12:19: 59 AUTORITATEA NAŢIONALĂ DE REGLEMENTARE ÎN DOMENIUL ENERGIEI ANRE DIRECŢIA GENERALĂ PIAŢĂ DE ENERGIE ELECTRICĂ RAPORT PRIVIND REZULTATELE MONITORIZĂRII PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ ÎN LUNA DECEMBRIE 214 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 nicio circumstanţă, pentru eventualele inadvertenţe cu privire la informaţiile prezentate şi nici pentru folosirea improprie a acestora de către utilizatori. Str, Constantin Nacu nr, 3, sector 2, Bucureşti, cod: 2995, telefon: 21/311.22.44, fax: 21/312.43.65, mail: anre@anre.ro pagină de internet: www.anre.ro
CUPRINS I. PRINCIPALELE MOMENTE ALE DEZVOLTĂRII PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ DIN ROMÂNIA... 3 II. PIAŢA ANGRO DE ENERGIE ELECTRICĂ... 4 1. Structura schematică a pieţei angro... 4 2. Participanţii la piaţa angro de energie electrică... 5 3. Structura de producţie a sistemului energetic naţional pe tipuri de resurse... 7 4. Structura tranzacţiilor pe piaţa angro de energie electrică... 9 5. Structura tranzacţiilor pe piaţa angro ale diferitelor categorii de participanţi... 18 6. Indicatori de concentrare pentru piaţa angro de energie electrică şi componentele sale... 28 7. Evoluţia preţurilor stabilite pe piaţa angro... 31 III. PIAŢA CU AMĂNUNTUL DE ENERGIE ELECTRICĂ... 36 1. Structura schematică a pieţei cu amănuntul... 36 2. Gradul de deschidere a pieţei de energie electrică... 36 3. Cote de piaţă ale furnizorilor de energie electrică... 37 4. Indicatori de concentrare pentru piaţa concurenţială cu amănuntul de energie electrică... 4 5. Evoluţia numărului de clienţi şi a energiei aferente acestora... 41 6. Preţuri medii de vânzare la clienţii finali alimentaţi în regim concurenţial... 43 IV. OPERATORUL DE TRANSPORT ŞI SISTEM CNTEE TRANSELECTRICA S.A... 44 V. ETICHETAREA ENERGIEI ELECTRICE FURNIZATE ÎN ANUL 214... 46 VI. EVOLUŢIA REGULILOR PIEŢEI ÎN LUNA DECEMBRIE 214... 48 VII. EXPLICAŢII ŞI PRESCURTĂRI... 49 2
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 122/2 deschiderea pieţei la 1%; HG 627/2 desfiinţarea CONEL, filialele sale devenind proprietatea directă a statului, reprezentat de Ministerul Industriei şi Comerţului; se înfiinţează CN Transelectrica SA operator de transport şi sistem şi OPCOM SA operator de administrare a pieţei de energie electrică, ca filială a sa; septembrie 2 lansarea pieţei spot obligatorii de energie electrică din România, administrată de OPCOM, filială a CN Transelectrica SA, organizată pe principiul pool-ului; HG 1342/21 - SC Electrica SA se împarte în 8 filiale de distribuţie şi furnizare; HG 1524/22 SC Termoelectrica SA se reorganizează în entităţi legale separate de producere a energiei electrice; iulie 25 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 644/25 deschiderea pieţei la 83,5%; noiembrie 25 introducerea pieţei de certificate verzi; decembrie 25 introducerea pieţei centralizate a contractelor bilaterale; martie 27 introducerea pieţei centralizate a contractelor bilaterale parţial standardizate cu negociere continuă; HG 638/27 deschiderea integrală a pieţei de energie electrică şi gaze naturale; iulie 27 stabilirea regulilor pieţei de capacităţi; iulie 28 introducerea mecanismului de debit direct şi de garantare a tranzacţiilor cu energie electrică de pe piaţa pentru ziua următoare (mecanismul de contraparte centrală); august 28 finalizarea procesului de separare a activităţilor de distribuţie de cele de furnizare a energiei electrice; august/octombrie 21 demararea procesului de alocare bilateral coordonată în urma licitaţiilor a capacităţii de transfer pe liniile de interconexiune ale SEN cu Ungaria şi Bulgaria; iulie 211 - introducerea pieţei intrazilnice de energie electrică; - înfiinţarea, prin HG 93/21, a SC Electrica Furnizare SA prin fuziunea fostelor filiale Electrica Furnizare Muntenia Nord, Electrica Furnizare Transilvania Nord şi Electrica Furnizare Transilvania Sud; iunie 212 intrarea pe piața de energie electrică a producătorului SC Complexul Energetic Oltenia SA, societate comercială înfiinţată prin HG 124/211, administrată în sistem dualist prin Directorat şi Consiliu de Supraveghere și organizată prin fuziunea Societăţii Naţionale a Lignitului Oltenia Tg, Jiu SA, SC Complexul Energetic Turceni SA, SC Complexul Energetic Rovinari SA şi SC Complexul Energetic Craiova SA; iulie 212 intrarea în vigoare a Legii energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/212; septembrie 212 aplicarea primei etape din calendarul de eliminare treptată a tarifelor reglementate de energie electrică la consumatorii finali care nu uzează de dreptul de eligibilitate; octombrie 212 - intrarea în vigoare a Legii nr. 16/212 privind organizarea şi funcţionarea Autorităţii Naţionale de Reglementare în domeniul Energiei; noiembrie 212 intrarea pe piaţa de energie electrică a producătorului SC Complexul Energetic Hunedoara SA, societate comercială înfiinţată prin HG 123/211, organizată prin fuziunea SC Electrocentrale Deva SA şi SC Electrocentrale Paroşeni SA; decembrie 212 introducerea cadrului organizat de contractare a energiei electrice pentru clienţii finali mari; 3
iulie 213 introducerea cadrului organizat de tranzacţionare pe piaţa centralizată cu negociere dublă continuă a contractelor bilaterale de energie electrică; august 213 eliminarea tarifului pentru serviciul de transport componenta de introducere a energiei electrice în reţea pentru importul de energie electrică şi respectiv a componentei de extragere de energie electrică pentru exportul de energie electrică şi a tarifului pentru serviciul de sistem corespunzător; decembrie 213 eliminarea tarifului practicat de operatorul pieţei de energie electrică pentru energia electrică exportată; certificarea condiţionată a CNTEE Transelectrica SA ca operator de transport şi sistem a SEN, după modelul operator de sistem independent; aplicarea ultimei etape din calendarul de eliminare treptată a tarifelor reglementate de energie electrică la consumatorii finali noncasnici care nu uzează de dreptul de eligibilitate; august 214 certificarea CNTEE Transelectrica SA ca operator de transport şi sistem a SEN, după modelul operator de sistem independent ; noiembrie 214 lansarea proiectului de cuplare a pieţelor CZ-SK-HU-RO, care integrează pieţele de energie electrică pentru ziua următoare din Republica Cehă, Slovacia, Ungaria şi România. II. PIAŢA ANGRO DE ENERGIE ELECTRICĂ 1. Structura schematică a pieţei angro Z-n Z-1 Z Z+n Z-n Piata centralizata de contracte Piata pentru ziua urmatoare Notificari fizice Oferte Tranzactii Oferte Tranzactii Oferte Piata de echilibrare Energie livrata PE Dezechilibre PRE Participantii la piata Piata contractelor bilaterale Tranzactii Export Import Oferte Tranzactii Piata intrazilnica Notificari fizice Ajustari ale programului de functionare OTS DATE Operator masurare PRE Notificari fizice Piete administrate de Opcom SA (operatorul pietei de energie electrica) Piata administrata de CNTEE Transelectrica SA (operatorul pietei de echilibrare) Structura este prezentata in tabelul Tranzactiile pe piata angro capitolul 4 4
2. Participanţii la piaţa angro de energie electrică Participanţii* la piaţa angro în luna decembrie 214 sunt prezentaţi pe categorii, în tabelele următoare: Nr. Denumire crt. Producători de energie electrică din surse clasice care exploatează A unităţi de producere dispecerizabile Nr. crt. C Denumire Producători de energie electrică pe bază de biomasă care exploatează unităţi de producere dispecerizabile 1 Bepco SRL 1 Bioenergy Suceava SRL 2 CET Arad SA 3 CET Govora SA Producători de energie electrică din surse fotovoltaice care exploatează D 4 CE Hunedoara SA unităţi de producere dispecerizabile 5 CE Oltenia SA 1 Blue Sand Investment SRL 6 Contour Global Solutions SRL 2 Caracal Solar Alpha SRL 7 Dalkia Termo Iaşi SRL 3 Casa Crang SRL 8 Dalkia Termo Prahova SRL 4 Corabia Solar SRL 9 Donau Chem 5 Cujmir Solar SRL 1 Ecogen Energy SA 6 Delta & Zeta Energy 11 Electrocentrale Bucureşti SA 7 Ecosfer Energy SRL 12 Electrocentrale Galaţi SA 8 Eye Mall SRL 13 Electrocentrale Oradea SA 9 Fort Green Energy SRL 14 Enet Focsani SA 1 Foton Epsilon SRL 15 Lukoil Energy & Gaz Romania SRL 11 Futuresolar SRL 16 Modern Calor SA 12 Gama & Delta Energy SRL 17 OMV Petrom SA 13 GPSB Solaris 48 SRL 18 RAAN 14 Greenlight Solution SRL 19 SNGN Romgaz SA 15 Green Vision Seven 2 Rulmenti SA 16 Izvor de Lumina 21 Termica SA Suceava 17 Kentax