Raport anual ANRE 2011

M M M N N N N IU AN Volum tranzactionat pe PZU Volum tranzactionat pe PE Graficul următor prezintă evoluţiile preţurilor medii lunare de decontare a dezechilibrelor înregistrate de PRE-uri (preţul de excedent şi preţul de deficit) pentru perioada iulie 2005 - decembrie 2011. Valorile medii ale preţurilor de decontare pentru anul 2011 au fost de 283 lei/MWh preţul de deficit (cu cca 22% mai mare decât cel înregistrat în anul 2010) şi 58 lei/MWh preţul de excedent (cu cca 47% mai mare comparativ cu 2010). Se menţionează faptul că valorile precizate sunt calculate ca medie aritmetică a preţurilor orare înregistrate. 41 Raport anual 2011 Preturi medii lunare inregistrate pe PZU si PE lei/MWh IULIE 2005 - DECEMBRIE 2011 350 300 250 200 150 100 50 0 IA V I IA V I IA V I IA V I IA V I JA V V R R R R R R Y P P P P P P P L 06 L 07 L 08 L 09 L 10 L 11 05 A A A A A SE SE SE SE SE SE SE JU IU IU IU IU IU O A O A O A O A O A O A A O M M M M M N N N N N N L M M M M M M M N N N N N N N IU Pret mediu pe PZU Pret mediu de deficit Pret mediu de excedent Linear (Pret mediu de deficit) Linear (Pret mediu pe PZU) Linear (Pret mediu de excedent) O caracteristică a anului 2011 o reprezintă faptul că valoarea suplimentară lunară rezultată din piaţa de echilibrare şi decontarea dezechilibrelor PRE a reprezentat un cost, cu excepţia lunii aprilie, valoarea cumulată pe întreaga perioadă fiind de 100,16 mil lei. Din rapoartele de monitorizare transmise de OTS rezultă că la acest rezultat au contribuit creşterea volumelor tranzacţionate pe PE, care au făcut necesară participarea la echilibrarea SEN a producătorilor în cogenerare, cu costuri de pornire/operare mari. Având în vedere atribuţiile C.N. Transelectrica S.A. în domeniul monitorizării pieţelor centralizate pe care le administrează, ANRE a solicitat acesteia efectuarea unei analize specifice pentru a identifica şi a evalua impactul principalelor cauze care au condus la înregistrarea de costuri suplimentare pe piaţa de echilibrare (pentru lunile în care s-au înregistrat costuri). Ca urmare, OTS a identificat şi cuantificat: efectele variaţiilor momentane ale consumului, ordinele de oprire realizate cu altă unitate dispecerizabilă decât cea selectată pe piaţa de echilibrare, costurile cu pornirea grupurilor termo, necesitatea pornirii/menţinerii în funcţiune a unităţilor dispecerizabile termo pe durata întregii 42 Raport anual 2011 zile, considerarea preţului de deficit egal cu preţul de închidere al PZU în cazul în care nu există selecţii la creştere pe piaţa de echilibrare, modificarea în platforma de tranzacţionare a notificărilor fizice ale PRE-urilor după ziua de livrare. Se remarcă faptul că, prin corectarea rezultatelor suplimentare ale PE, cu costurile estimate de OTS pentru fiecare factor de influenţă identificat, nu s-a obţinut transformarea costurilor în venituri pentru fiecare lună analizată. O explicaţie posibilă a menţinerii costurilor chiar şi după corectarea acestora, ar putea-o constitui faptul că bilanţul cantitativ al PE, în lunile respective, prezintă neînchideri. Piaţa serviciilor tehnologice de sistem Piaţa de servicii tehnologice de sistem funcţionează pe tipuri de rezerve: secundară, terţiară rapidă şi terţiară lentă. Întrucât pe piaţa de servicii de sistem există în mod constant o concentrare ridicată (producătorul hidro fiind capabil să realizeze cea mai mare parte a acestora, la o calitate superioară), asigurarea rezervelor se realizează, de regulă, prin contracte reglementate, încheiate între producători şi OTS (Operatorul de transport şi de sistem) pentru o parte din cantitatea necesară, restul fiind asigurat prin contracte încheiate în sistem concurenţial, în urma licitaţiilor desfăşurate de OTS. În următorul tabel sunt prezentaţi indicatorii de concentrare pentru piaţa serviciilor tehnologice de sistem la nivelul anului 2011. - Anul 2011 - Rezerva reglaj Rezerva terţiară Rezerva terţiară secundar rapidă lentă Cantitate contractată 3.505.000 5.851.320 4.550.120 componenta (h*MW) reglementată C1 (%) 56,1 80,2 40,2 C3 (%) 83,5 88,3 84,7 Cantitate contractată 0 373.846 1.216.950 (h*MW) componenta concurenţială C1 (%) - 77,0 63,4 C3 (%) - 93,3 96,5 HHI - 6089 4815 În anul 2011, asigurarea rezervelor de reglaj a fost realizată prin contracte încheiate între OTS şi furnizorii de servicii tehnologice de sistem (producători calificaţi pentru acest tip de seviciu); în timp ce acoperirea în