RAPORT PRIVIND REZULTATELE MONITORIZĂRII PIEŢEI DE … on monitoring results electricity...Acest...

ANRE

12:31:42 A U T O R I T A T E A N A Ţ I O N A L Ă D E R E G L E M E N T A R E

Î N D O M E N I U L E N E R G I E I

DEPARTAMENTUL REGLEMENTARE PIAŢĂ DE ENERGIE ELECTRICĂ, PREŢURI ŞI TARIFE

RAPORT PRIVIND REZULTATELE MONITORIZĂRII

PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ

ÎN LUNA DECEMBRIE 2011

Str. Constantin Nacu nr. 3, sector 2, Bucureşti, cod: 020995, telefon: 021/311.22.44, fax: 021/312.43.65, mail: [email protected]ă de internet: www.anre.ro

ANRE depune toate eforturile pentru a prezenta în mod cât mai clar, în acest document, informaţii bazate pe raportările operatorilor economici. Acest document publicat de ANRE are numai scop informativ şi educaţional. ANRE nu este şi nu va fi legal responsabilă, în nici o circumstanţă,

pentru eventuale inadvertenţe cu privire la informaţiile prezentate şi nici privind folosirea improprie a acestora de către utilizator

mailto:[email protected]

CUPRINS

I.Principalele momente ale dezvoltării pieţei de energie electrică din România ................................ 3

II.PIAŢA ANGRO DE ENERGIE ELECTRICĂ .............................................................................. 3

1.Structura schematică a pieţei angro ............................................................................................ 3

2.Participanţii la piaţa angro de energie electrică ........................................................................... 4

3.Structura de producţie a sistemului energetic naţional pe tipuri de resurse ............................... 5

4.Structura tranzacţiilor pe piaţa angro de energie electrică .......................................................... 7

5.Structura tranzacţiilor pe piaţa angro ale diferitelor categorii de participanţi ........................... 13

Producători .................................................................................................................................... 13

Furnizori ...................................................................................................................................... 14

Operatori de distribuţie principali ................................................................................................. 18

6.Indicatori de concentrare pentru piaţa angro de energie electrică şi componentele acesteia .... 19

7.Evoluţia preţurilor stabilite pe piaţa angro ................................................................................ 22

III.PIAŢA CU AMĂNUNTUL DE ENERGIE ELECTRICĂ ......................................................... 27

1.Structura schematică a pieţei cu amănuntul ............................................................................. 27

2.Etapele parcurse în procesul de deschidere a pieţei de energie electrică ................................... 27

3.Gradul de deschidere a pieţei de energie electrică ..................................................................... 27

4.Cote de piaţă ale furnizorilor de energie electrică ..................................................................... 28

5.Indicatori de concentrare pentru piaţa concurenţială cu amănuntul de energie electrică ......... 30

6.Evoluţia numărului de consumatori şi a energiei aferente acestora .......................................... 31

7.Preţuri medii de vânzare la consumatorii alimentaţi în regim concurenţial ............................. 32

IV.Operatorul de transport şi sistem C.N. Transelectrica S.A. ......................................................... 34

V.Etichetarea energiei electrice furnizate în anul 2011 .................................................................... 35

VI.Evoluţia regulilor pieţei în luna DECEMBRIE 2011 .................................................................. 37

VII.EXPLICAŢII ŞI PRESCURTĂRI ............................................................................................. 39

2

Raport monitorizare piaţă de energie electrică – luna decembrie 2011

I. PRINCIPALELE MOMENTE ALE DEZVOLTĂRII PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ DIN ROMÂNIA

HG 365/1998 – ruperea monopolului integrat vertical RENEL prin constituirea unei societăţi distincte de distribuţie şi furnizare a energiei electrice (SC Electrica SA) şi a unora de producere a energiei electrice (SC Termoelectrica SA şi SC Hidroelectrica SA), în cadrul nou înfiinţatei companii naţionale CONEL SA; constituirea SN Nuclearelectrica SA şi RAAN - producători de energie electrică;

organizarea distinctă, în cadrul CONEL, a activităţilor de transport, sistem şi administrare piaţă de energie electrică şi contractualizarea relaţiilor dintre operatorii din sector;

HG 122/2000 – deschiderea pieţei la 10%; HG 627/2000 – se desfiinţează CONEL, filialele sale devenind proprietatea directă a statului,

reprezentat de Ministerul Industriei şi Comerţului; se înfiinţează CN Transelectrica SA – operator de transport şi sistem, iar prin filiala sa OPCOM SA – operator de administrare a pieţei de energie electrică;

septembrie 2000 – lansarea pieţei spot obligatorii de energie electrică din România, administrată de OPCOM, filială a CN Transelectrica SA, organizată pe principiul pool-ului;

HG 1342/2001 - SC Electrica SA se împarte în 8 filiale de distribuţie şi furnizare; HG 1524/2002 – SC Termoelectrica SA se reorganizează în entităţi legale separate de

producere a energiei electrice; iulie 2005 – lansarea noului model de piaţă, bazat pe existenţa:

• pieţei spot voluntare, cu ofertare de ambele părţi şi decontare bilaterală;• pieţei de echilibrare obligatorii, având operatorul de sistem ca singură contraparte; • repartizarea responsabilităţilor financiare ale echilibrării către PRE.

HG 644/2005 – deschiderea pieţei la 83,5%; noiembrie 2005 – introducerea pieţei de certificate verzi; decembrie 2005 – introducerea pieţei centralizate a contractelor bilaterale; martie 2007 – introducerea pieţei centralizate a contractelor bilaterale parţial standardizate

cu negociere continuă; HG 638/2007 – deschiderea integrală a pieţei de energie electrică şi gaze naturale; iulie 2007 – stabilirea regulilor pieţei de capacităţi; iulie 2008 – introducerea mecanismului de debit direct şi de garantare a tranzacţiilor cu

energie electrică de pe piaţa pentru ziua următoare (mecanismul de contraparte centrală); august 2008 – finalizarea procesului de separare a activităţilor de distribuţie de cele de

furnizare a energiei electrice; iulie 2011 - introducerea pieţei intrazilnice de energie electrică

II. PIAŢA ANGRO DE ENERGIE ELECTRICĂ

1. Structura schematică a pieţei angro

3

Notificari fizice

Contracte bilaterale Piata pentru ziua urmatoare Ziua de dispecerizare Decontare

OTS

Piata de echilibrare

PE

MP

P

Q

P P

F F

Q

PZUoferte

oferte

Cantitati ferme pe participant

Oferte simple pe unitate

Operator de

masurare

Date

Dezechilibre pe fiecare

PRE

Ajustari ale programului de functionare

Tranzactii PE

Operatorul pietei

OTS – operatorul PE

P - producatori

F - furnizori

Parti responsabile cu echilibrarea

Contracte

P - producatori

F - furnizori

Contracte

Notificari fizice

Contracte bilaterale Piata pentru ziua urmatoare Ziua de dispecerizare Decontare

OTS

Piata de echilibrare

PE

MP

P

Q

P P

F F

Q

PZUoferte

oferte

Cantitati ferme pe participant

Oferte simple pe unitate

Operator de

masurare

Date

Dezechilibre pe fiecare

PRE

Ajustari ale programului de functionare

Tranzactii PE

Operatorul pietei

OTS – operatorul PE

P - producatori

F - furnizori

Parti responsabile cu echilibrarea

Contracte

P - producatori

F - furnizori

Contracte


2. Participanţii la piaţa angro de energie electrică Participanţii* la piaţa angro în luna decembrie 2011 sunt prezentaţi pe categorii, în tabelul următor:

*) Participanţii la piaţa de energie electrică precizaţi raportează ANRE date tehnice/comerciale conform Metodologiei de monitorizare a pieţei angro de energie electrică pentru aprecierea nivelului de concurenţă pe piaţă şi prevenirea abuzului de poziţie dominantă, aprobată prin Ordinul preşedintelui ANRE nr. 35/2006. Tabelul nu include părţile responsabile cu echilibrarea. Lista acestora, actualizată la zi, se află pe site-ul operatorului pieţei de echilibrare, C.N. TRANSELECTRICA S.A., www.ope.ro

4

Nr. crt. Denumire

A Producători de energie electrică care exploatează unităţi de producere dispecerizabile

1 SC CET Bacău SA2 SC CET Govora SA3 MUNICIPIUL IAŞI4 SC CET Oradea SA5 SC Cernavoda Power SRL6 SC Dalkia Termo Prahova SRL7 SC EDP Re newables Romania SRL8 SC Electrocentrale Bucureşti SA9 SC Electrocentrale Galaţi SA10 SC Electrocentrale Paroşeni SA11 SC Enel Green SRL12 SC Lukoil Energy & Gaz Romania SRL13 SC Romconstruct Top SRL14 SC Termica SA Su ceava15 SC Termoelectrica SA16 SC Tomis Team SRL

A 1

Producători de energie electrică care exploatează unităţi de producere dispecerizabile şi activează pe piaţa de energie electrică în calitate de furnizori de energie electrică

17 RAAN18 SN Nu clearelectrica SA19 SC OMV Pet rom SA20 SC CE Rovinari SA21 SC CE Turceni SA22 SC CE Craiova SA23 SC CET Arad SA24 SC Electrocentrale Deva SA25 SC Hidroelectrica SA26 SC OMV Pet rom Power Park SRLB Operator de transport şi de sistem1 CN TRANSEL ECTRICA SAC Operator PZU, PCC, piaţă de certificate verzi1 SC OPCOM SAD Operatori de distribuţie1 SC CEZ Distributie SA2 SC ENEL Distributie Banat SA3 SC ENEL Distributie Dobrogea SA4 SC E.ON Mo ldova Distributie SA5 SC ENEL Distributie Muntenia SA6 SC FDEE Electrica Distributie Muntenia Nord SA7 SC FDEE Electrica Distributie Transilvania Sud SA8 SC FDEE Electrica Distributie Transilvania Nord SAE Furnizori impliciti1 SC CEZ Vanzare SA2 SC ENEL Energie SA3 SC E.ON En ergie Romania SA4 SC ENEL Energie Muntenia SA5 SC Electrica Furnizare SA - ACF Mu ntenia Nord 6 SC Electrica Furnizare SA - ACF T ransilvania Sud 7 SC Electrica Furnizare SA - ACF T ransilvania Nord

Nr. DenumireF Furnizori de energie electrică cu activitate

exclusivă pe piaţa angro1 Alpiq Energy SE2 SC AMV Style SRL3 SC BIT-REEN SRL4 CEZ as5 SC CEZ Trade Romania SRL6 Danske Commoditiesa/s Aarhus7 E&T ENERGIE Handelsgesellschaft8 Electrabel SA9 SC Edison Trading SpA10 SC Encaz SRL11 SC Enel Trade Romania SRL12 Energy Financing Team Switzerland13 SC Energy Market Consulting SRL14 SC Energon Power&Gaz SRL15 E.ON Energy Trading SE16 SC Ezpada SRL17 Ezpada SRO18 Gazprom Marketing & Trading19 SC GDF Suez Energy Trading Romania SRL20 GEN-I trgovanje in prodaja elektricne energije21 GEN-I Bukarest Electricity Trading and Sales22 SC Global Electric Trading SRL23 SC Grivco SA24 SC Grupul de Comerţ şi Investiţii SRL25 SC Ingenion Project SRL26 SC Invest Dinamic Project SRL27 SC Jas Budapest Zrt28 JAS Energy Trading 29 JP Morgan Ltd30 Korlea Invest as31 SC Korlea Invest SRL32 SC Lord Energy SRL33 MVM Partner Energy Trading Ltd 34 OMV Trading GmbH35 RWE Supply Trading GmbH 36 Repower Trading Ceska Republica37 SC Repower Vanzari Romania SRL38 SC Romelectro SA39 SC Rudnap SRL40 Societatea Naţională a Lignitului Oltenia41 Statkraft Markets GmbH42 SC Statkraft Romania SRL43 SC Verbund Trading România SRL