Energy SRL 22 Vest Energo SA 18 LJG Green Source Energy Alpha SA B Producători de energie electrică din surse eoliene care exploatează 19 LJG Green Source Energy Beta SRL 2 LJG Green Source Energy Gamma SRL 21 Long Bridge Milenium SRL unităţi de producere dispecerizabile 1 Alizeu Eolian SA 22 Management Buildings Company SRL 2 Alpha Wind SRL 23 Mar-Tin Solar Energy SRL 3 Arinna Development SRL 24 Potelu Solar SRL 4 Blue Line Valea Nucarilor SRL 25 Power L.I.V.E. One SRL 5 Blue Planet Investments SRL 26 RA-RA PARC SRL 6 Braila Winds SRL 27 Romkumulo 7 Bridgeconstruct SRL 28 Simico Prod Factory SRL 8 CAS Regenerabile SRL 29 Solar Electric Frasinet SRL 9 Cernavoda Power SRL 3 Solar Future Energy SRL 1 Corni Eolian SRL 31 Solprim SRL 11 Dan Holding MGM SRL 32 Spectrum Tech SRL 12 Eco Power Wind SRL 33 Studina Solar SRL 13 Ecoenergia SRL 34 Tis Energy SRL 14 EDP Renewables Romania SRL 35 Tinmar Green Energy SRL 15 Elcomex EOL SA 36 Vanju Mare Solar SRL 16 Electrica Serv SRL 37 Varokub Green Energy SRL 17 Elektra Invest SRL 38 Varokub Energy Development SRL 18 Elektra Wind Power SRL 39 Vrish Pro Investments SRL 19 Enel Green Power Romania SRL 4 WDP Development RO SRL 2 Eol Energy Moldova SRL 41 Xalandine Energy SRL 21 Eolian Center SRL 42 XPV SRL 22 Eolica Dobrogea One SRL 23 EP Wind Project (ROM) SIX SA E Producător de energie electrică din sursa hidro care exploatează 24 Eviva Nalbant SRL unităţi de producere dispecerizabile 25 Ewind SRL 1 Hidroelectrica SA 26 General Concrete Cernavoda SRL 27 Green Energy Farm SRL F Producător de energie electrică din sursa nucleara 28 Holrom Renewable Energy SRL 1 SN Nuclearelectrica SA 29 Horia Green SRL 3 IMA Engineering Solutions SRL G Operator de transport şi de sistem 31 Intetrans Karla SRL 1 CNTEE TRANSELECTRICA SA 32 Kelavent Charlie SRL 33 Kelavent Echo SRL H Operator PZU, PI, PCCB, PCCB-NC, PC-OTC, PMC, PCV 34 Land Power SRL 1 OPCOM SA 35 LC Business SRL 36 M&M 28 SRL I Operatori de distribuţie 37 OMV Petrom Wind Power SRL 1 CEZ Distributie SA 38 Ovidiu Development SRL 2 ENEL Distributie Banat SA 39 Peştera Wind Farm SRL 3 ENEL Distributie Dobrogea SA 4 Romconstruct Top SRL 4 E.ON Moldova Distributie SA 41 Sibioara Wind Farm SRL 5 ENEL Distributie Muntenia SA 42 Smart Clean Power SRL 6 FDEE Electrica Distributie Muntenia Nord SA 43 Smartbreeze SRL 7 FDEE Electrica Distributie Transilvania Sud SA 44 Soft Grup SRL 8 FDEE Electrica Distributie Transilvania Nord SA 45 Târguşor Wind Farm SA 46 Tomis Team SRL J Furnizori de ultimă instanţă 47 Ventus Renew Romania SRL 1 CEZ Vanzare SA 48 Wind Park Invest SRL 2 ENEL Energie SA 49 Windfarm MV I SRL 3 E.ON Energie Romania SA 4 ENEL Energie Muntenia SA 5 Electrica Furnizare SA 5
Nr. Denumire Nr. Denumire K Furnizori de energie electrică cu activitate exclusivă pe piaţa angro M Furnizori de energie electrică cu activitate şi pe piaţa cu amănuntul 1 Alpiq Energy SE 15 SC Electromagnetica SA 2 SC ARV God Technology SRL 16 SC Elsaco Energy SRL 3 SC Bitt-Reen SRL 17 SC Enel Trade Romania SRL 4 CEZ as 18 SC Elsid SA 5 Danske Commoditiesa/s Aarhus 19 SC Energotrans SRL 6 SC ECG Power Trading SRL 2 SC Energy Distribution Services SRL 7 E&T ENERGIE Handelsgesellschaft 21 SC Energy Holding SRL 8 Edison Trading Spa 22 SC Energy Market Consulting SRL 9 Energija Naturalis Int, trgovanje z elektricno energijo d.o.o 23 SC Energy Network SRL 1 EVN Trading South East Europe 24 SC Enex SRL 11 SC Ezpada SRL 25 SC Enol Grup SA 12 Ezpada SRO 26 SC Entrex Services SRL 13 Freepoint Commodities Europe Ltd 27 SC Eolian Project SRL 14 GEN-I Bukarest Electricity Trading and Sales 28 SC Fidelis Energy SRL 15 GEN I trgovanje in prodaja elektricne energije doo 29 SC GDF Suez Energy Romania SA 16 Holding_ Slovenske_ Elektrarne 3 SC GDM Logistic SRL 17 Interenergo Energetski, Inzeniring d.o.o. 31 SC General Com Invest SRL 18 JAS Energy Trading SRO 32 SC Getica 95 COM SRL 19 SC Lord Energy SRL 33 SC Grivco SA 2 MVM Partner Zrt 34 SC Hermes Energy International SRL 21 OMV Trading GmbH 35 SC ICCO Energ SRL 22 Repower Trading Ceska Republica s.r.o. 36 SC ICPE Electrocond Technologies SA 23 SC Repower Vanzari Romania SRL 37 SC Industrial Energy SA 24 SC Romelectro SA 38 SC Inversolar Energy SA 25 Statkraft Markets GmbH 39 SC KDF Energy SRL 26 SC Verbund Trading Romania SRL 4 SC Luxten LC SA 27 SC Vertis Energy SRL 41 SC Menarom PEC SRL 28 Vitol Gas and Power B.V. 42 SC Monsson Energy Trading SRL Nr. Denumire 43 SC Neptun SA L Furnizori de energie electrică cu activitate şi pe piaţa cu amănuntul 44 SC Nova Power&Gas SRL 1 SC A Energy Ind SRL 45 OET Obedineni Energiini Targovsti 2 SC Aderro G.P. Energy SRL 46 SC P.C. Management & Consulting SRL 3 SC Alpiq RomIndustries SRL 47 SC Polimed Energy Trading SRL 4 SC Alro SA 48 SC QMB Energ SRL 5 SC AMV Style SRL 49 SC Renovatio Trading SRL 6 SC Arelco Power SRL 5 SC Repower Furnizare Romania SRL 7 SC Axpo Energy Romania SRL 51 SC Romenergy Industry SRL 8 SC Belectric Energy Trading SRL 52 SC RWE Energie SRL 9 SC Biol Energy SRL 53 SC Tinmar Ind SA 1 SC C-Gaz & Energy Distributie SRL 54 SC Transformer Supply SRL 11 SC EFE Energy SRL 55 SC Transenergo Com SA 12 SC EFT Furnizare SRL 56 SC Three Wings SRL 13 SC Electricom SA 57 SC UGM Energy Trading SRL 14 SC Electrificare CFR SRL 58 SC Verta Tel Bucuresti SRL 59 SC Werk Energy SRL *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. 35/26, cu modificările şi completările ulterioare şi Metodologiei de monitorizare a pieţei cu amănuntul, aprobată prin Ordinul preşedintelui ANRE nr. 6/28, cu modificările şi completările ulterioare. Tabelul nu include părţile responsabile cu echilibrarea. Lista acestora, actualizată la zi, se află pe site-ul operatorului pieţei de echilibrare, CNTEE TRANSELECTRICA SA, www.transelectrica.ro Titularii de licenţă de producere de energie electrică monitorizaţi sunt producătorii deţinători de grupuri dispecerizabile, care, în conformitate cu Regulamentul de programare a unităţilor de producţie şi a consumatorilor dispecerizabili, aprobat prin Ordinul preşedintelui ANRE nr. 32/213 sunt clasificate pe următoarele categorii de putere: a. grup hidroenergetic cu puterea instalată mai mare de 1 MW; b. grup turbogenerator termoenergetic (inclusiv pe bază de biomasă, nuclear) cu puterea instalată mai mare de 2 MW; c. centrală electrică eoliană, centrală fotovoltaică sau centrală cu motoare cu ardere internă cu puterea instalată mai mare de 5 MW. 6
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 214 - biomasa.21% eolian 13.69% solar.31% nuclear 16.81% carbune 26.83% hidro 28.41% gaz 13.66% Sursa: Raportările lunare ale producătorilor prelucrare SMPE pacura.7% Structura pe tipuri de resurse a energiei electrice livrate in retele de producatorii cu unitati dispecerizabile - 214 - nuclear 18.56% biomasa.11% eolian 9.18% solar 1.1% carbune 27.3% hidro 31.42% pacura.6% gaz 12.37% Sursa: Raportările lunare ale producătorilor prelucrare SMPE 7
Producţia de energie electrică din resursă hidro este dependentă, dar în acelaşi timp influenţează rezerva de energie din principalele lacuri de acumulare. Evoluţia nivelului zilnic al acesteia în anul 214, comparativ cu valorile zilnice din ultimii 4 ani, precum şi cu minima, maxima şi mediana realizate pentru fiecare zi din perioada 2-29, sunt prezentate în graficul următor: Evolutia comparativa pe durata unui an a rezervei de energie zilnice in principalele lacuri de acumulare 35 3 25 214 21 213 GWh 2 15 212 1 211 5 1.1 13.1 25.1 6.2 18.2 2.3 14.3 26.3 7.4 19.4 1.5 13.5 25.5 6.6 18.6 3.6 12.7 24.7 5.8 17.8 29.8 1.9 22.9 4.1 16.1 28.1 9.11 21.11 3.12 15.12 27.12 Rez min 2-29 [GWh] Rez max 2-29 [GWh] Rez mediana 2-29 [GWh] Rezerva energie 21 [GWh] Rezerva energie 211 [GWh] Rezerva energie 212 [GWh] Rezerva energie 213 [GWh] Rezerva energie 214 [GWh] Sursa: Raportările lunare ale Hidroelectrica S.A. prelucrare SMPE Evoluţia structurii energiei electrice livrate în ultimii 3 ani este următoarea: 5.5 Evolutia structurii pe tipuri de resurse a energiei electrice livrate in retea de producatorii cu unitati dispecerizabile biomasa 5. 4.5 4. 3.5 solar eolian nuclear hidro gaz pacura carbune 3. TWh 2.5 2. 1.5 1..5. ian feb mar apr mai iun iul aug sep oct nov dec ian feb mar apr mai iun iul aug sep oct nov dec ian feb mar apr mai iun iul aug sep oct nov dec 212 213 214 Sursa: Raportările lunare ale producătorilor prelucrare SMPE 8
