piaţa şi bursa de energie

Piaţa de energie electrică 117
PIAŢA ŞI BURSA DE ENERGIE
Bibliografie: Victor Vaida „Managementul pieţei de energie electrică”
1.4.4 Piaţa Centralizată a Serviciilor de Sistem Tehnologice
1.4.4.1 Introducere
Piaţa Centralizată a Serviciilor de Sistem Tehnologice (PCSST) are
rolul menţinerii siguranţei în funcţionare a sistemului energetic naţional.
Această piaţă are următoarele caracteristici:

118
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
- Este centralizată şi operată de OTS;
- Tranzacţionarea se face periodic (anual, lunar, etc.).
- Este facultativă;
- Se realizează cu participarea grupurilor energetice calificate să
furnizeze Servicii de Sistem Tehnologice de către OTS;
- Grupurile energetice se selectează pentru a livra Servicii de
Sistem Tehnologice, pe principiul preţului marginal;
- Acţionează rezerve de reglaj secundar, terţiar rapid şi terţiar lent
(reglajul primar este obligatoriu şi gratuit);
- Cantităţile de energie achiziţionate sunt stabilite de OTS, în
funcţie de reguli tehnice;
- Cantităţile achiziţionate sunt ofertate numai pe piaţa de
echilibrare.
Funcţionarea Pieţei Centralizate a Serviciilor de Sistem Tehnologice
se bazează pe prevederile tehnice din Codul Tehnic al Reţelei Electrice de
Transport şi pe prevederile din Codul Comercial al Pieţei Angro de Energie
Electrică.
Codul Comercial stabileşte regulile şi procedurile pentru
achiziţionarea:
a) Rezervelor de Reglaj Secundar şi Terţiar;
b) Puterii Reactive pentru reglarea tensiunii;
c) Altor servicii de sistem tehnologice definite de Codul Tehnic al
Reţelei Electrice de Transport;
d) Energiei Electrice pentru acoperirea pierderilor Tehnice în
Reţelele Electrice.
Rezervele de Reglaj Secundar şi Terţiar, Puterea reactivă pentru
reglarea tensiunii în reţeaua electrică de transport, precum şi Serviciilor de
Sistem Tehnologice se achiziţionează exclusiv de OTS, iar energia electrică
pentru acoperire pierderilor tehnice în reţelele electrice de către operatorul
de reţea.
Pentru achiziţionare rezervelor de reglaj secundar şi terţiar se
realizează următoarele:
- OTS achiziţionează de la participanţii PE, pe fiecare perioadă de
achiziţie, rezerve de reglaj secundar, terţiar rapid şi lent;
- OTS stabileşte perioadele de achiziţie pentru reglajul secundar şi
terţiar, care pot fi continue la nivel anual, sezonier, lunar, săptămânal sau
zilnic. Perioada de achiziţie poate fi limită la zile sau intervale de
dispecerizare, în cadrul perioadei respective, adică zile lucrătoare sau

Piaţa de energie electrică 119
nelucrătoare, sărbători legale, ore sau alte tipuri de intervale. Perioadele de
achiziţie pot fi diferite pentru diferite rezerve de reglaj;
- OTS stabileşte cantităţile de rezerve de reglaj necesar să fie
achiziţionate în perioada respectivă de achiziţie;
- OTS publică cantităţile de rezerve de reglaj secundar sau terţiar,
necesar a fi achiziţionate în timp util înainte de perioada de achiziţie;
- Participanţii la PE sunt obligaţi să oferteze la OTS rezervele de
reglaj secundar şi terţiar. Pe baza regulilor şi procedurilor elaborate de
OTS, participanţii la PE transmit oferte agregate pentru unităţile şi
consumurile dispecerizabile. Dacă oferta asigurată a participanţilor la PE nu
acoperă necesarul de rezerve de reglaj secundare şi terţiare, OTS va solicita
ofertarea unor cantităţi suplimentare, în funcţie de posibilităţile lor tehnice.
Această cerere a OTS este obligatorie pentru participanţii la PE.
- OTS poate încheia contracte bilaterale, pentru managementul
congestiilor interne, pentru rezerve terţiare rapide şi lente, cu participanţii la
PE, în timpul perioadei de contractare a rezervelor, în condiţiile date de
Codul Comercial.
La achiziţia puterii reactive pentru reglarea tensiunii se au în vedere:
- OTS achiziţionează de la producătorii sau distribuitorii de energie
electrică, pentru fiecare perioadă de achiziţie, cantitatea necesară de putere
reactivă pentru reglarea tensiunii, produsă în banda secundară, separat
pentru puterea reactivă inductivă şi puterea reactivă captivă;
- Cantitatea de putere reactivă pentru reglarea tensiunii, solicitată
de OTS şi produsă în banda primară nu se plăteşte;
- OTS stabileşte perioadele de achiziţii pentru puterea reactivă
necesară reglării tensiunii, care pot fi de tip continuu, la nivel anual,
sezonier, lunar, săptămânal sau zilnic. Perioada de achiziţie poate fi limitată
la zile şi intervale de dispecerizare, în cazul perioadei respective;
- OTS poate stabili perioade diferite de achiziţie pentru puterea
reactivă inductivă şi capacitivă, necesare pentru reglarea tensiunii;
- OTS publică cantitatea de putere reactivă inductivă şi capacitivă
necesară pentru reglarea tensiunii, în perioada de achiziţie la termene
corespunzătoare, înainte de perioada de achiziţie;
- Producătorii de energie electrică sunt obligaţi să oferteze OTS,
rezerva de putere reactivă inductivă şi capacitivă;
- Producătorii transmit oferte angajate pentru mai multe unităţi sau
consumuri dispecerizabile, pe baza regulilor şi procedurilor OTS;
- Când oferta angajată a producătorilor nu acoperă necesarul de
rezervă de putere reactivă, OTS poate solicita ofertarea unor cantităţi

120
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
suplimentare de rezervă de putere reactivă, în funcţie de posibilităţile lor
tehnice. Cererea OTS este obligatorie pentru producători.
La achiziţia altor servicii tehnologice se au în vedere următoarele:
- OTS poate achiziţiona şi alte servicii tehnologice,decât rezervele
de reglaj primar secundare şi terţiare şi puterea reactivă pentru reglarea
tensiunii pe fiecare perioadă de achiziţii;
- OTS determină cantităţile şi tipurile de Servicii de Sistem
Tehnologice necesare;
- OTS stabileşte regulile şi procedurile pentru achiziţie;
- Dacă ofertele date nu sunt suficiente, OTS va solicita oferte
suplimentare, care sunt obligatorii.
Pentru achiziţia energiei electrice, pentru acoperirea pierderilor
tehnice în reţelele electrice se au în vedere următoarele:
- Energia electrică pentru acoperirea pierderilor tehnice în reţelele
electrice se achiziţionează de fiecare operator de reţea, pe fiecare interval de
tranzacţionare;
- Achiziţionarea energiei electrice pentru acoperirea pierderilor în
reţelele electrice se face prin utilizarea de proceduri de ofertare publică sau
prin PZU;
- Operatorul de reţea stabileşte perioadele de achiziţie pentru
energie electrică pentru acoperirea pierderilor tehnice în reţelele electrice,
care pot fi continue la nivel anual, sezonier, lunar, săptămânal sau zilnic. O
perioadă de achiziţie poate fi limitată la zile sau intervale de dispecerizare;
- Operatorul de reţea determină cantitatea de energie pentru
acoperirea pierderilor tehnice din reţelele electrice, necesară în perioada de
achiziţie;
- Cantitatea de energie electrică va fi publicată şi va fi achiziţionată
prin proceduri de ofertare publică;
- Regulile şi procedurile de ofertare se stabilesc de operatorul de
reţea.
1.4.4.2 Prezentarea Serviciilor de Sistem.
1.4.4.2.1 Introducere.
Cerinţele de ordin tehnic pentru funcţionarea Pieţei Centralizată a
Serviciilor de Sistem sunt date de Codul Tehnic a Reţelei Electrice.