Nr. DenumireG Furnizori de energie electrică1 SC Alpiq RomEnergie SRL2 SC Alpiq RomIndustries SRL 3 SC Alro SA4 SC Arcelormittal Galati SA5 SC Arelco Distributie SRL6 SC Aton Transilvania SRL7 SC Beny Alex SRL 8 SC Biol Energy SRL 9 SC EFE Energy SRL10 SC EGL Gas & Power Romania SA11 SC Electrica SA12 SC Electricom SA13 SC Electromagnetica SA14 SC Energotrans SRL15 SC Energy Distribution Services SRL16 SC Energy Financing Team Romania SRL17 SC Energy Holding SRL18 SC Energy Network SRL19 SC Enex SRL 20 SC Ennet Grup SRL21 SC Enol Grup SA22 SC EURO-PEC SA23 SC Fidelis Energy SRL24 SC GDF SUEZ Energy Romania SA25 SC General Com Invest SRL26 SC Hidroconstructia SA27 SC ICCO Energ SRL28 ILIOTOMI Impex GRPA29 SC ICPE Electrocond Technologies SA30 SC Luxten LC SA31 Magyar Aramszolgaltato KFT32 SC Monsson Energy Trading SRL33 OET Obedineni Energini Targovtsi34 SC Petprod SRL35 SC Romenergy Industry SRL36 SC Renovation Trading SRL37 SC Repower Furnizare Romania SRL38 SC Ten Gaz SRL39 SC TEN Transilvania Energie SRL40 SC Tinmar Ind SA41 SC Transformer Supply SRL42 SC Transenergo Com SA43 SC UCM Energy SRL

Nr. crt. Denumire

A Producători de energie electrică care exploatează unităţi de producere dispecerizabile

1 SC CET Bacău SA2 SC CET Govora SA3 MUNICIPIUL IAŞI4 SC CET Oradea SA5 SC Cernavoda Power SRL6 SC Dalkia Termo Prahova SRL7 SC EDP Re newables Romania SRL8 SC Electrocentrale Bucureşti SA9 SC Electrocentrale Galaţi SA10 SC Electrocentrale Paroşeni SA11 SC Enel Green SRL12 SC Lukoil Energy & Gaz Romania SRL13 SC Romconstruct Top SRL14 SC Termica SA Su ceava15 SC Termoelectrica SA16 SC Tomis Team SRL

A 1

Producători de energie electrică care exploatează unităţi de producere dispecerizabile şi activează pe piaţa de energie electrică în calitate de furnizori de energie electrică

17 RAAN18 SN Nu clearelectrica SA19 SC OMV Pet rom SA20 SC CE Rovinari SA21 SC CE Turceni SA22 SC CE Craiova SA23 SC CET Arad SA24 SC Electrocentrale Deva SA25 SC Hidroelectrica SA26 SC OMV Pet rom Power Park SRLB Operator de transport şi de sistem1 CN TRANSEL ECTRICA SAC Operator PZU, PCC, piaţă de certificate verzi1 SC OPCOM SAD Operatori de distribuţie1 SC CEZ Distributie SA2 SC ENEL Distributie Banat SA3 SC ENEL Distributie Dobrogea SA4 SC E.ON Mo ldova Distributie SA5 SC ENEL Distributie Muntenia SA6 SC FDEE Electrica Distributie Muntenia Nord SA7 SC FDEE Electrica Distributie Transilvania Sud SA8 SC FDEE Electrica Distributie Transilvania Nord SAE Furnizori impliciti1 SC CEZ Vanzare SA2 SC ENEL Energie SA3 SC E.ON En ergie Romania SA4 SC ENEL Energie Muntenia SA5 SC Electrica Furnizare SA - ACF Mu ntenia Nord 6 SC Electrica Furnizare SA - ACF T ransilvania Sud 7 SC Electrica Furnizare SA - ACF T ransilvania Nord

Nr. DenumireF Furnizori de energie electrică cu activitate

exclusivă pe piaţa angro1 Alpiq Energy SE2 SC AMV Style SRL3 SC BIT-REEN SRL4 CEZ as5 SC CEZ Trade Romania SRL6 Danske Commoditiesa/s Aarhus7 E&T ENERGIE Handelsgesellschaft8 Electrabel SA9 SC Edison Trading SpA10 SC Encaz SRL11 SC Enel Trade Romania SRL12 Energy Financing Team Switzerland13 SC Energy Market Consulting SRL14 SC Energon Power&Gaz SRL15 E.ON Energy Trading SE16 SC Ezpada SRL17 Ezpada SRO18 Gazprom Marketing & Trading19 SC GDF Suez Energy Trading Romania SRL20 GEN-I trgovanje in prodaja elektricne energije21 GEN-I Bukarest Electricity Trading and Sales22 SC Global Electric Trading SRL23 SC Grivco SA24 SC Grupul de Comerţ şi Investiţii SRL25 SC Ingenion Project SRL26 SC Invest Dinamic Project SRL27 SC Jas Budapest Zrt28 JAS Energy Trading 29 JP Morgan Ltd30 Korlea Invest as31 SC Korlea Invest SRL32 SC Lord Energy SRL33 MVM Partner Energy Trading Ltd 34 OMV Trading GmbH35 RWE Supply Trading GmbH 36 Repower Trading Ceska Republica37 SC Repower Vanzari Romania SRL38 SC Romelectro SA39 SC Rudnap SRL40 Societatea Naţională a Lignitului Oltenia41 Statkraft Markets GmbH42 SC Statkraft Romania SRL43 SC Verbund Trading România SRL

Nr. DenumireG Furnizori de energie electrică1 SC Alpiq RomEnergie SRL2 SC Alpiq RomIndustries SRL 3 SC Alro SA4 SC Arcelormittal Galati SA5 SC Arelco Distributie SRL6 SC Aton Transilvania SRL7 SC Beny Alex SRL 8 SC Biol Energy SRL 9 SC EFE Energy SRL10 SC EGL Gas & Power Romania SA11 SC Electrica SA12 SC Electricom SA13 SC Electromagnetica SA14 SC Energotrans SRL15 SC Energy Distribution Services SRL16 SC Energy Financing Team Romania SRL17 SC Energy Holding SRL18 SC Energy Network SRL19 SC Enex SRL 20 SC Ennet Grup SRL21 SC Enol Grup SA22 SC EURO-PEC SA23 SC Fidelis Energy SRL24 SC GDF SUEZ Energy Romania SA25 SC General Com Invest SRL26 SC Hidroconstructia SA27 SC ICCO Energ SRL28 ILIOTOMI Impex GRPA29 SC ICPE Electrocond Technologies SA30 SC Luxten LC SA31 Magyar Aramszolgaltato KFT32 SC Monsson Energy Trading SRL33 OET Obedineni Energini Targovtsi34 SC Petprod SRL35 SC Romenergy Industry SRL36 SC Renovation Trading SRL37 SC Repower Furnizare Romania SRL38 SC Ten Gaz SRL39 SC TEN Transilvania Energie SRL40 SC Tinmar Ind SA41 SC Transformer Supply SRL42 SC Transenergo Com SA43 SC UCM Energy SRL

http://www.ope.ro/


3. Structura de producţie a sistemului energetic naţional pe tipuri de resurse

Structura pe tipuri de resurse a energiei electrice livrate in retele de producatorii cu unitati dispecerizabile

- decembrie 2011 -

nuclear20,1%

hidro13,6%

gazos22,7%

lichid0,6%

solid 40,0%

eolian2,9%

Sursa: Raportările lunare ale producătorilor – prelucrare CMP

Structura pe tipuri de resurse a energiei electrice livrate in retele de producatorii cu unitati dispecerizabile

- 2011 -

nuclear19,4%

hidro26,0%

gazos11,7%

lichid1,0%

solid 40,0%

eolian1,9%


5


Producţia de energie electrică din resursă hidro este dependentă, dar şi influenţează rezerva de energie rămasă în principalele lacuri de acumulare. Evoluţia nivelului zilnic al acesteia în 2011, comparativ cu valorile zilnice din ultimii 5 ani, precum şi cu minima, maxima şi mediana realizate în aceeaşi zi în anii 2000-2006, este prezentată în graficul următor:

Evolutia comparativa pe durata unui an a rezervei de energie zilnice in principalele lacuri de acumulare

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

1.01

12.0

1

23.0

1

3.02

14.0

2

25.0

2

8.03

19.0

3

30.0

3

10.0

4

21.0

4

2.05

13.0

5

24.0

5

4.06

15.0

6

26.0

6

7.07

18.0

7

29.0

7

9.08

20.0

8

31.0

8

11.0

9

22.0

9

3.10

14.1

0

25.1

0

5.11

16.1

1

27.1

1

8.12

19.1

2

30.1

2

GW

h

Rezerva energie 2008 [GWh] Rezerva energie 2007 [GWh]Rezerva energie 2009 [GWh] Rez min 2000-2006 [GWh]Rez max 2000-2006 [GWh] Rez mediana 2000-2006 [GWh]Rezerva energie 2010 [GWh] Rezerva energie 2011 [GWh]

20092008

2007

2010

2011

Sursa: Raportările lunare ale S.C. Hidroelectrica S.A. – prelucrare CMP

Evoluţia structurii energiei electrice livrate, în ultimii 3 ani, este următoarea:

Evolutia structurii pe tipuri de resurse a energiei electrice livrate in retea de producatorii cu unitati dispecerizabile

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

ian

feb

mar ap

r

mai iun iul

aug

sep

oct

nov

dec

ian

feb

mar ap

r

mai iun iul

aug

sep

oct

nov

dec

ian

feb

mar apr

mai iun iul

aug

sep

oct

nov

dec

2009 2010 2011

GW

h

eolian

hidro

gaze

lichid

carbune

nuclear

Sursa: Raportările lunare ale producătorilor – prelucrare CMP6


În tabelul următor sunt prezentate principalele date de bilanţ fizic al energiei electrice corespunzătoare lunii decembrie 2011 cât şi aferente anului 2011 comparativ cu cele similare din 2010:

Nr. Crt. Indicator UM Dec

2010Dec2011 % 2010 2011 %

0 1 2 3 4 5=4/3*100 6 7 8=7/6*1001 E produsă TWh 5,82 5,15 88,48 59,14 60,39 102,112 E livrată TWh 5,36 4,68 87,31 54,94 55,64 101,273 Import TWh 0,08 0,19 237,5 0,94 1,04 110,644 Export TWh 0,60 0,11 18,33 3,85 2,94 76,365 Consum Intern (2+3-4) TWh 4,85 4,75 97,94 52,03 53,74 103,29

6 Consum consumatori casnici alimentaţi în regim reglem. TWh 1,02 1,04 137,25 11,5 11,56 102,75

7 Consum consumatori necasnici TWh 2,76 2,77 100,36 32,20 34,21 106,247.1 alimentaţi în regim reglem. TWh 0,86 0,81 94,19 10,12 8,69 85,877.2 alimentaţi în regim conc. TWh 1,90 1,96 103,16 22,08 25,52 115,588 Transport – TG TWh 5,33 4,76 89,31 54,09 55,01 101,709 Transport – TL TWh 5,47 4,85 84,49 55,22 56,06 101,5210 Serviciul de sistem TWh 5,47 4,85 84,49 55,22 56,06 101,5211 CPT realizat transport TWh 0,12 0,09 75,00 1,12 1,07 95,54

12 Energie termică produsă pentru livrare Tcal 2522,73 2268,19 89,91 17359,50 17600,65 101,39

13 Energie termică produsă în cogenerare Tcal 2161,68 2115,20 97,85 14120,31 15252,19 108,02

Notă: 1. Datele prezentate în tabel nu includ producţiile producătorilor care nu deţin unităţi dispecerizabile (la poziţiile 1 şi 2) şi nici energia furnizată consumatorilor racordaţi la barele centralelor (la poziţiile 6 şi 7)2. Cantităţile importate/exportate nu includ tranzitele şi schimburile transfrontaliere de energie electrică realizate de Transelectrica cu sistemele electroenergetice vecine în vederea echilibrării sistemului 3. Cantitatea la care se aplică TG nu cuprinde cantităţile de energie electrică vândute de producători pentru acoperirea pierderilor în reţeaua de transport, dar cuprinde cantităţile de energie electrică livrate de producători nedispecerizabili

4. Structura tranzacţiilor pe piaţa angro de energie electrică

Dimensiunea pieţei angro este determinată de totalitatea tranzacţiilor desfăşurate pe aceasta de către participanţi, depăşind cantitatea transmisă fizic de la producere către consum; totalitatea tranzacţiilor include revânzările realizate în scopul ajustării poziţiei contractuale şi obţinerii de beneficii financiare.