Nr. Crt. În tabelul următor sunt prezentate principalele date de bilanţ fizic al energiei electrice corespunzătoare lunii decembrie 214 și respectiv anului 214, comparativ cu perioada similară și anul 213: INDICATOR UM Dec 213 Dec 214 % 213 214 % 1 2 3 4 5=4/3*1 6 7 8=7/6*1 1 E produsă TWh 5,52 5,8 15,7 55,78 62,4 111,22 2 E livrată TWh 5,9 5,41 16,29 51,7 57,85 111,9 3 Import TWh,2,36 18,,45 1,7 237,78 4 Export TWh,51 1,4 23,92 2,47 8,2 331,98 5 Consum Intern (2+3-4) TWh 4,61 4,72 12,39 49,69 5,73 12,9 6 Consum clienţi casnici alimentaţi în regim reglem, TWh 1,11 1,11 1, 11,67 11,62 99,57 inclusiv CPC 7 Consum clienţi necasnici TWh 2,66 2,8 15,26 32,1 32,83 12,27 7.1 alimentaţi în regim reglem, inclusiv CPC TWh,59,25 42,37 7,3 3,59 49,18 7.2 alimentaţi în regim conc. TWh 2,7 2,55 123,19 24,8 29,24 117,9 8 Transport TG TWh 5,22 5,43 14,2 52,56 57,29 19, 9 Transport TL TWh 5,24 4,78 91,22 53,58 51,34 95,82 1 CPT realizat transport TWh,9,11 122,22 1,3 1,3 1, 11 Energie termică produsă pentru livrare Tcal 2237,75 271,72 92,58 1572,44 148.71 93,42 12 Energie termică produsă în cogenerare Tcal 1723,11 1596,18 92,63 1172,43 11311,22 96,51 Notă: 1. Energia produsă şi energia livrată sunt prezentate în conformitate cu raportările titularilor de licenţă de producere monitorizaţi începând cu ianuarie 214 şi anume producătorii care exploatează grupuri electrice dispecerizabile, aşa cum sunt definite în Regulamentul de programarea unităţilor de producţie şi a consumatorilor dispecerizabili aprobat prin Ordinul 32/213. Astfel, începând cu ianuarie 214, numărul producătorilor monitorizaţi a crescut prin considerarea producătorilor deţinători de centrale eoliene, fotovoltaice sau cu motoare cu ardere internă cu puterea instalată mai mare de 5 MW; 2. Datele prezentate în tabel nu includ energia furnizată clienţilor racordaţi la barele centralelor (poziţiile 6 şi 7); 3. Cantităţile importate/exportate nu includ tranzitele şi schimburile transfrontaliere de energie electrică realizate de CNTEE Transelectrica SA cu sistemele electroenergetice vecine în vederea echilibrării sistemului; 4. Cantitatea la care se aplică TG corespunde energiei electrice livrate din centralele cu capacitatea instalată mai mare de 5MW racordaţi la reţeaua electrică de transport şi la reţeaua electrică de distribuţie (conform Ordinului preşedintelui ANRE nr. 89/213). 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. O dată cu intrarea în vigoare a Legii energiei electrice şi gazelor naturale nr. 123/212, structura pieţei angro a fost modificată substanţial, prin introducerea obligativităţii desfăşurării transparente, publice, centralizate şi nediscriminatorii a tuturor tranzacţiilor de pe piaţa concurenţială de energie electrică. Astfel, tranzacţiile încheiate între participanţii la piaţa angro de energie electrică după intrarea în vigoare a Legii trebuie să se încheie exclusiv în urma participării la una din pieţele centralizate organizate la nivelul operatorului de piaţă de energie electrică (Opcom SA), singurul deţinător de licenţă ANRE pentru derularea respectivei activităţi. Pieţele centralizate funcţionale în prezent sunt PZU piaţa pentru ziua următoare, PCCB piaţa centralizată a contractelor bilaterale cu cele două modalităţi de tranzacţionare prin licitaţie 9
publică sau printr-un proces combinat de licitaţii şi negociere, PI - piaţa intrazilnică, PMC - piaţa de energie electrică pentru clienţii finali mari şi PC-OTC - piaţa centralizată cu negociere dublă continuă a contractelor bilaterale de energie electrică. În afara pieţelor centralizate existente, care asigură caracterul transparent, public, centralizat şi nediscriminatoriu al pieţei concurenţiale de energie electrică stipulat în Lege, se mai derulează tranzacţii pe bază de contracte bilaterale negociate direct încheiate înainte de intrarea în vigoare a Legii şi aflate încă în derulare, contracte de export şi respectiv import de energie electrică şi contracte de vânzare-cumpărare cu cantităţi şi preţuri reglementate încheiate între producători şi furnizori de ultimă instanţă. Pentru luna decembrie 213, datele raportate de operatorii economici monitorizaţi includ şi tranzacţii pe bază de contracte negociate încheiate prin intermediul platformelor de brokeraj. În primul dintre tabelele următoare sunt prezentate volumele de energie electrică tranzacţionate şi preţurile medii realizate pe principalele componente ale pieţei angro şi tipuri de contracte în luna decembrie 214, comparativ cu luna anterioară şi cu luna decembrie 213. Volumele agregate şi preţurile medii din contractele de pe platformele de brokeraj şi respectiv din contractele negociate sunt cele declarate de operatorii economici pe propria răspundere şi ar trebui să corespundă contractelor încheiate înainte de intrarea în vigoare a Legii energiei electrice şi gazelor naturale nr. 123/212, aflate încă în derulare la momentul raportării. 1
TRANZACŢII PE PIAŢA ANGRO Noiembrie 214 Decembrie 214 Decembrie 213 1. PIAŢA CONTRACTELOR BILATERALE volum tranzacţionat (GWh) 989 191 2858 preţ mediu (lei/mwh) 155,58 151,27 186,75 % din consumul intern 21,8 23,1 62, 1.1. Vânzare pe contracte reglementate volum tranzacţionat (GWh) 732 796 121 preţ mediu (lei/mwh) 148,79 146,27 159,61 % din consumul intern 16,1 16,8 22,2 1.2. Vânzare pe contracte încheiate pe platforme de brokeraj volum tranzacţionat (GWh),, 461 preţ mediu (lei/mwh),, 222,46 % din consumul intern,, 1, 1.3. Vânzare pe contracte negociate 1) volum tranzacţionat (GWh) 257 295 1375 preţ mediu (lei/mwh) 174,9 164,73 194,93 % din consumul intern 5,7 6,3 29,9 2. EXPORT volum 2) (GWh) 846 144 57 preţ mediu (lei/mwh) 194,99 184,65 197,4 % din consumul intern (%) 18,6 22,1 11, 3. PIEŢE CENTRALIZATE DE CONTRACTE BILATERALE volum tranzacţionat (GWh) 3737 4278 2252 preţ mediu (lei/mwh) 176,42 175,83 191,17 % din consumul intern 82,2 9,6 48,9 3.1. Modalitatea de tranzacţionare PCCB 3) volum tranzacţionat (GWh) 331 3524 preţ mediu (lei/mwh) 176,21 174,93 N/A % din consumul intern 72,8 74,6 3.2. Modalitatea de tranzacţionare PCCB-NC 3) volum tranzacţionat (GWh) 149 25 preţ mediu (lei/mwh) 172,26 177,68 N/A % din consumul intern 3,3 5,3 3.3. Modalitatea de tranzacţionare PC-OTC volum tranzacţionat (GWh) 279 54 preţ mediu (lei/mwh) 181,1 181,21 - % din consumul intern 6,1 1,7 4. PIAŢA PENTRU ZIUA URMĂTOARE volum tranzacţionat (GWh) 1891 2222 1879 preţ mediu (lei/mwh) 195,34 178,99 21,59 % din consumul intern 41,6 47,1 4,8 5. PIAŢA INTRAZILNICĂ volum tranzacţionat (GWh) 12,1 5,3 3,77 preţ mediu (lei/mwh) 4) 187,92 156, 198,3 % din consumul intern,3,1,82 11
TRANZACŢII PE PIAŢA ANGRO 6. PIAŢA DE ECHILIBRARE Noiembrie 214 Decembrie 214 Decembrie 213 volum tranzacţionat (GWh) 487 434 479 % din consumul intern 1,7 9,2 1,4 volum tranzacţionat la creştere (GWh) 373 35 399 preţ mediu de deficit (lei/mwh) 249,43 244,33 276,64 volum tranzacţionat la scădere (GWh) 114 129 8 preţ mediu de excedent (lei/mwh ) 16,12 14,71 36,59 CONSUM INTERN (include cpt distribuţie şi transport) (GWh) 4545 4723 468 TRANZACŢII PE PIAŢA ANGRO 212 213 214 1. PIAŢA CONTRACTELOR BILATERALE volum tranzacţionat (GWh) 76263 3767 13669 preţ mediu (lei/mwh) 189,75 184,61 149,79 % din consumul intern 145,7 75,7 26.9 1.1. Vânzare pe contracte reglementate volum tranzacţionat (GWh) 2377 16755 958 preţ mediu (lei/mwh) 151,85 171,13 142,68 % din consumul intern 45,3 33,7 17,9 1.2. Vânzare pe contracte încheiate pe platforme de brokeraj volum tranzacţionat (GWh) 162 5466, preţ mediu (lei/mwh) 212,97 222,51, % din consumul intern 3,6 11,, 1.3. Vânzare pe contracte negociate 1) volum tranzacţionat (GWh) 36536 15386 4611 preţ mediu (lei/mwh) 24,15 185,82 163,75 % din consumul intern 69,8 31, 9,1 2. EXPORT volum 2) (GWh) 1149 2466 82 preţ mediu (lei/mwh) 223,15 179,63 173.47 % din consumul intern (%) 2,2 5, 16,2 3. PIEŢE CENTRALIZATE DE CONTRACTE BILATERALE volum tranzacţionat (GWh) 8551 18779 37284 preţ mediu (lei/mwh) 215,25 24,47 173,9 % din consumul intern 16,3 37,8 73,5 3.1. Modalitatea de tranzacţionare PCCB 3) volum tranzacţionat (GWh) preţ mediu (lei/mwh) % din consumul intern 3.2. Modalitatea de tranzacţionare PCCB-NC 3) volum tranzacţionat (GWh) preţ mediu (lei/mwh) % din consumul intern 3.3. Modalitatea de tranzacţionare PC-OTC volum tranzacţionat (GWh) preţ mediu (lei/mwh) % din consumul intern N/A N/A N/A N/A - - 34319 174,19 67,7 1621 168,11 3,2 1344 173,5 2,6 12
