monitdec12rom.pdf

14:47:22

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

DIRECŢIA GENERALĂ PIAŢĂ DE ENERGIE ELECTRICĂ

Str, Constantin Nacu nr, 3, sector 2, Bucureşti, cod: 020995, telefon: 021/311,22,44, fax: 021/312,43,65, mail: anre@anre,ro

pagină de internet: www,anre,ro

ANRE

RAPORT PRIVIND REZULTATELE MONITORIZĂRII

PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ

ÎN LUNA DECEMBRIE 2012

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 utilizato

mailto:[email protected]

Raport monitorizare piaţă de energie electrică – luna decembrie 2012

2

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 ..................................................................... 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 ..................... 15

6. Indicatori de concentrare pentru piaţa angro de energie electrică şi componentele acesteia22

7. Evoluţia preţurilor stabilite pe piaţa angro........................................................................... 25

III. PIAŢA CU AMĂNUNTUL DE ENERGIE ELECTRICĂ .................................................... 31

1. Structura schematică a pieţei cu amănuntul ........................................................................ 31

2. Etapele parcurse în procesul de deschidere a pieţei de energie electrică ............................. 31

3. Gradul de deschidere a pieţei de energie electrică ............................................................... 31

4. Cote de piaţă ale furnizorilor de energie electrică ............................................................... 32

5. Indicatori de concentrare pentru piaţa concurenţială cu amănuntul de energie electrică .... 35

6. Evoluţia numărului de consumatori şi a energiei aferente acestora ..................................... 36

7. Preţuri medii de vânzare la consumatorii alimentaţi în regim concurenţial ....................... 38

IV. OPERATORUL DE TRANSPORT ŞI SISTEM C.N. TRANSELECTRICA S.A. ............... 39

V. ETICHETAREA ENERGIEI ELECTRICE FURNIZATE ÎN ANUL 2012 ......................... 41

VI. EVOLUŢIA REGULILOR PIEŢEI ÎN LUNA DECEMBRIE 2012 ..................................... 43

VII. EXPLICAŢII ŞI PRESCURTĂRI .......................................................................................... 44


3

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 – 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 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; august/octombrie 2010 – demararea procesului de alocare bilateral coordonată în urma licitaţiilor a

capacităţii de transfer pe liniile de interconexiune ale SEN cu Ungaria şi Bulgaria; iulie 2011 - introducerea pieţei intrazilnice de energie electrică;

- înfiinţarea, prin HG 930/2010, a SC Electrica Furnizare SA prin fuziunea fostelor filiale Electrica Furnizare Muntenia Nord, Electrica Furnizare Transilvania Nord şi Electrica Furnizare Transilvania Sud;

iunie 2012 – intrarea pe piața de energie electrică a producătorului SC Complexul Energetic Oltenia SA, societate comercială înfiinţată prin HG 1024/2011, 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 2012 – intrarea în vigoare a Legii energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/2012; septembrie 2012 – 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 2012 - intrarea în vigoare a Legii nr, 160/2012 privind organizarea şi funcţionarea

Autorităţii de Reglementare în domeniul Energiei Electrice; noiembrie 2012 – intrarea pe piaţa de energie electrică a producătorului SC Complexul Energetic

Hunedoara SA, societate comercială înfiinţată prin HG 1023/2011, organizată prin fuziunea Sc Electrocentrale Deva SA şi SC Electrocentrale Paroşeni SA;

decembrie 2012 – introducerea cadrului organizat de contractare a energiei electrice pentru clienţii finali mari.


4

II. PIAŢA ANGRO DE ENERGIE ELECTRICĂ

1. Structura schematică a pieţei angro

2. Participanţii la piaţa angro de energie electrică Participanţii* la piaţa angro în luna decembrie 2012 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.transelectrica.ro

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

Nr. crt. Denumire

A Producători de energie electrică care exploatează unităţi de producere dispecerizabile

1 SC CET Bacău SA2 SC CET Govora SA3 SC CET Oradea SA4 SC Cernavoda Power SRL5 SC Dalkia Termo Iaşi SRL6 SC Dalkia Termo Prahova SRL7 SC EDP Renewables Romania SRL8 SC Electrocentrale Bucureşti SA9 SC Electrocentrale Galaţi SA

10 SC Enel Green SRL11 SC Romconstruct Top SRL12 SC Termica SA Suceava13 SC Termoelectrica SA14 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

15 RAAN16 SN Nuclearelectrica SA17 SC OMV Petrom SA18 SC CE Hunedoara SA19 SC CE Oltenia SA20 SC CET Arad SA21 SC Hidroelectrica SA22 SC Lukoil Energy & Gaz Romania SRL23 SC OMV Petrom Power Park SRLB Operator de transport şi de sistem1 CN TRANSELECTRICA 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 Moldova 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 Energie Romania SA4 SC ENEL Energie Muntenia SA5 SC Electrica Furnizare SA

Nr. DenumireF Furnizori de energie electrică cu activitate

exclusivă pe piaţa angro1 SC Adederro G.P. Energy SRL2 Alpiq Energy SE3 SC Bitt-Reen SRL4 CEZ as5 SC CEZ Trade Romania SRL6 SC Dalkia Romania SRL7 Danske Commoditiesa/s Aarhus8 E&T ENERGIE Handelsgesellschaft9 SC Edison Trading SpA

10 SC Electrica SA11 SC Enel Trade Romania SRL12 Energy Financing Team Switzerland13 SC Energy Market Consulting SRL14 SC Energy Network SRL15 SC Energon Power&Gaz SRL16 SC Entrex Services SRL17 E.ON Energy Trading SE18 SC Ezpada SRL19 Ezpada SRO20 Freepoint Commodities Europe Ltd21 Gazprom Marketing & Trading22 GEN-I trgovanje in prodaja elektricne energije23 GEN-I Bukarest Electricity Trading and Sales24 SC Getica 98 COM SRL25 SC Grivco SA26 SC Iberdola Romania SRL27 SC MVM Partner Bucharest SRL28 OMV Trading GmbH29 RWE Supply Trading GmbH 30 Repower Trading Ceska Republica31 SC Romelectro SA32 SC Rudnap SRL33 Statkraft Markets GmbH34 SC Statkraft Romania SRL35 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 Power SRL6 SC Biol Energy SRL 7 SC EFE Energy SRL8 SC EGL Gas & Power Romania SA9 SC Electricom SA10 SC Electromagnetica SA11 SC Energotrans SRL12 SC Energy Distribution Services SRL13 SC Energy Financing Team Romania SRL14 SC Energy Holding SRL15 SC Enex SRL 16 SC Ennet Grup SRL17 SC Enol Grup SA18 SC Fidelis Energy SRL19 SC Gaz Sud Furnizare SRL20 SC GDF SUEZ Energy Romania SA21 SC General Com Invest SRL22 SC ICCO Energ SRL23 ILIOTOMI Impex GRPA24 SC ICPE Electrocond Technologies SA25 SC Luxten LC SA26 Magyar Aramszolgaltato KFT27 SC Monsson Energy Trading SRL28 OET Obedineni Energini Targovtsi29 SC Renovation Trading SRL30 SC Repower Furnizare Romania SRL31 SC Romenergy Industry SRL32 SC TEN Transilvania Energie SRL33 SC Tinmar Ind SA34 SC Transformer Supply SRL35 SC Transenergo Com SA

http://www.transelectrica.ro/


5

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

solid 39,8%

lichid0,4%gazos

18,8%

hidro18,0%

nuclear20,0%

eolian3,0%

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

- decembrie 2012-

Sursa: Raportările lunare ale producătorilor – prelucrare SMPE

solid 39,7%

lichid0,9%gazos

12,8%

hidro22,8%

nuclear20,2%

eolian3,5%

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

- anul 2012 -



6

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 2012, comparativ cu valorile zilnice din ultimii 5 ani, precum şi cu minima, maxima şi mediana realizate pentru fiecare zi din perioada 2000-2006, sunt prezentate în graficul următor:

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

1.01

13.0

1

25.0

1

6.02

18.0

2

2.03

14.0

3

26.0

3

7.04

19.0

4

1.05

13.0

5

25.0

5

6.06

18.0

6

30.0

6

12.0

7

24.0

7

5.08

17.0

8

29.0

8

10.0

9

22.0

9

4.10

16.1

0

28.1

0

9.11

21.1

1

3.12

15.1

2

27.1

2

GW

h

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

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]Rezerva energie 2012 [GWh]

20092008

2007

2010

2011

2012

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

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

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

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

2010 2011 2012

TWh

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

eolian

hidro

gaze

lichid

carbune

nuclear



7

În tabelul următor sunt prezentate principalele date de bilanţ fizic al energiei electrice corespunzătoare lunii decembrie 2012 cât şi aferente anului 2012 comparativ cu cele similare din anul 2011:

Nr. Crt. INDICATOR UM Dec

2011 Dec 2012 % 2011 2012 %

0 1 2 3 4 5=4/3*100 3 4 5=4/3*10

0 1 E produsă TWh 5,15 5,01 97,28 60,39 56,71 93,91 2 E livrată TWh 4,68 4,55 97,22 55,64 52,11 93,66 3 Import TWh 0,19 0,10 52,63 1,04 1,40 134,62 4 Export TWh 0,11 0,13 118,18 2,94 1,15 39,12 5 Consum Intern (2+3-4) TWh 4,75 4,52 95,16 53,74 52,36 97,43

6 Consum consumatori casnici alimentaţi în regim reglem.

TWh 1,07 1,12 104,67 11,59 12,02 103,71

7 Consum consumatori necasnici TWh 2,79 2,73 97,84 34,22 33,96 99,24

7.1 alimentaţi în regim reglem. TWh 0,82 0,81 98,78 8,70 8,85 101,72 7.2 alimentaţi în regim conc. TWh 1,97 1,92 97.46 25,52 25,11 98,39 8 Transport – TG TWh 4,76 4,86 102,10 55,01 53,37 97,02 9 Transport – TL TWh 4,85 4,92 101,44 56,06 53,93 96,20 10 CPT realizat transport TWh 0,086 0,099 115,12 1,071 1,018 95,05

11 Energie termică produsă pentru livrare Tcal 2268,19 2528,95 111,50 17600,65 15859,95 90,11

12 Energie termică produsă în cogenerare Tcal 2115,20 2103,24 99,43 15252,19 13542,82 88,79

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. Cantitatea la care se aplică TL este aceeaşi cu cea pentru care se aplică tariful de servicii de sistem

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 între producători sau între furnizori (încheiate direct sau prin intermediul platformelor de brokeraj), 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).

O dată cu intrarea în vigoare a noii Legi a energiei electrice şi gazelor naturale nr, 123/2012, 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. În acest fel, noile tranzacţii între participanţii la piaţa angro de energie electrică trebuie să se încheie exclusiv în urma participării la una din pieţele centralizate


8

organizate la nivelul operatorului de piaţă de energie electrică (SC OPCOM SA), singurul deţinător de licenţă ANRE pentru derularea respectivei activităţi (piaţa pentru ziua următoare, piaţa centralizată a contractelor bilaterale cu cele două modalităţi de tranzacţionare şi piaţa intrazilnică). Pentru a acoperi diversitatea nevoilor de tranzacţionare ale participanţilor la piaţa angro de energie electrică, la nivelul operatorului de piaţă sunt în fază de dezvoltare alte două modele de pieţe centralizate – Cadrul organizat de contractare a energiei electrice pentru clienţii finali mari şi respectiv Piaţa centralizată cu negociere dublă continuă a contractelor bilaterale de energie electrică (dezvoltată pe modelul unei platforme de tranzacţionare tip OTC).

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 luna decembrie 2012, comparativ cu luna anterioară şi cu luna decembrie 2011.

Volumele agregate şi preţurile medii din contractele de pe platformele de brokeraj şi respectiv din contractele negociate aferente lunilor noiembrie şi decembrie 2012, 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.123/2012, aflate încă în derulare la momentul raportării.


9

TRANZACŢII PE PIAŢA ANGRO Noiembrie

2012 Decembrie

2012 Decembrie

2011

1. PIAŢA CONTRACTELOR BILATERALE volum tranzacţionat (GWh) 6081 6529 7494 preţ mediu (lei/MWh) 191,71 188,83 187,43 % din consumul intern 137,3 144,5 157,6 1.1. Vânzare pe contracte reglementate

volum tranzacţionat (GWh) 1952 2125 2515 preţ mediu (lei/MWh) 148,42 150,68 167,56 % din consumul intern 44,1 47,0 52,9

1.2. Vânzare pe contracte încheiate pe platforme de brokeraj* volum tranzacţionat (GWh) 1348 1392

- preţ mediu (lei/MWh) 216,76 216,74 % din consumul intern 30,4 30,8

1.3. Vânzare pe contracte negociate** volum tranzacţionat (GWh) 2780 3012 4979 preţ mediu (lei/MWh) 209,96 202,85 197,47 % din consumul intern 62,8 66,7 104,7

2. EXPORT volum*** (GWh) 51 129 112 preţ mediu (lei/MWh) 163,74 372,93 216,18 % din consumul intern (%) 1,1 2,9 2,4

3. PIEŢE CENTRALIZATE DE CONTRACTE volum tranzacţionat (GWh) 813 886 477 preţ mediu (lei/MWh) 222,99 220,37 191,60 % din consumul intern 18,4 19,6 10,0

4. PIAŢA PENTRU ZIUA URMĂTOARE volum tranzacţionat (GWh) 906 1002 817 preţ mediu (lei/MWh) 203,35 183,62 258,83 % din consumul intern 20,5 22,2 17,2

5. PIAŢA INTRAZILNICĂ

volum tranzacţionat (GWh) 0,14 0,060 0,729 preţ mediu (lei/MWh)**** 335,66 235,00 315,67 % din consumul intern 0,003 0,001 0,015

6. PIAŢA DE ECHILIBRARE volum tranzacţionat (GWh) 348 357 741 % din consumul intern 7,9 7,9 15,6

volum tranzacţionat la creştere (GWh) 248 221 623 preţ mediu de deficit (lei/MWh) 296,54 278,15 332,98 volum tranzacţionat la scădere (GWh) 100 136 118 preţ mediu de excedent (lei/MWh ) 29,05 41,08 82,56