Astfel, pe piaţa angro sunt încheiate: contracte reglementate şi negociate bilateral între producători şi furnizori, contracte reglementate pentru asigurarea consumului propriu tehnologic în reţele, contracte negociate bilateral producători-producători sau furnizori-furnizori, contracte reglementate între producători, precum şi obligaţii contractuale încheiate pe pieţele centralizate: Piaţa centralizată a contractelor bilaterale cu cele două modalităţi de tranzacţionare conform cărora contractele sunt atribuite prin licitaţie publică (PCCB) sau printr-un proces combinat de licitaţii şi negociere (PCCB-NC), Ringul energiei electrice al BRM (Bursa Română de Mărfuri), Piaţa pentru Ziua Următoare (PZU), Piaţa de Echilibrare (PE) şi din iulie 2011 Piaţa intrazilnică de energie electrică (PI).

În tabelul următor sunt prezentate volumele de energie electrică tranzacţionate şi preţurile medii realizate pe principalele componente ale pieţei angro şi tipuri de contracte în decembrie 2011, comparativ cu luna anterioară şi cu luna decembrie 2010:

7


TRANZACŢII PE PIAŢA ANGRONoiembrie

2011Decembrie

2011Decembrie

2010

1. PIAŢA CONTRACTELOR BILATERALE

volum tranzacţionat (GWh) 7274 7494 8061% din consumul intern (%) 153,3 157,6 166,3preţ mediu ( lei/MWh) 186,68 187,43 163,40

1.1. Vânzare pe contracte reglementatevolum tranzacţionat (GWh) 2418 2515 2717% din consumul intern (%) 50,9 52,9 56,1preţ mediu (lei/MWh) 171,99 167,56 172,81

1.2. Vânzare pe contracte negociate*volum tranzacţionat*** (GWh) 4856 4979 5344% din consumul intern (%) 102,3 104,7 110,2preţ mediu (lei/MWh) 193,99 197,47 158,62

2. EXPORT

volum** (GWh) 1071) 113 598% din consumul intern (%) 2,3 2,4 12,3preţ mediu (lei/MWh) 215,94 216,18 179,56

3. PIEŢE CENTRALIZATE DE CONTRACTE


4. PIAŢA PENTRU ZIUA URMĂTOARE


5. PIAŢA INTRAZILNICĂ

volum tranzacţionat (GWh) 1,258 0,729 -% din consumul intern (%) 0,027 0,015 -preţ mediu ( lei/MWh) 323,27 315,67 -

6. PIAŢA DE ECHILIBRARE

volum tranzacţionat (GWh) 773 741 275% din consumul intern (%) 16,3 15,6 5,7

volum tranzacţionat la creştere (GWh) 680 623 154preţ mediu de deficit (lei/MWh) 328,40 332,98 258,39volum tranzacţionat la scădere (GWh) 93 118 121preţ mediu de excedent (lei/MWh ) 67,18 82,56 35,03

CONSUM INTERN (include cpt distribuţie şi transport) (GWh) 47461) 4754 4847

Notă: 1) Modificari faţă de valorile lunare prezentate anterior, determinate de modificări ale raportărilor* Nu sunt cuprinse contractele de furnizare la consumatori şi cele de export

** Volumele de export corespund cantităţilor la care CN Transelectrica SA a aplicat componenta TL a tarifului de transport pentru energia extrasă din RET pentru export, care diferă, în unele cazuri, de cele raportate ca tranzacţionate de către participanţi

*** Volumele tranzacţionate pe contracte negociate nu cuprind cantitatea rezultată din contractele de procesare încheiate între furnizorul combustibilului şi procesator, deoarece această activitate nu face obiectul reglementărilor specifice emise de ANRE şi nu este cuprinsă în machetele de monitorizare

8


TRANZACŢII PE PIAŢA ANGRO 2009 2010 2011

1. PIAŢA CONTRACTELOR BILATERALE


1.1. Vânzare pe contracte reglementatevolum tranzacţionat (GWh) 30334 28942 28021% din consumul intern (%) 60,8 55,6 52,1preţ mediu (lei/MWh) 164,44 166,35 164,29

1.2. Vânzare pe contracte negociate*volum tranzacţionat*** (GWh) 34587 50223 59147% din consumul intern (%) 69,3 96,5 110,1preţ mediu (lei/MWh) 158,68 158,89 177,88

2. EXPORT

volum** (GWh) 3154 3854 2942% din consumul intern (%) 6,3 7,4 5,5preţ mediu (lei/MWh) 170,23 170,90 192,78

3. PIEŢE CENTRALIZATE DE CONTRACTE


4. PIAŢA PENTRU ZIUA URMĂTOARE


5. PIAŢA INTRAZILNICĂ

volum tranzacţionat (GWh) - - 4,585% din consumul intern (%) - - 0,009preţ mediu ( lei/MWh) - - 281,71

6. PIAŢA DE ECHILIBRARE

volum tranzacţionat (GWh) 3206 2965 4837% din consumul intern (%) 6,4 5,7 9,0

volum tranzacţionat la creştere (GWh) 1272 1410 3798preţ mediu de deficit (lei/MWh) 243,05 237,41 296,69volum tranzacţionat la scădere (GWh) 1934 1555 1039preţ mediu de excedent (lei/MWh ) 74,17 40,25 59,49

CONSUM INTERN (include cpt distribuţie şi transport) (GWh) 49923 52027 53736

Notă: * Nu sunt cuprinse contractele de furnizare la consumatori şi cele de export

** Volumele de export corespund cantităţilor la care CN Transelectrica SA a aplicat componenta TL a tarifului de transport pentru energia extrasă din RET pentru export, care diferă, în unele cazuri, de cele raportate ca tranzacţionate de către participanţi

*** Volumele tranzacţionate pe contracte negociate nu cuprind cantitatea rezultată din contractele de procesare încheiate între furnizorul combustibilului şi procesator, deoarece această activitate nu face obiectul reglementărilor specifice emise de ANRE şi nu este cuprinsă în machetele de monitorizare

Raportarea cantităţilor de energie electrică tranzacţionate la consumul intern, utilizată în tabelul anterior, este de natură să ofere o referinţă pentru aprecierea dimensiunilor acestora. Preţurile prezentate includ doar componenta TG, fiind comparabile în cadrul lunii şi permiţând şi comparaţia cu luna anterioară.

Evoluţia relaţiei între volumele tranzacţionate pe fiecare din aceste pieţe şi consumul intern estimat în perioada 2008-2011, este prezentată în graficul următor:

9


Evolutia lunara a volumelor tranzactionate pe piata angro comparativ cuconsumul intern

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

IAN 08

MAR

MAI

IUL

SEPTNOV

IAN 09

MAR

MAI

IUL

SEPTNOV

IAN 10

MAR10

MAI

IUL

SEPTNOV

IAN 11

MAR

MAI

IUL

SEPTNOV

GWh

PIATA DE ECHILIBRAREPIATA PENTRU ZIUA URMATOAREPIETE CENTRALIZATE DE CONTRACTEPIATA CONTRACTELOR NEGOCIATEPIATA CONTRACTELOR REGLEMENTATEConsum intern (include cpt distr si transp)

Sursa: Raportările lunare ale operatorilor economici participanţi la piaţa angro, S.C. OPCOM S.A. şi C.N. TRANSELECTRICA S.A. – prelucrare CMP

Notă: Volumele tranzacţionate pe piaţa contractelor bilaterale negociate, prezentate în graficul anterior, nu includ cantităţile contractelor de export.

Valorile lunare ale exportului comercial (cantităţile la care s-a aplicat TL), importului comercial (cantităţile la care s-a aplicat TG) şi ale soldului export-import din ultimele 24 luni sunt prezentate în graficul următor:

Evolutia lunara a exportului, importului si soldului export-import de energie electricain ultimele 24 luni

-0.20

-0.10

0.00

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

ian feb mar apr mai iun iul aug sep oct nov dec ian feb mar apr mai iun iul aug sep oct nov dec

2010 2011

TWh

Export comercial Import comercial Sold export-import

export

import

Sursa: Raportările lunare ale C.N. TRANSELECTRICA S.A. – prelucrare CMP

10


În figura următoare sunt prezentate volumele şi preţurile medii lunare corespunzătoare tranzacţiilor încheiate pe PZU, începând cu ianuarie 2006:

Evolutia lunara a pretului mediu si a volumului tranzactionat pe PZU

0

50

100

150

200

250

300

350

IAN 06 APR IUL OCT IAN 07 APR IUL OCT IAN 08 APR IUL OCT IAN 09 APR IUL OCT IAN 10 APR IUL OCT IAN 11 APR IUL OCT

lei/MWh

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900GWh

Volum tranzactionat pe PZU

Pretul mediu PZU

Sursa: Raportările lunare ale S.C. OPCOM S.A. şi C.N. TRANSELECTRICA S.A. – prelucrare CMP

Ordinele de dispecer (oferte acceptate) primite de producători determină energia angajată pe piaţa de echilibrare. După efectuarea calculelor de decontare, pe baza valorilor măsurate (aprobate) se determină energia efectiv livrată de producători pe piaţa de echilibrare; relaţia dintre energia angajată şi cea efectiv livrată, în luna decembrie 2011, este prezentată în tabelul următor:

Decembrie 2011

Energie de echilibrare

angajata (GWh)

Energie de echilibrare

efectiv livrata (GWh)

Abatere (%)

Reglaj secundar 86 86 0crestere 42 42 0scadere 44 44 0

Reglaj tertiar rapid 77 72 7crestere 61 58 5scadere 16 14 12

Reglaj tertiar lent 611 582 5crestere 543 523 4scadere 68 60 12

TOTAL 774 741 5crestere 646 623 3scadere 128 118 8

CONSUM INTERN 4754% volum tranzactionat din consumul intern 15.6%


11


Structura, pe fiecare tip de reglaj, a energiei de echilibrare efectiv livrată este prezentată în figura următoare, în evoluţie, începând cu iulie 2005:

Evolutia lunara a energiei efectiv livrata pe piata de echilibrare

0

200

400

600

800

IUL05

OCT IAN06

APR IUL OCT IAN07

APR IUL OCT IAN08

APR IUL OCT IAN09

APR IUL OCT IAN10

APR IUL OCT IAN11

APR IUL OCT

GWh

Reglaj secundarReglaj tertiar rapid

Reglaj tertiar lent


Pentru comparaţie, în graficul următor este prezentată evoluţia rezervelor (servicii tehnologice de sistem-STS, reprezentând obligaţii ale producătorilor de menţinere la dispoziţia dispecerului/ofertare pe piaţa de echilibrare a capacităţilor contractate) achiziţionate/decontate de C.N. Transelectrica S.A., începând cu iulie 2005 până în prezent:

0

200000

400000

600000

800000

1000000

1200000

1400000

1600000

1800000

IUL

AUG

SEP

OC

TN

OV

DEC IA

NFE

BM

ARAP

RM

AIIU

NIU

LAU

GSE

PO

CT

NO

VD

EC IAN

FEB

MAR

APR

MAI

IUN

IUL

07AU

GSE

PO

CT

NO

VD

EC IAN

FEB

MAR

APR MA

IIU

NIU

LAU

GSE

PO

CT

NO

VD

EC

IAN

FEB

MAR

APR

MAI

IUN

IUL

AUG

SEP

OC

TN

OV

DEC IA

NFE

BM

ARAP

RM

AIIU

NIU

LAU

GSE

PO

CT

NO

VD

EC IAN

FEB

MAR

APR

MAI

IUN

IUL

AUG

SEP

OC

TN

OV

DE

C

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Rezerva de capacitate Rezerva reglaj tertiar lent

Rezerva reglaj tertiar rapid Rezerva reglaj secundar

Structura rezervelor achizitionate de CN Transelectrica SA h*MW


12


Graficul următor prezintă evoluţia lunară a energiei utilizate pentru managementul congestiilor (cantitatea de energie tranzacţionată de operatorul de transport pe piaţa de echilibrare pentru rezolvarea situaţiilor de congestii în reţeaua de transport), începând cu iulie 2005, precum şi contravaloarea tranzacţiilor efectuate în acest scop de C.N. Transelectrica S.A.

Evolutia lunara a energiei efectiv livrata pe piata de echilibrare pentru managementul congestiilor pe liniile interne si a contravalorii acesteia

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0

IUL05

OCT IAN06

APR IUL OCT IAN07

APR IUL OCT IAN08

APR IUL OCT IAN09

APR IUL OCT IAN10

APR IUL OCT IAN11

APR IUL OCT

GWh

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

12000

13000

14000

15000

mii lei

Energia efectiv livrata pe PE platita ca management al congestiilorContravaloare aferenta managementului congestiilor


5. Structura tranzacţiilor pe piaţa angro ale diferitelor categorii de participanţi

ProducătoriÎn luna decembrie 2011, structura obligaţiilor de vânzare contractate înainte de ziua de livrare ale producătorilor participanţi la piaţa angro care sunt deţinători ai unor unităţi de producere dispecerizabile a fost următoarea:

- GWh -

Tip tranzacţie Noiembrie2011

Decembrie2011

Decembrie2010

0 1 2 3Reglementat către furnizori impliciti, producători termo 1095,56 1158,03 1181,09Reglementat către furnizori impliciti, producător hidro 117,31 103,54 262,87Reglementat către furnizori impliciti, producător nuclear 508,00 536,41 491,45Reglementat pentru cpt distribuţie, producători termo 399,32 472,82 426,38Reglementat pentru cpt distribuţie, producător hidro 27,27 29,12 51,37Reglementat pentru cpt distribuţie, producător nuclear 136,02 139,77 81,71Reglementat pentru cpt transport, producător termo 74,54 73,90 82,06Reglementat, la alti producători 59,88 0,92 139,94Negociat, la alti producatori 146,68 3,23 93,42Negociat, la furnizori 648,74 645,83 1451,61Contracte pe piete centralizate (PCCB, PCCB-NC, BRM) 439,16 447,73 385,82Furnizare la consumatori (reglementaţi şi concurenţiali) 311,28 295,02 131,21Export 34,05 26,73 102,68PZU 485,59 383,27 542,80Total 4483,39 4316,33 5424,41


13


Furnizori

În luna decembrie 2011 pe piaţa de energie au activat 93 de operatori economici a căror activitate principală o constituie furnizarea de energie electrică; dintre aceştia 43 sunt furnizori care îşi desfăşoară activitatea doar pe PAN şi 50 sunt furnizori care au activitate şi pe PAM (inclusiv cei 7 furnizori impliciţi care acţionează atât pe segmentul reglementat, cât şi pe segmentul concurenţial al PAM).

Furnizori cu activitate exclusivă pe PAN

Tabelul următor ilustrează activitatea desfăşurată de furnizorii activi numai pe PAN, prezentând structura pe categorii de pieţe/participanţi la PAN a cumpărărilor şi vânzărilor totale realizate de aceştia în luna decembrie 2011, comparativ cu decembrie 2010:

- GWh -Structură tranzacţii furnizori cu activitate

exclusivă pe PANDecembrie

2010Decembrie

2011Achiziţii

import 25,79 51,30contracte negociate cu alţi furnizori 1962,55 2584,95contracte negociate cu producători 0,00 100,82tranzactii pe PCC 13,01 42,48tranzacţii pe PZU 121,70 85,16

Vânzăriexport 469,74 77,63contracte negociate cu alţi furnizori 1600,60 2477,46contracte negociate cu producători 22,32 85,90tranzacţii pe PCC 0,00 29,76tranzacţii pe PZU 145,03 259,19

Defalcarea pe tipuri de surse/destinaţii a volumelor tranzacţionate, preţurilor minime, medii şi maxime realizate în luna decembrie 2011 de către furnizorii cu activitate exclusivă pe PAN sunt reprezentate grafic mai jos:

Caracterizarea tranzactiilor realizate de furnizorii concurentiali cu activitate exclusiva pe piata angro

- DECEMBRIE 2011 -

2585 GWh2477 GWh

259 GWh

30 GWh86 GWh78 GWh85 GWh42 GWh101 GWh51 GWh

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450lei/MWh

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000GWh

Pret minim 150.00 100.46 128.25 206.66 99.66 105.69 100.46 227.50 220.00 128.88

Pret mediu ponderat 255.45 198.92 156.14 230.38 239.63 240.66 200.18 249.14 223.98 273.24

Pret maxim 342.27 402.00 249.46 245.00 306.38 377.75 402.00 300.00 225.51 349.61

Volum tranzactionat 51 2585 101 42 85 78 2477 86 30 259

importcontracte

negociate cu alti furnizori

contracte negociate cu

producatori disp.tranzactii pe PCC tranzactii pe PZU export

contracte negociate cu alti

furnizori

contracte negociate cu producatori

tranzactii pe PCC tranzactii pe PZU

ACHIZITII VANZARI

Sursa: Raportările lunare ale furnizorilor – prelucrare CMP

14


Furnizori activi pe PAM, exclusiv furnizorii impliciţi

În tabelul de mai jos se prezintă informaţii agregate cu privire la structura pe categorii de pieţe/participanţi la PAN a tranzacţiilor realizate de furnizorii cu activitate pe segmentul concurenţial al PAM, în luna decembrie 2011, comparativ cu decembrie 2010:

- GWh -

Structură tranzacţii furnizori activi pe PAM (exclusiv furnizorii impliciţi)

Decembrie2010

Decembrie2011

Achiziţiiimport 61,06 82,17contracte negociate cu alţi furnizori 1005,77 1215,28contracte negociate cu producători 1385,95 545,02tranzactii pe PCC 344,89 375,49tranzacţii pe PZU 522,39 470,64

Vânzăriexport 24,74 7,38contracte negociate cu alţi furnizori 1966,69 1512,71contracte negociate cu producători 109,05 61,64tranzactii pe PCC 0,00 0,00tranzacţii pe PZU 73,27 115,80consumatori finali 1254,03 1196,95

Defalcarea pe tipuri de surse/destinaţii a volumelor tranzacţionate, preţurilor minime, medii şi maxime realizate în luna decembrie 2011 de către furnizorii cu activitate pe PAN şi PAM sunt reprezentate grafic mai jos:

Caracterizarea tranzactiilor realizate de furnizorii concurentiali cu activitate pe piata angro si piata cu amanuntul

- DECEMBRIE 2011 -

1197

116 GWh62 GWh

7 GWh82 GWh

1513 GWh

471 GWh375 GWh

545 GWh

1215 GWh

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450lei/MWh

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800GWh

Pret minim 188.81 120.00 114.43 138.91 142.58 172.50 120.50 200.00 86.29 159.64

Pret mediu ponderat 247.61 208.49 162.57 190.52 267.61 226.38 200.71 210.95 257.69 255.84

Pret maxim 326.04 354.30 261.34 230.16 400.00 312.84 354.10 230.00 340.44 428.48

Volum tranzactionat 82 1215 545 375 471 7 1513 62 116 1197

importcontracte



tranzactii pe PCC tranzactii pe PZU exportcontracte



tranzactii pe PZU consumatori industriali

ACHIZITII VANZARI


15


Furnizori impliciţi

Structura achiziţiei de energie electrică pe PAN a furnizorilor impliciţi (realizată înainte de ziua de livrare), pentru alimentarea consumatorilor în regim reglementat, este prezentată în tabelul următor pentru luna decembrie 2011, comparativ cu decembrie 2010:

- GWh -

Structură achiziţie furnizori impliciţi pentru segmentul

reglementat al PAM

Decembrie2010

Decembrie2011

contracte reglementate cu producători 2001,57 1885,59contracte negociate 42,14 2,01tranzacţii PCC 0,00 0,00tranzacţii PZU 47,77 51,78

Detalierea achiziţiei de energie electrică a furnizorilor impliciţi, pe contractele reglementate încheiate cu principalii producători, în decembrie 2011 şi în anul 2011, este prezentată în graficul următor:

Achizitia de energie electrica pe contracte reglementate a furnizorilor impliciti de la principalii producatori pentru consumatorii alimentati in regim reglementat

DECEMBRIE 2011

0%

20%

40%

60%

80%

100%

CEZ EON ENEL MUS MUN TRN TRS TOTAL

SN Nuclearelectrica SA SC Complexul Energetic Rovinari SA

SC Complexul Energetic Turceni SA SC Complexul Energetic Craiova SA

SC Electrocentrale Bucuresti SA SC Electrocentrale Deva SA

SC Termoelectrica SA SC Hidroelectrica SA

Sursa: Raportările lunare ale furnizorilor impliciţi – prelucrare CMPAchizitia de energie electrica pe contracte reglementate a furnizorilor impliciti de la principalii

producatori pentru consumatorii alimentati in regim reglementat AN 2011

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

CEZ EON ENEL MUS MUN TRN TRS TOTAL





Sursa: Raportările lunare ale furnizorilor impliciţi – prelucrare CMP

16


În mod similar cu datele prezentate pentru segmentul reglementat al PAM, în tabelul următor este prezentată structura tranzacţiilor de energie electrică a furnizorilor impliciţi (realizată înainte de ziua de livrare), corespunzătoare segmentului concurenţial al PAM (furnizare de energie electrică la preţuri negociate către consumatorii care au renunţat la alimentarea în regim reglementat), în luna decembrie 2011, comparativ cu luna similară a anului 2010:

- GWh -Structură tranzacţii furnizori impliciţi pentru

segmentul concurenţial al PAMDecembrie

2010Decembrie

2011Achiziţii

import 43,97 52,08contracte negociate cu alţi furnizori 537,43 376,63contracte negociate cu producători 0,00 0,00tranzactii pe PCC 0,00 0,00tranzacţii pe PZU 67,93 173,96