TRANZACŢII PE PIAŢA ANGRO 212 213 214 4. PIAŢA PENTRU ZIUA URMĂTOARE volum tranzacţionat (GWh) 1718 16346 21496 preţ mediu (lei/mwh) 217,47 156,5 153,92 % din consumul intern 2,5 32,9 42,4 5. PIAŢA INTRAZILNICĂ volum tranzacţionat (GWh) 7,42 14,15 64 preţ mediu (lei/mwh) 4) 297,57 194,3 162,63 % din consumul intern,14,28 1,3 6. PIAŢA DE ECHILIBRARE volum tranzacţionat (GWh) 479 4168 4169 % din consumul intern 9, 8,4 8,2 volum tranzacţionat la creştere (GWh) 318 2231 2691 preţ mediu de deficit (lei/mwh) 291,68 242,5 243.35 volum tranzacţionat la scădere (GWh) 161 1937 1478 preţ mediu de excedent (lei/mwh ) 48,55 4,6 3.77 CONSUM INTERN (include cpt distribuţie şi transport) (GWh) 52361 49673 5728 1. Nu sunt cuprinse contractele de furnizare la consumatori şi cele de export; 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; 2. Volumele de export sunt raportate în conformitate cu notificările din platforma DAMAS pentru energia extrasă din RET pentru export; în unele cazuri acestea diferă de cele raportate de către participanţi; 3. Informaţiile lunare sunt cele raportate de operatorii economici monitorizaţi, aferente energiei electrice livrate în luna de raportare, Pentru lunile din anul 213, aceste date sunt disponibile doar cumulat pe cele două modalităţi de tranzacţionare; 4. Preţul mediu lunar este calculat pe baza volumului şi valorii tranzacţionate lunare publicate de SC Opcom SA. 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. 13
Evoluţia relaţiei între volumele tranzacţionate pe fiecare din aceste pieţe şi consumul intern estimat, pentru perioada decembrie 29-214, este prezentată în graficul următor: GWh 1 Evolutia lunara a volumelor tranzactionate pe piata angro comparativ cu consumul intern 9 8 7 6 5 4 3 2 1 PIATA CONTRACTELOR REGLEMENTATE PIATA CONTRACTELOR NEGOCIATE PIATA CONTRACTELOR PE ALTE PLATFORME PIETE CENTRALIZATE DE CONTRACTE PIATA PENTRU ZIUA URMATOARE PIATA DE ECHILIBRARE Consum intern (include cpt distr si transp) Sursa: Raportările lunare ale operatorilor economici participanţi la piaţa angro, OPCOM S.A. şi CNTEE TRANSELECTRICA S.A. prelucrare SMPE Notă: Volumele tranzacţionate pe piaţa contractelor bilaterale negociate, prezentate în graficul anterior, nu includ cantităţile contractelor de export. În graficul următor se prezintă valorile lunare ale exportului şi importului comercial precum şi ale soldului export-import în ultimele 24 de luni: Evolutia lunara a exportului, importului si soldului export-import de energie electrica in ultimele 24 luni 1.2 1..8.6 TWh.4.2 export. -.2 ian feb mar apr mai iun iul aug sep oct nov dec ian feb mar apr mai iun iul aug sep oct nov dec 213 214 import -.4 Export comercial Import comercial Sold export-import Sursa: Raportările lunare ale CNTEE TRANSELECTRICA S.A. prelucrare SMPE 14
În figura următoare sunt prezentate volumele şi preţurile medii lunare corespunzătoare tranzacţiilor încheiate pe PZU, începând cu ianuarie 26: lei/mwh 35 Evolutia lunara a pretului mediu si a volumului tranzactionat pe PZU GWh 225 3 25 2 175 15 2 125 15 1 1 75 5 5 25 Volum tranzactionat pe PZU Pretul mediu PZU Sursa: Raportările lunare ale OPCOM S.A. şi CNTEE TRANSELECTRICA S.A. prelucrare SMPE 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 214 și în anul 214, este prezentată în tabelele următoare: Decembrie 214 Energie de echilibrare angajata (GWh) Energie de echilibrare efectiv livrata (GWh) Abatere (% ) Reglaj secundar 98 98 crestere 41 41 scadere 57 57 Reglaj tertiar rapid 184 174 6 crestere 112 17 4 scadere 73 67 7 Reglaj tertiar lent 164 162 1 crestere 159 157 1 scadere 5 4 9 TOTAL 446 434 3 crestere 311 35 46 scadere 135 129 48 CONSUM INTERN 4723 % volum tranzactionat din consumul intern 9.2% Sursa: Raportările lunare ale CNTEE TRANSELECTRICA S.A. prelucrare SMPE 15
AN 214 Energie de echilibrare angajata (GWh) Energie de echilibrare efectiv livrata (GWh) Abatere (%) Reglaj secundar 185 185 crestere 562 562 scadere 523 523 Reglaj tertiar rapid 1666 1573 6 crestere 1315 1253 5 scadere 35 32 9 Reglaj tertiar lent 1542 1511 2 crestere 891 876 2 scadere 652 635 3 TOTAL 4293 4169 3 crestere 2768 2691 3 scadere 1525 1478 3 CONSUM INTERN 5728 % volum tranzactionat din consumul intern 8.2% Structura, pe fiecare tip de reglaj, a energiei de echilibrare efectiv livrată este prezentată în figura următoare, în evoluţie, pentru perioada iulie 25 decembrie 214: 8 GWh Evolutia lunara a energiei efectiv livrata pe piata de echilibrare 6 4 2 Reglaj tertiar lent Reglaj tertiar rapid Reglaj secundar Sursa: Raportările lunare ale CNTEE TRANSELECTRICA S.A. prelucrare SMPE 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 CNTEE Transelectrica S.A., pentru anul 214: 16
h*mw Structura rezervelor achizitionate de CN Transelectrica SA 1,5, 1,25, 1,, 75, 5, 25, IAN FEB MAR APR MAI IUN IUL AUG SEP OCT NOV DEC 214 Rezerva reglaj tertiar lent Rezerva reglaj tertiar rapid Rezerva reglaj secundar Sursa: Raportările lunare ale CNTEE TRANSELECTRICA S.A. prelucrare SMPE 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 25, precum şi contravaloarea tranzacţiilor efectuate în acest scop de CNTEE Transelectrica S.A. Evolutia lunara a energiei efectiv livrata pe piata de echilibrare pentru managementul congestiilor pe liniile interne si a contravalorii acesteia GWh 1. 9. 8. 7. 6. 5. 4. 3. 2. 1.. mii lei 15 14 13 12 11 1 9 8 7 6 5 4 3 2 1 Energia efectiv livrata pe PE platita ca management al congestiilor Contravaloare aferenta managementului congestiilor Sursa: Raportările lunare ale CNTEE TRANSELECTRICA S.A. prelucrare SMPE 17
5. Structura tranzacţiilor pe piaţa angro ale diferitelor categorii de participanţi Producători În luna decembrie 214 și respectiv anul 214, 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 Furnizori Tip tranzacţie Sursa: Raportările lunare ale producătorilor prelucrare SMPE În luna decembrie 214, pe piaţa de energie electrică au activat 92 de operatori economici a căror activitate principală o constituie furnizarea de energie electrică; dintre aceştia 28 sunt furnizori care îşi desfăşoară activitatea doar pe PAN şi 64 sunt furnizori care au activitate şi pe PAM (inclusiv furnizorii de ultimă instanţă care acţionează atât pe segmentul reglementat, cât şi pe segmentul concurenţial al PAM). Furnizori cu activitate exclusivă pe PAN Decembrie 213 Decembrie 214 1 2 3 4 Reglementat către furnizori impliciti, producători termo 266,4, 5971,83, Reglementat către furnizori impliciti, producător hidro 279,83 467,26 3974,81 5316,3 Reglementat către furnizori impliciti, producător nuclear 475,12 328,38 538,17 3742,44 Reglementat pentru cpt distribuţie, producători termo,, 15,, Negociat, la furnizori 625,15 251,3 6659,58 3387,54 Contracte pe pieţele centralizate ale Opcom SA din care: 2638,11 24971,13 PCCB 225,3 22926,2 1562,5 PCCB-NC 1435,6 246,34 1431,34 PC-OTC 186,48 613,59 PZU 1532,15 161,13 12551,6 18213,77 PI, 2,15, 39,75 Export,,,, Contracte de furnizare la clienţi finali 252,63 258,86 33,1 2956,69 Total 4993,42 5548,19 5331,15 58627,33 Anul 213 Anul 214 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 214 și respectiv anul 214, comparativ cu perioada similară din anul 213: 18
Structură tranzacţii furnizori cu activitate exclusivă pe PAN Decembrie 213 Decembrie 214 Anul 213 Anul 214 Achiziţii import 12,14 79,12 28,9 65,45 contracte negociate cu alţi furnizori 272,12 6,62 2468,88 79,11 contracte negociate cu producători 173,23 53,8 1833,82 398,35 pe PCC, din care: 121,65 964,84 91,38 5354,96 - pe PCCB cu producatori 395,59 3448,2 - pe PCCB-NC cu producatori 41,33 227,2 - pe PC-OTC cu producatori 121,65 171,2 91,38 557,81 - pe PCCB cu alţi furnizori 85,5 53,81 - pe PCCB-NC cu alţi furnizori 3,72 19,77 - pe PC-OTC de la furnizori 267,95 571,54 pe alte platforme 39,6, 5141,63, tranzacţii pe PZU 411,85 511,18 3348,74 3917,17 tranzacţii pe Piaţa Intrazilnică 3,11 1,97 4,39 12,92 Vânzări export 312,15 788,71 1728,5 5384,91 contracte negociate cu alţi furnizori 239,33 6,62 2792,19 586,52 contracte negociate cu producători 63,24, 744,6, pe PCC, din care 238,77 62,77 2171,39 3125,22 - pe PCCB cu producatori,, - pe PCCB-NC cu producatori, 33,6 - pe PCCB cu alţi furnizori 254,22 227, - pe PCCB-NC cu alti furnizori, 31,92 - pe PC-OTC la furnizori 238,77 27,43 2171,39 588,46 - pe PCCB cu OTS,, - pe PCCB-NC cu OTS,, - pe PCCB cu OD 78,12 444,24 - pe PCCB-NC cu OD,, pe alte platforme 42,36, 5224,66, tranzacţii pe PZU 12,34 18,9 1591,72 153,67 tranzacţii pe Piaţa Intrazilnică, 2,68,5 21,6 Defalcarea pe tipuri de surse/destinaţii a volumelor tranzacţionate, preţurilor minime, medii şi maxime realizate în luna decembrie 214, respectiv în anul 214 de către furnizorii cu activitate exclusivă pe PAN sunt reprezentate grafic în continuare: 19