Piaţa de energie electrică 121
Scopul Codului Tehnic este stabilirea regulilor şi cerinţelor
minimale de ordin tehnic pentru participanţii la piaţa de energie electrică,
pentru realizarea funcţionării sigure şi economice a SEN.
Prevederile acestei Cod Tehnic sunt în concordanţă cu cerinţele
UCTE şi ale Codului Comercial al pieţei de energie electrică şi au prioritate
faţă de interesele individuale de natură economică sau financiară ale
utilizatorilor RET.
Obiectivele Codului Tehnic sunt următoarele:
a) Stabilirea unui set de reguli şi norme pentru asigurarea accesului
utilizatorilor la reţelele electrice de transport (RET);
b) Stabilirea unui set de reguli şi norme pentru conducerea prin
dispecer a SEN;
c) Stabilirea responsabilităţilor şi obligaţiilor Transelectrica şi a
tuturor utilizatorilor RET;
d) Specificarea parametrilor tehnice de calitate în funcţionarea RET;
e) Stabilirea procedurilor de conducere prin dispecer a grupurilor
generatoare, în conformitate cu regulile pieţei de energie electrică;
f) Stabilirea cerinţelor tehnice pentru racordarea la RET;
g) Stabilirea cerinţelor tehnice ale grupurilor dispecerizabile
racordate la reţeaua electrică de distribuţie;
h) Stabilirea principiilor pentru dezvoltarea RET;
i) Stabilirea interfeţelor şi a fluxurilor informaţionale dintre
Transelectrica şi utilizatorii RET.
Conform Legii Energiei Electrice nr. 318/16.07.2003, HG
627/13.07.2000 şi a Codului Tehnic, OTS asigură:
a) Activitatea tehnică legată de exploatarea, mentenanţa,
modernizarea şi dezvoltarea RET;
b) Reglementarea şi coordonarea serviciilor de racordare la RET în
scopul stabilirii condiţiilor tehnice pentru instalaţiile utilizatorilor;
c) Convenirea legăturilor şi instalaţiilor necesare pentru
interconectarea cu alte sisteme electroenergetice;
d) Coordonarea funcţionării instalaţiilor din SEN, în scopul
conducerii funcţionării integrate a SEN, având ca obiectiv satisfacerea
consumului de energie electrică în condiţii de siguranţă şi calitate;
e) Stabilirea prin studii pe termen mediu şi lung a cerinţelor de
dezvoltare ale SEN;
f) Stabilirea, contractarea şi gestionarea serviciilor de sistem;
g) Managementul interconexiunilor SEN cu alte sisteme
electroenergetice;

122
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
h) Coordonarea activităţilor de import-export sau de tranzit.
1.4.4.2.2 Serviciul de Transport
Serviciul de Transport, constă în asigurarea transmiterii unei
cantităţi de energie electrică între două sau mai multe puncte ale reţelei de
transport cu respectarea parametrilor de calitate. Este un serviciu public
asigurat de OTS, prin care titularul de licenţă are obligaţia de a asigura
accesul reglementat la reţeaua electrică de transport în condiţiile
nediscriminatorii pentru toţi participanţii la piaţa energiei electrice precum
şi pentru alţi consumatori racordaţi direct.
OTS desfăşoară următoarele activităţi conform licenţei de transport:
a) Gestionează, exploatează, întreţine, modernizează şi dezvoltă:
- instalaţiile din SEN, primare şi secundare;
- instalaţiile de măsurare şi contorizare a transferului de energie
electrică prin RET şi la interfaţa cu utilizatorii RET;
- instalaţiile de informatică şi telecomunicaţii proprii din SEN;
b) Asigură serviciul de transport prin RET pentru utilizatorii RET în
conformitate cu contractele încheiate;
c) Elaborează programe de dezvoltare a RET, programe de revizii şi
reparaţii ale instalaţiilor RET, programe de studii şi cercetări.
d) Propune tarife pentru serviciul de transport;
e) Analizează şi avizează îndeplinirea condiţiilor tehnice de
racordare de către utilizatorii RET;
f) Stabileşte testele necesare pentru racordarea la RET şi pentru
grupurile dispecerizabile racordate la RED;
g) Realizează, modernizează, dezvoltă, verifică şi întreţine periodic
sistemele de măsurare a energiei electrice;
h) Realizează, exploatează, modernizează şi dezvoltă sistemele de
protecţii şi automatizări din RET;
i) Realizează, întreţine, modernizează şi dezvoltă infrastructuri
proprii de informatică şi de telecomunicaţii;
j) Realizează, întreţine, modernizează şi dezvoltă un sistem SCADA
centralizat şi sisteme informatice de interfaţă cu sistemele SCADA locale,
care să permită monitorizarea şi conducerea operaţională a SEN;
k) Monitorizează şi evaluează siguranţa în funcţionare a instalaţiilor
din RET;

Piaţa de energie electrică 123
l) Evaluează indicatorii de fiabilitate a instalaţiilor în conformitate
cu prevederile normelor tehnice în vigoare;
m) Asigură serviciul de transformare şi conexiune pentru utilizatorii
RET.
OTS trebuie să asigure serviciul de transport, astfel încât să se
îndeplinească integral condiţiile tehnice necesare funcţionării interconectate
sincrone conform cerinţelor UCTE prin:
a) Asigurarea unei capacităţi de interconexiune suficiente
îndeplinirii criteriului de siguranţă N-1 în schema programată de
funcţionare, fără a influenţa negativ din punct de vedere tehnic sau
economic funcţionarea sistemelor electroenergetice vecine.
b) Asigurarea echipării RET cu sisteme de protecţie, automatizare,
transmisiuni şi comunicaţie primară care să permită izolarea rapidă şi
eficientă a incidentelor din reţea şi evitarea extinderii acestora.
c) Asigurarea sistemelor de reglaj al tensiunii în vederea menţinerii
acesteia în limitele prevăzute în Codul Tehnic şi realizarea schimburilor de
putere reactivă cu sistemele electroenergetice vecine.
Transelectrica gestionează energia electrică pentru acoperirea
consumului propriu tehnologic din RET, care este acoperit de producătorii şi
furnizorii de energie electrică care au contracte în acest sens.
Consumul propriu tehnologic este integrala în funcţie de timp, pe
un interval determinat a diferenţei între puterea activă totală la intrarea şi
respectiv la ieşirea dintr-o reţea, dintr-o parte de reţea sau dintr-un element
de reţea .
În activitatea de transport a energiei electrice apar şi congestiile
(restricţii de reţea), care sunt structurile de funcţionare în care transportul
energiei între două noduri sau zone de sistem conduce la nerespectarea
parametrilor de siguranţă a SEN, fiind necesară abaterea de la ordinea de
merit a grupurilor dispecerizabile.
1.4.4.2.3 Serviciul de Sistem
Serviciul de Sistem este asigurat pentru menţinerea nivelului de
siguranţă în funcţionare a SEN, precum şi a calităţii energiei electrice
conform normelor în vigoare.
Singurul furnizor al serviciului de sistem este OTS, serviciul fiind
realizat în beneficiul tuturor utilizatorilor RET cu scopul de a asigura:
- Funcţionarea în siguranţă a SEN;

124
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
- Funcţionarea eficientă a pieţei de energie;
- Menţinerea în permanenţă a parametrilor normali ai energiei
electrice la toţi participanţii la piaţă;
- Restaurarea funcţionării SEN după un colaps total sau al unei
zone.
Pentru realizarea Serviciului de Sistem, OTS utilizează:
- Resurse proprii constând în Serviciile de Sistem Funcţionale pe
care le furnizează utilizând competenţa şi mijloacele tehnice specifice;
- Resurse achiziţionate constând în Servicii de Sistem Tehnologice.
Serviciile de Sistem Funcţionale exprimă activitatea operaţională a
OTS şi asigură următoarele funcţii:
- Comanda operaţională;
- Programarea operaţională;
- Planificarea operaţională a SEN.
Regulile pentru realizarea Serviciilor de Sistem sunt prezentate în
Regulamentul de programare a funcţionării grupurilor dispecerizabile şi
Regulamentul pentru conducerea prin dispecer al SEN.
Serviciile de Sistem Tehnologice sunt furnizate de utilizatorii RET
şi utilizate de OTS pentru a asigura:
- Compensarea variaţiei de sarcină a SEN respectiv reglarea
frecvenţei şi soldului SEN;
- Compensarea diferenţelor faţă de programul de funcţionare a
SEN, respectiv menţinerea de capacităţi de rezervă de putere activă;
- Reglarea tensiunii în RET;
- Compensarea consumului propriu tehnologic din RET;
- Restaurarea funcţionării SEN după un colaps total sau al unei
zone.
Serviciile de Sistem Tehnologice sunt realizate cu următoarele
mijloace (resurse):
- Sistemele de reglaj primar a frecvenţei;
- Sistemul de reglaj secundar frecvenţă-putere;
- Rezervele de putere;
- Sistemele locale de reglare a tensiunii;
- Sistemele automate de izolare pe serviciile proprii şi de
autopornire a grupurilor în vederea restaurării funcţionării SEN după un
colaps total sau al unei zone;
- Consumatori dispecerizabili care îşi reduc sarcina sau pot fi
deconectaţi la dispoziţia OTS.

