eficicnta encrgetica. Un prc{ mai mic pentru un anumit tip dc purtator energetic, dc excmplu, cnergia clectrica face ca structura consumului sa se modi-ficc, iar consumul acclui purtator s3 creasca.

Chiar daca accasta tending este clara in farile dezvoltatc, in cclc in tranzitic, lucRirile trebuic nuantate. Datorita cxistenjei multor subvcntii directe si indirectc, prin liberalizarea piejei si inlaturarea sau, eel putin, rcducerea subventiilor, prctu-rile au o tendinta dc crcstere, ceea ce ajuta la dczvoltarea masurilor de cficientizare cnergetica la consumator. Pe de alta parte, imcnsul necesar de investitii in sectorul energetic si ccrinta de servicii de calitatc sunt tot ataxia factori care preseaza asupra prc(ului.

Dc ascmenea, un alt clement trebuic luat in considcrarc si anume acela ca pentru o buna parte din consumatorii din aceste {ari, valoarca facturii energeticc este impovaratoarc. Cca mai directa si mai avantajoasa masura pentru toate par{ilc implicate pentru usurarea acestci poveri este, evident, eficienta energetica.

In situa(ia consumatorilor industriali, o solutic alternative o reprezinta produ-cerea desccntralizata dc encrgie, care promovcaza proiccte cum ar fi cele dc cogc-nerare mica sau a celor cu sursc rcgencrabile, in situatia in care accstea sunt promo-vatc prin diverse mecanisme de reglemcntarc („ccrtificate verzi", preturi impuse), adica praclic prin modelarea piejei. Accasta modclarc a pietei urmarestc sa cuan-tificc clcmcnte legate de siguranta in alimcntarc si dc protecjia mediului, elementc ce nu se reflects intr-o competitie bazata cxclusiv pe costuri investitionale si ope-ra(ionale. Nu este mai pu{in adevarat ca cxagcrand astfel de intervenei si scheme de suport, piata poate fi distorsionata.

In sfarsit, intr-o piata libcralizata care continc instrumente adecvate de luare in considcrarc a efcctclor colatcralc, problema impactului asupra mediului capata noi valcn{c. Prin aplicarea unor ascmenea instrumente (taxe specifice pe consum energetic sau/?i pe emisii, instrumente flcxibilc ca cele aferente Protocolului dc la Kyoto), se pot gasi destule stimulentc pentru cficientizare economica si energetica.

Pliiticile de eficienja energetica sunt definite, in principal, drept poiiticile si instrumentclc guvcrnamentale folosite pentru imbunatatirea eficientei energetice pe tot lantul transformarilor energetice. Aceste politici sunt inevitabil legate de alte scturi de politici cum ar fi cele socialc, cconomice (in special, cele de stabilitate macroeconomica si de crestere a competitivitajii pe piaja internafionala) si de protcctie a mediului.

Noul context are influen(c directe asupra provocarilor pe care le ridica si asupra instrumentelor pe care poiiticile de eficien(a cnergetica le pot folosi. Cclc mai importante provocari la care trebuie sa raspunda poiiticile energetice intr-un mediu competi{ionaI sunt: tendinja de rcduccrc a prejurilor, insotita de cresterea consumu-lui energetic, stimulentele reduse la nivelul industriei energetice de a realiza masuri de eficienta energetica si necesitatea de a proiccta mecanisme care sa functioneze in noul context in care semnalcle economice devin mult mai puternicc. In acelasi ump, politicilc de cficienta cnergetica trebuie sa-§i adapteze instrumentele si sa fina seama, in mod special, de: o intervenjic mai redusa a statului si o mai marc spriji-nire a initiafivci private; o folosire adecvata a for{elor pictci, captarca avantajclor pc care Ic poatc avca extindcrca schimburilor intcrnajionalc cu produsc si servicii cncrgctice, ccca cc poatc „globaliza" si pictcle dc cficicnta cnergetica.