lei/mwh Caracterizarea lor realizate de furnizorii concurentiali cu activitate exclusiva pe piata angro Decembrie 214 - GWh 35 ACHIZITII 789 GWh VANZARI 9. 3 8. 7. 25 6. 511 GWh 2 5. 15 396 GWh 4. 268 GWh 27 GWh 254 GWh 3. 1 171 GWh 18 GWh 2. 5 53 GWh contr. neg. cu prod 7 GWh contr. neg. cu furniz 79 GWh import pe PCCB cu prod 41 GWh pe PCCB NC cu prod pe PC OTC cu prod 85 GWh pe PCCB cu furniz 4 GWh pe PCCB- NC cu furniz Pret minim 134.47 148.86 59. 13.55 179.5 174.5 134. 173. 111.67 68.47 77.63 148.86 59. 132. 12. 166.97 128.26 111.8 Pret mediu ponderat 166.97 165.8 192.26 169.13 182.22 181.68 18.99 173. 179.72 177.94 177.29 165.8 185.17 183.44 18.3 175.24 179.38 142.68 Pret maxim 171.65 178.97 271. 22.57 188. 265. 26. 173. 267. 29.11 249.71 178.97 211.42 199.18 267.5 18.96 244.27 26. Volum tranzactionat 53.8 6.62 79.12 395.59 41.33 171.2 85.5 3.72 267.95 511.18 1.97 6.62 788.71 254.22 27.43 78.12 18.9 2.68 pe PC - OTC cu furniz pe PZU 2 GWh 7 GWh pe PI contr. neg. cu furniz export pe PCCB cu furniz pe PC OTC cu furniz 78 GWh pe PCCB cu OD pe PZU 3 GWh pe PI 1.. Sursa: Raportările lunare ale furnizorilor prelucrare SMPE lei/mwh 4 ACHIZITII Caracterizarea lor realizate de furnizorii concurentiali cu activitate exclusiva pe piata angro - Anul 214-5385 GWh VANZARI GWh 6,. 5,5. 35 5,. 3 4,5. 3917 GWh 4,. 25 3448 GWh 3,5. 2 3,. 15 227 GWh 2,5. 1531 GWh 2,. 1 1,5. 5 79 GWh 65 GWh 398 GWh 558 GWh 572 GWh 531 GWh 227 GWh 2 GWh 13 GWh 587 GWh 34 GWh 32 GWh 588 GWh 444 GWh 21 GWh 1,. 5. contr. neg. cu prod contr. neg. cu furniz import pe PCCB cu prod pe PCCB NC cu prod pe PC OTC cu prod pe PCCBpe PCCB NC cu cu furniz furniz pe PC OTC cu furniz pe PZU pe PI contr. neg. cu furniz export pe PCCB NC cu prod pe PCCB cu furniz pe PCCB NC cu furniz pe PC OTC cu furniz pe PCCB pe PZU pe PI cu OD Pret minim 82.21 94.55 19. 76.15 141.42 11.5 57.67 14.46 5. 3.59 54.34 94.55 21.35 157.5 95.58 155. 41.37 146. 5. 54.19 Pret mediu ponderat 132.84 159.69 185.72 169.78 169.82 172.49 179.98 175.11 174.57 152.3 163.37 164.26 173.3 162.91 176.68 165.1 174.26 176.26 156.93 146.12 Pret maxim 187.5 271.83 27. 22.57 188. 265. 26.22 188. 267. 25.22 35. 271.83 278.61 164. 227.24 199. 267.5 18.96 273.43 318. Volum tranzactionat 398.35 79.11 65.45 3,448.2 227.2 557.81 53.81 19.77 571.54 3,917.17 12.92 586.52 5,384.91 33.6 2,27. 31.92 588.46 444.24 1,53.67 21.6 Sursa: Raportările lunare ale furnizorilor prelucrare SMPE. 2
Furnizori activi pe PAM, exclusiv furnizorii de ultimă instanţă În tabelul de mai jos se prezintă informaţii agregate cu privire la structura pe categorii de pieţe/participanţi la PAN a cumpărărilor şi vânzărilor totale realizate de aceştia în luna decembrie 214 și respectiv anul 214, comparativ cu perioada similară a anului 213: - GWh - Structură tranzacţii furnizori activi pe PAM Decembrie Decembrie (exclusiv furnizorii de ultimă instanţă) 213 214 Anul 213 Anul 214 Achiziţii import 4,91 2,58 97,27 13,92 contracte negociate cu alţi furnizori 326,47 37,56 4316,59 514,27 contracte negociate cu producători 451,92 112,12 4825,76 3148,79 pe PCC, din care 1576,78 15813,9 - pe PCCB cu producatori 736,74 8462,29 - pe PCCB-NC cu producatori 134,66 1123,39 - pe PC-OTC cu producatori 68,31 15,28 6948,62 55,78 - pe PCCB cu alţi furnizori 64,93 5895,9 - pe PCCB-NC cu alţi furnizori, 136,52 - pe PC-OTC cu furnizori 49,16 14,35 pe alte platforme 7,68, 324,35, tranzacţii pe PZU 776,78 817,93 726,66 9153,36 tranzacţii pe Piaţa Intrazilnică,6,38 14,33 11,6 Vânzări export 171,97 219,26 658,14 246,72 contracte negociate cu alţi furnizori 418,77 37,56 4672,67 636,87 contracte negociate cu producători 28,96, 342,32, pe PCC, din care 954,43 8468,45 - pe PCCB cu producatori 17,11 244,32 - pe PCCB-NC cu producatori, 3,6 - pe PC-OTC cu producatori,,12 - pe PCCB cu alţi furnizori 395,71 654,9 2282, 6571,99 - pe PCCB-NC cu alţi furnizori 3,72 124,37 - pe PC-OTC la furnizori 46,68 141,43 - pe PCCB cu OTS 48,9 456,27 - pe PCCB-NC cu OTS,, - pe PCCB cu OD 184,74 926,36 - pe PCCB-NC cu OD,, pe alte platforme 4,92, 241,32, tranzacţii pe PZU 165,5 15,26 1294,38 872,32 tranzacţii pe Piaţa Intrazilnică,2,31 5,7 2,44 clienţi noncasnici 1241,25 1449,1 1544,64 17427,99 Defalcarea pe tipuri de surse/destinaţii a volumelor tranzacţionate, preţurilor minime, medii şi maxime realizate în luna decembrie 214, respectiv anul 214 de către furnizorii cu activitate pe PAN şi PAM sunt reprezentate în graficele următoare: 21
Caracterizarea lor realizate de furnizorii concurentiali cu activitate pe piata angro si piata cu amanuntul - Decembrie 214 - lei/mwh 3 ACHIZITII VANZARI 1449 GWh GWh 16 14 25 12 2 818 GWh 1 15 737 GWh 8 641 GWh 654 GWh 6 1 4 5 112 GWh 38 GWh contr. neg. cu prod contr. neg. cu furniz 3 GWh import pe PCCB cu prod 135 GWh pe PCCB NC cu prod 15 GWh pe PC- OTC cu prod pe PCCB cu furniz 49 GWh pe PC- OTC cu furniz pe PZU,4 GWh pe PI contr. neg. cu furniz export pe PCCB cu prod pe PCCB cu furniz pe PCCB NC cu furniz pe PC- OTC cu furniz pe PCCB cu OD pe PCCB pe PZU pe PI cu OTS Pret minim 7. 177.94 135.46 5. 162.5 115. 1. 115. 7.43 219.43 177.94 132.1 176.49 115. 173. 115. 162.71 164.97 87.17 111.8 137.28 Pret mediu ponderat 16.29 178.26 154.79 17.29 174.71 187.58 182.73 185.7 191.2 219.43 178.26 182.78 179.66 181.8 173. 182.62 169.7 175.31 164.63 193.71 178.44 Pret maxim 237.62 181.1 18. 23. 19.33 23. 21.74 267.5 26.8 219.43 181.1 25.71 18.14 235. 173. 265. 174.66 214.8 238.47 228.29 275.45 Volum tranzactionat 112.12 37.56 2.58 736.74 134.66 15.28 64.93 49.16 817.93.38 37.56 219.26 17.11 654.9 3.72 46.68 184.74 48.9 15.26.31 1,449.1 38 GWh 219 GWh 17 GWh 47 GWh 4 GWh 185 GWh 48 GWh 15 GWh,3 GWh consumat ori noncasni ci 2 Sursa: Raportările lunare ale furnizorilor prelucrare SMPE Caracterizarea lor realizate de furnizorii concurentiali cu activitate pe piata angro si piata cu amanuntul -Anul 214 - lei/mwh 5 GWh 19 ACHIZITII VANZARI 17428 GWh 18 45 17 16 4 15 14 35 13 3 12 11 25 8462 GWh 9153 GWh 1 9 2 5896 GWh 6572 GWh 8 7 15 6 5 3149 GWh 1 247 GWh 4 5 514 GWh 14 GWh 1123 GWh 56 GWh 137 GWh 14 GWh 11 GWh 637 GWh 244 GWh 4 GWh,1 GWh 124 GWh 141 GWh 926 GWh 872 GWh 456 GWh 2 GWh 3 2 1 contr. contr. pe pe pe contr. pe pe clienti pe pe pe PC pe pe PC pe pe PC pe pe neg. cu neg. cu import PCCB PCCB - PCCB- neg. cu export PCCB PCCB noncasni PCCB cu PCCB cu OTC cu pe PZU pe PI PCCB cu OTC cu PCCB cu OTC cu PCCB cu PCCB cu pe PZU pe PI prod furniz NC cu OTC cu NC cu furniz NC cu NC cu ci prod furniz furniz prod prod furniz furniz OD OTS prod prod furniz prod furniz Pret minim 54.9 112.13 66.37 5. 84.15 5. 1. 148.33 5. 7.43 45.29 19.7 37.85 168. 162.5 17. 57.67 14.46 62. 147.13 164.97 2.87 43.13 62.97 Pret mediu ponderat 168.21 161.62 162.18 172.1 166.76 178.8 174.7 169.2 172.8 158.45 28.42 157.3 173.74 183.68 162.5 17. 176.97 171.19 172.28 171.4 177.68 145.78 144.97 182.37 Pret maxim 238.95 224.67 355.33 23.46 2.5 291. 246.61 199. 267.5 268.45 445.18 199.61 331.41 188.46 162.5 17. 246.61 199. 265. 182.69 214.8 258.42 314.4 335.28 Volum tranzactionat 3,148.79 514.27 13.92 8,462.29 1,123.39 55.78 5,895.9 136.52 14.35 9,153.36 11.6 636.87 2,46.72 244.32 3.6.12 6,571.99 124.37 141.43 926.36 456.27 872.32 2.44 17,427.9 Sursa: Raportările lunare ale furnizorilor prelucrare SMPE 22
Furnizori de ultimă instanţă Structura achiziţiei de energie electrică pe PAN a furnizorilor de ultimă instanţă (realizată înainte de ziua de livrare), pentru alimentarea consumatorilor în regim reglementat, este prezentată în tabelul următor pentru luna decembrie 214 și respectiv anul 214 comparativ cu perioada similară și anul 213: Structură achiziţie furnizori de ultimă instanţă pentru segmentul reglementat al PAM Decembrie 213 Decembrie 214 Detalierea achiziţiei de energie electrică a furnizorilor de ultimă instanţă, pe contractele reglementate încheiate cu principalii producători, în decembrie 214, respectiv în anul 214 este prezentată în graficul următor: Achizitia de energie electrica pe contracte reglementate a furnizorilor de ultimă instanţă de la principalii producatori pentru consumatorii alimentati in regim reglementat DECEMBRIE 214 -GWh- Anul 213 Anul 214 contracte reglementate cu producători 128,56 795,638 15351,81 958,65 contracte negociate 18,74, 368,97, tranzacţii PCC, din care: 417,942 4585,55 - pe PCCB cu producatori 276,775 3156,63 - pe PCCB-NC cu producatori 431,76,, 3211,8 - pe PCCB cu alţi furnizori 141,167 1428,92 - pe PCCB-NC cu alţi furnizori,, tranzacţii Intrazilnice,6, 3,64 1,56 tranzacţii PZU 234,77 192,788 174,58 241,7 1% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % CEZ EON ENEL ENELM EFURN TOTAL SN Nuclearelectrica SA SC Hidroelectrica SA Sursa: Raportările lunare ale furnizorilor de ultimă instanţă prelucrare SMPE 23