Piaţa de energie electrică 125
Deoarece OTS răspunde de siguranţă funcţionării SEN, el deţine
controlul şi dreptul de utilizare necondiţionată asupra tuturor Serviciilor de
Sistem Tehnologice.
Furnizorii de Servicii de Sistem Tehnologice sunt calificaţi de OTS
prin proceduri specifice. Utilizatorii RET calificaţi pentru furnizarea
Serviciilor de Sistem Tehnologice pot încheia contracte de furnizare.
OTS poate solicita furnizarea de Servicii de Sistem Tehnologice, în
scopul asigurării în funcţionarea a SEN, de la furnizorii de Servicii de
Sistem Tehnologice care au oferte şi care au încheiate contracte pentru
serviciile tehnologice, dar şi de la utilizatorii RET care nu au contracte
încheiat, în cazuri justificate. Serviciile de Sistem Tehnologice
necontractate, dar solicitate vor fi plătite în baza reglementărilor pieţei de
energie.
1.4.4.2.3.1 Servicii de Sistem Tehnologice utilizate pentru a asigura
stabilitatea frecvenţei.
Rezervele de putere se clasifică, în funcţie de timpul şi modul
(manual sau automat) în care pot fi mobilizate, astfel:
- Rezerva de reglaj primar;
- Rezerva de reglaj secundar;
- Rezerva de reglaj terţiar rapid (rezerva minut);
- Rezerva terţiară lentă.
Principalele setări pentru regulatorul de viteză (insensibilitate,
statism permanent, consemn de frecvenţă) şi pentru repartitorul local al
grupurilor participante la reglajul secundar (viteză de încărcare şi descărcare
grup, consemn de frecvenţă, funcţionare simultană sau nu în reglaj primar şi
secundar) sunt la dispoziţia OTS în limitele declarate şi verificate la punerea
în funcţiune.
1.4.4.2.3.1.1 Rezerva de reglaj primar.
Rezerva de reglaj primar este rezerva de putere la abaterea
frecvenţei de la valoarea de consemn, care poate fi mobilizată automat în 30
secunde şi poate rămâne în funcţiune pe durata de minimum 15 minute.
Reglajul primar (reglajul frecvenţei, reglajul primar al frecvenţei)
este reglarea automată şi rapidă (timp 30sec), a puterii active a grupurilor
generatoare sub activarea regulatoarelor de viteză proprii, în scopul
menţinerii echilibrului dintre producţie şi consum la o frecvenţă apropiată de
valoarea de consemn, asigurând securitatea reţelei pe principiul solidarităţii
partenerilor de producţie.

126
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
Rezerva de reglaj primar trebuie să fie mobilizată automat şi integral
în maxim 30 de secunde, la o abatere cvasistaţionară a frecvenţei de 200
mHz de la valoarea de consemn şi trebuie să rămână în funcţiune pe o durată
de minimum 15 minute, dacă abaterea se menţine.
Toţi producătorii de energie electrică sunt obligaţi să asigure reglaj
primar, prin grupurile dispecerizabile proprii la solicitarea OTS.
Producătorii au obligaţia să menţină disponibilă rezerva de reglaj
primar.
1.4.4.2.3.1.2 Rezerva de reglaj secundar.
Rezerva de reglaj secundar este rezerva de putere care, la abaterea
frecvenţei şi/sau soldului SEN de la valoarea de consemn, poate fi
mobilizată automat într-un interval de maximum 15 minute.
Reglajul secundar (reglajul frecvenţă-putere) este reglarea automată
şi centralizată a puterii active a unor grupuri generatoare desemnate, în
scopul readucerii frecvenţei şi soldului SEN la valorile de consemn în cel
mult 15 minute.
Rezerva de reglaj secundar are rol de a participa la refacerea rezervei
de reglaj primar şi de a readuce frecvenţa şi soldul SEN la valoarea
programată.
Rezerva de reglaj secundar şi repartizarea sa pe grupuri se stabileşte
de OTS.
1.4.4.2.3.1.3 Rezerva de reglaj terţiar.
Rezerva de reglaj terţiar (rezerva de minut) are rolul de a asigura
refacerea rapidă (maximum 15 minute) a rezervei de reglaj secundar şi de a
participa la reglarea frecvenţei şi a soldului SEN programată.
Rezerva minut este furnizată sub formă de rezervă turnantă sau sub
formă de rezervă terţiară rapidă. Această rezervă se încarcă de către
producători la dispoziţia OTS, pe durata solicitată.
Rezerva terţiară rapidă este rezervă de putere asigurată de grupuri
generatoare care sunt calificate pentru a realiza încărcarea sarcinii în
maximum 15 minute.
1.4.4.2.3.1.4 Rezerva terţiară lentă.
Rezerva terţiară lentă are rolul de a reface rezerva minut asigurând
echilibrul producţiei-consum în cazul apariţiei unor abateri de durată de la
programul stabilit. Această rezervă se încarcă de către producători, la
dispoziţia OTS.

Piaţa de energie electrică 127
1.4.4.2.3.2 Serviciile de Sistem Tehnologice utilizate pentru a asigura
stabilitatea tensiunii.
Stabilitatea tensiunii se realizează sub conducerea OTS prin
participarea cu instalaţiile proprii de reglaj, a producătorilor, a
Transelectrica şi a consumatorilor. În nodurile de graniţă stabilitatea
tensiunii se realizează în colaborare de către OTS cu sistemele
electroenergetice vecine.
La cererea OTS, producătorii asigură producţia sau absorbţia de
putere reactivă de către grupurile generatoare.
OTS, distribuitorii şi consumatorii racordaţi la RET trebuie să-şi
compenseze consumul sau producţia de putere reactivă din reţeaua proprie.
Sunt admise schimburi de putere reactivă între RET şi reţetele de distribuţie
sau consumatorii racordaţi la RET, dacă nu afectează siguranţa în
funcţionarea a SEN, sau funcţionarea economică a partenerilor respectivi.
1.4.4.2.3.3 Servicii de Sistem Tehnologice utilizate pentru a asigura
restaurarea funcţionării SEN la rămânerea fără tensiune, în cazul unor
avarii extinse sau al unui colaps de sistem.
Restaurarea rapidă a funcţionării SEN se realizează utilizând
următoarele surse de tensiune:
- Grupuri generatoare cu autopornire;
- Grupuri generatoare izolate pe servicii proprii;
- Grupuri generatoare insularizate pe o zonă de consum;
- Interconexiuni cu sisteme electroenergetice vecine.
Grupurile generatoare care nu au reuşit izolarea pe servicii proprii
trebuie să fie realimentate prin serviciile generale ale centralei, din SEN.
Restaurarea funcţionării SEN prin participarea grupurilor
generatoare se face prin Planul de restaurare a funcţionării SEN.
În condiţii tehnice normale, fiecare producător trebuie să asigure
funcţionarea izolată a cel puţin a unui grup generator pe servicii proprii.
Utilizatorii RET au obligaţia să colaboreze cu OTS pentru
restaurarea funcţionării SEN, care coordonează această activitate.
1.4.4.2.4 Calitatea serviciilor de transport şi de sistem.
Calitatea serviciilor de transport şi de sistem este dată de nivelul
frecvenţei, a tensiunii şi de calitatea curbelor de tensiune şi de curent.