CONSUM INTERN (include cpt distribuţie şi transport) (GWh) 4428 4518 4754

Note: * Identificarea separată a contractelor încheiate pe platforme de brokeraj s-a făcut începând cu monitorizarea lunii

ianuarie 2012, în urma consultării participanţilor la piaţa de energie; în toate perioadele anterioare, aceste contracte sunt cuprinse în vânzarea pe contracte negociate

** 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

*** 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

**** Preţul mediu lunar este calculat pe baza volumului şi valorii tranzacţionate lunare publicate de SC Opcom SA


10

TRANZACŢII PE PIAŢA ANGRO 2010 2011 2012

1. PIAŢA CONTRACTELOR BILATERALE volum tranzacţionat (GWh) 79165 87168 76263 preţ mediu (lei/MWh) 161,62 173,51 189,75 % din consumul intern 152,2 162,2 145,7 1.1. Vânzare pe contracte reglementate

volum tranzacţionat (GWh) 28942 28021 23707 preţ mediu (lei/MWh) 166,35 164,29 151,85 % din consumul intern 55,6 52,1 45,3

1.2. Vânzare pe contracte încheiate pe platforme de brokeraj* volum tranzacţionat (GWh) 16020

212,97 30,6

preţ mediu (lei/MWh) - - % din consumul intern

1.3.Vânzare pe contracte negociate** volum tranzacţionat (GWh) 50223 59147 36536 preţ mediu (lei/MWh) 158,89 177,88 204,15 % din consumul intern 96,5 110,1 69,8

2. EXPORT volum*** (GWh) 3854 2942 1149 preţ mediu (lei/MWh) 170,90 192,78 223,15 % din consumul intern (%) 7,4 5,5 2,2

3. PIEŢE CENTRALIZATE DE CONTRACTE volum tranzacţionat (GWh) 4386 5031 8551 preţ mediu (lei/MWh) 157,01 171,78 215,25 % din consumul intern 8,4 9,4 16,3

4. PIAŢA PENTRU ZIUA URMĂTOARE volum tranzacţionat (GWh) 8696 8870 10718 preţ mediu (lei/MWh) 153,09 220,55 217,47 % din consumul intern 16,7 16,5 20,5

5. PIAŢA INTRAZILNICĂ volum tranzacţionat (GWh) - 4,585 7,425 preţ mediu (lei/MWh)**** 281,71 297,57 % din consumul intern 0,009 0,014

6. PIAŢA DE ECHILIBRARE volum tranzacţionat (GWh) 2965 4837 4709 % din consumul intern 5,7 9,0 9,0

volum tranzacţionat la creştere (GWh) 1410 3798 3108 preţ mediu de deficit (lei/MWh) 237,41 283,13 291,68 volum tranzacţionat la scădere (GWh) 1555 1039 1601 preţ mediu de excedent (lei/MWh ) 40,25 58,38 48,55 CONSUM INTERN (include cpt distribuţie şi transport) (GWh) 52027 53736 52361

Note: * Identificarea separată a contractelor încheiate pe platforme de brokeraj s-a făcut începând cu monitorizarea lunii ianuarie 2012, în urma consultării participanţilor la piaţa de energie; în toate perioadele anterioare, aceste contracte sunt cuprinse în vânzarea pe contracte negociate

** 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

*** 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

**** Preţul mediu lunar este calculat pe baza volumului şi valorii tranzacţionate lunare publicate de SC Opcom SA


11

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, pentru perioada 2008-2012, este prezentată în graficul următor:

0

2000

4000

6000

8000

10000

GWh

Evolutia lunara a volumelor tranzactionate pe piata angro comparativ cuconsumul intern

PIATA CONTRACTELOR REGLEMENTATEPIATA CONTRACTELOR NEGOCIATEPIATA CONTRACTELOR PE ALTE PLATFORMEPIETE CENTRALIZATE DE CONTRACTEPIATA PENTRU ZIUA URMATOAREPIATA DE ECHILIBRAREConsum 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 SMPE

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


12

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:

-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

2011 2012

TWh

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

Export comercial Import comercial Sold export-import

export

import

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

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

0

200

400

600

800

1000

0

50

100

150

200

250

300

350GWhlei/MWh

Evolutia lunara a pretului mediu si a volumului tranzactionat pe PZU

Volum tranzactionat pe PZU

Pretul mediu PZU Sursa: Raportările lunare ale S.C. OPCOM S.A. şi C.N. TRANSELECTRICA S.A. – prelucrare SMPE


13

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 2012 şi în anul 2012, este prezentată în tabelul următor:

Decembrie 2012

Energie de echilibrare

angajata (GWh)


efectiv livrata (GWh)

Abatere (%)

Reglaj secundar 80 80 0crestere 38 38 0scadere 41 41 0

Reglaj tertiar rapid 89 78 12crestere 36 34 5scadere 54 45 17

Reglaj tertiar lent 209 199 5crestere 155 149 4scadere 54 50 8

TOTAL 378 357 46crestere 229 221 48scadere 149 136 38

CONSUM INTERN 4518% volum tranzactionat din consumul intern 7.9%



AN 2012

Energie de echilibrare angajata

(GWh)


efectiv livrata (GWh)

Abatere (% )

Reglaj secundar 1018 1,018 0crestere 456 456 0scadere 562 562 0

Reglaj tertiar rapid 875 790 10crestere 395 378 4scadere 480 412 14

Reglaj tertiar lent 3060 2,900 5crestere 2360 2,272 4scadere 700 628 10

TOTAL 4953 4,708 5crestere 3212 3,106 3scadere 1742 1,601 8

CONSUM INTERN 52361% volum tranzactionat din consumul intern 9.0%


14

Structura, pe fiecare tip de reglaj, a energiei de echilibrare efectiv livrată este prezentată în figura următoare, în evoluţie, pentru perioada iulie 2005 – decembrie 2012:

0

200

400

600

800

GWh

Evolutia lunara a energiei efectiv livrata pe piata de echilibrare

Reglaj secundar

Reglaj tertiar rapid

Reglaj tertiar lent Sursa: Raportările lunare ale C.N. TRANSELECTRICA S.A. – prelucrare SMPE

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

250,000

500,000

750,000

1,000,000

1,250,000

1,500,000

IUL

05…

OC

T 05

IAN

06…

APR

IUL

06

OC

T 06

IAN

07…

APR

IUL

07

OC

T

IAN

08…

APR

IUL

08

OC

T

IAN

09…

APR IU

L

OC

T

IAN

10…

APR IU

L

OC

T

IAN

11…

APR IU

L

OC

T

IAN

12…

APR IU

L

OC

T

h*MW

Rezerva reglaj tertiar lent Rezerva reglaj tertiar rapid Rezerva reglaj secundar

Structura rezervelor achizitionate de CN Transelectrica SA



15

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.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

12000

13000

14000

15000

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0

mii leiGWh

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

Energia efectiv livrata pe PE platita ca management al congestiilor

Contravaloare aferenta managementului congestiilor


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

Producători În luna decembrie 2012, 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 Noiembrie 2012