Achizitia de energie electrica pe contracte reglementate a furnizorilor de ultimă instanţă de la principalii producatori pentru consumatorii alimentati in regim reglementat Anul 214 1% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % CEZ EON ENEL ENELM EFURN TOTAL SN Nuclearelectrica SA SC Hidroelectrica SA Sursa: Raportările lunare ale furnizorilor de ultimă instanţă prelucrare SMPE Furnizorii de ultimă instanţă prezintă separat în factura clienţilor Componenta de piaţă concurenţială (CPC), propusă de fiecare furnizor de ultimă instanţă şi avizată de ANRE, în conformitate cu prevederile Metodologiei de stabilire a preţurilor şi tarifelor la consumatorii finali care nu uzează de dreptul de eligibilitate aprobată prin Ordinul preşedintelui ANRE nr. 83/213; CPC se regăseşte de la 1 iulie 213 și în facturile clienţilor casnici şi celor asimilaţi clienţilor casnici. Structura achiziţiei de energie electrică pe PAN a furnizorilor de ultimă instanţă (realizată înainte de ziua de livrare), pentru CPC, este prezentată în tabelul următor pentru luna decembrie 214 și respectiv anul 214, comparativ cu perioada similară și anul 213: Structură achiziţie furnizori de ultimă instanţă pentru CPC Decembrie 213 Decembrie 214 Anul 213 Anul 214 Cantitate [GWh] Preţ mediu [lei/mwh] Cantitate [GWh] Preţ mediu [lei/mwh] Cantitate [GWh] Preţ mediu [lei/mwh] Cantitate [GWh] Preţ mediu [lei/mwh] contracte negociate 18,74 235,82,, 368,97 241,7,, tranzacţii PCC, din care: 431,76 23,99 31,132 18,1 321,61 223,22 2861,92 179,23 - PCCB cu producatori 21,6 28,43 - PCCB-NC cu producatori,, - PCCB cu alţi furnizori 431,76 23,99 91,126 18,1 321,61 223,22 853,49 179,23 - PCCB-NC cu alţi furnizori,, tranzacţii pe Piaţa Intrazilnică,,,, 1,54 197,42,45 191,85 tranzacţii PZU 123,99 227,76 98,23 29,65 995,66 191,18 946,9 175,57 TOTAL 574,49 21,16 399,335 187,368 4576,78 217,68 389,27 178,34 24
În tabelul următor este prezentată structura tranzacţiilor de energie electrică a furnizorilor de ultimă instanţă (realizată înainte de ziua de livrare), corespunzătoare segmentului concurenţial al PAM, în luna decembrie 214 și respectiv anul 214, comparativ cu perioada similară și anul 213: - GWh - Structură tranzacţii furnizori de ultimă instanţă pentru Decembrie Decembrie Anul 213 Anul 214 segmentul concurenţial al PAM 213 214 Achiziţii import,, 82,98, contracte negociate cu alţi furnizori 4,92, 485,1, contracte negociate cu producători,,,,3 pe PCC, din care 442,9 695,7 4717,15 7165,99 - pe PCCB cu producatori 55,74 5692,91 - pe PCCB-NC cu producatori 29,1 32,37 - pe PCCB cu alţi furnizori 442,9 115,95 4717,15 1423,46 - pe PCCB-NC cu alţi furnizori,, - pe PC-OTC cu furnizori, 17,24 tranzacţii pe PZU 161,39 217,33 166,96 2466,13 tranzacţii pe Piaţa Intrazilnică,,,93 2,76 Vânzări contracte negociate cu alţi furnizori,, 174,53, pe PCC, din care 82,24 723,2 - pe PCCB cu producatori,, - pe PCCB-NC cu producatori,, - pe PCCB cu alţi furnizori 74,8 679,34 - pe PCCB-NC cu alţi furnizori 55,41, 278,87, - pe PCCB cu OTS,, - pe PCCB-NC cu OTS,, - pe PCCB cu OD 7,44 43,68 - pe PCCB-NC cu OD,, tranzacţii pe PZU 17,48 9,92 122,49 16,9 clienţi noncasnici 613,33 839,9 6473,26 8784,86 Defalcarea pe tipuri de surse/destinaţii a volumelor tranzacţionate şi a preţurilor medii realizate în luna decembrie 214, respectiv anul 214 de către furnizorii de ultimă instanţă pe segmentul concurenţial al PAM este prezentată în graficele următoare: 25
Caracterizarea lor realizate de furnizorii de ultimă instanţă pe segmentul concurential al pietei cu amănuntul - Decembrie 214 - lei/mwh 3 GWh 14 ACHIZITII VANZARI 25 12 2 839 GWh 1 8 15 551 GWh 6 1 4 217 GWh 5 29 GWh 116 GWh 75 GWh 7 GWh 1 GWh 2 pe PCCB cu prod pe PCCB NC cu prod pe PCCB cu furniz pe PZU pe PCCB cu furniz pe PCCB cu OD pe PZU Pret minim 138.31 18. 144.3 181.49 169. 182.1 128.73 187.45 Pret mediu ponderat 172.33 181.19 176.91 196.85 178.78 182.1 171.46 192.66 Pret maxim 215.21 189. 235. 23.37 185.49 182.1 19.63 22.77 Volum tranzactionat 55.74 29.1 115.95 217.33 74.8 7.44 9.92 839.9 consumatori noncasnici Sursa: Raportările lunare ale furnizorilor de ultimă instanţă prelucrare SMPE Caracterizarea lor realizate de furnizorii de ultimă instanţă pe segmentul concurential al pietei cu amănuntul - Anul 214 - lei/mwh 35 ACHIZITII VANZARI 8785 GWh GWh 95 9 85 3 8 75 25 2 15 5693 GWh 7 65 6 55 5 45 4 35 1 2466 GWh 3 25 5,3 GWh contr. neg. cu prod pe PCCB cu prod 32 GWh pe PCCB NC cu prod 1423 GWh pe PCCB cu furniz 17 GWh pe PC OTC cu furniz pe PZU pe PI pe PCCB cu furniz pe PCCB cu OD pe PZU clienti noncasnici Pret minim 11. 11. 18. 95.58 157. 114.64 39.84 58.13 181.96 74.83 186.84 Pret mediu ponderat 11.1 173.12 182.24 177.5 16.37 165.9 54.36 165.77 182.3 151.21 21.56 Pret maxim 11. 215.21 191.5 235. 174. 29.31 191.85 26.22 182.1 234.1 236.2 Volum tranzactionat.3 5,692.91 32.37 1,423.46 17.24 2,466.13 2.76 679.34 43.68 16.9 8,784.86 3 GWh 679 GWh 44 GWh 16 GWh 2 15 1 5 Sursa: Raportările lunare ale furnizorilor de ultimă instanţă prelucrare SMPE 26
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 214 și respectiv anul 214 comparativ cu perioada similară și anul 213: Structură achiziţie Decembrie 213 Decembrie 214 Anul 213 - GWh - Anul 214 contracte reglementate cu producători,, 15,, pe PCCB, din care: 567, 6,791 2737,96 4362,89 - PCCB cu producători 416,44 33,796 2169,5 2948,61 - PCCB cu furnizori 15,56 27,295 568,46 1414,28 tranzacţii PZU 231,7 235,382 244,3 1962,37 Structura achiziţiei de energie electrică a operatorilor de distribuţie principali în decembrie 214, respectiv în anul 214 este prezentată în graficele următoare: Structura lor de energie electrica ale operatorilor de distributie principali corespunzatoare acoperirii consumului propriu tehnologic - Decembrie 214-18 15 12 GWh 9 6 3 CEZ EON ENEL- BAN ENEL- DOB ENEL- MUN MUN TRN TRS Achizitie pe PZU 19 13 18 23 7 41 27 24 Achizitie de pe piete centralizate de contracte 11 82 6 58 14 77 52 59 Sursa: Raportările lunare ale operatorilor de distribuţie principali prelucrare SMPE 27
Structura lor de energie electrica ale operatorilor de distributie principali corespunzatoare acoperirii consumului propriu tehnologic - Anul 214-12 11 1 9 8 GWh 7 6 5 4 3 2 1 CEZ EON ENEL- BAN ENEL- DOB ENEL- MUN MUN TRN TRS Achizitie pe PZU 129 116 194 148 475 48 186 234 Achizitie de pe piete centralizate de contracte 982 656 367 385 693 397 362 521 Sursa: Raportările lunare ale operatorilor de distribuţie principali prelucrare SMPE Începând cu luna aprilie 213, operatorilor de distribuţie principali nu le-a mai fost asigurată achiziţia de energie electrică pe bază de contracte reglementate încheiate cu principalii producători. 6. Indicatori de concentrare pentru piaţa angro de energie electrică şi componentele sale În conformitate cu teoria economică, se definesc următorii indicatori de concentrare: HHI, Indexul Herfindahl - Hirschman = suma pătratelor cotelor de piaţă (%) Semnificaţia valorilor indicatorului este: HHI < 1 piaţă neconcentrată; 1 < HHI < 18 concentrare moderată a puterii de piaţă; HHI > 18 concentrare ridicată a puterii de piaţă. C1 = cota de piaţă a celui mai mare participant la piaţă (%) Semnificaţia valorilor indicatorului este: C1>2% concentrare îngrijorătoare pentru piaţă; C1>4% sugerează existenţa unei poziţii dominante pe piaţă; C1>5% indică o poziţie dominantă pe piaţă. C3 = suma cotelor de piaţă ale celor mai mari trei participanţi (%) Semnificaţia valorilor indicatorului este: 4%< C3 < 7% concentrare moderată a puterii de piaţă; C3 > 7% 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. 28
