Home - Rasfoiesc.com
Educatie Sanatate Inginerie Business Familie Hobby Legal
Meseria se fura, ingineria se invata.Telecomunicatii, comunicatiile la distanta, Retele de, telefonie, VOIP, TV, satelit




Aeronautica Comunicatii Constructii Electronica Navigatie Pompieri
Tehnica mecanica

Electronica


Index » inginerie » Electronica
» Prezentarea pietelor componente ale pietei angro de energie electrica


Prezentarea pietelor componente ale pietei angro de energie electrica




Prezentarea pietelor componente ale Pietei angro de energie electrica

Piata pentru Ziua Urmatoare

Introducere

Piata pentru Ziua Urmatoare creeaza cadrul centralizat de piata pentru vanzarea si cumpararea energiei electrice de catre participantii la Piata Angro de energie electrica, pentru:




a)   Formarea unei piete de energie electrica in conditii de concurenta si nediscriminatorie;

b)   Reducerea preturilor de tranzactionare a energiei electrice;

c)   Stabilirea preturilor de referinta pentru alte tranzactii din Piata Angro de energie electrica;

d)  Optimizarea capacitatilor limitate de interconexiune cu tarile vecine.

Piata pentru Ziua Urmatoare (PZU) este piata pentru vanzarea si cumpararea energiei electrice in ziua de livrare, imediat urmatoare zilei de tranzactionare.

PZU are in vedere:

Participantii: unitati licentiate de ANRE si inscrise la PZU, care pot fi: producatori, furnizori, operatori de retea (pentru achizitia energiei aferente CPT), operatori de transport (pentru compensarea schimburilor neplanificate);

Oferte: de vanzare si de cumparare (oferte simple tip pret-cantitate pentru fiecare interval de tranzactionare – 25 perechi);

Intervalul de tranzactionare este o ora;

Zona de tranzactionare este Romania.

In iulie 2005 erau 24 de participanti pe PZU, in decembrie 2005 erau 30, iar in mai 2006 numarul lor era de 98. In lunile iunie si august 2005 a fost oferta mare de vanzare de energie electrica pe PZU, datorita productiei mari in hidrocentrale, tranzactiile realizandu-se cu preturi mici. In lunile noiembrie si decembrie 2005 a fost in schimb oferta mare de cumparare, tranzactiile realizandu-se cu preturi mult mai mari, ca urmare a cresterii consumului de energie electrica in lunile de iarna. In perioada iulie 2005 – mai 2007, volumul total zilnic al tranzactiilor pe PZU, raportat la prognoza consumului intern, a fost de 7,6%, Romania ocupand locul 5 in Europa. In aceeasi perioada PIP mediu lunar a variat intre 84,09 RON (iulie 2005) si 212,57 RON (decembrie 2006).

Modul de realizare a ofertelor

In figura 1.9 se prezinta comparatiile intre ofertele de energie electrica in modelul anterior si actual de piata.

In fiecare zi de tranzactionare OPCOM colecteaza ofertele, le valideaza, dupa care calculeaza pretul de inchidere al pietei si cantitatile de energie ce vor fi tranzactionate in ziua de livrare.

Ofertele de producere (vanzare) in modelul de piata anterior cuprind:

cate 3 paliere de putere-pret pentru perioadele de varf si gol de sarcina;

Oferte de producere si de servicii de sistem tehnologice corelate;

Oferte pentru intreg disponibilul (obligatorii);

Oferte pe unitate dispecerizabila;

Oferte transmise prin e-mail.

Ofertele de vanzare in actualul model de piata cuprind:

Cate 25 perechi pret-cantitate pentru fiecare interval de tranzactionare;

Oferte voluntare;

Oferte pe portofoliul participantului;

Oferte transmise prin Web sau prin fisiere XML (acest format fiind cel mai nou format folosit in comunicare prin Internet intre sisteme distribuite).

Din compararea modului de realizare si a continutului ofertelor in cele doua modele, se constata o schimbare de fond, care permite cresterea concurentei pe piata de energie electrica.

Calculul preturilor energiei electrice pe PZU

In figura 1.10 se prezinta modul de calcul al pretului marginal de sistem (PMS) in vechea platforma si a pretului de inchidere a pretului pentru Ziua Urmatoare (PIP) in platforma noua.

Curba ofertei de energie electrica se determina prin combinarea intr-o singura oferta a tuturor perechilor pret-cantitate din ofertele de vanzare sortate in ordinea crescatoare a preturilor. Curba cererii de energie electrica se obtine prin combinarea intr-o singura oferta a tuturor perechilor pret-cantitate din ofertele de cumparare sortate in ordinea descrescatoare a preturilor.

La determinarea curbelor cererii si ofertei se vor lua in considerare numai ofertele validate pentru zonele de tranzactionare respective.

In vechea platforma, OPCOM agrega ofertele de vanzare si elaboreaza prognoza curbei de sarcina, in baza urmatoarelor criterii de ordonare:

a)   Restrictiile stabilite de catre ANRE;

b)   In cadrul aceleiasi restrictii (3, 5, 6) prezentate la pct.1.4, astfel:

intre producatori, ordinea sosirii ofertelor in serverul de e-mail al OPCOM;

acelasi producator, ordinea indicelui de ierarhizare oferte.

c)   In cadrul aceleasi restrictii (4, 8), astfel:

intre producatori, pretul din contractele de portofoliu;

acelasi producator, ordinea indicelui din oferte.

d)  Pe Piata SPOT, la pretul de oferta.

In noua platforma, OPCOM agrega ofertele de cumparare si ofertele de vanzare in baza urmatoarelor criterii de ordonare:

a)   Productiile prioritare validate de OPCOM sunt ofertate cu preturi preferentiale cuprinse intre 0,01-0,04 lei/MWh, stabilite de ANRE;

b)   Pe Piata SPOT la pretul de oferta.

In platforma actuala sunt posibile patru situatii diferite pentru stabilirea pretului de inchidere a pietei (PIP). In cazurile a, b si c pretul rezulta din intersectia celor doua curbe ale cererii si ofertei. In cazul d, acesta rezulta ca pret mediu intre Pmin si Pmax. Volumele ofertei si cererii se calculeaza astfel:

c)   Volumul ofertei:

(1.1)

in care qs,c reprezinta cantitatile corespunzatoare perechilor pret-cantitate din ofertele de vanzare care contin un pret mai mic sau egal cu PIP.

d)  Volumul cererii:

(1.2)

in care qb,c reprezinta cantitatile corespunzatoare perechilor pret-cantitate din ofertele de vanzare care contin un pret mai mic sau egal cu PIP.

Procesul de ofertare pentru PZU

In figura 1.11 se prezinta procesul de ofertare, pentru Piata pentru Ziua Urmatoare in varianta noua:

Procesul de ofertare se desfasoara astfel:

a)   In ziua D-2 se realizeaza urmatoarele operatii:

Participantii (PT) la Piata pentru Ziua Urmatoare (PZU) transmit Notificarile Finale pentru fiecare tip de productie prioritara, pana la ora 12

Corectarea neconcordantelor din Notificarile Finale se face pana la ora 1500 (termen limita);

Operatorul Pietei de Energie Electrica (OPEE) transmite la OTS si OD cantitatile de productii prioritare notificate si validate;

OPCOM valideaza informatiile legate de productiile prioritare intre orele 12 si 18

b)   In ziua D-1 se realizeaza urmatoarele operatii:

Deschiderea sesiunii de tranzactionare, la ora 7

PT transmit ofertele de vanzare si cumparare de energie electrica la OPCOM, care le valideaza intre orele 7 si 11

Inchiderea sesiunii de tranzactionare, la ora 11

Procesul de ofertare cuprinde :

cate 25 perechi pret-cantitate pentru fiecare interval de tranzactionare;

oferte voluntare;

oferte de portofoliu ale participantului;

oferte transmise prin Web sau prin fisiere XML.

Procesul de ajustare (matching) pentru PZU

In figura 1.12 se prezinta procesul de ajustare pe Piata pentru Ziua Urmatoare, care constituie o continuare a procesului de ofertare, incepand cu ziua D-1, ora 1100.

Procesul de ajustare se desfasoara astfel:

In ziua D-1:

OPCOM publica rezultatele pietei si transmite confirmarile de tranzactie PT pana la ora 12

OPCOM calculeaza PIP si cantitatile tranzactionate pentru fiecare interval de tranzactionare al zilei urmatoare, intre orele 11 si 12

PT transmit contestatii legate de continutul confirmarii de tranzactii, pana la ora 1230;

OPCOM stabileste si transmite confirmarile de tranzactii finale, pana la ora 13

Programarea pe piata de energie electrica

In figura 1.13, se prezinta procesele de ofertare, ajustare si programare pe piata de energie electrica. Procesul de programare se realizeaza dupa cele de ofertare si de ajustare, incepand cu ziua D-1 ora 1300, astfel:

In ziua D-1:

PT si PRE-urile transmit Notificarile Fizice la OTS, pana la ora 1400;

OTS verifica si aproba Notificarile Fizice, pana la ora1500.

Decontarea tranzactiilor pe Piata pentru Ziua Urmatoare

Decontarea tranzactiilor se poate realiza prin:

a)   Settlement bilateral: relatii contractuale.

Valoarea settlement-ului zilnic este data de relatia:

; (1.3)

in care pi si qi sunt pretul si cantitatea de energie electrica ale tranzactiei i.

OPEE realizeaza pentru decontarea tranzactiilor urmatoarele operatii:

Intocmeste settlement-ul bilateral;

Stabileste obligatiile reciproce orare;

Calculeaza valorile soldate zilnice si saptamanale.

Se au in vedere urmatoarele aspecte:

Decontarea se realizeaza zilnic si saptamanal;

Facturile se emit saptamanal de catre vanzatori;

In cazul neindeplinirii obligatiilor financiare participantii raspund legal unii fata de altii;

OPEE nu se interpune ca parte centrala si contractuala intre participantii la piata.

a)   Settlement central, relatii contractuale

In figura 1.14 se prezinta modul de decontare a tranzactiilor, intre vanzatori si cumparatori prin intermediul OPEE.

In acest caz OPEE realizeaza urmatoarele operatii:

Intocmeste settlement-ul central;

Stabileste obligatiile orare ale participantilor la piata;

Calculeaza valorile soldate zilnice si saptamanale.

Se au in vedere urmatoarele aspecte:

OPEE se interpune ca parte centrala si contractuala intre participantii la piata;

In cazul neindeplinirii obligatiilor financiare OD utilizeaza sistemul de garantii pentru efectuarea platilor;

Decontarea se realizeaza zilnic si saptamanal;

Facturile se emit saptamanal.

Decontarea centralizata si un mecanism de garantare aferent au urmatoarele avantaje:

a)   Realizarea centralizata si cumulata a regularizarii datelor rezultate din decontare;

b)   Reducerea pana la eliminare a riscului de neplata, prin evaluarea riscului de creditare de catre banca emitenta a garantiilor, pentru fiecare dintre participantii la tranzactii;

c)   Eliminarea riscului de contraparte prin:

Verificarea si controlul permanent al garantiilor constituite (validarea ofertelor facute de garantiile existente);

Supravegherea continua a evolutiei pietei, pretului si comportamentului participantilor la piata si lansarea de solicitari extraordinare de majorare a garantiilor.

In perioada de tranzitie se foloseste decontarea prin settlement bilateral, existand in prezent probleme privind achitarea facturilor. Nu s-a putut trece la decontarea prin settlement-ul central in care OPCOM sa fie contraparte, din cauza dificultatilor existente in sistemul bancar. In cursul anului 2007, ca urmare a procesului de implementare a sistemului de plati interbancar de catre principalele banci din Romania, se va trece la sttlement-ul central.

Din punct de vedere al participarii la piata de energie electrica, participantii in calitate de titulari de licente, au obligatia sa constituie si sa mentina garantii financiare, care sa le permita desfasurarea activitatii si asigurarea serviciului (Legea Energiei, articolul 17).

Din punct de vedere al garantiilor emise in favoare contrapartii centrale, garantiile financiare si modul lor de executare sunt reglementate prin urmatoarele acte normative:

Ordonanta Guvernului nr. 9 din 22.01.2004;

Legea nr. 222 din 27.05.2004;

Reglementari specifice fiecaruia dintre instrumentele utilizate pentru garantarea obligatiilor aferente tranzactionarii pe PZU.

Modalitati de constituire a garantiilor

Codul Comercial prevede urmatoarele modalitati de constituire a garantiilor:

Garantie de plata emisa de catre banca participantului la piata;

Bilete de ordin, emise de catre banca participantului la piata;

Numerar existent intr-un cont al participantului la piata, garantat in favoarea Operatorului Pietei;

Cesionarea in favoarea Operatorului Pietei a drepturilor de tragere asupra unei linii de credit in favoarea participantului la piata.

Aceste prevederi trebuie sa fie in concordanta cu legislatia financiara si cu posibilitatile de lucru ale bancilor.

Cuantumul garantiilor necesare in vederea participarii la PZU va fi determinat de:

Valoarea cumpararilor nete pe parcursul perioadei de risc, plus TVA;

Estimarea intentiei de cumparare de energie electrica;

Tariful OPCOM aferent.

Cuantumul garantiilor este influentat in mod inevitabil de durata perioadei de risc si de viteza de transfer a fondurilor aferente obligatiilor de plata ale participantilor la piata.

Pentru reducerea perioadei de risc, exista urmatoarele solutii:

Adaptarea unui mecanism de efectuare a platilor, care sa conduca la diminuarea timpului necesar achitarii obligatiilor de plata de catre participantii cu pozitie neta de cumparator;

Identificarea acelor solutii de garantare si incheierea acelor acorduri cu bancile de decontare, care sa asigure un cat mai rapid transfer al facturilor necesare pentru acoperirea obligatiilor neachitate pana la scadenta;

Adaptare de catre participantii la piata a solutiilor identificate si uniformizarea regulilor privind efectuarea platilor si constituirea garantiilor la nivelul intregii comunitati economice create in jurul pietei de energie electrica.

Conform Codului Comercial, perioada de risc are urmatoarele componente:

Perioada de livrare, formata din sapte zile calendaristice (luni-duminica);

Termenul de emitere a Notei de Decontare saptamanale, formata din cinci zile calendaristice,de la ultima zi de livrare;

Termenul de efectuare a platilor, format din sapte zile financiare de la emiterea Notei de Decontare saptamanale;

Executarea garantiei, formata din 2-4 zile calendaristice.