O schimbare fundamentals aparc si in domcniul obiecttvelor politicilor cncrgctice in noul context. Nu se poatc ncga ca nu cxista o aric dc conflict intrc libc-ralizarea picjclor si protccfia mediului, deoarccc tcndin|a dc consum superior ducc la un nivel mai ridicat dc poluarc. Asa incat introduccrca cxplicita a componcntci de media estc nu numai dorita, dar si absolut nccesara. Dc altfcl, asa cum sc arata si in lucrarea [2], in noile condi(ii nu sc mai urmarcstc reduccrca pur si simplu a consumului energetic, ci doar rcducerea consumului dc cnergie nc-rcgenerabila prin instrumentc adecvate pictci. Un alt concept inovator il reprczinta eel al sistcmclor de management al mediului, care punc accent nu numai pc rcducerea poluarii in sine, dar si pc obtincrca asa numitclor „grccn profits", direct legate dc o utili/arc mai cficicnta a encrgici. Aici mai trebuie adaugat ca in ultimii ani a crccut peste tot in lumc, si indcoscbi in Europa, ingrijorarca lcgata dc sccuritatca cnergetica. In acestc condifii, economia de encrgic, respectiv rcducerea consumului prin masuri dc cficicnta cnergetica, a devenit o prioritatc dc politica cnergetica.

La nivel macrocconomic, imbunatafirca cficicntci cncrgctice nu rcuscstc sa rcduca in general consumul in valoarc absoluta, ci consumul fata de o valoarc de refcrin|a bazata pe un sccnariu tara masuri dc crestcrc a cficicntci. Cu altc cuvintc, pc termen scurt ccrcrca nu scade atat dc repede incat sa limitczc aria de intcrcs si posibilitafile actorilor pc pia|a. Pe termen lung, ccrcrca cste mai redusa decat in abscnta masurilor dc cficicnta cnergetica. dar in acclasi timp, in accst fel, se prcvin situatii de criza (din punctul dc vederc al sccurilatii cncrgctice si al mediului), care ar avca un efect negativ si asupra actorilor implica|i in produccrca si fumizarea encrgici. Dc accca, s-a dovedit rclativ u$oar3 crcarca umii climat dc coopcrarc Intrc autori(a(ile guvcrnamentale care promovcaza eficienta cnergetica, producatorii si furnizorii de encrgic si consumatori.

In acestc condifii, nu cxista contradic(ii intrc instrumentele dc informarc, stan-dardelc dc cficicnta cnergetica minima si ctichctarca, pc dc o parte, si proccsul dc libcralizarc al pictci energeticc, pc de alta parte. Instrumentele si programcle din acestc categorii fie nu sunt afectate dc libcrlizarca pictci, fie chiar beneficiaza dc aportul diferitilor actori intcresaji sa isi construiasca o imagine pozitiva pe pia(a. Sc prezinta in continuarc care sunt interventiile posibile atunci cand sc vorbeste de masuri si programe cu eventuate implicatii financiare asupra actorilor pictci dc cnergie.

4.4 Problematica tehnologica si operationala a standardizarii internationale in

managementul energiei (ISO/PC-242)

Standardele internaționale sunt un puternic instrument pentru diseminarea noilor tehnologii și a bunelor practici, pentru dezvoltarea piețelor globale, pentru sprijinirea armonizării politicilor guvernamentale în ceea ce privește eficiența energetică și utilizarea de resurse regenerabile la nivel mondial.

În conformitate cu raportul World Energy Outlook 2006, prezentat de Agentia Internationala de Energie, care se bazeaza pe tendintele si pe prioritatile economiilor în curs de dezvoltare, cererea globala de energie în urmatorii 25 de ani ar trebui sa creasca cu mai mult de 50 %, iar ponderea energiei pe baza de combustibili fosili ar trebui sa reprezinte înca 80 % din totalul de energie produsa. Este clar ca aceasta tendinta nu poate fi compatibila cu tendinta de epuizare si cu nivelul de distributie inegal al rezervelor mondiale de combustibil fosil, precum si cu nevoia imperioasa de a reduce poluarea cauzata de emisiile de gaze cu efect de sera.

Cea mai buna solutie pe termen mediu pentru cresterea eficientei utilizarii energiei ar fi dezvoltarea surselor de energie alternative si regenerabile. Însa cresterea eficientei energetice presupune implicarea activa a utilizatorilor de energie si a factorilor de decizie, de la guverne la consumatori, de la industrie la transport si constructii, de la proiectarea de produse si echipamente pâna la proiectarea de retele si infrastructuri. Actiunile necesare implica existenta unui cumul de reglementari, tehnologii, subventii economice, precum si promovarea bunelor practici.

Desi au fost elaborate multe strategii si programe nationale pe aceasta tema, numai de curând au aparut colaborari si angajamente regionale si internationale. Cea mai spectaculoasa orientare în aceasta directie a fost luata la Summit-ul G8, care a avut loc la Gleneagles, în 2005. Sefii de state care au participat au adoptat o rezolutie colectiva solemna pentru „a promova inovarea, eficienta si conservarea energei, a îmbunatati politicile, reglementarile si cadrul financiar si a accelera utilizarea tehnologiilor curate, în special a acelora cu emisii poluante scazute”.