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 214, calculaţi pe baza energiei electrice livrate în reţele de către producătorii cu unităţi dispecerizabile. Indicatori de concentrare C1 (%) C3 (%) HHI Valoare 28,34 66,15 1593 În figura următoare sunt prezentate, pentru anul 214, cotele de piaţă ale producătorilor de energie electrică, deţinători de unităţi de producere dispecerizabile, realizate pe ansamblul componentelor pieţei angro de energie electrică şi stabilite în funcţie de energia electrică livrată în reţele. Sursa: Raportările lunare ale producătorilor prelucrare SMPE 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 214 și pe întregul an 214, determinaţi pe baza energiei efectiv livrate, pentru fiecare din cele 3 tipuri de reglaje definite în Codul Comercial sunt prezentate în tabelele următoare: Indicatori de structura/concentrare a Reglaje pietei de echilibrare Secundar Tertiar rapid Tertiar lent - DECEMBRIE 214 - crestere scadere crestere scadere crestere scadere C1 - % - 64 62 65 61 81 64 C3 - % - 96 96 94 9 93 94 HHI 4853 4636 4864 4387 6591 463 Sursa: Raportările lunare ale CNTEE TRANSELECTRICA S.A. prelucrare SMPE 29
Indicatori de structura/concentrare a pietei de echilibrare Secundar Reglaje Tertiar rapid Tertiar lent ANUL 214 crestere scadere crestere scadere crestere scadere C1 - % - 59 58 58 7 61 63 C3 - % - 94 95 92 9 8 91 HHI 3495 3396 34 4836 3759 3959 Sursa: Raportările lunare ale CNTEE TRANSELECTRICA S.A. prelucrare SMPE 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 tabelele următoare sunt prezentaţi indicatorii de concentrare pe tipuri de rezerve (reglaj secundar, terţiar rapid, terţiar lent), care caracterizează componenta reglementată a pieţei STS, comparativ cu cea concurenţială pentru luna decembrie 214 și pe întreg anul 214. În această lună, CNTEE Transelectrica S.A. a organizat licitaţii pentru achiziţia de rezerve de reglaj secundar şi terţiar rapid. Indicatori de concentrare pe piaţa serviciilor tehnologice de sistem - decembrie 214 - componenta reglementată componenta concurenţială Cantitate contractată (h*mw) Rezerva reglaj secundar Rezerva terţiară rapidă Rezerva terţiară lentă 141.36 59.52 6.72 C1 (%) 69,5 75, 51,7 C3 (%) 1 1 1 Cantitate contractată (h*mw) 176.24 48.89 - C1 (%) 92,5 93,1 - C3 (%) 1 99,5 - HHI 8588 8691 - Sursa: Raportările lunare ale CNTEE TRANSELECTRICA S.A. prelucrare SMPE Indicatori de concentrare pe piaţa serviciilor tehnologice de sistem - anul 214 - componenta reglementată componenta concurenţială Cantitate contractată (h*mw) Rezerva reglaj secundar Rezerva terţiară rapidă Rezerva terţiară lentă 1.662.94 7.8 6.465.38 C1 (%) 76,5 75, 51,4 C3 (%) 1 1 1 Cantitate contractată 1.945.1 5.91.691 (h*mw) C1 (%) 88,2 86,3 - C3 (%) 97, 95,7 - HHI 7822 7497 - Sursa: Raportările lunare ale CNTEE TRANSELECTRICA S.A. prelucrare SMPE 3
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 cumpărători, dinamica acestora putând influenţa nivelul preţului. Tabelul următor prezintă C1, C3 şi HHI la cumpărare, respectiv la vânzare, determinaţi pe baza cantităţilor tranzacţionate de participanţi pe această piaţă: Indicatori de concentrare pe PZU - decembrie 214 - C1 (%) C3 (%) HHI 7. Evoluţia preţurilor stabilite pe piaţa angro Vânzare 16,61 41,34 87 Cumpărare 13,2 27,92 487 Sursa: Raportările lunare ale OPCOM SA Opcom S.A. administrează piaţa de energie electrică pentru ziua următoare, preţul de închidere stabilit aici constituind o referinţă pentru preţurile stabilite pe alte piețe. În figurile următoare este prezentată evoluţia preţurilor orare pe PZU în decembrie 214 și în anul 214, 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 Opcom S.A. este exprimat în Euro, luându-se în considerare cursurile de schimb zilnice Euro/leu comunicate de BNR. Euro/MWh 1 PRETURI SPOT ORARE Decembrie 214 8 6 4 2 1 49 97 145 193 241 289 337 385 433 481 529 577 625 673 721 EXAA Opcom Sursa: Raportările zilnice ale OPCOM S.A. şi informaţiile publicate de EXAA prelucrare SMPE 31
Euro/MWh 12 PRETURI SPOT ORARE ANUL 214 1 8 6 4 2 1 745 1489 2233 2977 3721 4465 529 5953 6697 7441 8185 EXAA Opcom Sursa: Raportările zilnice ale OPCOM S.A. şi informaţiile publicate de EXAA prelucrare SMPE Euro/MWh PRETURI SPOT MEDII ZILNICE Decembrie 214 8 6 4 2 1-Dec-14 8-Dec-14 15-Dec-14 22-Dec-14 29-Dec-14 EXAA Opcom Sursa: Raportările zilnice ale OPCOM S.A. şi informaţiile publicate de EXAA prelucrare SMPE 32
PRETURI SPOT MEDII ZILNICE ANUL 214 Euro/MWh 8 6 4 2 EXAA Opcom Sursa: Raportările zilnice ale OPCOM S.A. şi informaţiile publicate de EXAA prelucrare SMPE Evoluţia, începând din luna iulie 25, a preţurilor spot medii săptămânale este reprezentată în graficul următor: 4 Preturi spot medii saptaminale Iulie 25 - Decembrie 214 35 3 25 2 lei/mwh 15 1 5 iul.-5 sep.-5 nov.-5 ian.-6 mar.-6 mai.-6 iul.-6 sep.-6 nov.-6 ian.-7 mar.-7 mai.-7 iul.-7 sep.-7 nov.-7 ian.-8 mar.-8 mai.-8 iul.-8 sep.-8 nov.-8 ian.-9 mar.-9 mai.-9 iul.-9 sep.-9 nov.-9 ian.-1 mar.-1 mai.-1 iul.-1 sep.-1 nov.-1 ian.-11 mar.-11 mai.-11 iul.-11 sep.-11 nov.-11 ian.-12 mar.-12 mai.-12 iul.-12 sep.-12 nov.-12 ian.-13 mar.-13 mai.-13 iul.-13 sep.-13 nov.-13 ian.-14 mar.-14 mai.-14 iul.-14 sep.-14 nov.-14 Preturi medii de zi (6-22) Preturi medii (-24) Sursa: Raportările zilnice ale OPCOM S.A. prelucrare SMPE 33
Pentru acoperirea diferenţelor dintre valorile planificate/contractate ale consumului şi respectiv producţiei şi valorile acestora apărute în timp real, operatorul de sistem (CNTEE 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). lei/mwh 9 Preturi orare de decontare luna Decembrie 214 8 7 6 5 4 3 2 1 1 49 97 145 193 241 289 337 385 433 481 529 577 625 673 721 pret de deficit pret de excedent pret PZU valoare PIP plus 45 Sursa: Raportările zilnice/lunare ale OPCOM S.A. prelucrare SMPE 34
lei/mwh 38 36 34 32 3 28 26 24 22 2 18 16 14 12 1 8 6 4 2 Valori medii orare ale preturilor de decontare si ale consumului intern brut realizat decembrie 214 MWh 15 1 95 9 85 8 75 7 65 6 55 5 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21 22 23 24 Pret de excedent Pret PZU Pret de deficit Consum intern brut realizat Sursa: Raportările lunare ale OPCOM S.A. şi CNTEE TRANSELECTRICA S.A. prelucrare SMPE lei/mwh Preturi medii lunare inregistrate pe PZU si PE Iulie 25 - Decembrie 214 45 4 35 3 25 2 15 1 5 Pret mediu pe PZU Pret mediu de deficit Pret mediu de excedent Linear (Pret mediu pe PZU) Linear (Pret mediu de deficit) Linear (Pret mediu de excedent) Sursa: Raportările zilnice/lunare ale OPCOM S.A. prelucrare SMPE 35
III. PIAŢA CU AMĂNUNTUL DE ENERGIE ELECTRICĂ 1. Structura schematică a pieţei cu amănuntul 2. Gradul de deschidere a pieţei de energie electrică În perioada ianuarie 24 decembrie 214, consumul clienţilor finali care şi-au schimbat furnizorul sau şi-au negociat contractele cu furnizorii de ultimă instanţă 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. Evolutia gradului de deschidere a pietei de energie electrica in perioada Ianuarie 24 - Decembrie 214 1% 9% HG 644/25: 83,5% HG 638/27: 1% 8% 7% HG 1823/24: 55% 6% 65% 5% 4% 3% HG 1563/23: 4% 2%. 1% % Grad de deschidere piaţa permis prin Hotărâre de Guvern Ponderea consumului clientilor care si-au schimbat furnizorul sau au renegociat contractul, din total consum Sursa: Raportările lunare ale furnizorilor clienţilor finali prelucrare SMPE 36
3. Cote de piaţă ale furnizorilor de energie electrică În următoarele trei grafice sunt prezentate cotele de piaţă ale furnizorilor de energie electrică pe piaţa cu amănuntul, determinate: a) pentru toţi furnizorii, inclusiv cei de ultimă instanţă, cu activitate pe PAM în funcţie de energia electrică furnizată clienţilor finali în regim reglementat (inclusiv CPC), precum şi de energia electrică furnizată clienţilor care şi-au schimbat furnizorul sau şiau negociat contractul; Sursa: Raportările lunare ale furnizorilor clienţilor finali prelucrare SMPE 37
b) pentru furnizorii de ultimă instanţă în funcţie de energia electrică furnizată clienţilor finali în regim reglementat, inclusiv CPC; Sursa: Raportările lunare ale furnizorilor de ultimă instanţă prelucrare SMPE 38
c) pentru toţi furnizorii, inclusiv cei de ultimă instanţă, cu activitate pe segmentul concurenţial al PAM în funcţie de energia electrică furnizată clienţilor care şi-au schimbat furnizorul sau şi-au negociat contractul. Sursa: Raportările lunare ale furnizorilor prelucrare SMPE 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 clienţi 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 Clienţii finali în totalul tranzacţiilor de vânzare. Astfel, tabelul următor cuprinde numărul furnizorilor ce activează pe PAM, structurat în funcţie de dimensiunea activităţii desfăşurate pe această piaţă în luna decembrie 214. Numărul furnizorilor Ponderea vânzărilor la clienţii finali din totalul tranzacţiilor de vânzare 1% 75% - 1% 5% - 75% <5% Concurenţiali 14 12 7 26 De ultimă instanţă 4 1 Sursa: Raportările lunare ale furnizorilor prelucrare SMPE 39