Rezulta o perioada de garantie de 25-27 de zile calendaristice, inclusiv prima zi de livrare.

Deoarece perioada de garantie este mare, OPCOM a propus si ANRE a aprobat o varianta imbunatatita cu o durata de 7-9 zile calendaristice, inclusiv ziua de tranzactionare.

OPCOM, in calitate de contraparte centrala, are urmatoarele obligatii si drepturi:

a)   Obligatii:

Urmareste nivelul incasarilor si al platilor prin banca cont central PZU;

Primeste facturile fiscale de la participantii la PZU in calitate de vanzatori;

Emite ND zilnice (sold) catre participantii la PZU, cumparatori prin banca cont central PZU;

Emite ordinul de plata pentru participantii vanzatori, prin banca cont central PZU.

b)   Drepturi:

Plati catre participantii vanzatori pe PZU, din contul central PZU;

Incasari de la participantii cumparatori pe piata PZU, prin contul central PZU;

Emiterea de facturi fiscale catre participantii cumparatori la PZU, pe baza tarifului de tranzactionare;

Emiterea de facturi fiscale catre participantii vanzatori pe piata PZU, pe baza tarifului de tranzactionare.

Pentru a realiza aceste operatii, OPCOM primeste informatii privind incasarile si platile, de la banca la care este contul central PZU.

Participantul vanzator are urmatoarele drepturi si obligatii:

a)   Drepturi:

Primeste Nota de Decontare zilnica de la OPCOM;

Primeste Nota de Decontare zilnica corectata (aviz de expeditie);

Incaseaza valoarea tranzactiei de la banca de decontare prin plati efectuate din contul central PZU.

b)   Obligatii:

Face contestatie la nota de decontare, daca este necesar;

Emite facturi fiscale la cinci zile;

Plateste tranzactia, pe baza tarifului de tranzactionare.

Participantul cumparator are urmatoarele drepturi si obligatii:

a)   Drepturi:

Primeste Nota de Decontare zilnica de la OPCOM;

Primeste Nota de Decontare zilnica corectata (aviz de expeditie) de la OPCOM;

Primeste facturi fiscale, la cinci zile, intocmite de OPCOM.

b)   Obligatii:

Plateste valoare tranzactiei de achizitie;

Plateste serviciul tranzactiei la OPCOM, pe baza tarifului de tranzactionare.

Direct Debit

Direct Debit reprezinta un debit pre-autorizat al contului platitorului, initiat de catre beneficiar, ca rezultat al unui acord intre partile implicate.

Cadrul legal al Debitului Direct este dat de catre urmatoarele acte normative:

Regulamentul BNR nr. 3 din 23.02.2005;

Regulile de sistem ale SENT (canalul de plati de mica valoare);

Norma BNR nr. 1 din 19.01.2005.

Pentru aplicarea Direct Debitului sunt necesare urmatoarele:

Angajament intre beneficiar si banca sa;

Mandat acordat de platitor bancii sale, pentru a permite debitarea contului sau de fiecare data cand o cerere de debit este primita de la banca beneficiara.

Procesul Direct Debit interbancar are urmatoarele etape:

Beneficiarul emite facturile catre platitor cu dara de scadenta (D);

Simultan beneficiarul genereaza un fisier cu cererile de Direct Debit catre banca. Fisierul trebuie trimis cu minimum trei zile bancare inainte de data scadentei;

Beneficiarul poate anula cererile de debit cu patru zile inainte de scadenta;

Cu o zi sau doua inainte de data scadentei banca platitorului verifica daca cerea de Direct Debit respecta mandatul de Direct Debit si daca exista disponibil in contul platitorului. Daca aceste conditii sunt respectate, contul platitorului este debitat, daca nu cererea de Direct Debit este refuzata;

Cu o zi inainte de data scadentei banca este informata despre cererile de Direct Debit refuzate;

Contul beneficiarului este creditat cu sumele aferente cererilor de Direct Debit acceptate in urma transferurilor primite de la banca platitoare;

Cererile refuzate sunt comunicate beneficiarului.

Direct Debit are urmatoarele avantaje:

Interfatare intre sistemul contabil al beneficiarului si platforma de electronic banking (plati si Direct Debit);

Previzionarea cu acuratete a incasarilor;

Simplificarea muncii administrative;

Instrument de colectare eficient si rapid;

Imbunatatirea si eficientizarea procesului de reconciliere interna;

Simplicitatea formei de plata;

Poate fi folosit impreuna cu alte solutii de monitorizare a incasarilor si a platilor;

Banca are solutii pentru eficientizarea incasarilor.

Circuitul informational al PZU

In figura 1.15 se prezinta circuitul informational PZU (conform Codului Comercial):

In centrul circuitului informational este OPCOM care trimite nota de decontare (ND) la vanzatorul P1 si la cumparatorul P2, si informatii de Direct Debit (IDD) si Ordinul de Plata (OP) la Banca Cont Central (BCC).

Se foloseste si Banca Cont Central PZU, de la care se primesc de catre OPCOM informatii privind platile si incasarile efectuate.

OPCOM analizeaza posibilitatea imbunatatirii sistemului informatic prevazut in Codul Comercial pentru a se tine cont mai bine de legislatia financiara si de modul de lucru al bancilor.

Concluzii privind administrarea si functionarea Pietei pentru Ziua Urmatoare

Din modul de administrare si functionare al PZU rezulta urmatoarele concluzii:

PZU ofera posibilitatea ajustarii portofoliilor de contracte incheiate de participantii la piata angro de energie electrica si a programelor de functionare.

Pretul pe PZU reprezinta un punct de referinta pentru piata de echilibrare si un reper in realizarea ofertelor de catre participantii la PZU.

Pretul de inchidere al PZU este determinat in conditii de transparenta si echidistanta. Mecanismul de stabilire a PIP reprezinta solutia optima pentru vanzatori si cumparatori in tranzactionarea energiei electrice pe piata. Astfel, toti vanzatorii care intra in tranzactii vor vinde energie la cel mai mare pret, iar toti cumparatorii care intra in tranzactii vor cumpara energie electrica la cel mai mic pret. Acest lucru va determina participantii sa isi reorienteze strategiile de tranzactionare prin cresterea cantitatilor tranzactionate pe piata in detrimentul contractelor bilaterale.

Noul model de piata este in deplina concordanta cu modelul european de piata a energiei electrice. Platforma de tranzactionare a PZU este compatibila cu platformele de tranzactionare ale burselor si pietelor de energie din Europa, putand asigura integrarea pietei de energie electrica din Romania in piata unica europeana de energie electrica.

Participarea la piata de energie electrica reprezinta un pas pregatitor pentru participarea in etapa urmatoare pe piata unica europeana.

Gradul de deschidere (de liberalizare a pietei) este indicatorul principal care caracterizeaza nivelul concurentei pe piata de energie electrica al unei tari.

In perioada iulie 2005 – mai 2007 energia tranzactionata pe PZU este de circa 8% din consumul total al tarii. Procentul se apropie de cele inregistrate in Germania si Olanda si este cu 1-2% mai mare decat in Polonia si Cehia.

PZU permite participantilor acomodarea treptata cu mecanismele de piata si ii stimuleaza in imbunatatirea managementului si in sustinerea unor investitii in retehnologizari si capacitati noi, necesare in perspectiva liberalizarii importurilor de energie si a unei piete regionale.

In cazul pietei liberalizate de energie electrica exista competitie (profitul este dat de diferenta dintre venituri si costuri) si veniturile sunt date de piata iar costurile vor fi puternic stimulate in sensul reducerii lor pentru a obtine un profit cat mai mare.

Prin participarea consecventa pe PZU se asigura incheierea tranzactiilor la cel mai bun pret – „pretul pietei”. Astfel PZU este o piata functionala ce faciliteaza aparitia lichiditatilor si consolidarea pietei de energie.

PZU este o piata voluntara care ofera posibilitatea echilibrarii portofoliului propriu de contracte, in conditii de transparenta, obiectivitate si nediscriminatorii.

Noile mecanisme de piata au urmatoarele avantaje si dezavantaje:

Avantaje:

a)   Permite o flexibilitate crescuta a ofertelor (ofertele se fac pe portofoliu);

b)   Se face alocare pro-rata intre ofertele cu acelasi pret, la PIP;

c)   Permite autoprogramarea producatorilor;

d)  Nu se iau in considerare restrictiile tehnice si congestiile de retea;

e)   Permite obtinerea unor tranzactii bune din punct de vedere financiar, prin jocul ofertelor de vanzare si al ofertelor de cumparare;

f)    Stimuleaza eliminarea tehnologiilor invechite si neperformante si promovarea investitiilor in noi capacitati;

g)   Participantii isi pot reface sau anula ofertele de energie, de cate ori doresc;

h)   Odata cu trecerea la decontarea centralizata creste siguranta incasarii platilor prin considerarea OPEE drept contra-parte in toate tranzactiile incheiate pe PZU;

i)     Tranzactionarea energiei electrice se face cu costuri de tranzactionare reduse si cu stabilirea unor preturi de referinta de incredere;

j)     Permite participantilor un bun management si celor care reactioneaza rapid la semnalele pietei sa obtina beneficii financiare fara restrictii.

Dezavantaje

a)   Riscul este transferat direct la participant;

b)   Complexitate crescuta in ofertare (etape multiple);

c)   Este necesar managementul si corelarea ofertelor;

d)  Se aplica un sistem de penalitati in caz de dezechilibre;

e)   Lipsa unui management de calitate conduce la cresterea cheltuielilor si la eventuale pierderi pentru participant.

Piata de Echilibrare

Introducere

Piata de Echilibrare (PE) ofera energie electrica pentru echilibrarea sistemului electroenergetic in timp real si pentru managementul congestiilor.

Piata de Echilibrare este piata care trebuie sa asigure OTS cu oferte suficiente pentru reglajul permanent al productiei, in functie de consum si pentru managementul congestiilor. Aceasta piata este obligatorie, in sensul ca producatorii trebuie sa oferteze pentru incarcare intreaga putere ramasa disponibila (neangajata prin contracte bilaterale si obligatii pe PZU) iar pentru descarcare intreaga putere angajata anterior.

Administratorul Pietei de Echilibrare este Operatorul de Transport si de Sistem (OTS).

Participantii la Piata de Echilibrare sunt:

Producatorii licentiati care exploateaza unitati dispecerizabile;

Producatorii calificati pentru serviciile de sistem tehnologice;

Consumatorii licentiati care dispun de sarcini dispecerizabile.

Caracteristicile principale ale Pietei de Echilibrare sunt urmatoarele:

a)   Operarea se face de catre Operatorul Pietei de Echilibrare (OPE), organizat in cadrul Transelectrica, prin Dispecerul Energetic National.

b)   OPE este responsabil pentru:

Inregistrarea participantilor la PE;

Colectarea si verificarea ofertelor;

Realizarea calculelor pentru decontarea tranzactiilor aferente PE.

Operatorul de Transport si Sistem (OTS) este partea contractanta pentru fiecare participant la PE, in toate tranzactiile pe PE.

c)   Se bazeaza pe ofertele unitatilor dispecerizabile si ale consumatorilor dispecerizabili;

d)  Este piata obligatorie, in sensul ca trebuie ofertate toate capacitatile de productie disponibile;

e)   Este centralizata obligatorie si opereaza oficial de la 1 iulie 2005;

f)    Incepe in ziua anterioara zilei de livrare, dupa ce notificarile fizice au fost acceptate de OTS, tranzactiile realizandu-se in timp real in ziua de livrare;

g)   Opereaza la nivelul de unitati dispecerizabile (coduri ETSO – Organizatia Operatorilor de Transport si Sistem European);

h)   Oferte orare simple (perechi pret-cantitate);

i)     Oferte de crestere si scadere de energie de reglaj;

j)     Oferta este unica, adica nu necesita oferte separate pe tipuri de reglaj;

k)   Alocarea capacitatilor ofertate pe tip de reglaj este efectuata in mod automat de sistemul informatic al Pietei de Echilibrare;

l)     Ofertele selectate sunt platite la pretul de oferta sau la pret marginal.

Ofertele unitatilor dispecerizabile si ale consumatorilor dispecerizabili se fac zilnic, pentru cantitatea de Energie de Echilibrare, pentru cresterea si reducerea de putere. Formatul si continutul ofertelor zilnice sunt stabilite de OPE si aprobate de ANRE. Validarea ofertelor zilnice se face pe baza Procedurii de Validare propusa de OPE si aprobata de ANRE. Participantii la PE, transmit si Oferte Fixe pentru reglaj tertiar lent, pentru pornirea grupurilor si mentinerea lor in rezerva calda. Oferta Fixa se transmite cu maxim o saptamana inainte de prima zi de livrare. Formatul si continutul ei se stabilesc de catre OTS si se aproba de catre ANRE.

Reglajele care se realizeaza prin Piata de Echilibrare sunt urmatoarele:

Reglajul secundar, realizat de catre toate unitatile dispecerizabile calificate pentru reglajul secundar si care sunt sincronizate cu SEN;

Reglajul tertiar rapid, realizat cu toate unitatile dispecerizabile calificate pentru reglaj tertiar rapid sau toate unitatile dispecerizabile sincronizate cu SEN;

Reglajul tertiar lent, realizat cu toate unitatile dispecerizabile sincronizate cu SEN.

Pe Piata de Echilibrare se tranzactioneaza Energia de Echilibrare corespunzatoare reglajelor secundar, tertiar rapid si lent.



Energia Disponibila pentru Echilibrare reprezinta cantitatea totala de Energie de Echilibrare ce poate fi pusa la dispozitie de o unitate dispecerizabila sau un consumator dispecerizabil.

Procedura de determinare a Energiei Disponibile pentru Echilibrare se elaboreaza de OTS si se aproba de catre ANRE.

La determinarea Energiei Disponibile pentru Echilibrare OTS tine seama de urmatoarele:

Capacitatea de productie disponibila a unitatii dispecerizabile;

Notificarea Fizica aprobata;

Caracteristicile tehnice;

Energiile deja angajate.

De asemenea, pentru determinarea Energiei Disponibile pentru Echilibrare OTS trebuie sa maximizeze Energia Disponibila pentru Echilibrare corespunzator reglajului secundar si reglajului tertiar rapid.

Pe Piata de Echilibrare, Operatorul de Transport si de Sistem cumpara sau vinde energie electrica activa de la /catre participantii la piata, detinatorii de unitati de productie /consumatorii dispecerizabili, in scopul compensarii abaterilor de la valorile programate ale productiei si consumului de energie electrica.