Vânzăricontracte negociate cu alţi furnizori 51,50 188,69contracte negociate cu operatorii de distribuţie 48,60 4,02tranzacţii pe PZU 161,36 3,12consumatori finali 412,66 462,55

Defalcarea pe tipuri de surse/destinaţii a volumelor tranzacţionate şi a preţurilor medii realizate în luna decembrie 2011 de către furnizorii impliciţi pe segmentul concurenţial al PAM este prezentată în graficul următor:

Caracterizarea tranzactiilor realizate de furnizorii impliciti pe segmentul concurential al pietei cu amanuntul

- DECEMBRIE 2011 -

463 GWh

3 GWh4 GWh

189 GWh 174 GWh

377 GWh

52 GWh

0

50

100

150

200

250

300

350lei/MWh

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500GWh

Pret mediu ponderat 185.90 199.90 256.34 231.65 194.41 269.05 336.06

Volum tranzactionat 52 377 174 189 4 3 463

import contracte negociate cu alti furnizori tranzactii pe PZU contracte negociate cu alti

furnizoricontracte negociate cu operatori de distributie tranzactii pe PZU consumatori industriali

ACHIZITII VANZARI


17


Operatori de distribuţie principali

Structura achiziţiei de energie electrică a operatorilor de distribuţie principali (realizată înainte de ziua de livrare), pentru consumul propriu tehnologic al reţelelor de distribuţie în luna decembrie 2011 este prezentată în tabelul următor, comparativ cu luna similară a anului 2010:

- GWh -

Structură achiziţie Decembrie2010

Decembrie2011

contracte reglementate cu producători 559,47 658,83contracte negociate cu furnizori 48,60 4,02tranzacţii PCC 0,00 0,00tranzacţii PZU 253,45 78,30

Detalierea achiziţiei de energie electrică a operatorilor de distribuţie principali, pe contractele reglementate încheiate cu principalii producători, în decembrie 2011 şi anul 2011, este prezentată în graficul următor:

Achizitia de energie electrica pe contracte reglementate a operatorilor de distributie principali pentru acoperirea consumului propriu tehnologic de la principalii producatori

DECEMBRIE 2011

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

CEZ EON ENEL-BAN ENEL-DOB MUS MUN TRN TRS TOTAL





Sursa: Raportările lunare ale operatorilor de distribuţie principali – prelucrare CMP

18


Achizitia de energie electrica pe contracte reglementate a operatorilor de distributie principali pentru acoperirea consumului propriu tehnologic de la principalii producatori

AN 2011

0%

20%

40%

60%

80%

100%

CEZ EON ENEL-BAN ENEL-DOB MUS MUN TRN TRS TOTAL





Sursa: Raportările lunare ale operatorilor de distribuţie principali – prelucrare CMP

6. Indicatori de concentrare pentru piaţa angro de energie electrică şi componentele acesteiaÎn conformitate cu teoria economică şi documentele UE, se definesc următorii indicatori de concentrare:

• HHI, Indexul Herfindahl - Hirschman = suma pătratelor cotelor de piaţă (%)

Semnificaţia valorilor indicatorului este:HHI < 1000 piaţă neconcentrată;1000 < HHI < 1800 concentrare moderată a puterii de piaţă;HHI > 1800 concentrare ridicată a puterii de piaţă,

• C3 = suma cotelor de piaţă ale celor mai mari trei participanţi

Semnificaţia valorilor indicatorului este:40 %< C3 < 70% concentrare moderată a puterii de piaţă;C3 > 70% concentrare ridicată a puterii de piaţă,

Aceşti indicatori pot fi calculaţi pentru întreaga piaţă (de energie electrică, de servicii tehnologice de sistem - STS) sau pentru componente ale acesteia, pe care concurenţa se manifestă direct.

Indicatori de concentrare şi cote de piaţă ale producătorilor de energie electrică

Structura pieţei la nivelul producerii oferă o bază iniţială pentru aprecierile privind gradul de competitivitate posibil pe piaţa energiei electrice.

În tabelul următor sunt prezentaţi indicatorii de concentrare la nivelul de producere a energiei electrice pentru luna decembrie 2011, calculaţi pe baza energiei electrice livrate în reţele de către producătorii cu unităţi dispecerizabile:

Indicatori de concentrare- decembrie 2011 - C1 (%) C3 (%) HHI

Valoare 20,1 48,0 1144

19


Cotele de piaţă ale producătorilor de energie electrică, deţinători de unităţi de producere dispecerizabile, realizate pe ansamblul componentelor pieţei angro de energie electrică în anul 2011 sunt prezentate în figura următoare, fiind stabilite în funcţie de energia electrică livrată în reţele.

Cote de participare la energia electrica livrata in retele de producatorii cu unitati dispecerizabile

- 2011 -

Termica Sv; 0,3%

El Oradea; 0,5%Lukoil; 0,3%

CET Arad; 0,4%CET Bacau; 0,3%

CE Craiova; 8,3%

Termoelectrica; 1,9%

Mun Iasi; 0,1%

EDP ; 0,2%Cernavoda; 0,2%Enel Green Power; 0,2%Romconstruct; 0,1%Tomis Team; 1,1%

CET Govora; 0,9%

El Galati; 1,0%

El Deva; 4,1%

El Paroseni; 0,4%Hidroelectrica; 26,0%

Nuclearelectrica; 19,4%

CET Brasov; 0,1%

CET Iasi; 0,3%Elcen; 7,1%

CE Turceni; 13,2%

CE Rovinari; 9,6%

Dalkia Termo; 0,8%

RAAN; 2,2%Petrom; 1,1%

Altii; 5,0%

Indicatori concentrare piata:C1 - 26,0%C3 - 58,6%HHI - 1469


O componentă a pieţei angro de energie electrică pe care se manifestă direct concurenţa între producători este piaţa de echilibrare. Valorile indicatorilor de concentrare la nivelul acestei pieţe în luna decembrie 2011 şi anul 2011, determinaţi pe baza energiei efectiv livrate, pentru fiecare din cele 3 tipuri de reglaje definite în Codul Comercial sunt prezentate în tabelele următoare:

crestere scadere crestere scadere crestere scadereC1 - % - 50 43 91 46 36 37C3 - % - 84 81 96 81 65 78HHI 3182 2701 8215 2831 2057 2361

ReglajeSecundar Tertiar rapid Tertiar lent

Indicatori de structura/concentrare a pietei de echilibrare

- DECEMBRIE 2011 -

crestere scadere crestere scadere crestere scadereC1 - % - 59 56 75 46 30 42C3 - % - 90 88 85 78 61 75HHI 3986 3703 5729 2868 1679 2563

ReglajeSecundar Tertiar rapid Tertiar lent

Indicatori de structura/concentrare a pietei de echilibrare

AN 2011

Competiţia între producători se manifestă şi în ceea ce priveşte asigurarea rezervelor (STS) necesare pentru conducerea în siguranţă a sistemului energetic. Din cauza capabilităţilor diferite ale producătorilor de a asigura diferitele tipuri de servicii, competiţia liberă între aceştia nu poate fi echilibrată; ca urmare, s-a considerat necesară acoperirea cu cantităţi şi preţuri reglementate a unei importante cote din această piaţă. În plus, în luna decembrie 2011, pentru rezervele de reglaj terţiar rapid şi lent, s-au organizat licitaţii pentru achiziţionarea diferenţelor dintre cantităţile reglementate şi cele stabilite ca necesar de UNO-DEN.

20


În tabelele următoare, este prezentată relaţia dintre componenta reglementată şi cea concurenţială a pieţei STS în luna decembrie 2011 şi respectiv în anul 2011, ilustrată prin indicatori de concentrare pe fiecare segment al acestei pieţe (rezervă de reglaj secundar, terţiar rapid, terţiar lent):

Indicatori de concentrare pe piaţa STS

- decembrie 2011 -

Rezerva reglaj

secundar

Rezerva terţiarărapidă

Rezerva terţiară

lentă

componenta reglementată

Cantitate contractată

(h*MW)294200 478020 364560

C1 (%) 44,0 78,0 45,8C3 (%) 72,4 88,1 90,6

componenta concurenţială


(h*MW)0 8680 156240

C1 (%) - 50,0 65,3C3 (%) - 100 100

HHI - 5000 5212

Indicatori de concentrare pe piaţa STS

- 2011 -

Rezerva reglaj

secundar

Rezerva terţiarărapidă

Rezerva terţiară

lentă

componenta reglementată


(h*MW)3505000 5851320 4550120

C1 (%) 56,1 80,2 40,2C3 (%) 83,5 88,3 84,7

componenta concurenţială


(h*MW)0 373846 1216950

C1 (%) - 77,0 63,4C3 (%) - 93,3 96,5

HHI - 6089 4815

Indicatori de concentrare pe piaţa pentru ziua următoare (PZU)

Piaţa pentru ziua următoare (PZU) este o piaţă voluntară, deschisă atât la cumpărare, cât şi la vânzare tuturor participanţilor: producători, furnizori, operatori de reţea, în condiţiile stabilite prin reglementările aplicabile.

Indicatorii de concentrare pe această piaţă reflectă gradul de concurenţă manifestat între vânzători, respectiv cel între cumpărători, dinamica acestora putând influenţa nivelul preţului. Tabelul următor prezintă C1, C3 şi HHI la cumpărare, respectiv la vânzare în luna decembrie 2011, determinaţi pe baza cantităţilor tranzacţionate de participanţi pe această piaţă.

Indicatori de concentrare pe PZU- decembrie 2011 - C1 (%) C3 (%) HHI

Cumpărare 16,6 41,7 835

Vânzare 13,1 32,1 570

21


7. Evoluţia preţurilor stabilite pe piaţa angro

S.C. Opcom S.A. administrează piaţa de energie electrică pentru ziua următoare, preţul de închidere stabilit aici constituind o referinţă pentru preţurile stabilite prin contracte bilaterale. În figurile următoare este prezentată evoluţia preţurilor orare pe PZU în decembrie 2011 şi în anul 2011, respectiv evoluţia preţurilor medii zilnice, comparativ cu evoluţiile preţurilor similare stabilite la bursa EXAA.

Pentru a putea fi comparat cu preţul stabilit de bursele europene, preţul de închidere înregistrat la S.C. Opcom S.A. este exprimat în Euro, luându-se în considerare cursurile de schimb zilnice Euro/leu comunicate de BNR.