128
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
1.4.4.2.4.1 Frecvenţa
Frecvenţa nominală a SEN este de 50 Hz. Valorile normale de
variaţie a frecvenţei în funcţionare sunt:
- 47,00 – 52,00 Hz timp de 100%din an;
- 49,50 – 50,50 Hz timp de 99,5% din an;
- 49,75 – 50,25 Hz timp de 95% din săptămână;
- 49,90 – 50,10 Hz timp de 90% din săptămână.
Frecvenţele de consemn sunt: 49,99, 50,00, 50,01, iar în mod
excepţional pot fi 49,95, şi 50,05 Hz.
1.4.4.2.4.2 Tensiunea în RET şi în reţeaua de 110 kV.
Valorile nominale ale tensiunilor în RET şi reţelele de 110 kV sunt:
750 kV, 400 kV, 220 kV, şi110 kV.
Valorile normale ale tensiunii sunt cele în interiorul următoarelor
benzi admisibile:
a) Pentru reţeaua de 750 kV între 735 şi 765 kV;
b) Pentru reţeaua de 400 kV între 380 şi 420 kV;
c) Pentru reţeaua de 220 kV între 198 şi 242 kV;
d) Pentru reţeaua de 110 kV între 99 şi 121 kV.
1.4.4.2.4.3 Calitatea curbelor de tensiune şi curent.
Calitatea curbelor de tensiune şi de curent este dată de cerinţele din
tabelul 1.3.
Tabelul 1.3
Obiectul reglementării
Forma curbei de tensiune
Raportul între secvenţa
negativă şi secvenţa
pozitivă
Prevederea
Factorul total de distorsiune armonică este
de 3% (la înaltă tensiune). Se indică
valorile admisibile pentru nivelul armonicei.
Factorul de nesimetrie de secvenţă negativă
este de 1% (înaltă tensiune).
1.4.4.2.4.4 Siguranţa în funcţionare.
Siguranţa în funcţionare a SEN este performanţa sistemului
electroenergetic de a asigura livrarea energiei electrice la consumatori în

Piaţa de energie electrică 129
limitele normelor acceptate şi în cantitatea dorită. Siguranţa la nivelul
transportului poate fi cuantificată prin frecvenţa, durata, probabilitatea şi
magnitudinea unor efecte negative asupra furnizării, transportului sau
producţiei de energie electrică. Siguranţa SEN poate fi caracterizată luând
în considerare două aspecte de bază şi de funcţionalitate ale unui sistem
electroenergetic: adecvanţa şi securitatea.
Adecvanţa este capacitatea sistemului electroenergetic de a satisface
în permanenţă cererile de putere şi energie ale consumatorilor, luând în
considerare ieşirile din funcţiune ale elementelor sistemului, atât cele
programate cât şi cele rezonabil de aşteptat a se produce neprogramat.
Securitatea este capacitatea de a face faţă unor perturbaţii bruşte
cum ar fi scurtcircuitele sau pierderi neprevăzute ale unor elemente ale
sistemului.
RET este dimensionată să se asigure funcţionarea SEN astfel încât să
se respecte:
a) Criteriul de siguranţă (N-1);
b) Criteriul de stabilitate statică;
c) Condiţiile de stabilitate tranzitorie.
Starea în care sunt satisfăcute aceste criterii se numeşte stare sigură
de funcţionare.
Sunt exceptate de la această regulă consumatorii sau zonele de
consum alimentate radial printr-un singur element de reţea (linie,
transformator sau autotransformator), fără rezervă, precum şi grupurile
generatoare care sunt racordate la SEN printr-un element de reţea.
Starea normală de funcţionare a SEN, este starea de funcţionare care
îndeplineşte următoarele criterii:
a) Parametrii de funcţionare sunt parametrii normali de funcţionare;
b) Stare sigură de funcţionare.
Starea critică de funcţionare a SEN este regimul permanent în care
sistemul electroenergetic funcţionează cu parametrii în afara limitelor
normale.
Starea perturbată de funcţionare este orice stare diferită de starea
normală de funcţionare.
Criteriul (N-1). Este regula conform căreia, după defectarea unui
singur element de reţea (o linie electrică, un transformator, un grup
generator, o bară de staţie electrică), elementele rămase în funcţionare
trebuie să poată face faţă schimbărilor circulaţiilor de curenţi în reţea,
provocate de această singură defectare.
Criteriul este satisfăcut dacă o contingenţă simplă nu are ca efect:

130
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
a) Întreruperi în alimentarea consumatorilor de energie electrică.
b) Trecerea într-un regim staţionar de funcţionare, în care există
depăşiri ale limitelor admisibile ale curentului (stabilite pentru durata
nedeterminată şi respectiv, pe durata limitată de timp) şi tensiuni care au
drept consecinţă deteriorări de echipamente;
c) Trecerea într-un regim staţionar de funcţionare în care valorile
tensiunii nu se încadrează în benzile admisibile;
d) Depăşiri ale limitelor admisibile ale puterii de scurtcircuit în
noduri;
e) Pierderea stabilităţii SEN;
f) Declanşarea altor echipamente din RET, cu excepţia celor care
declanşează prin automatizări, prevăzute special împotriva extinderii unei
avarii în situaţia respectivă;
g) Pierderea caracterului uniform al SEN.
Pierderea unor elemente din SEN nu trebuie să ducă la afectarea
siguranţei în funcţionarea interconectată, la declanşări în cascadă sau
pierderea unui volum mare de consum. Elementele de reţea rămase în
funcţiune trebuie să poată suporta încărcarea suplimentară rezultată,
abaterea de tensiune şi regimul tranzitorii cauzat de defectul iniţial.
Contingenţa simplă este ieşirea din funcţiune a unui singur element
(linie, transformator, grup generator) din SEN, în condiţiile funcţionării
corecte a echipamentelor de comutaţie, protecţie şi automatizare SEN.
În cazul unor perturbaţii majore, care pun în pericol funcţionarea
SEN în ansamblu sau a unei zone importante a acestuia, OTS aplică,
automat sau manual, măsuri în conformitate cu: Normativul de limitarea a
consumului de energie electrică pe tranşe în situaţii deosebite SEN, Planul
de apărare a SEN împotriva perturbaţiilor majore şi Planul de restaurare a
funcţionării SEN.
Performanţa la nivel de RET se apreciază pe baza următorilor
indicatori de performanţă:
a) Timpul mediu de întrerupere (TMI), care este parametru de
performanţă şi se calculează cu formula:
EN
TMI 8760 60 [minute/an], (1.18)
E
C
unde:
E N – energia nelivrată datorită întreruperilor serviciului de transport
MWh/an ;

Piaţa de energie electrică 131
E C – consumul anual net pentru sistemul electroenergetic (fără
consumul propriu tehnologic) MWh/an ;
b) Indicatorul de severitate (IS) este parametru de performanţă al
serviciului de transport care estimează, pe baza timpului mediu de
întrerupere (TMI) pe an, durata medie a unei întreruperi a serviciului de
transport. Se calculează cu formula:
TMI
IS [minute/întrerupere], (1.19)
NI
unde:
NI – numărul de incidente produse în RET, însoţite de întreruperi în
alimentarea consumatorilor, pe an.
c) Indicatorul de minute sistem, este parametrul de performanţă al
serviciului de transport care estimează durata medie de întrerupere anuală
prin raportare la vârful de consum anual. Se calculează cu relaţia:
EN 60
MS [minute sistem], (1.20)
PV
unde:
E N – energia nelivrată consumatorilor, din cauza incidentelor
produse în RET MWh/an ;
PV – vârful anual de consum MWh/an .
Gradul de siguranţă în funcţionare a RET se apreciază după
următorii indicatori de siguranţă:
d) Durata medie de întrerupere;
e) Numărul mediu de întreruperi urmate de reparaţii;
f) Numărul mediu de întreruperi urmate de manevre.
Criterii de stabilitate statică. Stabilitatea statică este capacitatea
unui sistem electroenergetic de a ajunge într-o stare de regim permanent,
identic cu regimul iniţial sau foarte aproape de acesta, în urma unei
perturbaţii mici oarecare.
Criteriul de stabilitate statică, este criteriul de dimensionare şi
verificare constând în respectarea puterilor maxime admisibile în secţiunile
SEN, astfel încât să fie asigurată o rezervă normată de stabilitate statică de:
- k = 20 % din puterea limită de stabilitate statică pentru fiecare
secţiune, în schema cu N elemente în funcţiune;
- k = 8 % din puterea limită de stabilitate statică pentru fiecare
secţiune, în cazul unei contingenţe simple, luând în considerare şi puterea
fluctuantă.