Producatorii dispecerizabili sunt obligati sa oferteze pe aceasta piata astfel:

La cresterea de putere, intreaga cantitate de energie electrica disponibila, suplimentar fata de cantitatea de energie electrica notificata;

La reducere de putere, intreaga cantitate de energie electrica notificata.

Ofertele si tranzactiile pe Piata de Echilibrare se fac la nivel de unitate de productie sau consumator dispecerizabile.

In figura 1.16 se prezinta diferentierea tipurilor de energie de echilibrare, pe curba ofertei pret-cantitate. Sunt precizate cantitatile de energie electrica: Qmin, Qprogramat si Qmax.

In jurul valorii Qprogramat se realizeaza reglajele de crestere si descrestere in ordinea: reglaj secundar, reglaj tertiar rapid si reglaj tertiar lent.

Preturile pentru energia tranzactionata pe Piata de Echilibrare sunt urmatoarele:

a)   Pentru reglajul tertiar rapid si lent, plata este bazata pe „plata la oferta” adica fiecarui producator i se plateste pretul ofertat pentru incarcare si fiecare producator plateste la OTS pretul ofertat pentru descarcare;

b)   Pentru reglajul secundar, plata este bazata pe pretul marginal al ofertei, adica cel mai mare pret la crestere si cel mai mic pret la scadere, creandu-se astfel un stimulent major pentru participarea la reglajul secundar si deci pentru competitie.

In felul acesta atat participarea la reglaj pentru incarcare, cat si la reglaj pentru descarcare este stimulata, fiecare participant primind pretul ofertat (la descarcare producatorul ramane cu diferenta de pret dintre pretul pietei SPOT sau pretul contractului bilateral si pretul ofertat pentru descarcare). OTS recupereaza banii necesari pentru acoperirea cheltuielilor cu echilibrarea de la cei care produc dezechilibrele (producatori, furnizori sau consumatori). Astfel, orice abatere de la Notificarea Fizica a producatorilor si a partilor responsabile cu echilibrarea se penalizeaza pana la limita la care cheltuielile cu echilibrarea sunt acoperite.

Pentru eliminarea congestiilor, dispecerul apeleaza tot la Piata de Echilibrare, incarcand si descarcand (dupa necesitate) grupuri, cu abatere de la ordinea de merit stabilita.

Diferenta de pret dintre pretul grupului incarcat sau descarcat, cu abatere de la ordinea de merit stabilita si cel al grupului ce trebuia incarcat sau descarcat conform ordinei de merit, este suportata de OTS din banii prevazuti in tariful de transport special pentru eliminarea congestiilor.

In organizarea OTS s-a creat o noua structura, puternic informatizata, care monitorizeaza fluxurile contractuale de energie si un compartiment de supraveghere a pietei, care semnaleaza abaterile de la conduita normala a participantilor.

Tranzactia se plateste numai pentru energia de echilibrare ,,livrata’’ real. Esecul livrarii creeaza dezechilibru si se penalizeaza ca atare.

Procesul de tranzactionare si operare pe Piata de Echilibrare

In figura 1.17 se prezinta operatiile ce se realizeaza in zilele de tranzactionare si de livrare ale energiei electrice pe Piata de Echilibrare.

Operarea pe Piata de Echilibrare se desfasoara in urmatoarele etape:

a)   In ziua de tranzactionare:

PRE transmit Notificarile Fizice si OPCOM transmite Notificarea Fizica din PZU, pana la ora 1500;

OTS confirma Notificarile Fizice, pana la ora1630;

Se verifica si aproba Notificarile Fizice intre orele 1500 si 1630;

OTS publica programul agregat pentru productie, prognoza cererii, importurile si exporturile pana la ora 1700, care este ora de inchidere a PE;

Intre orele 1700 si 1900 se stabileste programul de functionare al unitatilor dispecerizabile (UD) si se transmite participantilor la PE;

OTS confirma ofertele zilnice pana la ora 1900.

Inainte de ora 1800 a zilei anterioare zilei de livrare OTS stabileste Rezerva Necesara, aceasta fiind cantitatea de Energie de Echilibrare care trebuie sa fie disponibila in decursul zilei de livrare, separat pentru reglajul secundar, pentru reglajul tertiar rapid de crestere de putere si pentru reglajul tertiar rapid de reducere de putere.

OTS stabileste banda disponibila pentru un anumit interval de dispecerizare, pentru unitatile dispecerizabile, luand in considerare urmatoarele:

Caracteristicile tehnice;

Nivelul de productie;

Limitarile de productie, datorate productiei prioritare sau instalatiilor energetice dispecerizabile.

b)   In ziua de livrare:

Se selecteaza reglajul tertiar lent, orar, daca este cazul;

Se selecteaza reglajul tertiar rapid, pentru minimum 15 minute, daca este cazul.

Tranzactiile pe PE incheiate vor fi executate de OTS prin emiterea dispozitiilor de dispecer catre respectivul participant la PE in conformitate cu Codul Tehnic al Retelei Electrice de Transport. Dispozitiile OTS sunt obligatorii pentru participantii la PE. OTS va inregistra distinct fiecare tranzactie utilizata pentru managementul congestiilor. Confirmarile de tranzactie se transmit de catre OTS la OD si OPE. OTS si participantii la PE pot folosi in tranzactii si procedura de urgenta, in cazuri deosebite.

In figura 1.18 se prezinta modul de operare si decontare a Pietei de Echilibrare.

Operarea si decontarea pe Piata de Echilibrare se realizeaza in doua faze:

a)   Faza de operare, in care producatorii fac oferte (3 tipuri de Energie de Echilibrare) cu cantitate si pret, ce ajung la platforma Piata de Echilibrare care stabileste:

Ordinele de merit pe Piata de Echilibrare;

Comanda de dispecer;

Energia de livrat;

Pretul energiei electrice livrate (3 tipuri de Energie de Echilibrare).

b)   Faza de decontare se realizeaza de catre Operatorul de Decontare care stabileste:

Veniturile si costurile pentru echilibrarea sistemului;

Pretul de deficit;

Pretul de excedent.

In baza acestora se realizeaza decontarea dezechilibrelor PRE.

Operatorul de decontare transmite la producatori: dreptul de incasare, obligatia de plata si valoarea penalizarii pentru energia nelivrata.

Responsabilitatea echilibrarii revine titularilor de licenta pentru:

Asigurarea echilibrului fizic intre productia masurata, achizitiile programate si importurile de energie electrica si consumul masurat, vanzarile programate si exporturile de energie electrica;

Asumarea responsabilitatii financiare fata de OTS pentru toate dezechilibrele fizice inregistrate.

Partile responsabile cu Echilibrarea

In figura 1.19 se prezinta partile responsabile cu echilibrarea.

Asumarea responsabilitatii echilibrarii sau transferarea responsabilitatii echilibrarii este o conditie obligatorie pentru participarea la Piata Angro de energie electrica.

In timp real fiecare PRE trebuie sa-si mentina propriul echilibru, dat de relatia:

Productie + Contracte de cumparare = Consum + Contracte de vanzare

Exista in exemplul dat, 5 PRE-uri (2 producatori termo PRE1 si PRE2, 1 producator hidro PRE3 si 2 furnizori PRE4 si PRE5). Se ia in considerare si un import sau export de energie electrica.

Pentru fiecare PRE, pot rezulta dezechilibre.

Programarea energiei electrice pe Piata de Echilibrare

Programarea energiei electrice pe Piata de Echilibrare are in vedere:

Notificarea schimburilor bloc de energie intre diferite parti responsabile cu echilibrarea;

Notificarea schimburilor internationale de energie;

Notificarea productiei si consumului agregat;

Notificarea productiei pentru fiecare unitate dispecerizabila si a consumului dispecerizabil.

Se au in vedere urmatoarele conditii, preliminare:

Schimburile bilaterale sunt permise doar intre PRE-uri inregistrate la OTS;

Toti participantii la PZU trebuie sa faca parte dintr-un PRE;

Toti producatorii si furnizorii (consumatorii) trebuie sa faca parte dintr-un PRE.

In figura 1.20 se prezinta modul de realizare a operarii si decontarii dezechilibrelor PRE:

Piata de Echilibrare cuprinde doua etape:

a)   Operarea, prin care se realizeaza:

Programul de productie pe unitatile dispecerizabile;

Notificarile fizice, formate din contracte si oferte pe Piata Zilei Urmatoare;

Ordinea de merit a Pietei de Echilibrare;

Aceste date intra in sistemul de programare al Pietei de Echilibrare din care va rezulta sistemul de programare, din care vor rezulta dispecerizarea in timp real si notificarile fizice.

b)   Decontarea Unitatilor Dispecerizabile si a dezechilibrelor PRE se va face de catre Operatorul de Decontare, care are in vedere:

Preturile de deficit si de excedent rezultate din Piata de Echilibrare;

Notificarile fizice rezultate din sistemul de programare;

Date masurate agregate de catre OMEPA.

Pe baza acestora va rezulta dezechilibrul pentru fiecare PRE (cantitati si valori).

Decontarea dezechilibrelor pe Piata de Echilibrare

Pe Piata de Echilibrare se realizeaza decontari pentru OTS si pentru participanti.

In figura 1.21 se prezinta modul de decontare pentru OTS.

Se au in vedere reglajele secundar si tertiar rapid si lent.

La reglajul de crestere de la Qprogramat spre Qmax, se obtine o cantitate de energie electrica +q, iar la reglajul de descrestere de la Qprogramat spre Qmin se obtine o cantitate de energie electrica –q.

Valoarea zilnica a energiei electrice va fi data de relatia:

(1.4)

in care: p este pretul energiei electrice.

Vom avea doua variante de decontare:

a)   OTS primeste valoarea q p

b)   OTS plateste valoarea q p

Pretul luat in calcul este pretul marginal (PM) pentru reglaj secundar si pretul de oferta pentru reglajul tertiar rapid si lent si pentru porniri de grupuri energetice.

In figura 1.22 se prezinta modul de decontare pentru participant.

Se au in vedere, de asemenea reglajele secundare si tertiar rapid si lent.

La reglajul de crestere de la la se obtine o cantitate de energie electrica +q, iar la reglajul de descrestere la la se obtine o cantitate de energie electrica –q.

Valoarea zilnica va fi data de relatia (1.4), ca si in cazul OTS.

Vom avea doua variante de decontare:

a)   Participantul plateste, valoarea q p;

b)   Participantul primeste, valoarea q p.

In acest caz pretul p , luat in calcul este pretul marginal (PM) pentru reglajul secundar si pretul de oferta pentru reglajul tertiar rapid si lent si pentru pornirea grupurilor energetice.

Dezechilibrul PRE – producator (PNM – PNC) poate fi:

a)   Negativ (Cantitate x Pret deficit), cand PNM<PNC;

b)   Pozitiv (Cantitate x Pret excedent), cand PNM>PNC.

unde:

PNC = Vanzari – Cumparari + Export – Import + PZUvz

+ PZUc ± Eech    (1.5)

PNM = Productie – Consum consumatori    (1.6)

in care

PNC - puterea neta consumata,

PNM - puterea neta masurata.

Exemplu:

a)   Contract + PZU = 400 MWh, Masurat = 200 MWh

Dezechilibru = -200 MWh si producatorul va plati

b)   Contract + PZU = 500MWh, Masurat = 600 MWh

Dezechilibru = 100 MWh si producatorul va primi.

Dezechilibrul pentru furnizor (PNM - PNC) poate fi:

a)   Negativ (Cantitatea x Pret de deficit), cand PNM>PNC,

b)   Pozitiv(Cantitatea x Pret de excedent), cand PNM PNC,

PNC = Vanzari – Cumparari + Export – Import + PZUvz-PZUc± Eech

PNM = Productie – Consum consumatori

Exemplu:

a)   Contract + PZU = -700 MWh, Masurat = 1.100 MWh

Dezechilibru = -400 MWh si furnizorul plateste

b)   Contract + PZU = - 300 MWh, Masurat = -200 MWh

Dezechilibru = 100 MWh si furnizorul primeste.

In figura 1.23 se prezinta modul de calcul al preturilor pentru excedent si deficit de energie electrica.

(1.7)

(1.8)

Se au in vedere doua variante:

a)   Cand consumul de energie electrica realizat este mai mic decat consumul prognozat, va fi excedent de energie electrica, la un pret de excedent;

b)   Cand consumul de energie electrica realizat este mai mare decat consumul prognozat, va fi deficit de energie electrica, la un pret de deficit.

Decontarea dezechilibrului PRE este data de relatia:

Dezechilibru = PNM – PNC (1.9)

Acesta poate fi:

a)   Negativ, cand PRE plateste si

b)   Pozitiv, cand PRE incaseaza.

Selectarea Energiilor de Echilibrare

Selectarea Energiilor de Echilibrare corespunzatoare reglajului secundar.

Pentru selectarea de catre OTS a Energiilor de Echilibrare, corespunzatoare reglajului secundar se au in vedere, conform Codului Comercial, urmatoarele:

OTS determina ordinea de merit pentru Energia de Echilibrare corespunzatoare reglajului secundar de putere, pentru fiecare interval de dispecerizare, prin combinarea intr-o singura oferta a tuturor perechilor pret-cantitate ofertate, sortate in ordinea crescatoare a preturilor, incepand cu perechea pret-cantitate cu cel mai mic pret si continuand pana la perechea pret-cantitate cu cel mai mare pret cerut.

La stabilirea ordinei de merit pentru Energia de Echilibrare corespunzatoare reglajului secundar de putere, OTS trebuie sa se asigure ca:

a)   Ordinea de merit contine numai perechi pret-cantitate pentru Energia de Echilibrare a reglajului secundar de putere provenite din ofertele zilnice validate, care se aplica pentru intervalul de dispecerizare in cauza;

b)   Ordinea de merit contine numai perechi pret-cantitate aferente unitatilor dispecerizabile, calificate pentru reglaj secundar si sincronizate cu SEN.