4. 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 anul 214: HHI 1 Indicatorul Herfindahl-Hirschman (HHI) si Rata de Concentrare a primilor trei furnizori pe piata concurentiala cu amanuntul (C3) C3 [%] 45 8 31 31 32 36 35 36 36 37 37 38 38 38 4 35 6 568 564 57 663 63 577 564 587 575 583 586 593 3 25 4 2 15 2 1 5 IAN FEB MAR APR MAI IUN IUL AUG SEPT OCT NOV DEC 214 Sursa: Raportările lunare ale furnizorilor prelucrare SMPE În tabelele următoare sunt prezentate valorile indicatorilor de structură a componentei concurenţiale a PAM şi numărul furnizorilor activi în luna decembrie 214 și respectiv în anul 214, calculaţi pentru fiecare categorie de consum definită de Directiva europeană nr. 28/92/CE: Indicatori - Dec 214 Categorie consumator Total PAM IA IB IC ID IE IF Altii conc C1 - % - 35 26 23 19 21 15 2 14 C3 - % - 72 58 44 38 45 37 57 38 HHI 27 1344 969 753 926 882 1166 593 Consum - GWh - 46.5 32 33 628 339 143 786 2548 NR. FURNIZORI 5 69 6 53 26 14 18 82 nr. furnizori de ultimă instanţă 5 5 5 5 3 3 2 5 nr. furnizori concurentiali 35 51 44 44 19 1 1 59 nr. producatori 1 13 11 4 4 1 6 18 Sursa: Raportările lunare ale furnizorilor prelucrare SMPE Indicatori - an 214 Categorie consumator Total PAM IA IB IC ID IE IF Altii conc C1 - % - 38 25 22 17 27 17 21 13 C3 - % - 72 55 41 35 43 39 48 31 HHI 2187 1293 9 712 181 928 1116 557 Consum - GWh - 339. 2937 3342 7367 3916 2165 9169 29235 NR. FURNIZORI 55 76 68 61 28 17 19 87 nr. furnizori de ultimă instanţă 5 5 5 5 3 4 2 5 nr. furnizori concurentiali 39 57 51 49 21 12 11 63 nr. producatori 11 14 12 7 4 1 6 19 Sursa: Raportările lunare ale furnizorilor prelucrare SMPE 4
5. Evoluţia numărului de clienţi şi a energiei aferente acestora Numărul clienţilor finali cărora li se furnizează energie în regim concurenţial este prezentat ca valoare cumulată pe ultimele 12 luni. De asemenea, este prezentată structura pe categorii de clienţi pentru decembrie 214 și pentru întregul an 214, în conformitate cu prevederile Directivei europene nr. 28/92/CE. Tabelul următor detaliază intervalele de consum corespunzătoare fiecărei categorii în parte: Categorie clienti necasnici IA Consum anual cuprins in intervalul (MWh): <2 IB 2 <5 IC 5 <2 ID 2 <2 IE 2 <7 IF 7 <=15 Altii >15 Evolutia numarului clientilor alimentati in regim concurential si a energiei electrice furnizate acestora Numar clienti 9 85 8 75 7 65 6 55 5 45 4 35 3 25 2 15 1 5 81436 84933 8328 79469 77441 75715 6911 72147 73962 63463 55774 49414 IAN FEB MAR APR MAI IUN IUL AUG SEP OCT NOV DEC 32 28 24 2 16 12 8 4 GWh/luna 214 Numarul de clienti alimentati in regim concurential Energia electrica furnizata clientilor alimentati in regim concurential Sursa: Raportările lunare ale furnizorilor prelucrare SMPE 41
Numarul consumatorilor alimentati in regim concurential si consumul lor structurat pe categorii de consum si furnizori - DECEMBRIE 214-48 42 786 92 82 72 36 628 62 Numar consumatori 3 24 18 32 33 339 52 42 32 Consum (GWh) 22 12 47 143 12 6 2 IA IB IC ID IE IF Altii (8) Nr. cons. alimentati de FC Nr. cons. alimentati de FUI Consum (GWh) Sursa: Raportările lunare ale furnizorilor prelucrare SMPE Numarul consumatorilor alimentati in regim concurential si consumul lor structurat pe categorii de consum si furnizori - AN 214-48 42 9169 1 36 7367 8 Numar consumatori 3 24 18 2937 3342 3916 6 4 Consum (GWh) 12 2165 2 6 339 IA IB IC ID IE IF Altii Nr. cons. alimentati de FC Nr. cons. alimentati de FUI Consum (GWh) Sursa: Raportările lunare ale furnizorilor prelucrare SMPE 42
6. Preţuri medii de vânzare la clienţii finali alimentaţi în regim concurenţial Graficele următoare prezintă preţurile medii de vânzare pentru luna decembrie 214 și respectiv anul 214 ale clienţilor finali alimentaţi în regim concurenţial, structuraţi în conformitate cu prevederile Directivei europene nr. 28/92/CE. Pretul mediu si consumul de energie structurat pe categorii de consumatori corespunzator segmentului concurential al PAM - DECEMBRIE 214-45 9 4 46 393 786 85 8 75 35 3 332 628 36 7 65 6 274 55 lei/mwh 25 2 15 32 33 339 248 219 5 45 4 35 3 GWh 25 1 143 2 15 5 47 1 5 IA IB IC ID IE IF Altii Consum (MWh) Pret mediu (lei/mwh) Sursa: Raportările lunare ale furnizorilor concurenţiali prelucrare SMPE Pretul mediu si consumul de energie structurat pe categorii de consumatori corespunzator segmentului concurential al PAM - AN 214-45 11 lei/mwh 4 35 3 25 2 15 1 413 2937 397 3342 337 7367 311 3916 275 2165 254 9169 222 1 9 8 7 6 5 4 3 2 GWh 5 339 IA IB IC ID IE IF Altii Consum (MWh) Pret mediu (lei/mwh) Sursa: Raportările lunare ale furnizorilor concurenţiali prelucrare SMPE 1 43
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 clienţi, 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 clienţilor în categorii s-a realizat pe baza prognozei anuale de consum a acestora, în conformitate cu prevederile Directivei. IV. OPERATORUL DE TRANSPORT ŞI SISTEM CNTEE TRANSELECTRICA S.A. CNTEE 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 graficele următoare este prezentată structura veniturilor CNTEE Transelectrica S.A. din servicii de transport, care reflectă structura clienţilor săi pentru acest serviciu în decembrie 214 și respectiv în anul 214. Structura veniturilor CNTEE Transelectrica SA din prestarea serviciilor de transport - Decembrie 214 - TL furnizori de ultima instanta* 23.9% TL cons propriu prod 1.2% TL pt consumatori alimentati concurential 16.4% TL cpt distributie 9.4% TG producatori 49.% * energia extrasa atat din zona proprie de licenta cat si din alte zone Sursa: Raportările lunare ale CNTEE TRANSELECTRICA S.A. prelucrare SMPE 44
Structura veniturilor CNTEE Transelectrica SA din prestarea serviciilor de transport - 214 - TL cons propriu prod; 1.3% TL pt consumatori alimentati concurential; 18.9% TL furnizori de ultima instanta*; 24.6% TL cpt distributie; 6.7% TG producatori; 48.6% * energia extrasa atat din zona proprie de licenta cat si din alte zone Sursa: Raportările lunare ale CNTEE TRANSELECTRICA S.A. prelucrare SMPE Pentru realizarea funcţiei de operator de sistem, CNTEE 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. În graficul următor este prezentată evoluţia din ultimele 36 luni a costurilor cu achiziţia (reglementată şi/sau prin mecanisme de piaţă) a serviciilor tehnologice de sistem suportate de CNTEE Transelectrica SA. 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. Structura costurilor CNTEE Transelectrica SA cu achizitia de STS de la producatorii calificati in ultimele 36 luni mii lei Rezerva reglaj secundar Rezerva reglaj tertiar rapid Rezerva reglaj tertiar lent 7 6 5 4 3 2 1 Sursa: Raportările lunare ale CNTEE TRANSELECTRICA S.A. prelucrare SMPE 45
V. ETICHETAREA ENERGIEI ELECTRICE FURNIZATE ÎN ANUL 214 Eticheta naţională a energiei electrice furnizate clienţilor finali la tarife reglementate în cursul anului 214 este stabilită în conformitate cu prevederile Regulamentului de etichetare a energiei electrice Revizia 1, aprobat prin Ordinul președintelui ANRE nr. 69/29. Menţionăm că eticheta prezentată mai jos conţine informaţii privind structura pe tipuri de surse primare a achiziţiei furnizorilor de ultimă instanţă și a producţiei de energie electrică din România. ETICHETĂ ENERGIE ELECTRICĂ PENTRU CLIENȚII FINALI LA TARIFE REGLEMENTATE Ene rgi a e lectrică furnizată de FUI în anul 214 clienților finali la tarife reglementate a fost produsă din următoarele surse:,6%,14%,86%,% 2,33% Sursa primară de energie FUI Producţie energie electrică România 214 56,24% 39,23% Cărbune 2,33% 26,6% Nuclear 39,23% 18,% Gaze naturale 1,3% 11,49% Păcură,1%,6% Alte surse convenționale,11% 1,22% Cărbune Gaze naturale Alte surse convenționale,11% Nuclear Păcură Hidroelectric 1,3%,1% Surse regenerabile: 57,3% 43,17% Hidroelectric 56,24% 31,32% Eolian,86% 9,64% Biomasa,6%,64% Solar,14% 1,55% Eolian Biomasa Alte regenearabile,%,3% Solar Alte regenearabile Impact asupra mediului FUI: Emisii de CO2: 26,6 g/kwh Deşeuri radioactive:,7 g/kwh 1 9 234 La nivelul României: Emisii de CO2: 291,82 g/kwh Deşeuri radioactive:,3 g/kwh 5 1 15 2 25 Impact asupra mediului sub/peste media pe țară % Conform Ordinului ANRE nr. 69/29 - Regulament de etichetare a energiei electrice (www.anre.ro) 46