Decembrie 2012

Decembrie 2011

0 1 2 3 Reglementat către furnizori impliciti, producători termo 804,26 1023,86 1158,03 Reglementat către furnizori impliciti, producător hidro 245,57 227,55 103,54 Reglementat către furnizori impliciti, producător nuclear 440,47 382,21 536,41 Reglementat pentru cpt distribuţie, producători termo 288,06 479,29 472,82 Reglementat pentru cpt distribuţie, producător hidro 117,95 167,47 29,12 Reglementat pentru cpt distribuţie, producător nuclear 179,57 190,06 139,77 Reglementat pentru cpt transport, producător termo 0,00 0,00 73,90 Reglementat, la alţi producători 18,84 18,60 0,92 Negociat, la alţi producatori 0,00 0,00 3,23 Negociat, la furnizori 537,70 636,85 645,83 Contracte pe pieţe centralizate (PCCB, PCCB-NC, BRM) 801,92 832,30 447,73 Furnizare la consumatori (reglementaţi şi concurenţiali) 342,42 309,31 295,02 Export 0,00 0,00 26,73 PZU 601,76 528,10 383,27 Total 4378,52 4795,60 4316,33



16

Furnizori În luna decembrie 2012, pe piaţa de energie electrică au activat 75 de operatori economici a căror activitate principală o constituie furnizarea de energie electrică; dintre aceştia 35 sunt furnizori care îşi desfăşoară activitatea doar pe PAN şi 40 sunt furnizori care au activitate şi pe PAM (inclusiv furnizorii 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 2012:

- GWh - Structură tranzacţii furnizori cu activitate

exclusivă pe PAN Decembrie

2011 Decembrie

2012 Achiziţii

import 51,30 39,24 contracte negociate cu alţi furnizori 2584,95 784,14 contracte negociate cu producători 100,82 134,70 tranzactii pe PCC 42,48 132,11

tranzactii pe alte platforme 0 1320,84 tranzacţii pe PZU 85,16 267,47

Vânzări export 77,63 84,63 contracte negociate cu alţi furnizori 2477,46 1047,09 contracte negociate cu producători 85,90 68,64 tranzactii pe PCC 29,76 16,85


Defalcarea pe tipuri de surse/destinaţii a volumelor tranzacţionate, preţurilor minime, medii şi maxime realizate în luna decembrie 2012 de către furnizorii cu activitate exclusivă pe PAN sunt reprezentate grafic în continuare:

import contr. neg. cualti furniz.

contr. neg. cuprod. disp.

tranzactii pePCC

tranzactii pealte platforme

tranzactii pePZU export contr. neg. cu

alti furniz.contr. neg. cu

prod. disp.tranzactii pe

PCCtranzactii pe

alte platformetranzactii pe

PZUPret minim 75.07 28.82 156.55 184.99 177.25 128.71 71.75 28.82 214.00 155.95 177.25 119.64Pret mediu ponderat 194.23 196.97 168.87 213.53 216.99 174.17 174.56 205.34 218.82 213.98 216.62 173.81Pret maxim 295.80 305.18 225.00 244.50 265.00 239.18 307.79 305.18 240.00 248.50 265.00 283.57Volum tranzactionat 39.24 784.14 134.70 132.11 1320.84 267.47 84.63 1047.09 68.64 16.85 1347.24 234.25

39 GWh

784 GWh

135 GWh 132 GWh

1321 GWh

267 GWh

85 GWh

1047 GWh

69 GWh17 GWh

1347 GWh

234 GWh

0.00

200.00

400.00

600.00

800.00

1000.00

1200.00

1400.00

1600.00

0

50

100

150

200

250

300

350

400GWhlei/MWh

Caracterizarea tranzactiilor realizate defurnizorii concurentiali cu activitate exclusiva pe piata angro

-DECEMBRIE 2012 -

ACHIZITII VANZARI

Sursa: Raportările lunare ale furnizorilor – prelucrare SMPE


17

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 2012, comparativ cu decembrie 2011:

- GWh -

Structură tranzacţii furnizori activi pe PAM (exclusiv furnizorii impliciţi)

Decembrie 2011

Decembrie 2012

Achiziţii import 82,17 12,20 contracte negociate cu alţi furnizori 1215,28 1109,33 contracte negociate cu producători 545,02 502,15 tranzactii pe PCC 375,49 434,64


Vânzări export 7,38 44,27 contracte negociate cu alţi furnizori 1512,71 1153,12 contracte negociate cu producători 61,64 46,92 tranzactii pe PCC 0 29,92

tranzactii pe alte platforme 0 44,28 tranzacţii pe PZU 115,80 189,89 consumatori industriali 1196,95 1135,85

Defalcarea pe tipuri de surse/destinaţii a volumelor tranzacţionate, preţurilor minime, medii şi maxime realizate în luna decembrie 2012 de către furnizorii cu activitate pe PAN şi PAM sunt reprezentate grafic mai jos:

import contr. neg.cu alti furniz.

contr. neg.cu prod.

disp.

tranzactii pePCC

tranzactii pealte

platforme

tranzactii pePZU export contr. neg.

cu alti furniz.

contr. neg.cu prod.

disp.

tranzactii pePCC

tranzactii pealte

platforme

tranzactii pePZU

consumatoriindustriali

Pret minim 167.64 130.50 135.07 157.00 199.00 137.03 143.25 151.10 182.82 180.00 178.80 88.89 70.36Pret mediu ponderat 215.93 212.14 187.87 219.33 212.06 195.54 220.04 209.69 216.08 189.16 220.42 196.83 215.48Pret maxim 240.64 264.68 260.50 267.77 260.00 246.57 296.74 264.68 260.00 190.00 253.00 316.50 309.88Volum tranzactionat 12.20 1109.33 502.15 434.64 70.68 385.06 44.27 1153.12 46.92 29.92 44.28 189.89 1135.85

12 GWh

1109 GWh

502 GWh435 GWh

71 GWh

385 GWh

44 GWh

1153 GWh

47 GWh 30 GWh 44 GWh

190 GWh

1136 GWh

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0

50

100

150

200

250

300

350

400GWhlei/MWh

Caracterizarea tranzactiilor realizate defurnizorii concurentiali cu activitate pe piata angro si piata cu amanuntul

- DECEMBRIE 2012 -

ACHIZITII VANZARI



18

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 2012, comparativ cu decembrie 2011:

- GWh -

Structură achiziţie furnizori impliciţi pentru segmentul

reglementat al PAM

Decembrie 2011

Decembrie 2012

contracte reglementate cu producători 1885,59 1643,54 contracte negociate 2,01 38,97 tranzacţii PCC 0,00 95,56 tranzacţii Intrazilnice 0,00 0,00 tranzacţii PZU 51,78 168,68

Detalierea achiziţiei de energie electrică a furnizorilor impliciţi, pe contractele reglementate încheiate cu principalii producători, în decembrie 2012 şi în anul 2012 este prezentată în graficele următoare:

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

CEZ EON ENEL ENELM EFURN TOTAL

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

DECEMBRIE 2012

SN Nuclearelectrica SA SC Complexul Energetic Oltenia SA SC Electrocentrale Bucuresti SA

SC Complexul Energetic Hunedoara SA OMV Petrom SC Hidroelectrica SA

Sursa: Raportările lunare ale furnizorilor impliciţi – prelucrare SMPE


19

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

CEZ EON ENEL ENELM EFURN TOTAL

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

AN 2012


SC OMV Petrom SA SC Complexul Energetic Hunedoara SA SC Hidroelectrica SA


Începând cu data de 1 septembrie 2012, furnizorii impliciţi prezintă separat în factura consumatorilor care nu au uzat de dreptul de eligibilitate, alţii decât cei casnici şi cei asimilaţi consumatorilor casnici, “Componenta de piaţă concurenţială” – (CPC), propus de fiecare furnizor implicit şi avizat 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. 30/2012.