OTS va accepta perechi pret-cantitate din ordinea de merit pentru Energia de Echilibrare corespunzatoare reglajelor secundare de crestere si de reducere de putere, pe baza valorilor stabilite pentru rezerva necesara de reglaj secundar pe baza urmatoarelor conditii:

a)   OTS poate accepta mai mult de o singura pereche pret-cantitate;

b)   Cantitatea agregata a tuturor perechilor pret cantitate acceptate din ordinea de merit pentru Energia de Echilibrare corespunzatoare reglajului secundar de crestere de putere, va fi egala cu jumatate din valoarea rezervei necesare a reglajului secundar;

c)   Cantitatea agregata a tuturor perechilor pret cantitate acceptate din ordinea de merit pentru Energia de Echilibrare corespunzatoare reglajului secundar de reducere de putere, va fi egala cu jumatate din valoarea rezervei necesare a reglajului secundar;

d)  Perechile pret-cantitate pot fi acceptate doar cu o parte din cantitatea ofertata;

e)   OTS va urmari, atunci cand accepta perechile pret-cantitate, sa minimizeze costurile achizitionarii Energiei de Echilibrare corespunzatoare reglajului secundar, astfel:

Cel mai mare pret al unei perechi pret-cantitate pentru Energia de Echilibrare corespunzatoare reglajului secundar de crestere de putere va determina pretul marginal pentru Energia de Echilibrare corespunzatoare reglajului secundar de crestere de putere.

Cel mai mic pret al unei perechi pret-cantitate pentru Energia de Echilibrare corespunzatoare reglajului secundar de reducere de putere va determina pretul marginal pentru Energia de Echilibrare corespunzatoare reglajului secundar de reducere de putere.

Perechile pret-cantitate pentru Energia de Echilibrare corespunzatoare reglajului secundar, acceptate total sau partial, stabilesc o obligatie ferma a participantului la PE care a transmis respectiva oferta zilnica, de a pune la dispozitia OTS cantitatea corespunzatoare de Energie de Echilibrare pentru reglajul secundar, in intervalul de dispecerizare considerat.

OTS va informa fiecare participant la PE asupra cantitatii agregate de Energie de Echilibrare corespunzatoare benzilor de reglaj secundar, care a fost acceptata separat pentru fiecare din unitatile dispecerizabile ale respectivului participant la PE.    Participantul la PE va seta banda de reglaj aferenta fiecarei unitati dispecerizabile calificate, atunci cand este solicitat de OTS, in intervalul de dispecerizare corespunzator.

Unitatile dispecerizabile solicitate sa puna la dispozitie o anumita banda de reglaj, pentru reglajul secundar, vor furniza energia de reglaj corespunzatoare, raspunzand la semnalele primite de la regulatorul central OTS in timp real. Fiecare semnal pe care unitatea dispecerizabila il primeste de la regulatorul central al OTS intr-un interval de dispecerizare, stabileste o tranzactie intre OTS si participantul la PE, care exploateaza respectiva unitate dispecerizabila pentru furnizarea Energiei de Echilibrare corespunzatoare reglajului secundar.

Perechile pret-cantitate pentru Energia de Echilibrare corespunzatoare reglajului secundar, acceptate total sau partial, trebuie sa fie inregistrate in PE, cu cantitatea acceptata si pretul marginal pentru Energia de Echilibrare corespunzatoare reglajului secundar de crestere si de reducere de putere.

OTS poate decide inlocuirea utilizarii Energiei de Echilibrare corespunzatoare reglajului secundar cu Energia de Echilibrare corespunzatoare reglajului tertiar de crestere de putere, daca se estimeaza un deficit continuu de productie in SEN, pe o perioada de timp mai lunga sau daca ar conduce la costuri mai reduse pe PE.

De asemenea OTS poate decide utilizarea Energiei de Echilibrare corespunzatoare reglajului secundar,cu Energia de Echilibrare corespunzatoare reglajului tertiar de reducere de putere daca se estimeaza un excedent continuu de productie in SEN, pe o perioada de timp mai lunga sau daca ar conduce la costuri mai reduse pe PE.

Selectia si acceptarea perechilor pret-cantitate pentru Energia de Echilibrare corespunzatoare reglajului secundar, o va finaliza OTS cu cel putin o ora inainte de inceputul intervalului de dispecerizare corespunzator.

Participantul la PE trebuie sa seteze banda de reglaj aferenta fiecarei unitati dispecerizabile calificate pentru reglajul secundar si sa raspunda atunci cand primeste o solicitare de la OTS. In acest fel se realizeaza tranzactia intre OTS si PE pentru Energia de Echilibrare inregistrata in sistemul PE.

In continuare se va prezenta modul practic de selectare a Energiilor de Echilibrare pentru reglajul secundar de catre OTS, cu respectarea prevederilor Codului Comercial.

Reglajul secundar are o componenta tehnica ridicata atat in ceea ce priveste conducerea sistemului electroenergetic, cat si in ce priveste conducerea unitatilor dispecerizabile.

Ofertele facute de producatorii de energie electrica pentru unitatile dispecerizabile calificate sa realizeze reglaj secundar, sunt pret-cantitate. Datele tehnice ale unitatilor dispecerizabile calificate sa realizeze reglaj secundar se introduc in platforma PE, cunoscandu-se astfel, pentru fiecare grup energetic in ce conditii tehnice poate realiza reglajul secundar. Datele tehnice comunicate de producatori pentru unitatile dispecerizabile sunt obtinute in urma probelor functionale ale grupurilor energetice.

Selectare Energiei de Echilibrare pentru reglaj secundar se face in baza calificarii grupurilor energetice de catre OPE, a notificarilor zilnice si a declaratiilor de disponibilitate a grupurilor energetice.

Pentru selectare benzii de reglaj secundar sunt posibile urmatoarele situatii:

a)   Banda de reglaj secundar poate fi selectata in intregime (Fig. 1.24)

Sunt date, pentru unitatea dispecerizabila, puterile: Pmin, Pmax, Pdisponibil si Pnot.fizica precum si ofertele pret-cantitate a, b, c, d si e. Dupa selectarea grupului energetic, platforma stabileste limitele si banda de reglaj secundar. Apoi verifica daca banda de reglaj maxima are loc in raport cu valorile cunoscute pentru: Pmin, Pmax si Pdisponibila. In acest caz rezulta ca poate fi selectata intreaga banda de reglaj, la crestere si reducere de putere, in semi-benzi egale, simetrice fata de Pnot.fizica, formate din b2 si c1 la reducere si c2 si d1 la crestere de putere, parti ale ofertelor b, c si d.

b)   Banda de reglaj depaseste Pdisponibila (Fig. 1.25)

In acest caz se va selecta partial banda de reglaj care va cuprinde o parte din ofertele b, c si d obtinandu-se de o parte si de alta a Pnot.fizica o banda de reglaj simetrica la crestere si la reducere de putere, formata din b2 si c1, respectiv c2 si d1.

c)   Banda de reglaj depaseste Pmin (Fig. 1.26)

In acest caz se va selecta o banda de reglaj redusa, simetrica la crestere si reducere de putere, folosindu-se partial ofertele a si b, adica a2 si b1 la reducere si b2 la crestere de putere.

Din cazurile b si c rezulta ca producatorul, cand face notificarea si propune Pnot.fizica, trebuie sa urmareasca folosirea cat mai buna a posibilitatilor reale de functionare a unitatilor dispecerizabile.

Stabilirea ordinei de merit pentru unitatile dispecerizabile ce participa la reglajul secundar se face astfel:

a)   Stabilirea semi-benzilor de reglaj de reducere si de crestere a puterii corespunzatoare reglajului secundar (Fig. 1.27)

Banda de reglaj secundar selectata (Fig. 1.24) se imparte in doua semi-benzi de reglaj secundar egale de reducere si de crestere de putere.

La reducerea de putere, OTS primeste pretul ofertat (marginal), iar la crestere de putere plateste pretul ofertat (marginal) producatorului.

b)   Reasezarea semi-benzii de reglaj de reducere de putere (Fig. 1.28)

S-a adoptat solutia cu preturi diferite, pentru reducere si crestere de putere aferente reglajului secundar. Pentru reducere de putere, se inmulteste pretul cu -1 avand semnificatia ca se plateste de catre producator la OTS.

c)   Stabilirea ordinei de merit pentru reglaj secundar al unitatii dispecerizabile (Fig. 1.29)

Prin ordonarea la dreapta se obtin semi-benzile de reglaj secundar de crestere si de reducere de putere cu preturile aferente.

Platforma realizeaza automat inversarea si operatia de scadere din pretul de crestere pe cel de reducere de putere. Rezulta astfel banda secundara oferita pentru unitatea dispecerizabila formata din diferentele de pret 1,2 si 3 care dau ordinea de merit a unitatii dispecerizabile.

Se obtine astfel o oferta combinata, cu crestere si scadere de putere, pentru reglaj secundar.

Cantitatile de Energie de Echilibrare si preturile obtinute sunt urmatoarele:

Diferenta 1 cu cantitatea c2 si pretul: pc2+pc1=0;

Diferenta 2 cu cantitatea c1-c2 si pretul: pd1+pc1;

Diferenta 3 cu cantitatea b2 si pretul: pd1+pb2.

d)  Obtinerea benzii de reglaj secundar si a ordinei de merit a unitatii dispecerizabile pentru un bloc de timp (Fig. 1.30 si 1.31)

Consideram un bloc de timp format din trei intervale de dispecerizare pentru o unitate dispecerizabila cu benzile secundare oferite, carora le corespund cantitatile de Energie de Echilibrare Q1, Q1 si Q3. Dupa suprapunere si aliniere la dreapta se obtine o banda de reglaj secundar oferita, pentru blocul de timp, cu o cantitate oferita pentru fiecare interval de dispecerizare. Cantitatea oferita, Qoferit, va fi formata din minimele cantitatilor Q1, Q2, Q3. Pretul rezultat pentru fiecare interval de dispecerizare va fi format din diferenta dintre preturile de crestere si de reducere de putere (Fig. 1.30 si Fig. 1.31).

e)   Obtinerea benzii de reglaj secundar pentru toate unitatile dispecerizabile (Fig. 1.32)

Selectarea benzii de reglaj secundar pentru un bloc de timp se repeta pentru toate unitatile dispecerizabile care pot face reglaj secundar in aceste trei ore.

Daca consideram de exemplu ca platforma alege unitatile dispecerizabile a, b, si c care sa faca reglaj secundar in aceste trei ore se obtine ordinea de merit a ofertelor de reglaj secundar pentru cele trei unitati dispecerizabile si pentru intreg blocul de timp de reglaj secundar.

f)    Obtinerea solutiei economice in ordinea de merit a ofertelor de reglaj secundar (Fig. 1.33)

Pe baza necesarului de banda de reglaj secundar dat de platforma, care se introduce manual de catre OTS, se obtine solutia economica in ordinea de merit a ofertelor de reglaj secundar. Ofertele selectate sunt cele situate in stanga dreptei ce indica necesarul benzii de reglaj secundar. Ultimul bloc este selectat pana la banda de reglaj secundar necesara.

Apoi cantitatea de Energie de Echilibrare selectata se imparte pe fiecare din unitatile dispecerizabile si se marcheaza in baza de date a OTS (Fig. 1.34). Se obtine astfel cantitatea selectata pentru fiecare dintre cele trei unitati dispecerizabile.

g)   Stabilirea cantitatii totale de Energie de Echilibrare, „deja selectata” pentru reglaj secundar (Fig. 1.35)

Cantitatile de Energie de Echilibrare selectate pentru reglaj secundar vor fi marcate „deja selectate” si nu vor mai fi luate in considerare pentru alte tipuri de reglaj, in toate intervalele de dispecerizare continute in acest bloc de timp de reglaj. Cel mai mare pret dintre preturile de crestere de putere este pretul marginal de crestere, iar cel mai mic dintre preturile de reducere de putere va fi pretul marginal de reducere de putere.

Selectarea Energiilor de Echilibrare corespunzatoare reglajului tertiar rapid

Pentru selectarea Energiilor de Echilibrare corespunzatoare reglajului tertiar rapid, se vor avea in vedere urmatoarele:

OTS va utiliza Energia de Echilibrare corespunzatoare reglajului tertiar rapid de crestere sau de reducere de putere in cazul in care estimeaza o nevoie continua de crestere sau de reducere de putere, sau in cazul in care considera necesara inlocuirea utilizarii Energiei de Echilibrare corespunzatoare reglajului secundar prin Energie de Echilibrare corespunzatoare reglajului tertiar rapid.

In cazul utilizarii de catre OTS a Energiei de Echilibrare corespunzatoare reglajului tertiar rapid de crestere sau de reducere de putere trebuie sa se stabileasca:

a)   Intervalul de timp pe durata caruia va fi necesara utilizarea Energiei de Echilibrare corespunzatoare reglajului tertiar rapid de crestere sau de reducere de putere, care trebuie sa inceapa cel mai devreme dupa 15 minute de la emiterea dispozitiei de dispecer si sa se incheie nu mai tarziu de sfarsitul intervalului de dispecerizare imediat urmator;

b)   Cantitatea de Energie de Echilibrare corespunzatoare reglajului tertiar rapid de crestere sau de reducere de putere necesara, denumit reglaj necesar.

Daca OTS stabileste utilizarea Energiei de Echilibrare corespunzatoare reglajului tertiar rapid de crestere sau de reducere de putere, va preciza necesitatea utilizarii acesteia separat pentru intervalul curent si cel urmator.

OTS stabileste ordinea de merit pentru Energia de Echilibrare corespunzatoare reglajului tertiar rapid de crestere sau de reducere de putere, pentru intervalul solicitat, prin combinarea intr-o singura oferta a tuturor perechilor pret-cantitate care sunt inca disponibile pe parcursul intervalului solicitat, sortate in ordinea crescatoare sau descrescatoare a preturilor.

La stabilirea ordinei de merit pentru Energia de Echilibrare corespunzatoare reglajului tertiar rapid, OTS trebuie sa se asigure ca se indeplinesc conditiile tehnice cerute de Codul Comercial.

Dupa determinarea reglajului necesar si a ordinei de merit pentru Energia de Echilibrare corespunzatoare reglajului tertiar rapid, OTS va accepta perechile pret-cantitate din ordinea de merit, cu respectarea conditiilor prevazute de Codul Comercial.

Perechile pret-cantitate acceptate stabilesc o tranzactie intre OTS si participantul la PE care a transmis oferta zilnica de furnizare a Energiei de Echilibrare.

Tranzactiile stabilite vor fi inregistrate in sistemul PE.

Cantitatile de Energie de Echilibrare corespunzatoare reglajului tertiar rapid vor fi selectate si platite pentru o perioada de timp de cel putin 15 minute neintrerupte.

Perechile pret-cantitate acceptate vor determina o ajustare a notificarilor fizice a unitatilor sau consumurilor dispecerizabile, pentru intervalul solicitat.

Daca o tranzactie incheiata, determina aparitia unei restrictii de retea, adica prin utilizarea ei se pune in pericol siguranta si stabilitatea functionarii SEN, OTS trebuie sa acorde prioritate rezolvarii restrictiei de retea.