PRETURI SPOT ORAREDecembrie 2011

0

20

40

60

80

100

1 49 97 145 193 241 289 337 385 433 481 529 577 625 673 721

Euro/MWh

EXAA Opcom

Max EXAA: Euro/MWhMax Opcom: Euro/MWh

8193

Sursa: Raportările zilnice ale S.C. OPCOM S.A. şi informaţiile publicate de EXAA – prelucrare CMP

PRETURI SPOT ORARE2011

0

20

40

60

80

100

120

140

1 745 1489 2233 2977 3721 4465 5209 5953 6697 7441 8185

Euro/MWh

EXAA Opcom

Max EXAA: Euro/MWhMax Opcom: Euro/MWh

124103

Sursa: Raportările zilnice ale S.C. OPCOM S.A. şi informaţiile publicate de EXAA – prelucrare CMP

22


PRETURI SPOT MEDII ZILNICEdecembrie 2011

0

20

40

60

80

1-Dec-11 8-Dec-11 15-Dec-11 22-Dec-11 29-Dec-11

Euro/MWh

EXAA Opcom

Sursa: Raportările zilnice ale S.C. OPCOM S. şi informaţiile publicate de EXAA – prelucrare CMP

PRETURI SPOT MEDII ZILNICE 2011

0

20

40

60

80

100Euro/MWh

EXAA Opcom

Sursa: Raportările zilnice ale S.C. OPCOM S. şi informaţiile publicate de EXAA – prelucrare CMP

23


Evoluţia, începând din luna iulie 2005, a preţurilor spot medii săptămânale este reprezentată în graficul următor:

Preturi spot medii saptaminaleiulie 2005 - decembrie 2011

0

50

100

150

200

250

300

350

400Ju

l-05

Sep-

05No

v-05

Jan-

06M

ar-0

6M

ay-0

6Ju

l-06

Sep-

06No

v-06

Jan-

07M

ar-0

7M

ay-0

7Ju

l-07

Sep-

07No

v-07

Jan-

08M

ar-0

8M

ay-0

8Ju

l-08

Sep-

08N

ov-0

8Ja

n-09

Mar

-09

May

-09

Jul-0

9Se

p-09

Nov-

09Ja

n-10

Mar

-10

May

-10

Jul-1

0Se

p-10

Nov-

10Ja

n-11

Mar

-11

May

-11

Jul-1

1Se

p-11

Nov

-11

lei/M

Wh

Preturi medii de zi (6-22)Preturi medii (0-24)

Sursa: Raportările zilnice ale S.C. OPCOM S.A. – prelucrare CMP

Pentru acoperirea diferenţelor dintre valorile planificate/contractate ale consumului şi respectiv producţiei şi valorile acestora apărute în timp real, operatorul de sistem (C.N. Transelectrica S.A.) operează piaţa de echilibrare, “cumpărând” sau “vânzând” energie în ordinea preţurilor determinate de ofertele producătorilor dispecerizabili. Participanţii care determină dezechilibrele, organizaţi în PRE-uri (părţi responsabile cu echilibrarea) suportă financiar contravaloarea acestor dezechilibre, plătind pentru deficitul de energie preţul rezultat din ofertele la creştere acceptate pe piaţa de echilibrare, respectiv primind pentru excedentul de energie preţul rezultat din ofertele la scădere acceptate de operatorul de sistem.

Reprezentarea alăturată a preţurilor de decontare (PIP pe PZU, preţul de deficit şi cel de excedent de energie rezultate din operarea PE) oferă imaginea de ansamblu a funcţionării corelate a acestor pieţe. Preţurile de decontare sunt prezentate în valori orare (primul grafic), valori medii pe intervale orare comparativ cu consumul intern (al doilea grafic), precum şi în valori medii lunare (ultimul grafic).

24


Preturi orare de decontareluna Decembrie 2011

0

100

200

300

400

500

1 49 97 145 193 241 289 337 385 433 481 529 577 625 673 721

lei/MWh

pret de deficitpret de excedentpret PZUvaloare plafon a pretului pe PE

Sursa: Raportările zilnice/lunare ale S.C. OPCOM S.A.– prelucrare CMP

Valori medii orare ale preturilor de decontare si ale consumului intern brut realizatDECEMBRIE 2011

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

240

260

280

300

320

340

360

380

400

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

lei/MWh

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

8500

9000

9500

10000

MWh

Pret de excedent Pret PZU Pret de deficit Consum intern brut realizat

Sursa: Raportările lunare ale S.C. OPCOM S.A. şi C.N. TRANSELECTRICA S.A. – prelucrare CMP

25


Preturi medii lunare inregistrate pe PZU si PEIULIE 2005 - DECEMBRIE 2011

0

50

100

150

200

250

300

350

IUL 05 SEP

NOV

IAN 06

MAR

MAI

IUL

SEPNOV

IAN 07

MAR

MAI

IUL

SEPNOV

IAN 08

MAR

MAI

IUL

SEPNOV

IAN 09

MAR

MAI

IUL

SEPNOV

IAN 10

MAR

MAI

IUL

SEPNOV

JAN 11

MAR

MAY

JUL

SEPNOV

lei/MWh

Pret mediu pe PZUPret mediu de deficitPret mediu de excedentLinear (Pret mediu de deficit)Linear (Pret mediu pe PZU)Linear (Pret mediu de excedent)

Sursa: Raportările zilnice/lunare ale S.C. OPCOM S.A.– prelucrare CMP

26


III. PIAŢA CU AMĂNUNTUL DE ENERGIE ELECTRICĂ

1. Structura schematică a pieţei cu amănuntul

Consumatori alimentati în regim reglementat

Consumatori alimentati în regim concurential

FURNIZORI FURNIZORI DE ULTIMA OPTIUNE

FURNIZORI IMPLICTI

Consumatori alimentati la tarife de FUO

2. Etapele parcurse în procesul de deschidere a pieţei de energie electrică

Hotarâre de GuvernGrad de

deschidere%

Plafon consum anual

GWh/an

Nr. 122/2000, publicată în M.O. 77/21.02.2000 10 100






Nr. 644/2005, publicată în M.O. 684/29.07.2005 83,5 -

Nr. 638/2007, publicată în M.O. 427/27.06.2007 100 -

3. Gradul de deschidere a pieţei de energie electrică

În perioada ianuarie 2004 – decembrie 2011, consumul consumatorilor care şi-au schimbat furnizorul sau şi-au negociat contractele cu furnizorii impliciţi care îi alimentau, raportat la consumul total, a evoluat conform figurii alăturate. Valorile precizate sunt valori cumulate de la începutul procesului de deschidere a pieţei şi sunt prezentate lunar.

27


Evolutia gradului de deschidere a pietei de energie electrica in perioada Ianuarie 2004 - Decembrie 2011

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

ian2004

apr iul oct ian2005

apr iul oct ian2006

apr iul oct ian2007

apr iul oct ian2008

apr iul oct ian2009

apr iul oct ian2010

apr iul oct ian2011

apr iul oct

Ponderea consumului consumatorilor care si-au schimbat furnizorul sau au renegociat contractul, din total consum

HG 1563/2003: 40%

HG 1823/2004: 55%

HG 644/2005: 83,5%

Grad de deschidere piaţa permis prin Hotărâre de Guvern

51%

HG 638/2007: 100%

.

Sursa: Raportările lunare ale furnizorilor consumatorilor finali – prelucrare CMP

4. Cote de piaţă ale furnizorilor de energie electricăÎn următoarele trei grafice sunt prezentate cotele de piaţă ale furnizorilor de energie electrică pe piaţa cu amănuntul, determinate:

a) pentru toţi furnizorii, inclusiv cei impliciţi, cu activitate pe PAM – în funcţie de energia electrică furnizată consumatorilor în regim reglementat, precum şi de energia electrică furnizată consumatorilor care şi-au schimbat furnizorul sau şi-au negociat contractul;

Cote de piata ale furnizorilor de energie electrica pentru consumatorii finali - IANUARIE - DECEMBRIE 2011 -

ENEL Energie; 10%ENEL Energie Muntenia; 9%

Transilvania Sud; 8%

CEZ Vanzare; 8%

E.ON Energie Romania; 8%

Alro; 7%

Muntenia Nord; 7% Transilvania Nord; 7%Electrica; 3%

Elcomex EN; 3%

Alpiq RomEnergie; 2%

CE Craiova; 2%

Alpiq RomIndustries; 2%

OMV Petrom; 2%

Electromagnetica; 2%

Energy Holding; 2%

Arcelormittal Galati; 2%Petprod; 1%

Hidroelectrica; 1%

ALTII; 11%

Tinmar Ind; 3%

Categoria "Altii" include 41 de furnizori ale caro r cote de piata individuale s unt sub 1%

Consum final: 45814 GWh

Sursa: Raportările lunare ale furnizorilori – prelucrare CMP

28


b) pentru furnizorii impliciţi – în funcţie de energia electrică furnizată consumatorilor în regim reglementat;

Cotele de piata ale furnizorilor impliciti pe piata reglementata - IANUARIE - DECEMBRIE 2011

-

ENEL ENERGIE17%

CEZ VANZARE14%

TRANSILVANIA NORD12%

TRANSILVANIA SUD14%

MUNTENIA NORD13%

ENEL ENERGIE MUNTENIA17%

E.ON MOLDOVA FURNIZARE

13%

Consum final consumatori alimentati in regim reglementat : 20289GWh


c) pentru toţi furnizorii, inclusiv cei impliciţi, cu activitate pe segmentul concurenţial al PAM – în funcţie de energia electrică furnizată consumatorilor care şi-au schimbat furnizorul sau şi-au negociat contractul.

Cote de piata ale furnizorilor pe piata concurentiala - IANUARIE -DECEMBER 2011 -

Alro; 13%

Electrica; 6%Tinmar Ind; 6%

Transilvania Sud; 5%

Elcomex EN; 5%

Alpiq RomEnergie; 4%

CE Craiova; 4%

Alpiq RomIndustries; 4%

CEZ Vanzare; 3%

Muntenia Nord; 2%Petprod; 2%

Transenergo Com; 2%Renovatio Trading; 2%

Arelco Distributie; 1%

RAAN - Romag Termo; 1%

ALTII; 7%

Transilvania Nord; 3% ENEL Energie; 3%

EGL Gas & Power Romania; 2%

Complexul Energetic Rovinari; 1%

Arcelormittal Galati; 3%

EURO PEC; 1%Complexul Energetic

Turceni; 1%

Electromagnetica; 3%

E.ON Energie Romania; 3%

Energy Holding; 3%

OMV Petrom; 4%

ENEL Energie Muntenia; 2%

EFT Romania; 1%

Hidroelectrica; 2%

Consum consumatori alimentati in regim concurential: 25525 GWh Indicatori concentrare piata:

HHI - 467 C3 - 25%; C1 - 13%Categoria "Altii" include 32 de furnizori ale caror cote de piata individuale sunt sub 1%


29


Se menţionează faptul că, în calculul de determinare a valorilor indicatorilor de piaţă, nu s-a ţinut cont de principiul dominanţei, iar energia electrică furnizată pe baza căreia s-a stabilit cota de piaţă a fiecărui furnizor include autoconsumul marilor consumatori industriali care deţin şi licenţă de furnizare şi care au decis să-şi achiziţioneze energia de pe piaţa angro, în calitate de furnizori concurenţiali.

Cuantificarea activităţii desfăşurate în cadrul segmentului concurenţial al PAM, comparativ cu cea de pe PAN, de către furnizori, se poate realiza prin determinarea ponderii vânzărilor la consumatorii finali în totalul tranzacţiilor de vânzare. Astfel, tabelul următor cuprinde numărul furnizorilor ce activează pe PAM, structuraţi în funcţie de dimensiunea activităţii desfăşurate pe această piaţă, în luna decembrie 2011.

