Raport anual ANRE 2009

specifică. Indicatorul de concentrare HHI pe PZU a avut valori care, în general, indică lipsa de concentrare la cumpărare (valori lunare în domeniul 625 - 964) şi o piaţă cu concentrare moderată pe partea de vânzare (valori lunare în domeniul 441 - 1210). 22  ANRE - Raport 2009 Din comparaţia preţului de închidere a PZU organizată de OPCOM cu preţurile spot stabilite de alte burse de energie europene în perioadele ianuarie – aprilie şi noiembrie-decembrie 2009 se remarcă faptul că scăderea înregistrată la Opcom a fost semnificativ mai mare decât cele de pe EPEX Spot (Germania/Austria), EPEX Spot (Franţa) şi EXAA, pentru ca în restul lunilor din 2009 valorile preţurilor înregistrate de Opcom să depăşească adesea valorile burselor menţionate. PRETURI SPOT MEDII ZILNICE PRETURI ianuarieSPOT MEDII2009 - decembrie ZILNICE Euro/MWh ianuarie - decembrie 2009 Euro/MWh 100 100 80 80 60 60 40 40 20 20 0 0 1-Jan- 31-Jan- 2-M ar- 1-Apr- 1-M ay- 31- 30- 30-Jul- 29- 28- 28- 27- 27- 1-Jan- 09 31-Jan- 09 2-M 09 ar- 1-Apr- 09 1-M 09 ay- M ay-09 31- Jun-09 30- 30-Jul- 09 29- Sep-09 Aug-09 28- Oct-09 28- No v-09 27- Dec-09 27- 09 09 09 09 09 M ay-09 Jun-09 09 Aug-09 Sep-09 Oct-09 No v-09 Dec-09 EPEX Spot (Germ ania/Austria) EPEX Spot (Franta) EXAA Opcom EPEX Spot (Germ ania/Austria) EPEX Spot (Franta) EXAA Opcom Piaţa de echilibrare – PE În luna decembrie 2009 pe această piaţă operau 110 PRE, precum şi 19 producători care deţin un număr total de 137 unităţi dispecerizabile. În tabelul următor sunt prezentate valorile comparative pentru anii 2006, 2007, 2008 şi 2009 ale indicatorilor de concentrare determinate pe baza energiei efectiv livrate de producători pe PE pentru fiecare tip de reglaj şi sens. Valorile indicatorilor de concentrare a pieţei de echilibrare Anul Tip reglaj Sens reglaj 2006 2007 2008 2009 Reglaj secundar Crestere 80% 60% 71% 64% C1 Scădere 80% 56% 71% 64% Reglaj terţiar Crestere 69% 51% 70% 55% rapid Scădere 53% 30% 38% 47% Reglaj terţiar Crestere 29% 29% 27% 39% lent Scădere 31% 19% 27% 32% Reglaj secundar Crestere 6510 3915 5438 4526 Scădere 6612 3538 5367 4501 Reglaj terţiar Crestere 5061 2979 5065 3543 HHI rapid Scădere 3452 1590 2319 2843 Reglaj terţiar Crestere 2203 1769 2021 2478 lent Scădere 2582 1276 1838 2017 23  ANRE - Raport 2009 Valorile indicatorilor de concentrare pentru anul 2009 arată existenţa unui participant dominant şi o concentrare excesivă a pieţei de echilibrare pentru reglajul secundar şi reglajul terţiar rapid, arătând o uşoară creştere a concentrării pentru reglajul terţiar lent şi cel rapid de scădere, dar o scădere a concentrării pentru reglajul secundar. Având în vedere nivelul mare de concentrare înregistrat în mod constant pe piaţa de echilibrare, ANRE a menţinut şi în anul 2009 limitarea superioară a preţurilor de ofertare pe această piaţă la valoare de 400 lei/MWh. Volumul total tranzacţionat pe PE în anul 2009 a scăzut cu 10% faţă de anul 2008, iar valoarea lunară s-a situat constant sub cea tranzacţionată pe PZU, aşa cum rezultă din graficul următor, relaţionarea celor două pieţe (PZU şi PE) în anul 2009 fiind, în general, corectă. Volume tranzactionate pe PZU si PE % din consumul intern 20% 18% 16% 14% 12% 10% 8% 6% 4% 2% 0% IUL SEP NOV IAN MAR MAI IUL SEP NOV IAN MAR MAI IUL SEP NOV IAN MAR MAI IUL SEP NOV IAN MAR MAI IUL SEP NOV AN 05 06 07 08 09 2009 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 2009. Valorile medii ale preţurilor de decontare pentru anul 2009 au fost: 243 lei/MWh preţul de deficit (cu cca 14% mai mic decât cel înregistrat în anul 2008) şi 74 lei/MWh preţul de excedent (cu cca 11% mai mare comparativ cu 2008). 