OTS poate dispune inlocuirea utilizarii Energiei de Echilibrare corespunzatoare reglajului tertiar rapid cu cea corespunzatoare reglajului tertiar lent, daca se estimeaza un deficit sau surplus continuu de productie in SEN pentru o perioada de timp mai lunga sau daca aceasta inlocuire conduce la reducerea costurilor pentru PE.

In continuare se prezinta modul de realizare de catre OTS a selectarii Energiei de Echilibrare corespunzatoare reglajului tertiar rapid de putere.

Pentru selectarea Energiei de Echilibrare corespunzatoare reglajului tertiar rapid in conformitate cu prevederile Codului Comercial se au in vedere urmatoarele (Fig. 1.36):

Energia de Echilibrare „deja selectata” pentru reglajul secundar la crestere si la reducere de putere;

Viteza si timpul de incarcare si de descarcare a unitatii dispecerizabile.

Pentru selectarea Energiei de Echilibrare corespunzatoare reglajului tertiar rapid de reducere de putere pot exista doua cazuri:

a)   Selectarea Energiei de Echilibrare egala cu cea corespunzatoare Pmin a unitatii dispecerizabile (Fig. 1.37)

Cantitate de Energie de Echilibrare selectata va fi minimul produsului dintre viteza de descarcare si timpul de selectare si corespunde domeniului: Pnot.fizica-Pdeja selectata-Pmin.

b)   Selectarea Energiei de echilibrare inclusiv pentru domeniul 0÷Pmin (Fig 1.38).

Cantitatea de Energie de Echilibrare maxima selectata va fi data de produsul dintre viteza de descarcare si timpul de selectare, dar nu mai mare decat cea corespunzatoare domeniului: Pnot.fizica‑Pdeja selectata.

Daca avem in vedere ordinea de merit de reducere de putere pentru toate unitatile dispecerizabile, pe baza necesarului de reglaj tertiar rapid de reducere, de la tprim la tultim se vor selecta ofertele necesare cu preturile care vor fi platite (Fig. 1.39).

Ordinea de reducere a puterii se face de la oferta cu pretul cel mai mare spre oferta cu pretul cel mai mic. Unele blocuri pot fi selectate doar in intregime.

Pentru selectarea Energiei de Echilibrare corespunzatoare reglajului tertiar rapid de crestere de putere se selecteaza cantitatea data de produsul dintre viteza de incarcare si timpul de selectare, corespunzator domeniului: Pdisponibila-Pnot.fizica-Pdeja selectata (Fig. 1.40).

Si in acest caz se au in vedere Energiile de Echilibrare deja selectate pentru reglajul secundar care nu se mai folosesc.

Daca avem in vedere ordinea de merit de crestere de putere pentru toate unitatile dispecerizabile, pe baza necesarului de reglaj tertiar rapid de crestere, de la tprim la tultim, se vor selecta ofertele necesare cu preturile care vor fi platite (Fig. 1.41).

Ordinea de crestere de putere este de la pretul cel mai mic la cel mai mare.

In SEN in prezent rezerva de reglaj tertiar rapid trebuie sa permita incarcare a unei puteri electrice egala cu cea mai mare putere instalata a unui grup energetic adica 700 MW, corespunzatoare grupului energetic nuclear de la centrala Cernavoda. Trebuie de asemenea rezolvata situatia creata de declansarea puterii maxime din SEN legata la o bara a unei statii de inalta tensiune, cum este cazul hidrocentralei Portile de Fier I cu o putere de 1150 MW.

Selectarea Energiilor de Echilibrare corespunzatoare reglajului tertiar lent

Pentru selectarea Energiei de Echilibrare corespunzatoare reglajului tertiar lent de crestere ori de reducere putere se au in vedere urmatoarele:

OTS va utiliza Energia de Echilibrare corespunzatoare reglajului de tertiar lent de crestere sau de reducere de putere in cazul in care este intr-o nevoie de crestere sau reducere de putere pe durata unuia sau mai multor intervale de dispecerizare, incepand nu mai devreme de o ora dupa incheierea intervalului de dispecerizare curent.



Dupa ce OTS a stabilit necesitatea utilizarii reglajului tertiar lent de crestere sau reducere de putere, trebuie sa precizeze intervalul de dispecerizare si cantitatea de Energie de Echilibrare corespunzatoare, denumita reglaj necesar.

Utilizarea reglajului tertiar lent de crestere sau reducere se face si atunci cand OTS are nevoie de majorarea disponibilului de Energie de Echilibrare corespunzator reglajului tertiar rapid de crestere de putere prin operarea uneia sau mai multor unitati dispecerizabile in regim de rezerva calda. Aceasta cantitate de energie va fi suplimentara pe care OTS o mentine in rezerva calda.

OTS va accepta perechi pret-cantitate pentru crestere si reducere de putere din ofertele zilnice validate, precum si ofertele fizice validate corespunzatoare, cu respectarea conditiilor prevazute de Codul Comercial.

Perechile pret-cantitate acceptate, stabilesc o tranzactie intre OTS si participantul PE care a transmis oferta zilnica pentru furnizarea Energiei de Echilibrare pentru reglajul tertiar lent de crestere sau reducere de putere.

Ofertele fixe pentru pornire, acceptate de OTS, stabilesc o tranzactie intre OTS si participantul PE;

Daca utilizarea uneia sau mai multor perechi pret-cantitate ar duce la aparitia unei restrictii de retea si ar pune in pericol siguranta si stabilitatea in functionarea a SEN, OTS acorda prioritate acestora inaintea utilizarii ofertei.

Ofertele fixe pentru mentinerea in rezerva calda acceptate de OTS stabilesc o tranzactie intre OTS si participantul la PE.

Tranzactiile stabilite vor fi inregistrate in sistemul PE;

Perechile pret-cantitate acceptate vor determina o ajustare a notificarilor fizice corespunzatoare unitatii dispecerizabile sau consumului dispecerizabil, pentru intervalul de dispecerizare solicitat.

Pentru selectarea Energiilor de Echilibrare corespunzatoare reglajului tertiar lent, se are in vedere (Fig. 1.42):

a)   Energia de Echilibrare deja selectata pentru reglajele secundar si tertiar rapid;

b)   Viteza de incarcare si descarcare de putere si timpii corespunzatori selectati.

Sunt luate in considerare toate unitatile dispecerizabile in functiune si capabile sa porneasca pana la inceperea intervalului selectat.

La selectarea Energiilor de Echilibrare corespunzatoare reglajului tertiar lent de reducere de putere avem doua cazuri:

a)   Selectarea Energiilor de Echilibrare corespunzatoare Pmin (Fig. 1.43)

Cantitatea oferita va fi data de produsul dintre viteza de descarcare si timpul selectat corespunzatoare domeniului: Pnot.fizica-Pdeja selectata-Pmin.

b)   Selectarea Energiilor de echilibrare inclusiv pentru domeniul 0÷Pmin (Fig. 1.44)

Cantitatea oferita va fi data de produsul dintre viteza de descarcare si timpul selectat corespunzator domeniului: Pnot.fizica-Pdeja selectat.

Partea din prima pereche pret-cantitate corespunzatoare Pmin va constitui o pereche pret-cantitate distincta, care nu poate fi impartita.

Daca avem in vedere oferte pentru mai multe blocuri si intervale de timp, limita de reducere de putere se opreste la primul bloc cu Pmin si se obtine oferta de Energie de Echilibrare si ordinea de merit corespunzatoare (Fig. 1.45 si 1.46).

Daca notificarile pe blocurile de timp selectate sunt egale, grupul energetic nu poate fi oprit.

Ordinea de reducere de putere este in ordine descrescatoare a preturilor inmultite cu -1, valabila in cazul opririi grupurilor energetice (Fig. 1.46).

Daca avem o situatie cu mai multe grupuri dispecerizabile si mai multe intervale se obtine ordinea de merit de reducere de putere. Pe baza cantitatilor cerute pentru reglajul tertiar lent si a ordinei de merit obtinute se selecteaza ofertele cu preturile corespunzatoare (Fig. 1.47).

Daca perechile pret-cantitate nu pot fi reduse, se selecteaza, daca este cazul, in intregime.

Pentru selectarea Energiilor de Echilibrare corespunzatoare reglajului tertiar lent de crestere, se tine de asemenea cont de cantitatea „deja selectata” pentru reglajul secundar si tertiar rapid de crestere.

Cantitatea oferita va fi data de produsul dintre viteza de incarcare si timpul selectat pentru domeniul: Pdisponibila-Pnot.fizica-Pdeja selectata (Fig. 1.48).

Daca consideram trei oferte de reglaj tertiar lent de crestere de putere pentru trei intervale de dispecerizare, cu cantitatile Q1, Q2 si Q3 se obtine oferta de reglaj de crestere de putere pentru blocul de timp considerat (Fig. 1.49 si 1.50).

Pe baza cantitatilor cerute de reglaj tertiar lent de crestere de putere corespunzatoare blocurilor de timp de la tprim pana la tultim se selecteaza ofertele necesare cu preturile ce vor fi platite (Fig. 1.51).

Selectarea grupurilor termoenergetice pentru oprire

In sistemul energetic national, sunt situatii cand sunt inregistrate debite mari pe raurile interioare si pe Dunare si nu poate fi produsa contractual in centralele hidroelectrice intreaga cantitate de energie electrica. Au fost cazuri cand s-a inregistrat un surplus de energie hidroelectrica, preluat de Piata de Echilibrare, de pana la 30% din consumul total de energie electrica.

Piata de Echilibrare, nu poate prelua astfel de dezechilibre, deoarece ea este proiectata sa reprezinta doar 3% din consumul total de energie electrica.

Pentru a se putea echilibra asemenea dezechilibre, este necesara oprirea unor grupuri termoenergetice pe baza Procedurii Operationale de selectare pentru oprire a unitatilor dispecerizabile propusa de Transelectrica si avizata de ANRE.

Procedura se aplica de catre OTS in cadrul procesului de selectare pentru reducere de putere, ca o subrutina a reglajului tertiar lent pentru reducerea de putere.

Selectarea pentru oprire a unitatilor dispecerizabile se realizeaza astfel:

Dupa incheierea zilei de tranzactionare, OTS in caz de necesitate, stabileste pe anumite intervale orare ale zilei de livrare ordinea de merit la oprire a unitatilor dispecerizabile.

Cand este identificata necesitatea opririi de unitati dispecerizabile pentru un bloc de timp compus din unul sau mai multe intervale de dispecerizare, se va crea o ordine de merit in care oprirea unitatilor dispecerizabile va apare indiferent daca notificarile fizice sunt sau nu egale in intervalele de dispecerizare diferite.

Pentru ordinea de merit la oprire pot fi selectate toate unitatile dispecerizabile sau numai unitatile dispecerizabile cu timp de pornire mai mare de 15 minute (calificate pentru reglaj tertiar lent).

Pentru fiecare unitate dispecerizabila care intra in aceasta ordine de merit, pentru fiecare interval de dispecerizare al blocului de timp vor fi luate in considerare:

a)   Productia notificata a unitatii dispecerizabile notificarea fizica)

b)   Perechile pret-cantitate din ofertele zilnice de energie de echilibru pana la nivelul la care suma cantitatilor din perechile pret-cantitate este egala cu notificarea fizica (Fig. 1.52).

Pentru fiecare interval orar puterea care va fi redusa este puterea notificata iar venitul de oprire al acestei puteri este suma produselor intre perechile pret si cantitate (Fig.1.53).

Procesul se reia cu urmatorul interval de dispecerizare al blocului de timp pentru unitatea dispecerizabila respectiva pana la epuizarea intervalelor de dispecerizare din blocul de timp (Fig. 1.54).

Oferta de oprire este data de relatia:

(1.10)

unde: n - numarul de perechi pret-cantitate;

Qj - cantitatea perechii i;

pi - pretul cantitatii Qj.

Se calculeaza urmatorii indicatori:

(1.11)

(1.12)

(1.13)

Procesul se reia pana la epuizarea tuturor unitatilor dispecerizabile care intra in ordinea de merit.

In baza indicatorului, Pretul mediu pe MW oprit, se creeaza ordinea de merit in sens descrescator al acestui pret. Ordinea de selectare in aceasta ordine de merit se face incepand cu unitatea dispecerizabila cu pretul cel mai mare tinand cont de urmatoarele conditii tehnice:

Functionarea, pe cat posibil, a fiecarei centrale termo cu minimum un cazan;

Se va prefera mentinerea in rezerva a unor grupuri (cazan) fata de oprire altora, chiar daca nu se respecta intocmai ordinea de merit;

Volumul opririlor se va stabili astfel incat sa intre suficienta rezerva tertiara rapida la orele de varf si in acelasi timp sa se poata prelua golurile de sarcina fara alte opriri de grupuri termo.

Calculul cantitatilor de Energie de Echilibrare

Calculul Energiei de Echilibrare realizata din ordinul de dispecer si al dezechilibrului de notificare se face in baza procedurilor UNO-DEN, TEL-07IV.ECH-DN/271 si DN/257.

Pentru fiecare interval de dispecerizare calculul Energiei de Echilibrare realizata din ordinul de dispecer si valoarea acesteia pentru fiecare UD se face folosindu-se datele urmatoare: notificarea fizica a UD, ordinul de dispecer, ofertele de energie de reglaj ale respectivului producator pentru intervalul de dispecerizare si valoarea masurata.

Pentru fiecare UD care a fost selectata pentru a livra Energie de Echilibrare corespunzator reglajului secundar, calculul acestei energii realizata din ordinul de dispecer pentru fiecare interval de dispecerizare se face pentru reglajele de crestere si reducere de putere pe baza semnalelor primite la regulatorul central al OTS.

Energiile de Echilibrare livrate in reglaj secundar si puterea planificata nu pot fi masurate prin contor, ele rezultand din calcule efectuate automat pe baza unei metodologii de calcul stabilite prin proceduri. Calculul se realizeaza automat de regulatorul central de reglaj secundar frecventa-putere, astfel:

Pentru fiecare UD care a functionat in reglaj secundar;

In procesul de reglaj secundar simultan cu emiterea ordinelor de reglare;

Pe baza puterii electrice din ultima notificare fizica aprobata si a benzii de reglaj secundar corespunzatoare, preluate automat din sistemul informatic al Pietei de Echilibrare sau al benzii de reglaj si a puterii minime in reglaj secundar, setate in centrala.