Numărul furnizorilor

Ponderea vânzărilor la consumatorii finali din totalul tranzacţiilor de vânzare

100% 75% - 100% 50% - 75% <50%Concurenţiali 6 13 8 16Impliciţi 1 5 0 1

5. Indicatori de concentrare pentru piaţa concurenţială cu amănuntul de energie electrică Evoluţia lunară a indicatorilor de concentrare (C3, HHI) determinaţi pe ansamblul PAM concurenţiale este ilustrată în figura următoare pentru perioada ianuarie – decembrie 2011:

Indicatorul Herfindahl-Hirschman (HHI) si Rata de Concentrare a primilor trei furnizori pe piata concurentiala cu amanuntul (C3)

520496 488 485 469 489 486 478 465

438475485

25

23

25252626

252425

262628

0

200

400

600

800

1000

IAN FEB MAR APR MAI IUN IUL AUG SEPT OCT NOV DEC

2011

HHI

0

5

10

15

20

25

30

35C3 [%]


În tabelul următor sunt prezentate valorile indicatorilor de structură a componentei concurenţiale a PAM şi numărul furnizorilor activi în luna decembrie 2011 şi în anul 2011, calculaţi pentru fiecare categorie de consum definită de Directiva nr. 90/377/CEE, modificată prin Decizia Comisiei nr. 2007/394/EC:

30


Indicatori - decembrie 2011IA IB IC ID IE IF Altii

C1 - % - 50 18 20 16 12 30 31 13C3 - % - 84 45 38 32 32 54 54 25HHI 3320 1009 851 670 691 1532 1460 475Consum - GWh - 24.0 123 188 395 241 205 783 1960NR. FURNIZORI 24 46 47 44 26 12 19 60

nr. furnizori impliciti 7 7 7 7 4 4 1 7nr. furnizori concurentiali 12 33 33 32 19 7 10 43nr. producatori 5 6 7 5 3 1 8 10

Total PAM conc

Categorie consumator

Indicatori - an 2011IA IB IC ID IE IF Altii

C1 - % - 46 19 22 16 11 19 30 13C3 - % - 85 48 39 33 29 52 50 25HHI 3048 1065 895 674 581 1199 1310 467Consum - GWh - 258.5 1317 2275 4999 3102 2463 11110 25525NR. FURNIZORI 24.0 47 49 46 30 16 20 61

nr. furnizori impliciti 7 7 7 7 7 4 1 7nr. furnizori concurentiali 12 34 34 34 21 11 11 44nr. producatori 5 6 8 5 2 1 8 10

Total PAM concCategorie consumator

6. Evoluţia numărului de consumatori şi a energiei aferente acestoraNumărul consumatorilor cărora li se furnizează energie în regim concurenţial este prezentat ca valoare cumulată de la începutul procesului de deschidere a pieţei, iar pentru luna decembrie 2011 este structurat pe categorii de consumatori, în conformitate cu prevederile Directivei nr. 90/377/CEE, cu modificările ulterioare. Tabelul următor detaliază intervalele de consum corespunzătoare fiecărei categorii în parte:

Evolutia numarului consumatorilor alimentati in regim concurential si a energiei electrice furnizate acestora

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

12000

13000

14000

IAN2005

APR IUL OCT IAN2006

APR IUL OCT IAN2007

APR IUL OCT IAN2008

APR IUL OCT IAN2009

APR IUL OCT IAN2010

APR IUL OCT IAN2011

APR IUL OCT

Num

ar c

onsu

mat

ori

0

500

1000

1500

2000

2500

GW

h/luna

Numarul de consumatori alimentati in regim concurentialEnergia electrica furnizata consumatorilor alimentati in regim concurential

Sursa: Raportările lunare ale furnizorilor concurenţiali – prelucrare CMP

NOTE: 1. Începând cu datele lunii ianuarie 2011, graficul cuprinde şi informaţii referitoare la energia electrică autofurnizată la alte locuri de consum pentru 3 dintre producătorii dispecerizabili de energie electrică ale căror cantităţi autofurnizate au depăşit 200 GWh în 2010;

2. Pentru perioada ianuarie-aprilie 2011, unul dintre operatorii economici a raportat date incorecte referitoare la numărul de consumatori alimentaţi în regim concurenţial. În urma atenţionării transmise de CMP, operatorul economic respectiv a corectat, datele prezentate în graficul de mai sus cuprinzând aceste corecţii.

31


Numarul consumatorilor alimentati in regim concurential si consumul lor structurat pe categorii de consum si furnizori

- DECEMBRIE 2011 -

205

783

241

395

188

123

24

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

IA IB IC ID IE IF Altii

Num

ar c

onsu

mat

ori

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

Con

sum (G

Wh)

Nr. cons. alimentati de FCNr. cons. alimentati de FIConsum (GWh)


Numarul consumatorilor alimentati in regim concurential si consumul lor structurat pe categorii de consum si furnizori

- AN 2011 -

2463

11110

3102

4999

2275

1317

259

0

5000

10000

15000

20000

25000


Num

ar c

onsu

mat

ori

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

Consum

(GW

h)

Nr. cons. alimentati de FCNr. cons. alimentati de FIConsum (GWh)


7. Preţuri medii de vânzare la consumatorii alimentaţi în regim concurenţialGraficele următoare prezintă preţurile medii de vânzare pentru luna decembrie 2011 ale consumatorilor alimentaţi în regim concurenţial, structuraţi în conformitate cu prevederile Directivei nr. 90/377/CEE, cu modificările ulterioare, respectiv pentru anul 2011.

32


Pretul mediu si consumul de energie structurat pe categorii de consumatori corespunzator segmentului concurential al PAM

- DECEMBRIE 2011 -

24

123

188

395

241205

783400

372

336

309287

261235

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450


lei/M

Wh

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

GW

h

Consum (MWh)

Pret mediu (lei/MWh)


Pretul mediu si consumul de energie structurat pe categorii de consumatori corespunzator segmentului concurential al PAM

- AN 2011 -

259

1317

2275

4999

31022463

11110

381359

320

289267

254

213

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450


lei/M

Wh

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

GW

h

Consum (MWh)

Pret mediu (lei/MWh)


Precizări:Preţul mediu de vânzare corespunzător fiecărei categorii s-a determinat ca medie ponderată a preţurilor practicate de către furnizori cu cantităţile furnizate de aceştia respectivei categorii de consumatori, în conformitate cu prevederile Directivei. Preţurile nu conţin TVA. accize sau alte taxe şi includ serviciile asigurate de furnizor (transport TG, transport TL, servicii de sistem, distribuţie, decontare piaţă, dezechilibre, taxe agregare PRE, măsurare).Incadrarea consumatorilor în categorii s-a realizat pe baza prognozei anuale de consum a acestora, în conformitate cu prevederile Directivei.

33


IV. OPERATORUL DE TRANSPORT ŞI SISTEM C.N. TRANSELECTRICA S.A.

C.N. Transelectrica S.A. efectuează serviciul de transport, pentru care percepe tarife de transport reglementate, care au două componente:

componenta de introducere în reţea (TG), destinată orientării echilibrate a noilor unităţi de producere;

componenta de extracţie din reţea (TL), destinată poziţionării echilibrate pe teritoriul ţării a consumatorilor.

În figura următoare este prezentată structura veniturilor C.N. Transelectrica S.A. din servicii de transport, care reflectă structura clienţilor C.N. Transelectrica S.A. pentru acest serviciu în anul 2011.

TL pt cons alim concurential

18,4%

TG producatori44,6%

TG import0,7%

TL cpt distributie6,0%

TL furnizori impliciti*27,0% TL export

2,5%

TL cons propriu prod0,7%

Structura veniturilor CN Transelectrica SA din serviciile de transport- 2011 -

* aferent tuturor activitatilor acestora, precum si sumele corespunzatoare acoperirii CPT ale unuia dintre operatorii de distributie


Pentru realizarea funcţiei de operator de sistem, C.N. Transelectrica S.A. prevede şi contractează rezerve (servicii de sistem tehnologice) de la participanţii calificaţi, pe care le utilizează prin integrarea în piaţa de echilibrare. Acestea sunt: rezerva (banda) de reglaj secundar, rezerva de reglaj terţiar rapid, rezerva de reglaj terţiar lent şi energia reactivă necesară RET. De la 1 aprilie 2011, prin introducerea schemei de sprijin pentru cogenerarea de înaltă eficienţă, a fost eliminată rezerva de putere asigurată de capacităţile eficiente de producere ale grupurilor dispecerizabile în cogenerare pusă la dispoziţia OTS.

Structura costurilor cu achiziţia serviciilor tehnologice de sistem suportate de C.N. Transelectrica S.A. în anul 2011 se prezintă în graficul următor. Pentru acoperirea acestor costuri corespunzătoare contractelor pentru asigurarea serviciilor de sistem tehnologice precum şi pentru acoperirea costurilor proprii de operare, OTS aplică tariful reglementat pentru servicii de sistem.

34


Structura costurilor CN Transelectrica SA cu achizitia de STS de la producatorii calificati

- 2011 -

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

90000

100000

IAN FEB MAR APR MAI IUN IUL AUG SEP OCT NOV DEC

mii

lei

rezerva lenta cogenerare rezerva tertiara lenta

rezerva tertiara rapida banda reglaj secundar


V. ETICHETAREA ENERGIEI ELECTRICE FURNIZATE ÎN ANUL 2011

Eticheta naţională a energiei electrice furnizate consumatorilor la tarife reglementate în cursul anului 2011 este stabilită în conformitate cu prevederile Regulamentul de etichetare a energie electrice – Revizia 1, aprobat prin Ordinul ANRE nr. 69/2009.

Menţionăm că eticheta prezentată mai jos conţine informaţii privind structura pe tipuri de surse primare a achiziţiei furnizorilor impliciţi de energie electrică şi a producţiei de energie electrică din România.

35


Furnizorul implicit XTelefon: 0800 - xxxxxxxxxxSite Internet: www.furnizor-x.com

Sursă primară de energie electrică

Furnizor implicit

Producţie energie electrică România

2011Cărbune 36.53% 37.28%Nuclear 26.99% 18.40%Gaze naturale 17.81% 12.45%Păcură 0.78% 0.56%Alte surse conventionale 0.00% 0.34%

Surse regenerabile: 17.89% 30.98%Hidroelectric 17.89% 27.70%Eolian 0.00% 2.07%Biomasa 0.00% 1.18%Solar 0.00% 0.00%Alte regenerabile 0.00% 0.02%

Deşeuri radioactive (0.005 g/kWh)

Emisii de CO2 la nivelul României : 403 g/kWhDeşeuri radioactive la nivelul României: 0.004 g/kWhImpact asupra mediului peste media sectorială

Conform Ordinului ANRE nr. 69/2009 - Regulament de etichetare a energiei electrice (www.anre.ro)

ETICHETA ENERGIE ELECTRICA PENTRU CONSUMATORII LA TARIFE REGLEMENTATE

Furnizorul:

Energie electrica furnizata de furnizorul X in anul 2011

Impact asupra mediului

Emisii de CO2 furnizor (418g/kWh)

Energia electrica furnizata de furnizorul X a fost produsa din urmatoarele surse

Nuclear26.99%

Cărbune36.53%

Surse regenerabile

17.89%

Păcură0.78%

Gaze naturale17.81%

125104

0 50 100 150 200 250

1

%

În anul 2011, emisiile medii de CO2 rezultate din producerea energiei electrice au avut valoarea de 403 g/kWh. Prin raportarea la această valoare, furnizorii activi pe piaţa concurenţială vor specifica în etichetele pe care le vor elabora dacă energia electrică pe care au furnizat-o în 2011 a avut un impact asupra mediului sub/peste media sectorială.

Valorile specifice medii ale emisiilor de CO2 pe tipuri de surse primare, prezentate în tabelul următor, sunt determinate ca medie ponderată a emisiei specifice realizate şi a energiei electrice livrate de fiecare producător pe fiecare tip de sursă primară.

36


Sursă primară Emisii CO2

specifice [g/kWh]Cărbune 923Gaze naturale 427Păcură 629Alte surse convenţionale 559Media sectorială 403

Graficul de mai jos evidenţiază emisiile specifice de CO2 din anul 2011 ale principalilor producători de energie electrică, rezultate din producerea energiei electrice.