24  ANRE - Raport 2009 Preturi medii lunare inregistrate pe PZU si PE lei/MWh iulie 2005 - decembrie 2009 350 300 250 200 150 100 50 0 IUL SEP NOV IAN MAR MAI IUL SEP NOV IAN MAR MAI IUL SEP NOV IAN MAR MAI IUL SEP NOV IAN MAR MAI IUL SEP NOV 05 06 07 08 09 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 2009 o reprezintă faptul că valoarea suplimentară lunară rezultată din piaţa de echilibrare şi decontarea dezechilibrelor PRE a reprezentat un cost, cu excepţia lunilor mai şi iulie; valoarea cumulată pe întreaga perioadă a fost de 13,68 mil lei. Piaţa de servicii de sistem Piaţa de servicii tehnologice de sistem este piaţa pe care se încheie contracte între producătorii calificaţi pentru furnizarea fiecărui tip de serviciu şi OTS având ca obiect punerea la dispoziţia SEN, contra plată, a unor capacităţi de producţie care să poată fi mobilizate la cererea DEN, în condiţii determinate de capabilităţile tehnice ale respectivelor unităţi de producţie (conform tipurilor de servicii de sistem pentru care au fost calificate); contractele se concretizează în obligaţia ofertării capacităţilor respective pe piaţa de echilibrare, urmând ca eventualele cantităţi de energie produse/reduse să facă obiectul decontării pe piaţa de echilibrare. În următorul tabel sunt prezentaţi indicatorii de concentrare pentru piaţa serviciilor tehnologice de sistem, la nivelul anului 2009. 25  ANRE - Raport 2009 Rezerva Rezerva Rezerva Rezerva de - Anul 2009 - reglaj terţiară terţiară capacitate secundar rapidă lentă Cantitate contractata 3418580 5209885 2571450 0 componenta (h*MW) reglementată C1 (%) 62,2 80,2 71,7 0 C3 (%) 88,7 90,4 100 0 Cantitate contractata 0 0 1530106 1987304 (h*MW) componenta concurenţială C1 (%) 0 0 42,1 34,2 C3 (%) 0 0 82,7 86,1 HHI 0 0 2869 2692 Datorită faptului că această piaţă prezintă un grad ridicat de concentrare, asigurarea rezervelor a fost realizată preponderent prin contracte reglementate la nivelul fiecărui interval orar, încheiate între OTS şi furnizorii de servicii tehnologice de sistem; astfel, prin Decizii aprobate de ANRE la începutul anului, acoperirea în regim reglementat a necesarului solicitat de UNO-DEN s- a realizat în proporţie de 100% pentru rezerva de reglaj secundar şi terţiar rapid şi doar 50% în cazul rezervei de reglaj terţiar lent, pentru acest tip de rezervă restul urmând să fie achiziţionat prin mecanisme de piaţă. Tarifele reglementate de achiziţie a serviciilor tehnologice de sistem pentru 2009 au rămas la nivelul celor din 2008. În luna iulie 2009, cantităţile achiziţionate prin procesul de licitaţie pe rezerva terţiară lentă s-au diminuat treptat (achiziţionându-se numai pentru unele intervale orare de vârf de sarcină) pentru ca începând cu luna august 2009, CN Transelectrica SA să anunţe pe site-ul www.ope.ro suspendarea procesului de achiziţie prin licitaţie a rezervei terţiare lente, suspendare valabilă până la sfârşitul anului. Preţurile rezultate în urma licitaţiilor organizate în primele 7 luni pentru asigurarea rezervei terţiare lente s-au situat în intervalul 21,89 – 50,00 lei/h*MW (comparativ cu 23,29 lei/h*MW tariful reglementat). În ceea ce priveşte rezerva de capacitate, necesarul pentru 2009 a fost stabilit prin decizie ANRE la 400 MW pe fiecare interval orar, cantităţile corespunzătoare urmând să fie achiziţionate prin licitaţie la preţ maxim stabilit. Procesul de licitaţie a fost însă, întrerupt după 7 luni din lipsă de fonduri, CN Transelectrica SA anunţând pe site-ul propriu suspendarea pieţei de rezervă de capacitate. Pe perioada cât această piaţă a fost activă, au existat 5 producători de energie electrică care au participat: SC Termoelectrica SA, SC Electrocentrale Bucureşti SA, SC Dalkia Termo Prahova srl, SC Electrocentrale Galaţi SA şi SC Electrocentrale Deva SA. Începând cu luna februarie 2009, puterea orară cumulată, care a fost ofertată pe această piaţă de către participanţi a depăşit necesarul reglementat. Contractele între producători şi OTS s-au încheiat în urma desfăşurării de licitaţii cu preţ maxim stabilit cu alocare neuniformă, conform Metodologiei ANRE, fiecare producător primind preţul ofertat (preţul minim realizat a fost de 4,5 lei/h*MW, iar preţul maxim realizat de 12 lei/h*MW reprezentând preţul plafon reglementat). 