Structura achiziţiei de energie electrică pe PAN a furnizorilor impliciţi (realizată înainte de ziua de livrare), pentru CPC, este prezentată în tabelul următor pentru luna decembrie 2012:

Structură achiziţie furnizori impliciţi pentru CPC

Cantitate [GWh]

Preţ mediu [lei/MWh]

contracte negociate 17,58 243,43 tranzacţii PCC 51,93 236,46 tranzacţii Intrazilnice 0 0 tranzacţii PZU 31,96 223,68 TOTAL 101,47 233,64

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 2012, comparativ cu luna similară a anului 2011:


20

- GWh - Structură tranzacţii furnizori impliciţi pentru

segmentul concurenţial al PAM Decembrie

2011 Decembrie

2012 Achiziţii

import 52,08 48,44 contracte negociate cu alţi furnizori 376,63 327,50 tranzactii pe PCC 0,00 127,91 tranzacţii pe PZU 173,96 59,18

Vânzări contracte negociate cu alţi furnizori 188,69 59,72 contracte negociate cu producători 0,00 0,00 contracte negociate cu operatori de distribuţie 4,02 0,00 tranzacţii pe PZU 3,12 20,72 consumatori industriali 462,55 478,26

Defalcarea pe tipuri de surse/destinaţii a volumelor tranzacţionate şi a preţurilor medii realizate în luna decembrie 2012 de către furnizorii impliciţi pe segmentul concurenţial al PAM este prezentată în graficul următor:

import contr. neg. cu alti furniz. tranzactii pe PCC tranzactii pe PZU contr. neg. cu alti furniz. tranzactii pe PZU consumatori industrialiPret mediu ponderat 209.38 213.53 223.62 218.39 201.01 190.03 246.45Volum tranzactionat 48.44 327.50 127.91 59.18 59.72 20.72 478.26

48 GWh

328 GWh

128 GWh

59 GWh 60 GWh

21 GWh

478 GWh

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

600

0

50

100

150

200

250

300GWhlei/MWh

Caracterizarea tranzactiilor realizate defurnizorii impliciti pe segmentul concurential al pietei cu amanuntul

- DECEMBRIE 2012 -

ACHIZITII VANZARI


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 2012 este prezentată în tabelul următor, comparativ cu luna similară a anului 2011:


21

- GWh -

Structură achiziţie Decembrie 2011

Decembrie 2012

contracte reglementate cu producători 658,83 842,18 contracte negociate cu furnizori 4,02 0 tranzacţii PZU 78,30 40,10

Structura achiziţiei de energie electrică a operatorilor de distribuţie principali, pe contractele reglementate încheiate cu principalii producători, în decembrie 2012 şi anul 2012, este prezentată în graficul următor:

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

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

Achizitia de energie electrica de la principalii producatori pe contracte reglementatea operatorilor de distributie principali

pentru acoperirea consumului propriu tehnologic

DECEMBRIE 2012


OMV Petrom Complexul Energetic Hunedoara SC Hidroelectrica SA

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


22

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

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

Achizitia de energie electrica de la principalii producatori pe contracte reglementatea operatorilor de distributie principali

pentru acoperirea consumului propriu tehnologic

AN 2012


SC Electrocentrale Deva SA SC Electrocentrale Paroseni SA SC Hidroelectrica SA

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

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

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 < 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 2012, calculaţi pe baza energiei electrice livrate în reţele de către producătorii cu unităţi dispecerizabile.


23

Indicatori de concentrare

- decembrie 2012 - C1 (%) C3 (%) HHI

Valoare 27,8 65,7 1623

Sursa: Raportările lunare ale producătorilor – prelucrare SMPE 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 2012 sunt prezentate în figura următoare, fiind stabilite în funcţie de energia electrică livrată în reţele. Acestea au fost calculate, considerând în totalul energie electrice livrate de SC CE Oltenia SA şi energia electrică livrată în reţele de producătorii SC CE Rovinari SA, SC CE Turceni SA, SC CE Craiova SA până la fuzionarea lor în iunie 2012. Acelaşi calcul a fost realizat şi pentru SC CE Hunedoara SA, prin cumularea energiei electrice livrate şi de SC Electrocentrale Paroşeni SA şi SC Electrocentrale Deva SA până la fuzionarea lor în noiembrie 2012.

Elcen; 6,4%

CE Oltenia; 30,4%

Termoelectrica; 0,1%CET Arad; 0,4%CET Bacau; 0,3%

El Galati; 1,0%

CET Govora; 1,0%

Mun Iasi; 0,3%Electrocentrale Oradea; 0,5%Lukoil; 0,3%

RAAN; 2,1%

Termica Suceava; 0,3%

Dalkia Termo; 0,8%

OMV Petrom; 3,6%

Hidroelectrica; 22,8%

Nuclearelectrica; 20,2%

EDP Renewables; 0,4%

Cernavoda Power; 0,5%

Enel Green Power; 0,8%

Tomis Team; 1,5%

Romconstruct Top; 0,1%

OMV Petrom Wind Power;0,2%

Dalkia Termo Iasi; 0,1%

CE Hunedoara; 5,9%

Altii; 6,1%

Cotele de piata ale producatorilor detinatori de unitati dispecerizabile privind energia electrica livrata in retele

- anul 2012 -

Indicatori de concentrare :C1 - 30,4%C3 - 73,4%

HHI - 1914

Cota de piata a CE Oltenia include si cotele CE Craiova, CE Rovinari si CE Turceni pentruprimele 6 luni din 2012Cota de piata a CE Hunedoara include si cotele Electrocentrale Deva si Electrocentrale Parosenipentru primele 10 luni din 2012


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 2012 şi anul 2012, determinaţi pe baza energiei efectiv livrate, pentru fiecare din cele 3 tipuri de reglaje definite în Codul Comercial sunt prezentate în tabelul următor:

crestere scadere crestere scadere crestere scadereC1 - % - 59 54 77 52 50 44C3 - % - 99 100 95 87 89 86HHI 4721 4480 6154 3523 3435 3027

Secundar Tertiar rapid Tertiar lentIndicatori de structura/concentrare a pietei

de echilibrare - decembrie 2012 -

Reglaje



24

crestere scadere crestere scadere crestere scadereC1 - % - 60 57 78 53 30 46C3 - % - 99 99 93 93 78 95HHI 4815 4665 6250 3926 2375 3446

Indicatori de structura/concentrare a pietei de echilibrare

AN 2012

ReglajeSecundar Tertiar rapid Tertiar lent


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 2012, a fost organizată licitaţie pentru achiziţionarea diferenţelor dintre cantităţile reglementate şi cele stabilite ca necesare de UNO-DEN pentru rezerva de reglaj terţiar lent.