132
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
Puterea maximă admisibilă, este puterea maximă transferabilă printro
secţiune a SEN pentru care sunt respectate rezervele de stabilitate statică
normate.
Puterea limită de stabilitate statică dintr-o secţiune a SEN, este
puterea limită activă maximă transferabilă printr-o secţiune a SEN pentru
care se păstrează stabilitatea statică.
Puterea fluctuantă se calculează cu formula:
P 1 , 4
(1.21)
P C
unde P C este puterea consumată în zona cu cel mai mic consum de o
parte sau alta a secţiunii.
Puterea maximă admisibilă în secţiune, asigură o anumită rezervă de
stabilitate statică şi se calculează cu formula:
Plim
Pf
P
max_ adm
[MW] (1.22)
krez
1
100
Unde:
P lim - puterea limită de stabilitate statică în secţiune
[MW];
k rez - procentul normat de rezervă (8% sau 20%) de
stabilitate statică în secţiune [%];
P f - puterea fluctuantă [MW].
Rezerva de stabilitate statică într-o secţiune se calculează cu formula
:
Plim
Pf
Pfunc
R
st
100 [%] (1.23)
P
func
unde :
P lim - puterea limită de stabilitate statică într-o secţiune a SEN
[MW];
P func - puterea care tranzitează o secţiune a SEN în momentul
evaluării [MW];
P f - puterea fluctuantă [MW].
Stabilitatea tranzitorie. Este capacitatea unui sistem
electroenergetic de a reveni la o stare de funcţionare sincronă, după una sau
mai multe perturbaţii majore.

Piaţa de energie electrică 133
1.4.4.2.5 Asigurarea serviciilor de sistem funcţionale
1.4.4.2.5.1 Introducere
Serviciile de sistem funcţionale exprimă activitatea operaţională a
OTS şi sunt destinate să asigure următoarele funcţii:
a) Comanda operaţională;
b) Programarea operaţională;
c) Planificarea operaţională.
Regulile pentru realizarea serviciilor de sistem funcţionale sunt
prezentate în Regulamentul de programare a funcţionării grupurilor
dispecerizabile şi Regulamentul pentru conducerea prin dispecer a SEN.
1.4.4.2.5.2 Conducerea operativă prin dispecer a SEN
Conducerea prin dispecer a SEN este activitate specifică sectorului
energiei electrice şi se realizează prin unităţi specializate numite Centre de
dispecer, care au relaţii ierarhizate de autoritate între ele şi asupra
participanţilor la piaţa energiei electrice.
Conducerea prin dispecer a SEN se realizează unitar şi este
organizată ierarhizat, la nivel central, teritorial şi local. Scopul conducerii
prin dispecer este asigurarea funcţionării acestuia conform normelor, în
condiţii de siguranţă, calitate şi economicitate.
Conducerea prin dispecer realizează:
a) Funcţionarea sigură şi unitară a SEN;
b) Echilibrul permanent între producţia şi consumul de energie
electrică în scopul menţinerii frecvenţei în limitele normate de funcţionare,
în cazul funcţionării izolate a SEN;
c) Reglarea schimburilor de energie electrică cu sistemele
electroenergetice ale altor ţări, considerând corecţia de frecvenţă în cazul
funcţionării interconectate;
d) Coordonarea regimurilor de funcţionare şi a manevrelor în
instalaţiile electrice din SEN;
e) Efectuarea manevrelor de coordonare, de execuţie şi prin
telecomandă;
f) Utilizarea în conformitate cu reglementările în vigoare a
resurselor hidroenergetice şi a combustibililor pentru producerea energiei
electrice;

134
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
g) Corelarea producţiei energiei electrice cu cea termică la centralele
în cogenerare în conformitate cu reglementările în vigoare.
Funcţiile principale ale conducerii prin dispecer a SEN sunt:
a) Conducerea operaţională;
b) Planificarea operaţională.
Conducerea operaţională constă în programarea operaţională şi
comanda operaţională.
Programarea operaţională este activitatea de programare pentru ziua
lucrătoare următoare şi, după caz, pentru zilele nelucrătoare care o preced,
de către un centru de dispecer în limitele autorităţii sale de conducere prin
dispecer, a modului de echilibrare a balanţei producţie-consum, a schemei
de funcţionare a reţelei electrice, etc.
Comanda operaţională este o componentă a conducerii prin dispecer
a SEN prin care se realizează în timp real, ierarhizat, de către personalul de
comandă operaţională din centre de dispecer, pentru funcţionarea sigură şi
economică a echipamentelor şi instalaţiilor din SEN.
Planificarea operaţională este activitate de planificare de către un
centru de dispecer, pe diferite orizonturi de timp (anual, semestrial, lunar) a
modului de echilibrare a balanţei de producţie-consum, a schemei de
funcţionare a reţelei electrice, etc.
Centrul de dispecer este structura organizatorică ce este investită cu
atributele autorităţii de conducere prin dispecer asupra echipamentelor şi
instalaţiilor din SEN prin ordine de investire.
1.4.4.2.5.3 Structura conducerii operative prin dispecer a SEN
Prin conducere operativă a sistemului energetic naţional (SEN) se
înţelege coordonarea producţiei de energie electrică în centralele SEN,
precum şi a transportului şi distribuţiei acesteia, pentru asigurarea
alimentării consumatorilor în condiţii de siguranţă, calitate şi economicitate.
Această activitate, specifică ramurii energetice, este concepută să se
efectueze ierarhizat prin unităţi specializate care au relaţii de autoritate
distincte de cele administrative.
Conducerea operativă a SEN se realizează prin dispecere (centre de
dispecer) energetice (centre de conducere operativă a instalaţiilor energetice
cu regim comun de funcţionare), care asigură exploatarea coordonată a
instalaţiilor electrice şi echipamentelor componente ale acestuia.
Cu toate că SEN reprezintă un tot unitar, numărul mare de
componente interconectate şi răspândite pe o arie geografică mare (toată

Piaţa de energie electrică 135
ţara), din punctul de vedere al conducerii operative, a impus divizarea
funcţională (ierarhică) şi geografică (teritorială) a acestuia.
Divizarea funcţională (ierarhică) presupune gruparea elementelor
componente ale SEN în funcţie de importanţă, dimensiune şi rol, în
subsisteme (categorii) funcţionale de bază, şi anume:
a) Instalaţii importante pentru sistemul electroenergetic în ansamblu
(pe întreg teritoriu):
- reţeaua de transport este reţeaua electrică care serveşte la
transportul interregional de energie electrică (750, 400 şi 220 kV).
- centralele electrice de mare putere care debitează direct în
reţeaua de transport.
b) Instalaţii de importanţă zonală:
- reţeaua de repartiţie este reţeaua electrică de transport local
(110 şi 220 kV), care serveşte la repartizarea energiei electrice preluate din
reţeaua de transport în reţelele de distribuţie.
- centralele electrice de mică putere.
c) Instalaţii de importanţă locală:
- reţeaua de distribuţie este reţeaua electrică care serveşte la
distribuirea energiei electrice la consumatori (110; 20; 10; 6; 3; 0,380 kV).
Divizarea geografică presupune o împărţire a SEN pe criterii
teritoriale în subsisteme constituite din una sau mai multe componente
funcţionale care intră în zona geografică (teritorială) respectivă.
Deoarece fiecare subsistem teritorial poate să conţină unul sau mai
multe subsisteme funcţionale, este inevitabilă o întrepătrundere a celor două
categorii de subsisteme. Aceasta a impus organizarea conducerii operative a
SEN ierarhizat pe mai multe trepte (nivele) de conducere prin dispecer,
care în ţara noastră sunt în număr de patru, şi anume:
Treapta 1: - Dispecerul Energetic Central (DEC);
Treapta 2: - Dispecerii Energetici Teritoriali (DET);
Treapta 3: - Dispecerii Energetici Zonali de reţele electrice
(DEZ);
- Dispecerii Energetici Zonali de hidroamenajare
(DHE);
Treapta 4: - Dispecerii Energetici Locali, care pot fi:
- de reţele electrice (DEL);
- de centrale electrice - CTE, CET, CHE, CNE - (DLC) denumiţi şi
Dispeceri şef Tură (DST);
- ai consumatorilor (DELC).