26  ANRE - Raport 2009 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 se face începând cu 1 iulie 2005 prin licitaţii explicite. Licitaţiile se desfăşoară, de regulă, pentru perioade lunare şi anuale sau ori de câte ori este necesar, dar nu pentru perioade mai scurte de o săptămână. Capacitatea netă de interconexiune este determinată de OTS şi este împărţită în mod egal cu OTS-urile vecine pentru ambele sensuri. În urma încheierii Acordului între CN Transelectrica SA şi MAVIR (Compania Maghiară de Transport al Energiei Electrice), începând cu decembrie 2009 au intrat în vigoare Regulile de alocare coordonată anuală şi lunară şi de asemenea, Regulile de alocare coordonată zilnică a capacităţilor de interconexiune dintre România şi Ungaria. Conform acordului dintre cele două OTS-uri, alocarea zilnică a capacităţii de interconexiune pe respectiva graniţă este organizată de MAVIR, iar licitaţiile lunare şi anuale de către CN Transelectrica SA pentru întreaga capacitate netă de interconexiune a graniţei. Ca o caracteristică generală a funcţionării sistemului de alocare a capacităţilor de interconexiune în anul 2009 s-a evidenţiat scăderea semnificativă a preţurilor realizate la licitaţiile lunare faţă de cele rezultate la licitaţia anuală pe direcţia export pe graniţele cu Serbia şi Ungaria, dar şi creşterea preţului pe graniţa cu Bulgaria. O altă caracteristică a fost aceea a rezervării de capacitate de schimb simultan în ambele sensuri ale unei graniţe de către numeroşi participanţi, în scopul creării oportunităţilor de a transfera energie în oricare din sensuri, funcţie de nivelul preţurilor pe pieţele corespunzătoare. Această politică a fost posibilă şi datorită preţurilor mici realizate pe sensul de import. De asemenea, s-a observat o reducere a preţurilor pe sensul de export de la o lună la alta (la licitaţiile lunare), ceea ce reflectă, probabil, scăderea oportunităţilor de export spre zonele cunoscute cu deficit la nivelul regiunii, ca urmare a crizei economice. Piaţa cu amănuntul de energie electrică În anul 2009 pe piaţa cu amănuntul au activat 47 de furnizori, dintre care 4 deţin şi licentă de producere, iar 7 sunt furnizori impliciţi. Pe piaţa reglementată, consumatorii alimentaţi în regim reglementat au fost deserviţi în principal de 7 furnizori impliciţi – 4 proprietate de stat şi 3 cu acţionariat majoritar privat. Numărul total de consumatori captivi la 31 decembrie 2009 a fost de la 8.833.375, din care consumatori casnici 8.249.943 si consumatori non casnici 583.432. Energia furnizată acestora a fost de aproximativ 23046 GWh, înregistrând astfel o scădere de cca 2% faţă de anul 2008, în condiţiile unei scăderi a consumului final total de cca 9%. În decembrie 2009, 4887 consumatori eligibili erau prezenţi pe piaţa concurenţială, energia electrică furnizată acestei categorii de consumatori în anul 2009 fiind de 18536 GWh, cu o scădere faţă de perioada similară a anului anterior de cca 17%. Numărul consumatorilor cărora li se furnizează energie în regim concurenţial este prezentat grafic ca valoare cumulată de la începutul procesului de deschidere a pieţei. 27  ANRE - Raport 2009 Evolutia numarului consumatorilor alimentati in regim concurential si a energiei electrice furnizate acestora 5000 2500 4500 4000 2000 3500 Numar consumatori 3000 1500 GWh/luna 2500 2000 1000 1500 1000 500 500 0