În tabelul următor, este prezentată relaţia dintre componenta reglementată şi cea concurenţială a pieţei STS pentru luna decembrie 2012 şi pentru întregul an 2012, 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 2012 -

Rezerva reglaj

secundar

Rezerva terţiară rapidă

Rezerva terţiară

lentă

componenta reglementată

Cantitate contractată

(h*MW) 262 980 535 680 260 400

C1 (%) 49,5 82,2 45,0 C3 (%) 100,0 93,3 92,1

componenta concurenţială


(h*MW) 0 0 0

C1 (%) - - - C3 (%) - - -

HHI - - - Sursa: Raportările lunare ale C.N. TRANSELECTRICA S.A. – prelucrare SMPE

Indicatori de concentrare pe piaţa STS

- anul 2012 -

Rezerva reglaj

secundar

Rezerva terţiară rapidă

Rezerva terţiară

lentă

componenta reglementată


(h*MW) 3 156 750 6 324 480 3 022 800

C1 (%) 53,0 82,5 46,5 C3 (%) 98,9 93,2 89,3

componenta concurenţială


(h*MW) 147 365 694 707 1 823 517

C1 (%) 93,9 98,4 51,6 C3 (%) 100 100 88,0

HHI 8858 9679 3500 Sursa: Raportările lunare ale C.N. TRANSELECTRICA S.A. – prelucrare SMPE


25

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 2012, determinaţi pe baza cantităţilor tranzacţionate de participanţi pe această piaţă.

Indicatori de concentrare pe PZU - decembrie 2012 - C1 (%) C3 (%) HHI

Cumpărare 11,27 28,31 527

Vânzare 13,05 33,26 591 Sursa: Raportările lunare ale SC OPCOM SA – prelucrare SMPE

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 2012 şi în anul 2012, 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.


26

0

20

40

60

80

100

120

140

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

Euro/MWhPRETURI SPOT ORARE

Decembrie 2012

EXAA Opcom

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

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

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

Euro/MWh

PRETURI SPOT ORARE2012

EXAA Opcom

Max EXAA: 176 Euro/MWhMax Opcom: 96 Euro/MWh

Max EXAA: 176 Euro/MWhMax Opcom: 96 Euro/MWh

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

– prelucrare SMPE


27

0

20

40

60

80

1-Dec-12 8-Dec-12 15-Dec-12 22-Dec-12 29-Dec-12

Euro/MWh

PRETURI SPOT MEDII ZILNICEDecembrie 2012

EXAA Opcom


0

20

40

60

80

100Euro/MWh

PRETURI SPOT MEDII ZILNICE2012

EXAA Opcom


28


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

0

50

100

150

200

250

300

350

400

Jul-0

5Se

p-05

Nov

-05

Jan-

06M

ar-0

6M

ay-0

6Ju

l-06

Sep-

06N

ov-0

6Ja

n-07

Mar

-07

May

-07

Jul-0

7Se

p-07

Nov

-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

-09

Jan-

10M

ar-1

0M

ay-1

0Ju

l-10

Sep-

10N

ov-1

0Ja

n-11

Mar

-11

May

-11

Jul-1

1Se

p-11

Nov

-11

Jan-

12M

ar-1

2M

ay-1

2Ju

l-12

Sep-

12N

ov-1

2

lei/M

Wh

Preturi spot medii saptaminaleIulie 2005 - Decembrie 2012

Preturi medii de zi (6-22)

Preturi medii (0-24) Sursa: Raportările zilnice ale S.C. OPCOM S.A. – prelucrare SMPE

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).


29

0

100

200

300

400

500

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

lei/MWh

Preturi orare de decontareluna Decembrie 2012

pret de deficitpret de excedentpret PZUvaloare plafon a pretului pe PE

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

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

8500

9000

9500

10000

10500

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

240

260

280

300

320

340

360

380

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

MWhlei/MWh

Valori medii orare ale preturilor de decontare si ale consumului intern brut realizatdecembrie 2012

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 SMPE


30

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

lei/MWh

Preturi medii lunare inregistrate pe PZU si PEIULIE 2005 - DECEMBRIE 2012

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

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


31

III. PIAŢA CU AMĂNUNTUL DE ENERGIE ELECTRICĂ

1. Structura schematică a pieţei cu amănuntul

Consumatori alimentaţi în regim reglementat

Consumatori alimentaţi în regim concurenţial

FURNIZORI FURNIZORI DE ULTIMĂ OPŢIUNE

FURNIZORI IMPLICŢI

Consumatori alimentaţi la tarife de FUO

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

Hotarâre de Guvern

Grad 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 2012, 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.


32

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Evolutia gradului de deschidere a pietei de energie electricain perioada Ianuarie 2004 - Decembrie 2012

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

50%

HG 638/2007: 100%

.

Sursa: Raportările lunare ale furnizorilor consumatorilor finali – prelucrare SMPE

4. 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 impliciţi, cu activitate pe PAM – în funcţie de energia electrică furnizată consumatorilor în regim reglementat (inclusiv CPC), precum şi de energia electrică furnizată consumatorilor care şi-au schimbat furnizorul sau şi-au negociat contractul;


33

Electrica Furnizare; 22.65%

ENEL Energie Muntenia; 10.22%

ENEL Energie; 9.86%

E.ON Energie Romania; 8.43%

CEZ Vanzare; 8.02%

Alro; 6.72% Tinmar Ind; 3.14%Repower Furnizare Romania;

2.91%Energy Holding; 2.63%

OMV Petrom; 2.20%

Alpiq RomEnergie; 2.10%

Arcelormittal Galati; 2.08%

CE OLTENIA; 1.81%

Alpiq RomIndustries; 1.75%

Electromagnetica; 1.63%EFT Romania; 1.35%

Altii; 12.51%

Categoria "Altii" include 46 de furnizori ale caror cote de piata individuale sunt sub 1%

Consum final: 45985 GWh

Cotele de piata ale furnizorilor de energie electrică pentru consumatorii finali- IANUARIE - DECEMBRIE 2012 -

Sursa: Raportările lunare ale furnizorilor consumatorilor finali – prelucrare SMPE

*Actualizat la data de 30.04.2013

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

ELECTRICA FURNIZARE38.27%

ENEL ENERGIE MUNTENIA

17.28%

E.ON ENERGIE ROMANIA14.25%

CEZ VANZARE13.55%

ENEL ENERGIE16.65%

Cote de piață ale furnizorilor impliciți pe piața reglementată- IANUARIE - DECEMBRIE 2012 -

Consum final consumatori alimentati in regim reglementat : 20880 GWh



34

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.

Alro; 12.43%

Electrica Furnizare; 11.83%

Tinmar Ind; 5.81%

Repower Furnizare Romania; 5.38%

Energy Holding; 4.87%

E.ON Energie Romania; 4.76%

CEZ Vanzare; 4.10%OMV Petrom; 4.06%

Alpiq RomEnergie; 3.88%Arcelormittal Galati; 3.85%

CE OLTENIA; 3.34%

Alpiq RomIndustries; 3.23%

Electromagnetica; 3.01%

ENEL Energie; 2.87%

EFT Romania; 2.50%

ENEL Energie Muntenia; 1.90%

CE Craiova; 1.81%Renovatio Trading; 1.80%

EGL Gas & Power Romania; 1.78%

OET Targovsti; 1.63%Transenergo Com; 1.43%

Hidroelectrica; 1.24%RAAN - Romag Termo; 1.09%

Nuclearelectrica; 1.05%Arelco Distributie; 1.05%

Altii; 9.29%

Cote de piata ale furnizorilor pe piata concurentiala- IANUARIE - DECEMBRIE 2012 -

Consum consumatori alimentati in regim concurential: 25105 GWh Indicatori concentrare piata:

HHI - 530 C3 - 30%; C1 - 12% Categoria "Altii" include 37 de furnizori ale caror cote de piata individuale sunt sub 1%


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, structurat în funcţie de dimensiunea activităţii desfăşurate pe această piaţă, în luna decembrie 2012.