Unitatile dispecerizabile calificate pentru functionarea in reglaj secundar sunt selectate automat de sistemul informatic al PE, cu banda totala de reglaj secundar (BRS).

Dupa selectarea UD trebuie sa se respecte:

Momentul intrarii/iesirii din reglaj secundar, cu abatere de timp cat mai mica (maxim 1 minut);

Programul de modificare a puterii electrice programate si a benzii de reglaj, cu abatere cat mai mica (maxim 1 minut), prin setarea benzii de reglaj si a puterii minime de functionare in reglaj secundar al UD dispecerizabile (PminRS);

Setarea benzii de reglaj centrata pe puterea electrica programata (Pna) astfel incat: PminRS = Pna- ˝BRS si PmaxRS = Pna + ˝BRS.

Fiecare ordin de reglare dat de regulatorul central de reglaj secundar reprezinta o tranzactie intre OTS ti participantul la PE.

Cantitatile de Energie de Echilibrare furnizate in reglaj secundar se calculeaza:

Pe fiecare interval de dispecerizare;

Individual pentru fiecare UD care a fost notificata sa functioneze in reglaj secundar;

Separat pentru crestere si reducere de putere;

De catre OTS prin calculul automat in sistemul de calcul asociat reglajului secundar.

Calculul cantitatilor de Energie de Echilibrare furnizate in reglaj secundar se realizeaza integrand solicitarile emise de regulatorul central de reglaj secundar (ordinele de reglare) cu respectarea regulilor stabilite in procedura.

Verificarea functionarii in reglaj secundar a UD selectate se face de catre OTS. Daca a functionat in reglaj secundar o alta UD decat cea selectata de sistemul informatic al PE, energiile calculate pentru UD care a functionat fara sa fie selectata vor constitui dezechilibre pentru ambele UD.

Energia de Echilibrare pentru cresterea de putere se calculeaza fata de mijlocul benzii de reglaj, punct care reprezinta puterea programata a UD.

Puterea maxima planificata (solicitarea maxima) in reglaj secundar pe care UD o poate primi in reglaj secundar este: Pna + ˝BRS. Orice solicitare emisa de regulatorul central de reglaj secundar a carei valoare depaseste puterea programata (mijlocul benzii) este integrata ca Energie de Echilibrare pentru crestere de putere cu pasul de integrare egal cu pasul de emitere a solicitarii si pentru un interval de o ora.

Energia de Echilibrare pentru reducere de putere se calculeaza tot fata de puterea programata a UD.

Puterea minima planificata in reglaj secundar pe care UD o poate primi de la regulatorul central de reglaj secundar este: Pna - ˝BRS. Orice solicitare emisa de catre regulatorul central a carei valoare este mai mica decat puterea programata, este integrata ca Energie de Echilibrare pentru reducere de putere cu pasul de integrare egal cu pasul de emitere a solicitarii si pentru un interval de o ora.

Pentru calculul energiei de echilibrare in reglaj secundar sunt esentiale trei marimi: banda de reglaj, puterea electrica programata din notificarea fizica aprobata si puterea planificata in reglaj secundar.

Regulatorul central de reglaj secundar are urmatoarele moduri de functionare:

a)   Cu prelucrare automata din sistemul informatic al PE a benzii de reglaj si a puterii electrice programate.

Regulatorul central centreaza mijlocul benzii de reglaj la valoarea puterii electrice programate astfel incat UD sa ofere o jumatate din banda de reglaj pentru reducere de putere si cealalta parte pentru crestere de putere. Setarea in centrala a unei benzi diferite decat cea preluata automat de regulatorul central din sistemul informatic al PE introduce dezechilibre.

Calculul energiei de echilibrare se refera la integrarea instantanee a solicitarilor emise de regulatorul central. Aceasta presupune executarea imediata a ordinului de reglaj. Orice intarziere in executarea acestuia, sau valori mai mici ale vitezei de variatie a sarcinii UD, introduc diferente intre valorile calculate si realizate ca Energie de Echilibrare in reglajul secundar.

b)   Cu luarea in considerare a marimilor banda de reglaj si puterea minima in reglaj secundar transmise on-line de catre centrala. Este o situatie exceptionala in care OTS solicita intrarea in reglaj secundar a unei UD, conform selectiei efectuate de catre sistemul informatic al OPE, dar din diferite motive valorile benzii de reglaj si a puterii electrice programate nu sunt preluate de regulatorul central de reglaj secundar. Calculul energiei de echilibrare se face dupa valorile transmise on-line de catre centrala. Punctul de la care se calculeaza Energia de Echilibrare pentru crestere si reducere de putere va fi mijlocul benzii de reglaj, iar puterea programata, va fi considerata ca egala cu suma dintre puterea minima de reglaj a UD si jumatate din banda de reglaj (Pna = PminRS + ˝BRS).

Puterea realizata in reglaj secundar reprezinta palierul de putere (diferit de puterea electrica programata din notificarea fizica aprobata) la care UD a trebuit sa functioneze ca urmare a solicitarilor transmise de regulatorul central de reglaj secundar. Puterea planificata in reglaj secundar se calculeaza de catre OPE ca suma dintre puterea electrica programata si diferenta dintre valorile absolute ale Energiei de Echilibrare de crestere si reducere de putere (orara) divizate la o ora (fig. 1.55).

/h

/h

/h

unde:

EECP – Energia de Echilibrare pentru Crestere de Putere

EERP – Energia de Echilibrare pentru Reducere de Putere

Pna – Puterea electrica programata prin notificarea fizica aprobata

Pp – Puterea planificata in reglaj secundar

Pentru decontare, fiecarui interval de decontare orar pentru care UD a functionat in reglaj secundar va rezulta (fig. 1.56):

Cate o energie de echilibrare pentru crestere si reducere de putere in reglaj secundar, iar decontarea se va face separat cu preturi diferite pentru cele doua valori de energie;

O putere planificata de reglaj secundar care trebuie livrata de catre UD.

Pentru calculul Energiei de Echilibrare corespunzatoare reglajului tertiar realizata din ordinul de dispecer, se au in vedere urmatoarele cazuri:

a)   Selectarea doar a Energiei de Echilibrare corespunzatoare reglajului tertiar lent pentru UD si intervalul de dispecerizare.

Pentru fiecare UD selectata pentru reglaj tertiar lent si interval de dispecerizare se calculeaza soldul energiilor tuturor ordinelor de dispecer aferente Energiilor de Echilibrare corespunzatoare reglajului tertiar lent primite de UD si se considera acest sold ordinul de dispecer aferent livrarii de Energie de Echilibrare corespunzator acestui reglaj pe ora respectiva.

b)   Selectarea doar a reglajului tertiar rapid pentru UD si intervalul de dispecerizare.

Pentru fiecare UD selectata pentru reglajul tertiar rapid si intervalul de dispecerizare se calculeaza soldul energiei aferente tuturor selectiilor de echilibrare corespunzatoare acestui reglaj si primite de UD si se considera acest sold ordinul de dispecer aferent livrarii de Energie de Echilibrare corespunzator reglajului tertiar rapid pentru ora respectiva.

c)   Selectarea reglajului tertiar lent si rapid pe aceeasi UD si interval de dispecerizare.

Pentru fiecare UD selectata pentru acest reglaj si interval de dispecerizare se calculeaza soldul energiilor aferente tuturor selectiilor de reglaj tertiar lent si rapid primite de UD. Energia rezultata se considera Energie de Echilibrare aferenta reglajului lent si se constituie in ordin de dispecer pe intervalul de dispecerizare respectiv.

Pentru calculul Energiei de Echilibrare realizate din ordinul de dispecer se au in vedere urmatoarele:

a)   Daca pe intervalul orar UD selectata a participat la reglajul secundar, se adauga la Notificarea Fizica (NF) valoarea realizata a energiei din ordinul de reglaj secundar si rezulta Notificarea Fizica cu reglaj secundar (NFS) care poate fi pozitiv sau negativ. Se calculeaza diferenta dintre valoarea masurata (M) si NFS si rezulta diferenta: DMNFS = M – NFS. Daca valoarea energiei de reglaj este nula atunci NFS = NF.

b)   Calculul energiei de Echilibrare realizate din ordinul de crestere si a dezechilibrului de notificare are in vedere variantele:

Daca DMNFS ≤ 0, Energia de Echilibrare realizata prin ordinul de dispecer este considerata 0 (fig. 1.57a).

Daca DMNFS > 0 Energia de Echilibrare realizata din ordinul de dispecer se considera minimul dintre aceasta valoare si ordinul respectiv (fig. 1.57 b si c).

In figurile 1.57 si 1.58 sunt folosite urmatoarele notatii:

NF = energia care trebuie livrata de unitatea dispecerizabila in intervalul de dispecerizare curent in concordanta cu notificarea fizica;

OD = soldul energiilor eferente tuturor ordinelor de reglaj tertiar primite de unitatea dispecerizabila in acest interval de dispecerizare;

M = valoarea masurata a energiei livrate de unitatea dispecerizabila;

ROD = energia de echilibrare realizata din ordinul de dispecer OD;

ΔP = diferenta intre energia masurata si energia care trebuia produsa in intervalul de dispecerizare curent (=dezechilibrul de la notificare);

DMNFS =diferenta dintre valoarea masurata si notificarea fizica cu reglaj secundar (+ sau -);

NFS= notificarea fizica corectata cu reglajul secundar.

c)   Calculul Energiei de Echilibrare realizate din ordinul de scadere si al dezechilibrului de notificare are variantele:

Daca DMNFS ≥ 0, Energia de Echilibrare rezultata din ordinul de dispecer este considerata 0 (fig. 1.58a).

Daca DMNFS < 0, Energia de Echilibrare rezultata din ordinul de dispecer se considera minimul valorilor luate in modul dintre aceasta valoare si ordinul respectiv (fig. 1.58 b si c).

Piata de Echilibrare si siguranta functionarii SEN

In cadrul Pietei de Echilibrare, piata centralizata organizata si administrata de OTS,se colecteaza ofertele de livrare a energiei electrice transmise de participanti pe care OTS le utilizeaza in vederea reglajului SEN si realizarii sigurantei in functionare a SEN la costuri minime. In vechiul mod de organizare a pietei de energie (pana la 01 iulie 2005) producatorii nu aveau nici o responsabilitate fata de programul de functionare propus; pretul marginal de sistem se facea pe baza ordinii de merit fara restrictii, producatorii nu realizau nici un beneficiu (castig) daca erau solicitati sa descarce putere fata de program si uneori chiar trebuiau sa cumpere energie la PMS pentru acoperirea obligatiilor contractuale. In vederea reducerii numarului de opriri/porniri ale grupurilor, in vechea piata se ajungea in situatia de a nu respecta ordinea de merit si de a nu mai respecta astfel principiile pietei.

Pentru eliminarea restrictiilor de retea dispecerul utiliza grupuri cu preturi mai mari decat PMS, inducand astfel costuri suplimentare. Mentinerea echilibrului productie – consum in vechea piata se facea cu costuri suplimentare pentru cei care participau la actiune, fara penalitati pentru cei care produceau dezechilibre si cu dificultati majore in activitatea de dispecerizare in timp real, operatorul neavand un instrument capabil sa realizeze un minim de costuri simultan cu pastrarea sigurantei in functionare la standardele prevazute in codul RET.

Intrucat in vechea piata producatorii nu erau raspunzatori fata de programul de functionare si nu erau penalizati pentru dezechilibrele produse, gestionarea rezervelor de sistem era precara, serviciile tehnologice de sistem fiind achizitionate pe o piata neconcurentiala nestimulativa pentru producatori. Siguranta functionarii SEN era realizata cu mare dificultate, mai ales in ceea ce priveste realizarea rezervelor tertiare rapide la orele de varf si de gol ale SEN, operatorul de sistem fiind nevoit sa apeleze la bunavointa producatorilor.

In concluzie in vechea structura a pietei asigurarea serviciilor de sistem se facea cu dificultate , fiind o activitate putin atractiva pentru producatori si uneori inechitabila. In vechea structura a pietei modul de eliminare a congestiilor, de evidentiere a costurilor si de decontare a acestora nu era nici pe departe relevant si nici nu conducea la diminuarea efectelor acestora, cointeresarea materiala lipsind cu desavarsire.

In noua structura a pietei de energie a crescut responsabilitatea producatorilor in ceea ce priveste asigurarea serviciilor tehnologice de sistem, care acum se achizitioneaza pe o piata concurentiala, acestia fiind direct interesati in realizarea rezervelor declarate.

Energia de Echilibrare necesara se achizitioneaza centralizat in cadrul Pietei de Echilibrare, piata concurentiala guvernata de codul comercial, ceea ce duce la cresterea sigurantei in functionare a SEN.

Operatorul de sistem raspunzator de realizarea sigurantei in functionare a SEN poate sa achizitioneze de pe aceasta piata, total transparenta, energia electrica pentru incarcarile/descarcarile necesare realizarii echilibrului productie-consum, la preturi stabilite conform ordinii de merit, fara a avea in vedere alte considerente decat siguranta SEN. In plus, producatorii, primind drepturile conform ofertelor facute de ei si de realizarile din piata, sunt cointeresati sa raspunda cerintelor operatorului de sistem.

Costul eliminarii congestiilor fiind suportat integral de catre OTS conduce la o analiza mai atenta privind oportunitatea si esalonarea lucrarilor in reteaua de transport, la o regandire a modului de evidentiere a cheltuielilor cu mentenanta si la impulsionarea realizarii in RET a investitiilor necesare eliminarii congestiilor si cresterii sigurantei in functionare a SEN. In acest fel se elimina in mare parte functionarea neeconomica si cheltuielile excesive legate de siguranta in functionare.

Evidentierea si penalizarea dezechilibrelor produse de catre participantii la Piata Angro de energie electrica au condus la o crestere a disciplinei in zona productiei, reducandu-se numarul de opriri accidentale. In prezent acestea se cantoneaza in special la sfarsit de saptamana, cand se reduc si obligatiile contractuale. Prin scaderea numarului de abateri de la notificari ale productiei in centrale, a crescut si siguranta in functionare a SEN.

Totodata, aceasta Piata de Echilibrare are doua etape in functionare, una in ziua de livrare, la care ne-am referit mai sus, si una in ziua anterioara zilei de livrare, care ajuta la programarea functionarii centralelor, astfel incat sa se urmareasca curba de sarcina prognozata pentru productie. Pot aparea diferente intre suma productiei si prognoza de consum, diferente datorate de supra sau sub-contractarea de energie electrica de catre unii furnizori sau notificarilor in dezechilibru.