136
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
DET-urile organizate pe criterii teritoriale (fig. 61) sunt în număr de
cinci în ţara noastră - Bacău, Bucureşti, Cluj, Craiova şi Timişoara.
DEZ-urile sunt organizate în cadrul filialelor de reţele electrice, când
se mai numesc şi Dispecere Energetice de Distribuţie (DED), iar DHE-urile
sunt organizate în cadrul filialelor de centrale hidroelectrice.
DEL-urile sunt organizate, de asemenea, în cadrul filialelor de reţele
electrice de regulă câte un punct DEL în fiecare filială (judeţ) însă, în
funcţie de particularităţile reţelei de distribuţie şi de importanţa
consumatorilor pot fi organizate mai multe puncte DEL în cadrul aceleiaşi
filiale de reţele electrice.
Legendă:
LEA
Staţie electrică
Delimitare DET
Fig. 1.65 Distribuţia geografică a DET-urilor
DLC-urile, respectiv DST-urile sunt organizate în cadrul filialelor
centralelor termoelectrice.
DELC-urile sunt organizate în cadrul unor mari consumatori şi
asigură conducerea operativă a instalaţiilor energetice din unităţile
respective, în conformitate cu convenţiile încheiate cu unitatea furnizoare de
energie electrică şi reglementările interne ale unităţilor de care aparţin.

Piaţa de energie electrică 137
În cazul unor centrale hidroelectrice mici, situate într-o aceeaşi zonă
geografică, de regulă sunt organizate Centre Hidroelectrice de Comandă
(CHC). De asemenea, în cadrul Centrelor de Distribuţie a Energiei Electrice
(CDEE-urilor) pot fi organizate Puncte de Supraveghere şi Comandă (PSC-
CDEE), cu responsabilităţi şi atribuţii specifice reţelelor de distribuţie de
joasă tensiune (inclusiv posturile de MT/JT şi, eventual, unele linii de MT
radiale), fără ca aceste compartimente să constituie o treaptă de dispecer
propriu-zisă.
În figura 1.66 este prezentat modul în care se realizează
subordonarea ierarhică din punctul de vedere al conducerii operative
(subordonarea operativă) a diferitelor trepte de conducere prin dispecer şi a
principalelor obiective energetice.
Treapta 1
DEC
Treapta 2
DET 1 ………………………… DET 2 …………………………………….……… DET 5
Treapta 3
DEZ
DHE
DST
CTE
P300
MW
DST
CTE
P>100
MW
DST
CNE
DST
CTE
P>1000
MW
ST
Sta ţiile
Isaccea
Cernavod ă
Treapta 4
PSC-
CDEE
DELC
ST
Sta ţii
U

138
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
Autoritatea de conducere operativă a unei trepte de conducere
operativă reprezintă ansamblul atribuţiilor cu care este investită treapta
respectivă, în scopul realizării cu eficienţă a conducerii operative. Aceste
atribuţii, precum şi instalaţiile şi respectiv echipamentele pentru care TCD
are dreptul de a efectua conducerea operativă sunt precizate într-un act scris
numit ordin de împărţire. Atribuţiile TCD sunt:
a) Autoritatea de decizie - atribuţia dată unei trepte de conducere
prin dispecer de a lua decizii privind starea operativă a echipamentelor
(starea în care se află la un moment dat echipamentele), stabilirea sau
modificarea regimului şi a siguranţei de funcţionare pentru instalaţiile şi
echipamentele precizate prin ordinul de împărţire;
b) Comanda de coordonare - ansamblul de activităţi legate de
necesităţile corelării în timp a unor grupe distincte de operaţii sau operaţii
distincte, a căror succesiune se afectează reciproc în cuprinsul unei manevre
ce se execută în instalaţii sau zone de reţea de două sau mai multe formaţii
de servire operative diferite. Personalul din cadrul formaţiilor de servire
operativă, denumit personal de servire operativă, îşi desfăşoară activitatea în
cadrul instalaţiilor (centrale, staţii electrice, zonă de reţea) şi are ca sarcină
supravegherea funcţionării echipamentelor, executarea în mod nemijlocit a
operaţiilor de reglaj ale parametrilor de funcţionare şi a manevrelor în cadrul
acestora.
Un echipament poate fi în comanda de coordonare numai a unei
singure trepte de conducere prin dispecer, stabilită prin ordinul de împărţire;
c) Competenţa - capacitatea de atribuire de sarcini şi responsabilităţi
referitoare la exercitarea comenzii operative privind starea operativă a
echipamentelor, stabilirea sau modificarea regimului şi siguranţei de
funcţionare pe care o au treptele de conducere operativă prin dispecer ce
intervin direct între personalul de servire operativă şi treapta de dispecer
investită cu autoritate de decizie sau comandă de coordonare pentru
instalaţiile şi echipamentele precizate în ordinul de împărţire a acesteia.
În acest context, în instalaţiile în care o treaptă de conducere prin
dispecer exercită autoritatea de decizie, treptele subordonate ce intervin în
comanda operativă până la treapta ce exercită comanda nemijlocită, inclusiv
aceasta din urmă, au competenţă asupra echipamentelor respective.
Comanda nemijlocită este comanda operativă prin care o treaptă de
dispecer sau alte trepte superioare acesteia îşi exercită autoritatea de
conducere operativă (autoritatea de decizie, comanda de coordonare şi
competenţa) asupra echipamentelor prevăzute în ordinul de împărţire, prin
efectuarea convorbirilor operative direct între personalul de serviciu al

Piaţa de energie electrică 139
treptei respective (personalul de comandă operativă) şi personalul de servire
operativă din instalaţii.
1.4.4.2.5.3.1 Atribuţiile Dispecerului Energetic Central (DEC)
Principalele atribuţii ale DEC sunt:
- asigură echilibrul permanent între producţia şi consumul de
energie electrică;
- asigură reglarea parametrilor de calitate ai energiei electrice
(frecvenţă, tensiune);
- asigură condiţiile în alimentarea consumatorilor şi realizarea
schimbului de energie cu alte ţări;
- stabileşte regimurile posibile de funcţionare şi coordonează
manevrele pe ansamblul reţelelor de transport 750, 400 şi 220 kV ale SEN ;
- execută comanda nemijlocită în centralele electrice mari, în
staţiile Isaccea şi Cernavodă, şi asupra liniilor de interconexiune cu
sistemele energetice vecine.
DEC are autoritatea de conducere operativă, şi anume:
- autoritatea de decizie, asupra:
reţelelor electrice de 220, 400 şi 750 kV;
centralelor termoelectrice cu grupuri cu putere unitară
mai mare sau egală cu 20 MW;
centralelor hidroelectrice cu grupuri cu putere unitară
mai mare sau egală cu 10 MW;
cascadelor hidroelectrice cu grupuri cu putere unitară
mai mare sau egală cu 1 MW;
- comanda de coordonare, asupra:
reţelelor electrice de 220, 400 şi 750 kV;
unor CHE funcţionând în cascadă;
- competenţa, asupra:
reţelelor de 400 şi 220 kV;
centralelor termoelectrice cu putere totală mai mare de
1000 MW şi cu puterea pe grup mai mare sau egală cu
20 MW;
centralelor hidro cu putere totală mai mare de 300 MW
şi cu putere pe grup mai mare sau egală cu 10 MW.
DEC exercită comanda nemijlocită, asupra:
reţelei de 750 kV şi staţiilor de 400 kV Isaccea şi Cernavodă;
centralelor termoelectrice cu putere totală mai mare sau egală
cu 1000 MW;

140
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
centralelor hidro cu putere totală mai mare sau egală cu 300
MW.
1.4.4.2.5.3.2 Atribuţiile Dispecerului Energetic Teritorial (DET)
Principalele atribuţii ale DET sunt:
- asigură realizarea regimurilor de funcţionare şi manevrele
coordonate de DEC;
- stabileşte regimurile de funcţionare şi coordonează manevrele în
instalaţiile energetice din zona sa de activitate.
DET în zona sa de activitate, are autoritatea de conducere
operativă, şi anume:
- autoritatea de decizie, asupra:
liniilor radiale de 220 kV;
reţelei de 110 kV buclată;
centralelor termoelectrice cu grupuri cu putere unitară
cuprinsă între 6 şi 20 MW;
centralelor hidroelectrice cu grupuri cu putere unitară
cuprinsă între 1 şi 10 MW;
- comanda de coordonare, asupra:
reţelelor de 110 kV buclate;
reţelelor de 220 şi 400 kV;
- competenţa, asupra:
reţelelor de 220 şi 400 kV;
centralelor termoelectrice cu putere totală mai mică de
1000 MW şi cu puterea pe grup mai mare sau egală cu
20 MW;
centralelor hidro cu putere totală mai mică de 300 MW
şi cu putere pe grup mai mare sau egală cu 10 MW.
DET exercită comanda nemijlocită asupra:
reţelelor de 400 şi 220 kV;
centralelor termoelectrice cu putere totală mai mică de
1000 MW şi cu puterea pe grup mai mare sau egală cu
20 MW;
centralelor hidro cu putere totală mai mică de 300 MW
şi cu puterea pe grup mai mare sau egală cu 10 MW.
1.4.4.2.5.3.3 Atribuţiile Dispecerului Energetic Zonal de reţele electrice
(DEZ)
Principalele atribuţii ale DEZ sunt:

Piaţa de energie electrică 141
- asigură realizarea regimurile de funcţionare şi manevrele
coordonate de DET;
- stabileşte regimul de funcţionare şi coordonează manevrele în
instalaţiile şi reţeaua electrică de 110 kV din zona filialei de reţele electrice
din care face parte, în conformitate cu autoritatea de conducere operativă pe
care o are asupra acestora.
DEZ în zona sa de activitate, are autoritatea de conducere
operativă, şi anume:
- autoritatea de decizie, asupra:
liniilor radiale de 110 kV;
centralelor termoelectrice cu grupuri cu P < 6 MW;
centralelor hidro cu grupuri cu P < 1 MW;
- comanda de coordonare, asupra:
liniilor din reţeaua de 110 kV buclată;
- competenţa, asupra:
unor transformatoare de 400/110 kV şi 220/110 kV;
unor linii radiale de 220 kV;
liniilor electrice de 110 kV;
centralelor termoelectrice cu P < 20 MW.
DEZ exercită comanda nemijlocită asupra:
- reţelei de 110 kV şi, în unele cazuri, asupra transformatoarelor de
220/110 kV şi a unor linii radiale de 220 kV;
- centralelor termoelectrice cu putere instalată mai mică de 100
MW, conectate la reţeaua electrică asupra căreia exercită atribuţia de
competenţă.
1.4.4.2.5.3.4 Atribuţiile Dispecerului Energetic Local de reţele electrice
(DEL)
DEL stabileşte regimul de funcţionare şi coordonează manevrele în
instalaţiile de distribuţie din zona sa de activitate, urmăreşte încadrarea
consumatorilor alimentaţi din reţeaua de distribuţie din subordine în
consumul aprobat, respectiv realizează regimul şi manevrele stabilite de
treptele superioare pentru instalaţiile prin care se alimentează, din sistem,
reţeaua de distribuţie din subordine.
DEL în zona sa de activitate, are autoritatea de conducere
operativă (autoritatea de decizie, comanda de coordonare, competenţa) şi
exercită comanda nemijlocită asupra:
- reţelelor electrice de MT;

142
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
- unor linii radiale de 110 kV şi a unor transformatoare de 110
kV/MT;
- centralelor conectate la reţeaua de medie tensiune din zona sa de
activitate;
- centralelor termoelectrice cu grupuri cu P < 6 MW;
- centralelor hidro cu grupuri cu P < 1 MW.
1.4.4.2.5.4 Exercitarea conducerii operative prin dispecer a SEN
Conducerea prin dispecer a SEN se realizează în mod unitar,
indiferent de subordonarea administrativă a unităţilor care exploatează
instalaţiile din sistem, prin cele 4 trepte de conducere operativă precizate în
paragraful 1.2.1.
O treaptă de conducere prin dispecer cuprinde cel puţin două
compartimente, şi anume:
a) Un compartiment de comandă operativă cu personal organizat în
ture, care conduce funcţionarea instalaţiilor prin coordonarea regimurilor şi
a manevrelor din sistem sau o parte din acesta, în funcţie de autoritatea
conducerii operative cu care este investită treapta operativă respectivă.
Acest compartiment realizează deciziile treptei superioare, ia decizii proprii
şi dă dispoziţii în consecinţă treptelor subordonate sau personalului de
servire operativă din centrale, staţii şi zone de reţea. Personalul acestui
compartiment este numit personal de comandă operativă şi îşi desfăşoară
activitatea într-o cameră special amenajată numită cameră de comandă.
b) Un compartiment de regimuri operative, numit şi compartiment
funcţional de conducere operativă, care elaborează programul de
funcţionare al instalaţiilor şi al manevrelor, respectiv urmăreşte şi analizează
modul de realizare al acestora pentru echipamentele aflate în autoritatea de
conducere operativă a treptei respective, elaborează instrucţiunile specifice
activităţii de dispecer etc.
Termenul de compartiment, folosit aici, are drept scop delimitarea
activităţilor şi responsabilităţilor distincte în cadrul unei trepte de conducere
prin dispecer, forma şi denumirea organizatorică putând diferi de la o treaptă
la alta, în raport cu volumul de activitate.
Activitatea personalului de comandă operativă la treptele de
conducere prin dispecer este condusă şi controlată de şeful
compartimentului de comandă operativă.

Piaţa de energie electrică 143
Personalului de comandă operativă de serviciu al treptei de dispecer
îi sunt subordonaţi, din punct de vedere operativ, potrivit ordinului de
împărţire:
- personalul de comandă operativă de serviciu de la treptele de
conducere prin dispecer subordonate;
- personalul de servire operativă de serviciu din centrale, staţii şi
zone de reţea, care serveşte echipamente ce se află în autoritatea de
conducere operativă a treptei respective.
Personalul de comandă operativă de serviciu al treptei de dispecer dă
dispoziţiile operative în următorul mod:
- direct personalului de comandă operativă de serviciu al treptei de
dispecer subordonate;
- direct personalului de servire operativă de serviciu, pentru
echipamentele asupra cărora treapta respectivă exercită comanda
nemijlocită;
- direct personalului de servire operativă de serviciu, pentru
echipamentele asupra cărora comanda nemijlocită o exercită o treaptă
subordonată, în situaţiile în care se impun acţiuni de urgenţă (prevenirea
producerii sau extinderii avariilor şi lichidarea lor).
Treptele de conducere prin dispecer exercită autoritate de conducere
operativă în modul următor:
a) Autoritatea de decizie - dispecerul de serviciu de la treapta de
dispecer cu autoritate de decizie dă dispoziţiile sau aprobările direct
personalului de servire operativă, atunci când exercită şi comanda
nemijlocită în instalaţia respectivă, sau dispecerului de serviciu la treapta
operativă cu competenţă, imediat subordonată.
b) Comanda de coordonare se exercită:
- nemijlocit, prin dispoziţii şi aprobări date direct personalului de
servire operativă, atunci când treapta de dispecer respectivă exercită
comanda nemijlocită în instalaţiile afectate;
- prin intermediul treptelor de dispecer cu competenţă, care exercită
comanda nemijlocită în instalaţiile respective.
c) Competenţa - treapta de dispecer care are competenţă primeşte
dispoziţiile sau aprobările de la treapta superioară (treapta cu autoritate de
decizie, comandă de coordonare sau competenţă), iar aceasta va da
dispoziţiile sau aprobările necesare, detaliindu-le la nivelul necesar, fie
direct personalului de servire operativă (atunci când exercită comanda
nemijlocită), fie unei trepte imediat subordonate.