Numărul

furnizorilor Ponderea vânzărilor la consumatorii finali din totalul

tranzacţiilor de vânzare

100% 75% - 100% 50% - 75% <50% Concurenţiali 6 8 4 17 Impliciţi 0 4 1 0



35

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 2012 –decembrie 2012:

557579 597 583 569 558 552 536 532 525 535

585

3031 32

31 3130 30

2930 29 30

31

0

5

10

15

20

25

30

35

0

200

400

600

800

1000

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

2012

C3 [%]HHI

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


În tabelul următor sunt prezentate valorile indicatorilor de structură a componentei concurenţiale a PAM şi numărul furnizorilor activi în luna decembrie 2012 şi în anul 2012, calculaţi pentru fiecare categorie de consum definită de Directiva nr. 2008/92/CE:

Indicatori - Decembrie 2012IA IB IC ID IE IF Altii

C1 - % - 43 28 28 15 13 22 34 14C3 - % - 68 53 46 34 33 52 59 31HHI 2336 1309 1171 682 760 1268 1694 585Consum - GWh - 4.5 119 165 460 232 197 744 1922NR. FURNIZORI 23 40 41 41 20 12 16 49

nr. furnizori impliciti 5 5 5 5 3 3 1 5nr. furnizori concurentiali 14 30 30 31 15 9 8 35nr. producatori 4 5 6 5 2 0 7 9

Total PAM conc

Categorie consumator


Indicatori - an 2012

IA IB IC ID IE IF AltiiC1 - % - 50 27 26 15 13 20 28 12C3 - % - 77 69 62 43 33 51 64 30HHI 2972 1314 1091 702 740 1204 1161 530Consum - GWh - 56.3 1307 2081 5797 2859 2459 10547 25105NR. FURNIZORI 27 48 50 49 25 13 22 62

nr. furnizori impliciti 5 5 5 5 4 3 2 5nr. furnizori concurentiali 15 35 35 36 17 9 11 45nr. producatori 7 8 10 8 4 1 9 12

Total PAM conc

Categorie consumator



36

6. Evoluţia numărului de consumatori şi a energiei aferente acestora Numărul 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 2012 este structurat pe categorii de consumatori, în conformitate cu prevederile Directivei nr. 2008/92/CE. Tabelul următor detaliază intervalele de consum corespunzătoare fiecărei categorii în parte:

Categorii consumatori necasnici

Banda - IA <20Banda - IB 20 <500Banda - IC 500 <2000Banda - ID 2000 <20000Banda - IE 20000 <70000Banda - IF 70000 <=150000

Altii >150000

Consum anual cuprins in intervalul (MWh):

12597 12764 12751 1284712481

13193 13028 13125 13219 13251 13392 13303

0

400

800

1200

1600

2000

2400

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

12000

13000

14000

IAN 2012 FEB MAR APR MAI IUN IUL AUG SEP OCT NOV DEC

2012

GW

h/luna

Num

ar c

onsu

mat

ori

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

Numarul de consumatori alimentati in regim concurential

Energia electrica furnizata consumatorilor alimentati in regim concurential

Sursa: Raportările lunare ale furnizorilor concurenţiali – prelucrare SMPE


37

4

119

165

460

232

197

744

0

100

200

300

400

500

600

700

800

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

IA IB IC ID IE IF Altii

Consum (G

Wh)

Num

ar c

onsu

mat

ori

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

- DECEMBRIE 2012 -

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


56

1307

2081

5797

2859

2459

10547

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000


Consum

(GW

h)

Num

ar c

onsu

mat

ori

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

-ANUL-2012 -

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



38

7. Preţuri medii de vânzare la consumatorii alimentaţi în regim concurenţial Graficul următor prezintă preţurile medii de vânzare pentru luna decembrie 2012 ale consumatorilor alimentaţi în regim concurenţial, structuraţi în conformitate cu prevederile Directivei nr. 2008/92/CE, respectiv pentru anul 2012.

4

119165

460

232197

744

431

401

367

333321

296

234

0

100

200

300

400

500

600

700

800

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500


GW

hle

i/M

Wh

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

- DECEMBRIE 2012 -

Consum (MWh)

Pret mediu (lei/MWh)


56

1307

2081

5797

28592459

10547414395

358

326310

290

244

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450


GW

hle

i/MW

h

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

- ANUL- 2012 -

Consum (MWh)

Pret mediu (lei/MWh)



39

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.

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 decembrie 2012.

TG producatori44,3%

TG import0,8%

TL cpt distributie10,3%

TL furnizori impliciti*27,6%

TL export1,4%

TL cons propriu prod1,1%

TL pt consumatori alimentati

concurential14,6%

Structura veniturilor CN Transelectrica SA din serviciile de transport- Decembrie 2012 -

* energia extrasa atat din zona proprie de licenta cat si din alte zone


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.

Structura costurilor cu achiziţia serviciilor tehnologice de sistem suportate de C.N. Transelectrica S.A. în luna decembrie 2012 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.


40

banda reglaj secundar16710 mii lei

42%

rezerva tertiara rapida17014 mii lei

43%

rezerva tertiara lenta6065 mii lei

15%

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

- decembrie 2012 -


Structura costurilor cu achiziţia serviciilor tehnologice de sistem suportate de C.N. Transelectrica S.A. în anul 2012 se prezintă în graficul următor:

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

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

rezerva tertiara lenta rezerva tertiara rapida banda reglaj secundar

Structura costurilor CN Transelectrica SA cu achizitia de STS de la producatorii calificati-2012-mii lei



41

V. ETICHETAREA ENERGIEI ELECTRICE FURNIZATE ÎN ANUL 2012 Eticheta naţională a energiei electrice furnizate consumatorilor la tarife reglementate în cursul anului 2012 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.

Furnizor ultimă instanţă XTelefon: 0800 - xxxxxxxxxxSite Internet: www.furnizor-x.com

Sursă primară de energie electrică

Furnizor ultimă

instanţă X

Producţie energie electrică România

2012Cărbune 35.44% 37.62%Nuclear 30.69% 19.59%Gaze naturale 14.71% 13.79%Păcură 0.71% 0.58%Alte surse conventionale 0.00% 0.51%

Surse regenerabile 18.44% 27.92%Hidroelectric 18.44% 22.17%Eolian 0.00% 5.35%Biomasa 0.00% 0.35%Solar 0.00% 0.02%Alte regenerabile 0.00% 0.03%

Deşeuri radioactive (0.006g/kWh)

Emisii de CO2 la nivelul României : 408.67 g/kWhDeşeuri radioactive la nivelul României: 0.004 g/kWhImpact asupra mediului sub/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 2012

Impact asupra mediului

Emisii de CO2 furnizor (390.7g/kWh)

Cărbune 35.44%

Nuclear 30.69%

Gaze naturale 14.71%

Păcură 0.71%

Surse regenerabil

e 18.44%

Energia electrica furnizata de furnizorul X a fost produsa din

urmatoarele surse

15796

0 50 100 150 200 250

1

%


42

În anul 2012, emisiile medii de CO2 rezultate din producerea energiei electrice au avut valoarea de 408,67 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 2012 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.