regim reglementat a necesarului solicitat de UNO-DEN pentru rezerva de reglaj secundar a fost de 100%, pentru acoperirea 43 Raport anual 2011 într-o măsură cât mai mare a necesarului de rezerve pentru reglaj terţiar, pe lângă contractele reglementate, cu cantităţi aprobate prin Decizii ale ANRE, au fost organizate şi licitaţii. Cantităţile realizare prin licitaţii au reprezentat cca. 15% din totalul celor destinate rezervei de reglaj terţiar (rapid şi lent). Tarifele reglementate de achiziţie a serviciilor tehnologice de sistem pentru 2011 au rămas la nivelul celor din 2009, fiind unice pentru toţi furnizorii de STS. Pe parcursul anului, au avut loc unele cedări de obligaţii contractuale pentru rezervele de reglaj terţiar rapid şi lent între respectivii furnizori de STS, în vederea îndeplinirii cantităţilor contractate Alocarea capacităţilor de interconexiune Alocarea capacităţilor de interconexiune pe liniile de interconexiune ale Sistemului Electroenergetic Naţional cu sistemele vecine, în vederea realizării tranzacţiilor de import/export şi tranzit de energie electrică a continuat să se realizeze coordonat, prin licitaţii explicite, pe termen mediu (anuale şi lunare) şi pe termen scurt (zilnice şi intra-day), pe graniţele cu Ungaria şi Bulgaria. În anul 2011, în urma acordului încheiat de CN Transelectrica SA şi MAVIR - operatorul de transport şi sistem din Ungaria - capacitatea de transfer pe liniile de interconexiune pe graniţa cu Ungaria (import şi export) a fost alocată bilateral coordonat ca rezultat al licitaţiilor anuale, lunare şi intra-zilnice (organizate de CN Transelectrica SA pentru 100% din capacitate) şi zilnice (organizate de MAVIR). În mod similar, conform unui acord încheiat între CN Transelectrica SA şi ESO-EAD - operatorul de transport şi sistem din Bulgaria -, licitaţiile pe termen mediu (anual şi lunare) pe graniţa cu Bulgaria, pe ambele sensuri sunt organizate de partea bulgară pentru 100% din capacitate, în timp ce organizarea licitaţiilor pentru alocarea zilnică şi intra-zilnică se află în responsabilitatea CN Transelectrica SA, pentru întreaga capacitate. Moneda de tranzacţionare este euro. Stabilirea valorii ATC disponibile pentru licitaţiile zilnice şi intra-zilnice utilizează principiul netuirii, iar participanţii sunt obligaţi să respecte principiul parteneriatului exclusiv (1:1). Capacitatea câştigată în urma desfăşurării acestui tip de licitaţii nu poate fi transferată către un alt participant. Pe graniţa cu Serbia, alocarea capacităţii de interconexiune s-a realizat anual şi lunar, licitaţiile fiind organizate pentru alocare în ambele direcţii în procent 50%-50%, în baza unui nou memorandum încheiat între CN Transelectrica SA şi operatorul de transport şi sistem din Serbia, la sfârşitul anului 2010. Pe graniţa cu Ucraina, utilizarea capacităţii a fost condiţionată, şi în 2011, de acordul scris al operatorul de transport şi sistem din ţara respectivă. 44 Raport anual 2011 Anul 2011 este caracterizat în primul rând de creşterea interesului participanţilor pentru rezervarea de capacitate pe graniţele cu Ungaria şi Serbia pe direcţia export, fapt care a condus la creşterea preţului la licitaţia anuală de la cca. 6 lei/MWh în cazul Ungariei, în 2010, la 13-14 lei/MWh în 2011; similar, pe graniţa cu Serbia, preţul la acelaşi tip de licitaţie a crescut de la 4 lei/MWh în 2010, la mai mult de dublu (cca. 9- 11 lei/MWh). La licitaţia anuală pentru 2011, preţurile pentru rezervarea capacităţii la import au rămas aproximativ aceleaşi ca în 2010, mult mai mici decât cele la export (preţuri care nu depăşesc 3 lei/MWh pe niciuna din graniţe). La licitaţiile lunare, pe direcţia export, preţurile au fost în general mai mici decât la licitaţia anuală, indiferent de graniţă, în timp ce pe direcţia import, începând cu luna septembrie 2011, preţul pe graniţa cu Bulgaria a ieşit din tiparele de până atunci, variind în intervalul 27-63 lei/MWh (maximul atins în luna decembrie 2011). La licitaţiile zilnice, în special în ultimile 4 luni ale anului 2011, pentru majoritatea intervalelor orare, la import din Bulgaria şi export către Ungaria au existat preţuri diferite de zero, cu maxime pe unele intervale orare care au depăşit pe Bulgaria preţul de 22 euro/MWh, demonstrând faptul că participanţii au sesizat oportunitatea aducerii de energie electrică în ţară, în condiţiile unui deficit generat de situaţia energiei hidro. Cel mai ridicat grad de utilizare