Este evident ca, în acest context, standardele internationale trebuie sa îsi aduca contributia. Acestea se adreseaza multora din organismele constituite pentru a defini, implementa si monitoriza macro si micropoliticile din acest domeniu, cum ar fi: armonizarea terminologiei si a definitiilor, prevederea metricii si a metodelor de încercare pentru evaluare, monitorizarea si comunicarea consumului de energie, modelarea si compararea sistemelor de energie, caracterizarea materialelor si produselor, ca si a proceselor de productie, din punct de vedere al optimizarii utilizarii energiei.

„Standardele internationale pot disemina tehnologii inovatoare pentru surse de energie alternativa si regenerabila”

Standardele internationale pot disemina tehnologiile inovative, în special pentru cele aferente surselor de energie alternativa si regenerabila. Aceste tehnologii vor contribui la reducerea timpului de introducere pe piata, la crearea unor piete mondiale care sa asigure dimensiunea critica pentru asigurarea succesului economic, ca si la realizarea de instrumente de decizie obiective pentru acordarea subventiilor publice si reglementari în vederea încurajarii unei utilizarii largi si judicioase.

Urmând exemplele de succes ale seriei ISO 9000 pentru managementul calității și ale seriei ISO 14000 pentru managementul mediului, ISO a creat Comitetul ISO/PC 242, Managementul energiei, al cărui prim scop va fi elaborarea unui standard care să conțină termenii și definițiile relevante pentru furnizarea cerințelor unui sistem de management, împreună cu liniile directoare pentru utilizarea și implementarea acestuia. Standardul va avea la bază îmbunătățirea continuă și abordarea PDCA (Plan-Do-Check-Act) utilizate în standardele internaționale ISO 9001 și ISO 14001. Viitorul standard va prezenta următoarele beneficii:

va furniza organizațiilor și companiilor (producătoare de utilități, comerț, construcții, transport, private sau publice) un cadru de largă recunoaștere internațională pentru integrarea eficienței energiei în practicile lor de management;

oferă organizațiilor cu operațiuni în mai multe țări un singur standard armonizat pentru implementarea în întrega organizație;

furnizează o metodologie logică și consistentă pentru identificarea și implementarea îmbunătățirilor care pot contribui la o creștere continuă a eficienței;

va asista companiile la o utilizare mai bună a energiei existente și la reducerea costurilor energetice;

va oferi companiilor un ghid pentru benchmarking, măsurări, indicatori, documentare, pentru impactul asupra reducerilor emisiilor de gaze cu efect de seră;

va crea transparență și va facilita comunicarea pe probleme de management al energiei, va promova cele mai bune practici din domeniu;

va facilita evaluarea și prioritizarea implementării noilor tehnologii de eficientizare a energiei;

va furniza un cadru care va încuraja utilizarea lanțurilor de furnizare care promovează eficiența energiei pe întreg lanțul de furnizare;

va facilita utilizarea unui management al energiei ca o componentă a proiectelor de reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră;

Noul standard pentru managementul energiei este doar una dintre componentele ambițiosului plan de acțiune al ISO pentru eficiența energiei și utilizarea surselor regenerabile de energie. Încă patru domenii prioritare au fost selectate ca bază a contribuției viitoare a standardelor internaționale în această direcție [1]:

armonizarea terminologiei și a metodelor de calcul pentru eficiența energiei, pentru consumul și economia de energie, precum și pentru măsurările energiei furnizate de diferite surse primare de energie;

producția durabilă de biocombustibili solizi și lichizi, biomasă și biogaz;

reproiectarea și modernizarea vechilor instalații energetice din construcțiile civile și industriale;

dezvoltarea și optimizarea activității de standardizare a eficienței

energetice din domeniul construcțiilor.

În procesul de elaborare a standardelor, ISO colaborează strâns cu autoritățile publice și cu organizații internaționale, precum: Organizația pentru Cooperare și Dezvoltare Economică (OECD), IEA, Conferința Națiunilor Unite pentru Comerț și Dezvoltare (UNCTAD), Organizația Națiunilor Unite pentru Dezvoltare Industrială (UNIDO), pentru a asigura un larg consens viitoarelor standarde. Prin această politică, standardele internaționale adaugă valoare:

reducerii incertitudinii pentru toți jucătorii economici, aceasta creând un climat favorabil unui parteneriat public-privat pentru accelerarea prospectării și dezvoltării unor produse mai eficiente energetic, surselor regenerabile de energie;

sprijinirii comerțului internațional de produse și servicii în domeniul energiei și dezvoltarea de noi piețe;

efortului de a îmbunătăți semnificativ înțelegerea și încrederea consumatorului/utilizatorului, influențând pozitiv alegerea și comportamentul acestuia.