Emisiile specifice de CO2 ale principalilor producători de energie electrice in 2011

12191185

1069993

932 913 912 898851

781 755 739 712 704 695

561 550 545 530 511 494436 432 410 403 393 391 388 358 344

299 280 260 258 237 233 228 224 201

45

1773

0.00

500.00

1000.00

1500.00

2000.00

2500.00

CET

Bras

ov

CET

Orad

eaCE

T Br

aila

UATA

A M

otru

CE C

raio

va

Elec

troce

ntra

le De

vaCE

Rov

inar

iCE

Tur

ceni

CET

Govo

raTe

rmica

Suc

eava

Term

oelec

trica

Par

osen

i

Prim

aria

Mun

. Ias

iTe

rmoe

lectri

ca

Viro

met

Victo

riaCE

T Ba

cau

CET

Iasi

Term

oelec

trica

Gala

ti

RAAN

Dro

beta

Tr.

Seve

rinUP

B Bu

cure

stiBe

pco B

raso

vCE

T Ar

adRu

lmen

ti Ba

rlad

SC R

adau

ti

Colte

rm T

imiso

ara

Luko

il SA

med

ie se

ctoria

laEl

cen

Bucu

resti

Dalk

ia T

erm

o Prh

ova

Com

pa S

ibiu

Mod

ern

Calo

r Bot

osan

i

Cet G

rivita

Buc

ures

ti

Term

o Cal

or P

itesti

Cont

ur G

loba

l

Term

ica T

argo

viste

e sta

r mur

esRA

GL

Pasc

ani

Colon

ia C

luj N

apoc

aEc

ogen

Buz

auEn

et Fo

csan

iSE

GES

OMV

Petro

m*

g/kWh

Carbune Gaze nat Pacura Alte conventionale Media emisiilorvaloarea medie ponderata a emisiilor

Notă: Se raportează cantitatea de emisii de CO2 (exclusiv CH4 şi NOx)la producţia bruta de energie electrică din fiecare combustibil

* - Conform date raportate nu emite CO2 la functionarea pe gaze naturale

Sursa: Raportările anuale ale producătorilor – prelucrare CMP

VI. EVOLUŢIA REGULILOR PIEŢEI ÎN LUNA DECEMBRIE 2011

În luna decembrie 2011 au fost emise următoarele ordine cu impact asupra funcţionării pieţei angro de energie electrică.

Ordinul preşedintelui ANRE nr. 49/09.12.2011 privind aprobarea preşului de referinţă al energiei electrice şi a preţurior reglementate pentru energia electrică, practicate în anul 2012, de producătorii de energie electrică şi termică în cogenerare, care beneficiază de schema sprijin; prin această reglementare s-au aprobat preţul de referinţă pentru energia electrică produsă în centrale de cogenerare şi vândută prin contract reglementat, preţul reglementat pentru energia produsă în cogenerare în orele de zi şi respectiv preţul reglementat pentru orele de noapte pe contractele de vânzare-cumpărare încheiate cu furnizorii impliciţi şi cu operatorii de reţea pentru consumul reglementat;

Ordinul preşedintelui ANRE nr. 53/16.12.2011 privind stabilirea termenului-limită de transmitere a ofertelor în ziua de tranzacţionare anterioară uilei de livrare, pe piaţa pentru

37


ziua următoare de energie electrică; în acest fel, ora de închidere a acestei pieţe a fost decalată la 11:15 în ziua de tranzacţionare anterioară zilei de livrare.

În luna decembrie 2011 au fost emise următoarele decizii cu impact asupra funcţionării pieţei angro de energie electrică:

Decizia preşedintelui ANRE nr.3131/09.12.2011 privind modificarea cantităţilor reglementate de energie electrică ale SC Hidroelectrica SA;

Decizia preşedintelui ANRE nr.3132/09.12.2011 privind modificarea cantităţilor reglementate de energie electrică ale SC CE Rovinari SA;

Decizia preşedintelui ANRE nr.3133/09.12.2011 privind modificarea cantităţilor reglementate de energie electrică ale SN Nuclearelectrica SA;

Decizia preşedintelui ANRE nr.3134/09.12.2011 privind modificarea cantităţilor reglementate de energie electrică ale SC CE Turceni SA;

Decizia preşedintelui ANRE nr.3135/09.12.2011 privind modificarea cantităţilor reglementate de energie electrică ale microhidrocentralelor aparţinând SC Hidroelectrica SA ;

Decizia preşedintelui ANRE nr.3276/22.12.2011 privind aprobarea cantităţilor produse în unităţi de cogenerare de înaltă eficienţă care beneficiază de schema bonus pentru luna noiembrie 2011;

Decizia preşedintelui ANRE nr.3276/22.12.2011 privind modificarea cantităţilor şi preţurilor reglementate de energie electrică şi energie termică ale SC Electrocentrale Paroşeni SA;

Deciziile preşedintelui ANRE nr.3313-3319, 3320 şi 3321 din 29.12.2011 privind achiziţia reglementată de energie electrică destinate acoperirii serviciilor tehnologice de sistem de la producătorii calificaţi pentru acest tip de servicii;

Deciziile preşedintelui ANRE nr. 3320 bis, 3322-3337 şi 3339 din 29.12.2011 privind preţurile şi cantităţile reglementate de energie electrică şi energie termică ale producătorilor dispecerizabili.

De asemenea, în data de 28 decembrie 2011, a intrat în vigoare Regulamentul (UE) nr. 1227/2011 al Parlamentului European şi al Consiliului (REMIT) privind integritatea şi transparenţa pieţei angro de energie.

REMIT defineşte, pentru prima oară la nivel european, un cadru unitar în ceea ce privesc:

o definirea abuzului de piaţă ca: manipulare de piaţă, tentativă de manipulare de piaţă şi tranzacţii bazate pe informaţii privilegiate referitoare la un produs energetic angro;

o introducerea explicită a interdicţiei de manipulare a pieţei, a tentativei de manipulare a pieţei angro de energie şi a tranzacţiilor bazate pe informaţii privilegiate referitoare la un produs energetic angro;

o realizarea unui cadru nou de monitorizare a pieţelor angro de energie electrică şi gaze naturale în vederea detectării şi determinării manipulării pieţelor şi a tranzacţiilor bazate pe informaţii privilegiate;

o introducerea de măsuri de aplicare a interdicţiilor şi de sancţionare a încălcărilor regulilor privind abuzul de piaţă la nivel naţional.

O dată cu intrarea în vigoare a REMIT, participanţilor la piaţa de energie electrică le sunt interzise în mod expres încheierea şi derularea de tranzacţii cu produse energetice angro care se bazează pe informaţii privilegiate referitoare la respectivele produse, divulgarea acestor informaţii sau recomandarea către alte persoane a produselor energetice la care se referă respectivele informaţii. Totodată, participanţii la piaţa de energie care deţin informaţii privilegiate referitoare la un produs

38


energetic angro au obligaţii de publicare, efectivă şi în timp util, a acestora. De asemenea, persoanele care efectuează tranzacţii cu titlu profesional au obligaţii de raportare către ANRE a oricăror tranzacţii cu produse energetice angro pe care le suspectează ca încălcând prevederile REMIT privind abuzul de piaţă. Mai mult, acestea trebuie să stabilească şi să menţină mecanisme şi proceduri eficiente pentru a identifica situaţiile de încălcare prevăzute.

Pentru evitarea oricăror încălcări legate de nerespectarea prevederilor REMIT, site-ul www.anre.ro stă la dispoziţia tuturor participanţilor şi factorilor interesaţi de piaţa de energie electrică pentru informare. Prin alegerea din Meniul principal, capitolul Legislaţie-Legislaţie UE-Transparenţă, se pot accesa cu uşurinţă:

- textul REMIT publicat în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene (versiunea în lb. română)

- Ghidul de aplicare a definiţiilor din REMIT (document în lb. engleză elaborat de ACER).

- Întrebări şi răspunsuri (document în lb. engleză elaborat de ACER).

În cazul în care consideraţi că deţineţi informaţii privilegiate în sensul definiţiilor din REMIT, pe care din motivele prevăzute la art. 3.4 (b) şi 4 (2) din REMIT nu le puteţi publica efectiv şi la timp sau sunteţi o persoana care efectuează tranzacţii cu titlu profesional care are cunoştinţă de derularea unor asemenea tranzacţii, vă recomandăm notificarea pe site-ul ACER, prin completarea formularelor on-line dedicate:

• Justificarea întârzierii în mod excepţional şi pe propria răspundere a publicării informaţiilor privilegiate deţinute (către ACER şi ANRE, conform art. 4 (2) din REMIT)

• Raportarea unei tranzacţii suspecte în sensul definiţiilor REMIT (către ANRE, conform art. 15 din REMIT)

Facem precizarea că, prin înţelegere cu ACER, ambele tipuri de formulare on-line se raportează în mod centralizat, pe site-ul ACER, accesând linkul:

http://www.acer.europa.eu/portal/page/portal/ACER_HOME/Activities/REMIT

VII. EXPLICAŢII ŞI PRESCURTĂRI1. Explicaţii

Energia electrică livrată în reţele include şi consumul propriu al autoproducătorilor RAAN şi OMV Petrom, precum şi energia electrică vândută direct de către producătorii monitorizaţi unor consumatori racordaţi la instalaţiile centralelor sau consumată de ei înşişi la alte locuri de consum, putând fi diferită de energia electrică facturată de C.N. Transelectrica S.A. pentru plata tarifului de introducere în RET.

Autoconsumul producătorilor – în graficul aferent structurii veniturilor C.N. Transelectrica S.A., se referă exclusiv la consumul producătorilor la alte locuri decât locaţia centralelor.

Consumul intern reprezintă energia asigurată de agenţii economici participanţi la piaţa angro şi determinată ca Energie livrată + Import – Export în care Energia livrată are semnificaţia precizată mai sus.

Achiziţia totală a furnizorilor impliciţi şi a operatorilor de distribuţie reprezintă energia electrică achiziţionată pentru alimentarea în regim reglementat a consumatorilor şi pentru acoperirea consumului propriu tehnologic în reţelele de distribuţie.

Consumul consumatorilor alimentaţi în regim reglementat include consumul consumatorilor alimentaţi de furnizorii impliciţi la tarif reglementat.

Consumul consumatorilor alimentaţi în regim concurenţial se referă la consumul consumatorilor alimentaţi de furnizori la preţ negociat.

39

http://www.acer.europa.eu/portal/page/portal/ACER_HOME/Activities/REMIT

http://www.anre.ro/


Consumul de combustibil prezentat corespunde atât producerii de energie electrică, cât şi producerii de energie termică în centralele producătorilor monitorizaţi.

2. Prescurtări

CMP – Compartimentul Monitorizare Piaţă - ANRE

EEX – European Energy Exchange – Leipzig, Germania,www.eex.de

EXAA – Energy Exchange Austria, www.exaa.at

PAN – Piaţa angro de energie electrică

PAM – Piaţa cu amănuntul de energie electrică

PCC – Pieţe centralizate de contracte

PZU – Piaţa pentru Ziua Următoare

PI – Piaţa Intrazilnică

PE – Piaţa de Echilibrare

PIP – preţ de închidere a PZU

PRE – Parte Responsabilă cu Echilibrarea

TG – componenta de injecţie a tarifului de transport

TL – componenta de extracţie a tarifului de transport

UNO-DEN – Unitatea Operaţională Dispecerul Energetic Naţional

ACER – Agenţia pentru Cooperarea Autorităţilor de Reglementare din Domeniul Energiei

REMIT - Regulamentul (UE) nr. 1227/2011 al Parlamentului European şi al Consiliului privind integritatea şi transparenţa pieţei angro de energie

40

http://www.exaa.at/

http://www.eex.de/

Date post:	11-Sep-2019
Category:	Documents
Upload:	others
View:	3 times
Download:	0 times

RAPORT PRIVIND REZULTATELE MONITORIZĂRII PIEŢEI DE … on monitoring results electricity...Acest...

Documents