a capacităţii totale alocate în urma licitaţiilor a fost cel de pe graniţa cu Bulgaria pe direcţia import, urmat de graniţa cu Serbia pe direcţia export şi Ungaria direcţia export. În fiecare lună au existat participanţi care şi-au transferat capacitatea câştigată la licitaţiile anuale şi lunare către alţi participanţi. Cea mai mare parte a veniturilor obţinute de CN Transelectrica SA în urma procesului de alocare a capacităţii de interconexiune (peste 90%) a provenit din licitaţiile pe termen lung, restul veniturilor provenind din licitaţiile zilnice. Deşi pe unele intervale orare au existat solicitări de capacitate la licitaţiile intra-zilnice, nu au existat venituri din respectivele capacităţi alocate, interesul participanţilor fiind în continuare scăzut. Numeroşi participanţi au rezervat simultan capacitate de schimb în ambele sensuri ale unei graniţe, în scopul creării oportunităţilor de a transfera energie în oricare din sensuri, funcţie de nivelul preţurilor pe pieţele corespunzătoare. Piaţa cu amănuntul de energie electrică În anul 2011 pe piaţa cu amănuntul au activat 61 de furnizori, dintre care 10 deţin şi licenţă de producere, iar 7 sunt furnizori impliciţi. Pe piaţa reglementată au acţionat 7 furnizori impliciţi – 3 proprietate de stat şi 4 cu acţionariat majoritar privat, cu menţiunea că începând cu luna septembrie cei 3 proprietate de stat au fuzionat. 45 Raport anual 2011 Numărul total de consumatori alimentaţi în regim reglementat la 31 decembrie 2011 a fost de 8944092, din care consumatori casnici 8381062 şi consumatori non casnici 563030. Energia furnizată acestora a fost de aproximativ 20289 GWh, înregistrând o scădere de cca 5% faţă de anul 2010, în condiţiile unei creşteri a consumului final total de cca 5%. În ceea ce priveşte analiza evoluţiei structurii consumului de energie electrică la consumatorii finali, pe baza datelor prelucrate de ANRE pentru anul 2011, din datele prezentate în tabelul următor se constată următoarele: Evolutie Evolutie Evolutie Evoluţie Evoluţie 2008 2009 2010 2011 2011 fata 2011 fata 2011 fata 2010 faţă 2010 faţă 2008 2009 2010 de 2008 de 2009 GWh % GWh % GWh % GWh % % % Consumatori alimentati in regim 23416 51% 23046 55% 21365 49% 20289 44% 87% 88% 95% 91% 93% reglementat Casnici 10376 23% 10990 26% 11246 26% 11590 25% 112% 105% 103% 108% 102% Necasnici 13040 28% 12057 29% 10119 23% 8699 19% 67% 72% 86% 78% 84% Consumatori alimentati in regim 22414 49% 18536 45% 22075 51% 25525 56% 114% 138% 116% 98% 119% concurential Casnici 0% 0% 0% 0% Necasnici 22414 49% 18536 45% 22075 51% 25525 56% 114% 138% 116% 98% 119% Consum final total 45830 100% 41583 100% 43440 100% 45814 100% 100% 110% 105% 95% 104%  consumul final de energie electrică înregistrat în anul 2011 a crescut cu cca. 5% faţă de cel înregistrat în anul 2010, respectiv cu 10% faţă de anul 2009 şi s-a atins valoarea înregistrată în anul 2008;  creşterea cantităţii şi menţinerea ponderii consumului casnic în consumul final cu cca. 12% în anul 2011, faţă de anul 2008, cu 5% faţă de anul 2009, respectiv cu 3% faţă de anul 2010;  creşterea consumului consumatorilor necasnici alimentaţi concurenţial şi a ponderii acestuia în consumul final cu cca 16% în anul 2011 faţă de anul 2010, cu 38% faţă de anul 2009, respectiv cu 14% faţa de anul 2008;  scăderea consumului consumatorilor necasnici alimentaţi în regim reglementat cu cca. 14% în anul 2011 faţă de anul 2010, simultan cu scăderea ponderii acestuia în consumul final. În decembrie 2011, pe piaţa concurenţială erau prezenţi 12675 consumatori eligibili, energia electrică furnizată acestei categorii de consumatori în anul 2011 fiind de 25525 GWh, cu o creştere faţă de perioada similară a anului anterior de cca 16%. 46 Raport anual 2011 Începând cu luna ianuarie 2011, energia electrică furnizată pe piaţa cu amănuntul include şi informaţii referitoare la energia electrică autofurnizată la alte locuri de consum de către 3 dintre producătorii dispecerizabili de energie electrică ale căror cantităţi autofurnizate au depăşit 200 GWh în 2010 (CE Turceni, CE Rovinari, RAAN şi OMV Petrom). Numărul consumatorilor cărora li se furnizează energie în regim concurenţial este prezentat grafic ca valoare cumulată de la începutul procesului de deschidere a pieţei. După cum se constată, numărul de consumatori care şi-au exercitat dreptul de alegere a furnizorului de energie electrică a crescut în mod constant. Energia electrică funi