Sursă primară Emisii CO2

specifice [g/kWh]

Cărbune 915,7

Gaze naturale 419,5

Păcură 622,6

Alte surse convenţionale 0,0

Media sectorială 390,7

Graficul de mai jos evidenţiază emisiile specifice de CO2 din anul 2012 ale principalilor producători de energie electrică, rezultate din producerea energiei electrice.

13701305

928 925857

764 738 718 689 639 606 602 588 550 545 543 532 530 530 489 461 460 460 451 448 430 408 387 378 366 355 347 341 333 314 281 258 255 235 201 200106

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

Emisii specifice de CO2 la principalii producători de energie electrică în 2012

Carbune Gaze naturale Păcură Alte convenţionale Valoarea medie ponderată a emisiilorNotă: Se raportează cantitatea de emisii de CO2 (exclusiv CH4 şi NOx)la producţia bruta de energie electrică din fiecare combustibil

Sursa: Raportările producătorilor conform Ordinului 69/2009 – prelucrare SMPE


43

VI. EVOLUŢIA REGULILOR PIEŢEI ÎN LUNA DECEMBRIE 2012

În luna decembrie 2012, ANRE a emis următoarele reglementări, cu incidenţă asupra pieţei angro şi cu amănuntul de energie electrică:

• Ordinul preşedintelui ANRE nr. 43/12.12.2012 privind completarea Metodologiei de stabilire şi ajustare a preţurilor pentru energia electrică şi termică, produsă şi livrată din centrale de cogenerare ce beneficiază de schema de sprijin, respectiv a bonusului pentru cogenerarea de înaltă eficienţă, aprobată prin Ordinul nr. 3/2010;

• Ordinul preşedintelui ANRE nr. 44/12.12.2012 privind aprobarea preţului de referinţă şi a preţului reglementat pentru energia electrică aplicabile în anul 2013 producţiei de energie electrică şi termică în cogenerare care beneficiază de bonus;

• Ordinul preşedintelui ANRE nr. 45/12.12.2012 privind aprobarea valorilor bonusurilor de referinţă pentru energia electrică produsă în cogenerare de înalta eficienţă şi ale preţurilor de referinţă pentru energia termică produsă în cogenerare;

• Ordinul preşedintelui ANRE nr. 51/19.12.2012 pentru aprobarea tarifelor specifice pentru serviciul de distribuţie a energiei electrice prestat de operatorii principali de distribuţie a energiei electrice;

• Ordinul preşedintelui ANRE nr. 52/19.12.2012 privind aprobarea tarifului mediu pentru serviciul de transport, a tarifului pentru serviciul de sistem, a tarifului practicat de operatorul pieţei de energie electrică şi a tarifelor zonale aferente serviciului de transport, practicate de operatorii economici din sectorul energiei electrice;

• Ordinul preşedintelui ANRE nr. 53/19.12.2012 pentru aprobarea tarifelor reglementate la energia electrică livrată de furnizorii de ultima instanţă consumatorilor casnici şi asimilaţi consumatorilor casnici care nu şi-au exercitat dreptul de eligibilitate;

• Ordinul preşedintelui ANRE nr. 54/19.12.2012 privind tarifele reglementate la energia electrică livrată de furnizorii de ultimă instanţă consumatorilor finali care nu şi-au exercitat dreptul de eligibilitate, alţii decât cei casnici şi cei asimilaţi consumatorilor casnici, precum şi a preţurilor pentru energia reactivă;

• Ordinul preşedintelui ANRE nr. 55/19.12.2012 pentru aprobarea Regulamentului privind cadrul organizat de contractare a energiei electrice pentru clienţii finali mari;

• Decizia preşedintelui ANRE nr. 3272/19.12.2012 privind aprobarea cantităţilor produse în unităţi de cogenerare de înaltă eficienţă care beneficiază de schema bonus pentru luna noiembrie 2012;

• Deciziile preşedintelui ANRE nr. 3275-3310/19.12.2012 privind aprobarea bonusului individual pentru energia electrică produsă în cogenerare de înaltă eficienţă şi livrată în SEN în 2013 de producători dispecerizabili şi nedispecerizabili;

• Decizia preşedintelui ANRE nr. 3309/19.12.2012 privind preţurile şi cantităţile reglementate practicate în sectorul energiei electrice de producătorul SC CE Oltenia SA;

• Decizia preşedintelui ANRE nr. 3310/19.12.2012 privind preţurile şi cantităţile reglementate practicate în sectorul energiei electrice de producătorul SC CE Hunedoara SA;


44

• Decizia preşedintelui ANRE nr. 3311/19.12.2012 privind preţurile şi cantităţile reglementate practicate în sectorul energiei electrice de producătorul SN Nuclearelectrica SA;

• Decizia preşedintelui ANRE nr. 3312/19.12.2012 privind preţurile şi cantităţile reglementate practicate în sectorul energiei electrice de producătorul SC Hidroelectrica SA;

• Decizia preşedintelui ANRE nr. 3313/19.12.2012 privind preţurile şi cantităţile reglementate practicate în sectorul energiei electrice de producătorul SC OMV Petrom SA;

• Decizia preşedintelui ANRE nr. 3315/19.12.2012 privind achiziţia reglementată de energie electrică destinată acoperirii serviciilor tehnologice de sistem de la SC Electrocentrale Bucureşti SA;

• Decizia preşedintelui ANRE nr. 3316/19.12.2012 privind achiziţia reglementată de energie electrică destinată acoperirii serviciilor tehnologice de sistem de la SC Dalkia Termo Prahova srl;

• Decizia preşedintelui ANRE nr. 3317/19.12.2012 privind achiziţia reglementată de energie electrică destinată acoperirii serviciilor tehnologice de sistem de la SC Electrocentrale Galaţi SA;

• Decizia preşedintelui ANRE nr. 3318/19.12.2012 privind achiziţia reglementată de energie electrică destinată acoperirii serviciilor tehnologice de sistem de la SC Hidroelectrica SA;

• Decizia preşedintelui ANRE nr. 3319/19.12.2012 privind achiziţia reglementată de energie electrică destinată acoperirii serviciilor tehnologice de sistem de la SC CE Hunedoara SA;

• Decizia preşedintelui ANRE nr. 3320/19.12.2012 privind achiziţia reglementată de energie electrică destinată acoperirii serviciilor tehnologice de sistem de la SC CE Oltenia SA.

VII. EXPLICAŢII ŞI PRESCURTĂRI

1. 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 reprezintă 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;

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


45

2. Prescurtări

SMPE – 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

http://www.eex.de/

http://www.exaa.at/

monitdec12rom.pdf

Documents