Astfel, in fiecare dupa-amiaza, dupa colectarea notificarilor fizice, se calculeaza programul productiei, care se compara cu prognoza de consum; in caz ca apar abateri mari, care pot fi cu greu solutionate in ziua de livrare, dispecerul da ordine de incarcare/descarcare in preziua de livrare. In figura 1.59 se prezinta un modul efectuare a calculelor de verificare a regimurilor de functionare pe baza NF din preziua de livrare si eventual a selectiilor pe PE necesare.

Piata Centralizata de Certificate Verzi.

Energia verde

In anii 70 energia verde era considerata o utopie si era tratata ca un vis al cercetatorilor, insa astazi structura s-a schimbat si viziunea unui viitor solar a devenit un subiect de dezbatere.

Sursele de energie noi si regenerabile (biomasa, energia solara, energia vantului, hidroenergia, pila fotovoltaica etc.) au devenit deja, pentru tarile industrializate, obiective nationale in structura productiei lor de energie. Aceasta s-a intamplat mai ales ca urmare a doua evenimente. Primul a fost publicarea in 1972 a raportului Limitele Cresterii (The Limits to Growth) al clubului de la Roma, iar al doilea l-a reprezentat prima criza a petrolului si criza energetica din 1973­/1974.

Raportul prevedea inca de atunci o reducere dramatica a resurselor energetice clasice si o crestere rapida a poluarii mediului. Concurenta celor doua evenimente a adus in discutie chestiunea sigurantei in alimentarea cu energie.

In acest contest, energia regenerabila a fost privita pentru prima oara ca o posibila solutie alternativa la petrol.     Cand pretul petrolului a scazut brusc in anii 80, viziunea ,,solara” si-a pierdut din nou atractivitatea.

Si totusi evolutiile ulterioare au confirmat concluziile clubului de la Roma, iar problemele de mediu au inceput sa se discute la scara planetara, mai ales la Conferintele de la Rio (1992) si Kyoto (1997).

Grupul de lucru hidrogen, este o initiativa de ultima ora a Comisiei Europene, care va cerceta potentialul hidrogenului ca viitor inlocuitor al surselor de energie conventionale.

Hidrogenul este vazut ca o sursa de energie a mileniului 3, ce poate fi folosit de la carburant pentru motoare, la sursa de energie in baterii, pana la combustibil pentru centrale electrice. Grupul este constituit din reprezentanti ai unor reputate centre de cercetare, producatori de componente si pile de combustie, companii de electricitate, producatori de automobile si masini de transport.

Pila de combustie combina hidrogenul cu oxigenul pentru a produce energie electrica, in urma procesului rezultand doar apa si energie termica.

Comisia Europeana a mai lansat proiectul demonstrativ CUTE – Un transport urban curat pentru Europa (Clean Urban Transport for Europe) prin care noua orase europene (Amsterdam, Barcelona, Hamburg, Londra, Luxemburg, Stuttgart, Madrid, Porto si Stockholm) vor introduce hidrogenul in sistemul de transport public. Alt program suport este ECTOS – Sistem de transport urban ecologic (Ecological City Transport System) a fost lansat in 2001.

Protectia mediului si nevoia asigurarii unei dezvoltatii durabile (concept lansat la Rio) au fost argumentele reconsiderarii energiilor noi si regenerabile pentru productia la scara industriala.

Uniunea Europeana s-a angajat prin protocolul de la Kyoto sa reduca emisia gazelor cu efect de sera cu 8% pana in 2012, dar in ultimii ani nu s-a intamplat nimic deosebit. Totusi Germania si-a luat in serios angajamentul de la Kyoto si si-a asumat un obiectiv extrem de ambitios prin reducerea emisiilor de gaze cu efect de sera cu 21 %. A inceput sa valorifice resurse energetice variate noi si regenerabile, energia vantului pe apa si pe uscat, pila fotovoltaica, biomasa, energia solara, geotermala si deseurile urbane. Utilizarea energiilor verzi rezolva insa numai partial problemele de mediu si in particular cele privind schimbarile climatice.

Conform directivei 2001/77/EC, productia de energie electrica din surse regenerabile in anul 2000 si tintele pentru 2010 (procent din productia bruta interna de energie) si prezentata in tabelul 1.2:

Tabelul

Hidro

Vant

Bio-masa

Geoter-mala

Total 2000

Tinte pentru

Belgia

Danemarca

Germania

Grecia

Spania

Franta

Irlanda

Italia

Liechtenstein



Olanda

Austria

Portugalia

Finlanda

Suedia

M. Britanie

U.E.

Legislatia europeana si romaneasca privind Piata Centralizata de Certificate Verzi

La realizarea Pietei Centralizate de Certificate Verzi s-au avut in vedere urmatoarele prevederi legislative europene si romanesti:

Directiva UE 77/2001, care prevede noi masuri in cea ce priveste promovarea energiei electrice din sursa de energie regenerabile pe piata interna de energie electrica,

Foaia de Parcurs, aprobata prin HG890/2003,care stabileste sarcinile si obiectivele specifice, precum si reperele evolutiei pietei de energie electrica din Romania,

HG 1535/2003, determina potentialul de dezvoltare a surselor de energie regenerabile in Romania si stabileste obiectivele strategice privind valorificarea surselor de energie regenerabile, in contextul integrarii Romaniei in Uniunea Europeana.

HG 443/2003, adapteaza prevederile Directivei UE 77/2001, privind promovarea productiei de energie electrica din surse regenerabile de energie , in conditiile specifice ale Romaniei,

HG 1892/2004, stabileste sistemul de promovarea a producerii energiei electrice din surse regenerabile de energie,

HG 958/2005, modificata HG nr. 443/2003 privind promovarea productiei de energie electrica din surse regenerabile de energie si modifica si completeaza HG nr. 1892/2004 pentru stabilire sistemului de promovare a producerii energiei electrice din surse regenerabile de energie.

Ordinul ANRE 40/2005, cu Regulamentul de organizare si functionare a Pietei de Certificate Verzi,

Ordinul ANRE 04/2005, pentru stabilirea tarifului de achizitie a energiei electrice de la producatori hidroelectrici care nu detin contracte de portofoliu,

Ordinul ANRE 23/2004 cu procedura de supraveghere a emiterii garantiilor de origine pentru energie electrica produsa din surse regenerabile de energie.

Administrarea si functionarea Pietei Centralizate de Certificate Verzi

Primele Certificate Verzi (CV) s-au emis in Romania in august 2004, iar in noiembrie 2005 a avut loc prima tranzactionare pe Piata Centralizata de Certificate Verzi din Romania.

Energia electrica produsa din surse regenerabile de energie este sustinuta de guvern, care stabileste prin HG, cantitatile fixe – Cota obligatorie si pretul variabil stabilit de piata. Valorile minime si maxime ale pretului energiei electrice se stabileste prin hotarare de guvern intre 24 si 42 Euro/certificat.

Sistemul cotelor obligatorii are in vedere:

Valoarea Certificatelor Verzi, care reprezinta un venit suplimentar. Prin HG se stabileste o Cota fixa pentru energie electrica produsa din surse regenerabile, pe care furnizorii sunt obligati sa o cumpere,

Pretul energiei electrice este stabilit pe piata de energie electrica: producatorii primesc pentru fiecare MWh de energie electrica produsa din SRE si livrata in retea un Certificat Verde.

Pretul suplimentar al Certificatelor Verzi, este stabilit pe Piata de Certificate Verzi, unde sunt tranzactionate beneficiile aduse mediului. Furnizorii trebuie sa detina un numar de CV egal cu cota impusa.

Tranzactionarea Certificatelor Verzi se face pe o piata bilaterala intre producator si furnizor si pe o piata centralizata organizata de OPCOM.

Energie electrica produsa din Surse de Energie Regenerabile (SRE), se tranzactioneaza separat de Certificatele Verzi pe piata de energie electrica.

In figura nr. 1.60 se prezinta actorii pe Piata de Certificate Verzi:

Pe Piata de Certificate Verzi din Romania, actioneaza urmatorii actori:

ANRE, controleaza indeplinirea Cotei;

OTS – Transelectrica, emite CV;

Operatorii de distributie;

OPCOM, tranzactioneaza CV;

Producatorii de energie electrica din SRE, vand CV;

Furnizorii de energie electrica, cumpara CV.

Sursele de energie regenerabile pentru care se primesc CV sunt: centralele hidroelectrice cu o putere instalata 10MW, fotovoltaica, biomasa, eoliana, geotermala, energia valurilor, hidrogen produs din SRE.

Cotele obligatorii pentru energie din SRE pana in 2010 pentru Romania sunt: 0,7% in 2006, 2,22% in 2008, 3,74% in 2007, 6,25% in 2008, 6,78% in 2009 si 8,3% in 2010.

Pentru indeplinirea acestor Cote obligatorii este necesar sa fie tranzactionate CV in numar de: 333.130 in 2005, 1.073.414 in 2006, 1.836.864 in 2007, 2.623.478 in 2008, 3.433.256 in 2009, 4.266.200 in 2010, 4.374.100 in 2011 si 4.482.000 in anul 2012.

Rolul ANRE, consta in urmatoarele:

Certifica producatorii de energie electrica din surse regenerabile de energie, sa participe la Piata de Certificate Verzi,

Urmareste indeplinirea Cotei obligatorii de catre furnizori,

Aplica penalizari pentru neindeplinirea Cotei.

Furnizorii de energie electrica sunt obligati sa cumpere in fiecare an un numar de Certificate Verzi dat de relatia:

(1.14)

In care:

N – numarul de Certificate Verzi;

C – Cota;

Q – cantitatea de energie electrica furnizata consumatorilor.

Transelectrica (OTS) realizeaza operatiile urmatoare:

Lunar primeste date privind cantitatea de energie electrica din SRE livrata in retea, de la operatorii de distributie;

Lunar emite Certificate Verzi producatorilor;

Anual colecteaza sumele corespunzatoare penalizarilor si le aloca pentru:

a)   Cumpararea de la producatori, cu pretul minim, a CV ofertate pe piata vandute, in anii in care oferta este mai mica decat cererea;

b)   Redistribuirea fondurilor ramase producatorilor de energie electrica din SRE in functie de numarul de CV vandute de acestia si de tipul tehnologiei de producere a energiei.

OPCOM are urmatoarele atributii:

Infiinteaza si administreaza Registrul Certificatelor Verzi;

Inregistreaza contracte bilaterale intre producatori de energie din SRE si furnizori;

Inregistreaza participantii la Piata de Certificate Verzi;

Asigura cadrul de tranzactionare pentru Piata Centralizata de Certificate Verzi;

Determina si publica PIPCV (Pretul de Inchidere pe Piata al Certificatelor Verzi) si numarul de CV tranzactionate pe Piata Centralizata de Certificate Verzi;

Stabileste drepturile de incasare si obligatiile de plata pentru participantii la Piata Centralizata de Certificate Verzi;

Lunar publica oferta cumulata si cererea cumulata de CV pentru anul curent.

Prin piata centralizata de certificate verzi se asigura: transparenta, concurenta, nediminuare, scaderea preturilor de tranzactionare pentru CV, si stabilirea pretului de referinta pentru alte tranzactii cu CV.

In figura nr. 1.61 se prezinta modul de organizare si functionare a Pietei Centralizate de Certificate Verzi.

Organizarea si functionarea Pietei Centralizate de Certificate Verzi se desfasoara in urmatoarele etape:

a)   Inscrierea la Piata Centralizata a Certificatelor Verzi (PCCV) astfel:

Depunerea documentatiei pentru inscrierea ca participant in PCCV, cu 15 zile in avans;

Verificarea documentelor, in 5 zile lucratoare;

Semnarea Conventiei de participare la PCCV si inregistrarea ca participant.

b)   Organizare Procesului de Tranzactionare, astfel:

Transmiterea ofertelor de vanzare si de cumparare a CV pe PCCV, in primele 5 zile lucratoare din luna de tranzactionare;

Validarea ofertelor si transmiterea catre participanti a acceptarii sau respingerii ofertei, in zilele 6,7 lucratoare;

Retransmiterea ofertelor corectate in zilele 8,9 lucratoare;

Validarea ofertelor corectate si transmiterea catre participanti a acceptarii acestora sau respingerii ofertelor incorecte, in zilele 10 si 11 lucratoare.

c)   Desfasurarea tranzactiei, prin determinarea pretului de inchidere pe Piata Centralizata de Certificate Verzi (PIPCV) si a numarului de CV, in a 12-a zi lucratoare;

d)  Comunicarea rezultatelor tranzactiei:

Comunicarea si publicarea de catre OPCV a rezultatelor tranzactiilor, in a 13-a zi lucratoare;

Transmiterea contestatiilor la tranzactionare si rezolvarea acestora in zilele 14-16 lucratoare;

Intocmirea si transmiterea notelor de decontare catre participanti, in zilele 16-17 lucratoare.

e)   Transferul Certificatelor Verzi. OPCV transfera CV din contul vanzatorului in contul cumparatorului, pana in a 10 zi lucratoare din luna urmatoare, lunii de tranzactionare.

Pentru functionarea Pietei Centralizate de Certificate Verzi, in ziua de tranzactionare se determina numarul de CV tranzactionate, PIPCV, se elaboreaza si se transmit fiecarui participant notele de decontare.

In figura 1.62 se prezinta modul de stabilire a pretului de inchidere a Pietei de Certificate Verzi si numarul de Certificate Verzi tranzactionate.

OPCV determina:

a)   Curba cererii, prin combinarea tuturor perechilor pret-cantitate din ofertele de cumparare si sortarea lor in ordine descrescatoare, intr-o singura oferta;

b)   Curba ofertei, prin combinarea tuturor perechilor pret-cantitate din ofertele de vanzare si sortarea lor in ordine crescatoare, intr-o singura oferta;

c)   Pretul de inchidere pe piata CV (PIPCV) si numarul de CV. Pretul va fi dat de intersectia celor doua curbe sau de relatia:

(1.15)

In figura nr. 1.63 se prezinta modul de decontare a tranzactiilor pe Piata Centralizata de CV. Exista in acest exemplu cinci participanti care trebuie sa incaseze si patru participanti care trebuie sa plateasca.