O importanță deosebită prezintă parteneriatul între ISO și IEA, care constă în cooperarea pentru dezvoltarea portofoliului de standarde internaționale în domeniul energiei. Un prim pas al acestei cooperări a fost analiza portofoliului existent și completarea cu noi proiecte pentru eficiența energiei și energie regenerabilă, eliminarea omisiunilor identificate prin cooperarea cu Comisia Electrotehnică Internațională (IEC), partenerul cel mai competent pentru problemele de electrotehnologii și electronică [2]. ISO și IEA vor colabora pentru facilitarea dialogului cu cei care elaborează politici și dezvoltatorii de standarde pentru selectarea și prioritizarea domeniilor care trebuie acoperite de standarde internaționale.

În conformitate cu noua politică energetică a Uniunii Europene din 2007, energia este un element esențial al dezvoltării la nivelul Uniunii. În aceeași măsură, ea prezintă o provocare din punctul de vedere al impactului sectorului energetic asupra schimbărilor climatice, al creșterii dependenței de importul de resurse energetice, precum și al tendinței de creștere a prețului energiei. Se pornește de la recunoașterea faptului că UE este tot mai expusă la instabilitatea piețelor internaționale de energie și la tendința de monopolizare a rezervelor de hidrocarburi de către un grup restrâns de deținători. Prin realizarea unei piețe interne de energie, Uniunea Europeană urmărește stabilirea unor prețuri corecte și competitive, stimulează economisirea de energie și atragerea de investiții în sectorul energetic.

Pentru România este deosebit de importantă racordarea la cadrul general al politicii energetice comunitare care are patru obiective majore pe termen mediu și lung [5]: creșterea securității alimentării cu energie și a infrastructurii critice; creșterea competitivității în domeniul energiei, reducerea impactului asupra mediului și integrarea în piața regională de energie.bibliografie de la 5 Strategia națională pentru dezvoltare durabilă a României – Orizonturi 2013-2020-2030, Proiect (septembrie 2008), versiunea VI, rev. 2

Ținta avută în vedere de România este ca, la nivelul anului 2030, ponderea energiei electrice produse din surse regenerabile să ajungă la 38%.

Exemple

Un bun exemplu pentru rolul standardelor internaționale publicate de ISO este performanța energetică în construcții. Construcțiile utilizează cantități mari de energie și generează cantități imense de CO2. Există mai multe soluții de economisire a energiei în acest sector. De exemplu, cu ajutorul standardului internațional ISO 13790, se poate calcula performanța energetică în construcții. Proprietățile termice ale diferitelor componente din construcții, precum și ale materialelor utilizate, calculate pe baza unor standarde complementare, constituie expresia performanței în documente comerciale și în reglemetări din toată lumea. Multe dintre aceste standarde au fost adoptate ca standarde europene, dar și naționale, în țări precum China și Japonia.

Un alt exemplu important sunt aplicațiile în domeniul aparaturii electrocasnice, precum refrigeratoare, mașini de spălat, aparate de aer condiționat. Aceste produse sunt surse majore de consum electric. Utilizarea etichetelor energetice, ca urmare a elaborării unor standarde specifice, a condus la descurajarea vânzării de produse mai puțin eficiente energetic. De când Uniunea Europeană a introdus etichetarea energetică, eficiența energetică a acestor aparate s-a îmbunătățit cu aproximativ 40%, într-o perioadă de numai 5 ani, ceea ce înseamnă cu 46 Mt anual mai puține de emisii de CO2, și costuri energetice mai mici cu 11 miliarde de euro.

Standardizarea va continua să joace un rol cheie, existând multe locuri în acest domeniu, unde este nevoie de proceduri și metode noi, sau îmbunătățirea celor existente [3], pentru testarea performanței energetice.

Paul Wade, International standards to develop and promote energy efficiency and renewable energy sources, World Energy Congress, Rome, 12 nov. 2007

Renzo Tani, Electrical energy efficiency, renewable energies and the role of the IEC, World Energy Congress, Rome, 12 nov. 2007

A. Hunter Fanney, International standards for renewable energy sources, World Energy Congress, Rome, 12 nov. 2007