Se au in vedere urmatoarele aspecte:

Drepturile de incasare reprezinta soldul pozitiv al contului de decontare iar obligatiile de plata reprezinta soldul negativ al contului de decontare;

Este cazul unui settlement bilateral, cu x·y relatii contractuale;

Platile efectuate de un participant se repartizeaza promotional participantilor care au drepturi de incasare de la acestea conform relatiei:

(1.16)

in care:

Splata,j – suma ce o va plati participantul j la participantul i,

Splata – suma totala de plata

Sincasata,i – suma ce trebuie sa o incaseze participantul i,

Sincasata,i – suma totala de incasat de catre participantul i.

Settlementul lunar este dat de relatia:

(1.17)

in care:

Sl – valoarea settlementului lunar,

pl – pretul tranzactiei,

ql – cantitatea tranzactiei.

Pentru decontarea tranzactiilor cu CV, OPCOM urmareste realizarea urmatoarelor operatii:

Intocmirea settlementului bilateral;

Stabilirea obligatiilor reciproce lunare;

Decontarea lunara.

OPCOM nu se interpune ca parte centrala si contractuala intre participantii la piata. In cazul neindeplinirii obligatiilor financiare, participantii raspund legal unul fata de celalalt.

In figura 1.64 se prezinta relatiile functionale pe Piata Certificatelor Verzi.

Piata Centralizata a Serviciilor de Sistem Tehnologice

Introducere

Piata Centralizata a Serviciilor de Sistem Tehnologice (PCSST) are rolul mentinerii sigurantei in functionare a sistemului energetic national.

Aceasta piata are urmatoarele caracteristici:

Este centralizata si operata de OTS;

Tranzactionarea se face periodic (anual, lunar, etc.).

Este facultativa;

Se realizeaza cu participarea grupurilor energetice calificate sa furnizeze Servicii de Sistem Tehnologice de catre OTS;

Grupurile energetice se selecteaza pentru a livra Servicii de Sistem Tehnologice, pe principiul pretului marginal;

Actioneaza rezerve de reglaj secundar, tertiar rapid si tertiar lent (reglajul primar este obligatoriu si gratuit);

Cantitatile de energie achizitionate sunt stabilite de OTS, in functie de reguli tehnice;

Cantitatile achizitionate sunt ofertate numai pe piata de echilibrare.

Functionarea Pietei Centralizate a Serviciilor de Sistem Tehnologice se bazeaza pe prevederile tehnice din Codul Tehnic al Retelei Electrice de Transport si pe prevederile din Codul Comercial al Pietei Angro de Energie Electrica.

Codul Comercial stabileste regulile si procedurile pentru achizitionarea:

a)   Rezervelor de Reglaj Secundar si Tertiar;

b)   Puterii Reactive pentru reglarea tensiunii;

c)   Altor servicii de sistem tehnologice definite de Codul Tehnic al Retelei Electrice de Transport;

d)  Energiei Electrice pentru acoperirea pierderilor Tehnice in Retelele Electrice.

Rezervele de Reglaj Secundar si Tertiar, Puterea reactiva pentru reglarea tensiunii in reteaua electrica de transport, precum si Serviciilor de Sistem Tehnologice se achizitioneaza exclusiv de OTS, iar energia electrica pentru acoperire pierderilor tehnice in retelele electrice de catre operatorul de retea.

Pentru achizitionare rezervelor de reglaj secundar si tertiar se realizeaza urmatoarele:

OTS achizitioneaza de la participantii PE, pe fiecare perioada de achizitie, rezerve de reglaj secundar, tertiar rapid si lent;

OTS stabileste perioadele de achizitie pentru reglajul secundar si tertiar, care pot fi continue la nivel anual, sezonier, lunar, saptamanal sau zilnic. Perioada de achizitie poate fi limita la zile sau intervale de dispecerizare, in cadrul perioadei respective, adica zile lucratoare sau nelucratoare, sarbatori legale, ore sau alte tipuri de intervale. Perioadele de achizitie pot fi diferite pentru diferite rezerve de reglaj;

OTS stabileste cantitatile de rezerve de reglaj necesar sa fie achizitionate in perioada respectiva de achizitie;

OTS publica cantitatile de rezerve de reglaj secundar sau tertiar, necesar a fi achizitionate in timp util inainte de perioada de achizitie;

Participantii la PE sunt obligati sa oferteze la OTS rezervele de reglaj secundar si tertiar. Pe baza regulilor si procedurilor elaborate de OTS, participantii la PE transmit oferte agregate pentru unitatile si consumurile dispecerizabile. Daca oferta asigurata a participantilor la PE nu acopera necesarul de rezerve de reglaj secundare si tertiare, OTS va solicita ofertarea unor cantitati suplimentare, in functie de posibilitatile lor tehnice. Aceasta cerere a OTS este obligatorie pentru participantii la PE.

OTS poate incheia contracte bilaterale, pentru managementul congestiilor interne, pentru rezerve tertiare rapide si lente, cu participantii la PE, in timpul perioadei de contractare a rezervelor, in conditiile date de Codul Comercial.

La achizitia puterii reactive pentru reglarea tensiunii se au in vedere:

OTS achizitioneaza de la producatorii sau distribuitorii de energie electrica, pentru fiecare perioada de achizitie, cantitatea necesara de putere reactiva pentru reglarea tensiunii, produsa in banda secundara, separat pentru puterea reactiva inductiva si puterea reactiva captiva;

Cantitatea de putere reactiva pentru reglarea tensiunii, solicitata de OTS si produsa in banda primara nu se plateste;

OTS stabileste perioadele de achizitii pentru puterea reactiva necesara reglarii tensiunii, care pot fi de tip continuu, la nivel anual, sezonier, lunar, saptamanal sau zilnic. Perioada de achizitie poate fi limitata la zile si intervale de dispecerizare, in cazul perioadei respective;

OTS poate stabili perioade diferite de achizitie pentru puterea reactiva inductiva si capacitiva, necesare pentru reglarea tensiunii;

OTS publica cantitatea de putere reactiva inductiva si capacitiva necesara pentru reglarea tensiunii, in perioada de achizitie la termene corespunzatoare, inainte de perioada de achizitie;

Producatorii de energie electrica sunt obligati sa oferteze OTS, rezerva de putere reactiva inductiva si capacitiva;

Producatorii transmit oferte angajate pentru mai multe unitati sau consumuri dispecerizabile, pe baza regulilor si procedurilor OTS;

Cand oferta angajata a producatorilor nu acopera necesarul de rezerva de putere reactiva, OTS poate solicita ofertarea unor cantitati suplimentare de rezerva de putere reactiva, in functie de posibilitatile lor tehnice. Cererea OTS este obligatorie pentru producatori.

La achizitia altor servicii tehnologice se au in vedere urmatoarele:

OTS poate achizitiona si alte servicii tehnologice,decat rezervele de reglaj primar secundare si tertiare si puterea reactiva pentru reglarea tensiunii pe fiecare perioada de achizitii;

OTS determina cantitatile si tipurile de Servicii de Sistem Tehnologice necesare;

OTS stabileste regulile si procedurile pentru achizitie;

Daca ofertele date nu sunt suficiente, OTS va solicita oferte suplimentare, care sunt obligatorii.

Pentru achizitia energiei electrice, pentru acoperirea pierderilor tehnice in retelele electrice se au in vedere urmatoarele:

Energia electrica pentru acoperirea pierderilor tehnice in retelele electrice se achizitioneaza de fiecare operator de retea, pe fiecare interval de tranzactionare;

Achizitionarea energiei electrice pentru acoperirea pierderilor in retelele electrice se face prin utilizarea de proceduri de ofertare publica sau prin PZU;

Operatorul de retea stabileste perioadele de achizitie pentru energie electrica pentru acoperirea pierderilor tehnice in retelele electrice, care pot fi continue la nivel anual, sezonier, lunar, saptamanal sau zilnic. O perioada de achizitie poate fi limitata la zile sau intervale de dispecerizare;

Operatorul de retea determina cantitatea de energie pentru acoperirea pierderilor tehnice din retelele electrice, necesara in perioada de achizitie;

Cantitatea de energie electrica va fi publicata si va fi achizitionata prin proceduri de ofertare publica;

Regulile si procedurile de ofertare se stabilesc de operatorul de retea.

Prezentarea Serviciilor de Sistem.

Introducere.

Cerintele de ordin tehnic pentru functionarea Pietei Centralizata a Serviciilor de Sistem sunt date de Codul Tehnic a Retelei Electrice.

Scopul Codului Tehnic este stabilirea regulilor si cerintelor minimale de ordin tehnic pentru participantii la piata de energie electrica, pentru realizarea functionarii sigure si economice a SEN.

Prevederile acestei Cod Tehnic sunt in concordanta cu cerintele UCTE si ale Codului Comercial al pietei de energie electrica si au prioritate fata de interesele individuale de natura economica sau financiara ale utilizatorilor RET.

Obiectivele Codului Tehnic sunt urmatoarele:

a)   Stabilirea unui set de reguli si norme pentru asigurarea accesului utilizatorilor la retelele electrice de transport (RET);

b)   Stabilirea unui set de reguli si norme pentru conducerea prin dispecer a SEN;

c)   Stabilirea responsabilitatilor si obligatiilor Transelectrica si a tuturor utilizatorilor RET;

d)  Specificarea parametrilor tehnice de calitate in functionarea RET;

e)   Stabilirea procedurilor de conducere prin dispecer a grupurilor generatoare, in conformitate cu regulile pietei de energie electrica;

f)    Stabilirea cerintelor tehnice pentru racordarea la RET;

g)   Stabilirea cerintelor tehnice ale grupurilor dispecerizabile racordate la reteaua electrica de distributie;

h)   Stabilirea principiilor pentru dezvoltarea RET;

i)     Stabilirea interfetelor si a fluxurilor informationale dintre Transelectrica si utilizatorii RET.

Conform Legii Energiei Electrice nr. 318/16.07.2003, HG 627/13.07.2000 si a Codului Tehnic, OTS asigura:

a)   Activitatea tehnica legata de exploatarea, mentenanta, modernizarea si dezvoltarea RET;

b)   Reglementarea si coordonarea serviciilor de racordare la RET in scopul stabilirii conditiilor tehnice pentru instalatiile utilizatorilor;

c)   Convenirea legaturilor si instalatiilor necesare pentru interconectarea cu alte sisteme electroenergetice;

d)  Coordonarea functionarii instalatiilor din SEN, in scopul conducerii functionarii integrate a SEN, avand ca obiectiv satisfacerea consumului de energie electrica in conditii de siguranta si calitate;

e)   Stabilirea prin studii pe termen mediu si lung a cerintelor de dezvoltare ale SEN;

f)    Stabilirea, contractarea si gestionarea serviciilor de sistem;

g)   Managementul interconexiunilor SEN cu alte sisteme electroenergetice;

h)   Coordonarea activitatilor de import-export sau de tranzit.

Serviciul de Transport

Serviciul de Transport, consta in asigurarea transmiterii unei cantitati de energie electrica intre doua sau mai multe puncte ale retelei de transport cu respectarea parametrilor de calitate. Este un serviciu public asigurat de OTS, prin care titularul de licenta are obligatia de a asigura accesul reglementat la reteaua electrica de transport in conditiile nediscriminatorii pentru toti participantii la piata energiei electrice precum si pentru alti consumatori racordati direct.

OTS desfasoara urmatoarele activitati conform licentei de transport:

a)   Gestioneaza, exploateaza, intretine, modernizeaza si dezvolta:

instalatiile din SEN, primare si secundare;

instalatiile de masurare si contorizare a transferului de energie electrica prin RET si la interfata cu utilizatorii RET;

instalatiile de informatica si telecomunicatii proprii din SEN;

b)   Asigura serviciul de transport prin RET pentru utilizatorii RET in conformitate cu contractele incheiate;

c)   Elaboreaza programe de dezvoltare a RET, programe de revizii si reparatii ale instalatiilor RET, programe de studii si cercetari.

d)  Propune tarife pentru serviciul de transport;

e)   Analizeaza si avizeaza indeplinirea conditiilor tehnice de racordare de catre utilizatorii RET;

f)    Stabileste testele necesare pentru racordarea la RET si pentru grupurile dispecerizabile racordate la RED;

g)   Realizeaza, modernizeaza, dezvolta, verifica si intretine periodic sistemele de masurare a energiei electrice;

h)   Realizeaza, exploateaza, modernizeaza si dezvolta sistemele de protectii si automatizari din RET;

i)     Realizeaza, intretine, modernizeaza si dezvolta infrastructuri proprii de informatica si de telecomunicatii;

j)     Realizeaza, intretine, modernizeaza si dezvolta un sistem SCADA centralizat si sisteme informatice de interfata cu sistemele SCADA locale, care sa permita monitorizarea si conducerea operationala a SEN;

k)   Monitorizeaza si evalueaza siguranta in functionare a instalatiilor din RET;

l)     Evalueaza indicatorii de fiabilitate a instalatiilor in conformitate cu prevederile normelor tehnice in vigoare;

m) Asigura serviciul de transformare si conexiune pentru utilizatorii RET.

OTS trebuie sa asigure serviciul de transport, astfel incat sa se indeplineasca integral conditiile tehnice necesare functionarii interconectate sincrone conform cerintelor UCTE prin:

a)   Asigurarea unei capacitati de interconexiune suficiente indeplinirii criteriului de siguranta N-1 in schema programata de functionare, fara a influenta negativ din punct de vedere tehnic sau economic functionarea sistemelor electroenergetice vecine.

b)   Asigurarea echiparii RET cu sisteme de protectie, automatizare, transmisiuni si comunicatie primara care sa permita izolarea rapida si eficienta a incidentelor din retea si evitarea extinderii acestora.

c)   Asigurarea sistemelor de reglaj al tensiunii in vederea mentinerii acesteia in limitele prevazute in Codul Tehnic si realizarea schimburilor de putere reactiva cu sistemele electroenergetice vecine.

Transelectrica gestioneaza energia electrica pentru acoperirea consumului propriu tehnologic din RET, care este acoperit de producatorii si furnizorii de energie electrica care au contracte in acest sens.

Consumul propriu tehnologic este integrala in functie de timp, pe un interval determinat a diferentei intre puterea activa totala la intrarea si respectiv la iesirea dintr-o retea, dintr-o parte de retea sau dintr-un element de retea .

In activitatea de transport a energiei electrice apar si congestiile (restrictii de retea), care sunt structurile de functionare in care transportul energiei intre doua noduri sau zone de sistem conduce la nerespectarea parametrilor de siguranta a SEN, fiind necesara abaterea de la ordinea de merit a grupurilor dispecerizabile.








Politica de confidentialitate





Copyright © 2021 - Toate drepturile rezervate