144
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
Treapta de dispecer care are competenţă asupra unui echipament are
obligaţia de a anunţa, pe linie ierarhică operativă, toate treptele de
conducere operativă din zona sa de activitate ale căror echipamente pot fi
afectate de aprobările sau dispoziţiile privind echipamentul din competenţa
sa. De asemenea, treapta de dispecer care are competenţă primeşte, de la
personalul de servire operativă sau comandă operativă subordonat,
informaţiile despre evenimentele petrecute, starea echipamentelor, regimul
şi parametrii de funcţionare ai acestora etc., sintetizează informaţiile primite
şi informează treapta superioară care are competenţă sau autoritate de
decizie şi, după caz, propune spre aprobare soluţiile de rezolvare sau îşi
exprimă punctul său de vedere privind configuraţia de funcţionare,
manevrele necesare, regimul şi siguranţa de funcţionare etc.
Treapta de dispecer care a primit o dispoziţie operativă de la treapta
superioară este obligată să o aplice imediat, corespunzător cu sarcinile şi
responsabilităţile ce-i revin prin exercitarea autorităţii de conducere
operativă pe care o are asupra echipamentelor respective şi să transmită
dispoziţiile necesare îndeplinirii acesteia personalului de servire operativă
(dacă exercită comanda nemijlocită în instalaţia respectivă) sau treptelor de
dispecer subordonate. Treapta de dispecer fără competenţă asupra
echipamentelor poate fi folosită de către treptele superioare ca treaptă
intermediară pentru transmiterea dispoziţiilor, aceasta fiind obligată să le
transmită imediat şi corect, fără a omite nimic sau a modifica dispoziţia,
precizând nominal în contul cui se va executa, ea rămânând răspunzătoare
numai de corectitudinea transmiterii.
În conformitate cu cele relatate mai sus rezultă că, pentru treptele de
conducere prin dispecer (TCD) organizate ierarhic şi geografic conform
structurii de principiu prezentată în figura 1.2, principiul care stă la baza
asigurării conducerii operative constă în transmiterea de către TCD
superioară, TCD-ului subordonată (Treapta k la Treapta k+1, unde k =
1,2,3) fie a listei manevrelor de executat, fie precizări privind regimul de
funcţionare a instalaţiilor din zona de competenţă atribuită (din subordine).
În consecinţă, TCD coordonatoare (superioară) stabileşte regimul de
funcţionare şi manevrele ce urmează a fi realizate în zona de competenţă a
TCD subordonate, acestea din urmă, în final, exercită comanda nemijlocită
pentru îndeplinirea acestora, iar execuţia efectivă este realizată de personalul
de servire operativă. De asemenea, o intervenţie în zona de competenţă a
unei TCD de la un nivel subordonat poate fi efectuată numai la cerere sau cu
aprobarea TCD superioară a acesteia.

Piaţa de energie electrică 145
1.4.4.2.5.5 Activitatea de conducere operativă prin dispecer
Dispecerul de serviciu de la treptele de conducere prin dispecer,
potrivit autorităţii de conducere operativă şi în limitele performanţelor
echipamentelor existente la un moment dat în exploatare, trebuie să asigure:
a) În condiţii normale de funcţionare a SEN :
- funcţionarea în condiţii de siguranţă a SEN şi a părţilor
componente ale acestuia (zone, instalaţii, echipamente);
- echilibrarea balanţei de producere-consum a energiei electrice în
SEN sau zone din sistem pentru care are această responsabilitate;
- reglarea schimburilor de energie între zone din SEN pentru care
are această responsabilitate;
- calitatea energiei electrice furnizate;
- funcţionarea economică a SEN în condiţiile asigurării, în
prealabil, a prevederilor de la punctele precizate mai sus.
b) În caz de incident şi avarii:
- continuitatea funcţionării SEN în ansamblu sau pe zone şi
platforme care s-au izolat;
- localizarea cât mai rapidă a incidentului sau avariei şi luarea
măsurilor pentru prevenirea extinderii avariei;
- luarea măsurilor pentru repunerea cât mai rapidă în funcţiune a
echipamentelor de alimentare cu energie electrică a consumatorilor afectaţi;
- stabilirea, în funcţie de echipamentele disponibile şi de starea
acestora, a unor scheme şi regimuri de funcţionare cât mai sigure în regimul
de după avarie.
Activitatea de conducere operativă se desfăşoară:
- în timp real, practic simultan cu procesul tehnologic (culegerea şi
înregistrarea datelor, reglajul frecvenţă-putere de schimb, reglajul puterilor
pe centrale, reglajul tensiunilor, comanda în caz de incident etc.);
- în timp real extins, reprezentând decizii luate pe baza datelor
culese în timp real (supravegherea stabilităţii funcţionării sistemului
electroenergetic (SEE) şi optimizarea regimurilor de funcţionare);
- în afara timpului real, constând, în principal, în următoarele:
pregătirea regimurilor de funcţionare;
planificarea regimurilor grupurilor energetice;
analiza post-factum a funcţionării reţelei;
analiza incidentelor;
analiza funcţionării automaticilor şi protecţiei prin relee;

146
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
evaluarea siguranţei în funcţionare pe baza calculului
indicatorilor de stare;
prelucrarea şi analiza statistică privind comportarea în
exploatare a echipamentelor;
pregătirea personalului.
Activitatea desfăşurată în timp real, respectiv cea în timp real extins
este realizată de către compartimentul de comandă operativă, iar cea din
afara timpului real de compartimentul de regimuri operative.
1.4.4.2.5.5.1 Activitatea de conducere operativă în timp real la nivel DEC
Conducerea operativă în timp real a instalaţiilor de producere şi
transport ale energiei electrice la nivel DEC constă în:
a) Supravegherea instalaţiilor de producere şi transport ale energiei
electrice funcţionând la tensiuni de 220, 400 şi 750 kV şi asigurarea
continuităţii în funcţionare a SEN prin:
- urmărirea schemelor de funcţionare a instalaţiilor;
- urmărirea parametrilor energiei electrice din principalele noduri
ale SEN ;
- estimarea stării sistemului;
- luarea de măsuri preventive pentru evitarea stării de incident.
b) Optimizarea producţiei energiei electrice, prin:
- repartiţia optimă a puterilor pe centrale;
- stabilirea structurii optime a grupurilor în funcţiune;
- stabilirea mărimii şi repartiţia rezervei de putere;
- stabilirea nivelurilor de tensiune optime în reţelele de transport de
220, 400 şi 750 kV;
- compensarea puterii reactive.
c) Optimizarea configuraţiei reţelei de transport, prin:
- determinarea numărului de autotransformatoare, transformatoare
şi linii electrice în funcţiune pentru reducerea pierderilor;
- analiza puterilor de scurtcircuit.
d) Reglajul frecvenţei şi tensiunii în nodurile principale ale SEN ,
prin:
- asigurarea reglajului frecvenţă-putere de schimb pe liniile de
interconexiune;
- repartizarea ordinului de reglaj frecvenţă-putere pe centralele
reglante;
- reglarea şi încadrările în limitele prestabilite ale nivelurilor
tensiunilor din staţii şi ale circulaţiilor de puteri pe linii.

Piaţa de energie electrică 147
e) Comanda deconectării unor consumatori şi pornirea unor grupuri
energetice, pentru:
- descărcări centralizate de sarcină;
- încărcarea centralelor electrice;
- restaurarea sistemului după o avarie gravă.
1.4.4.2.5.5.2 Activitatea de conducere operativă în timp real la nivel DET
Conducerea operativă în timp real a instalaţiilor de producere şi
transport ale energiei electrice la nivel DET constă în:
a) Supravegherea instalaţiilor de producere şi transport ale energiei
electrice din aria de responsabilitate, prin:
- urmărirea schemelor de funcţionare ale instalaţiilor;
- urmărirea parametrilor energiei electrice;
- estimarea stării;
- luarea de măsuri preventive pentru evitarea stării de incident.
b) Optimizarea regimurilor de funcţionare pentru reţeaua de
transport şi distribuţie (110 kV buclată) din aria de responsabilitate, prin:
- repartiţia optimă a puterilor pe centralele cu puteri instalate mai
mici de 100 MW, în cadrul puterii totale de consum primită de la DEC;
- optimizarea configuraţiei reţelei de transport din zonă, prin
determinarea numărului de transformatoare şi linii electrice în funcţiune.
c) Reglajul tensiunii în reţelele buclate de 110 kV din aria de
responsabilitate, prin:
- reglajul surselor de putere reactivă;
- reglajul ploturilor la unităţile de transformare.
d) Comanda nemijlocită a instalaţiilor din aria de responsabilitate, şi
anume:
- comandă direct efectuarea manevrelor în staţiile electrice;
- comandă încărcarea centralelor (porniri/opriri de grupuri);
- comandă deconectarea unor consumatori;
- comandă izolarea instalaţiilor în vederea lucrărilor de întreţinere
şi reparaţii;
- verifică funcţionarea centralelor la puterea de consemn;
- coordonează manevrele între DEZ-uri.
1.4.4.2.5.5.3 Activitatea de conducere operativă în timp real la nivel DEZ
Conducerea operativă în timp real a instalaţiilor de transport al
energiei electrice la nivel DEZ constă în:

148
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
a) Supravegherea şi asigurarea continuităţii în funcţionare a
instalaţiilor de distribuţie din aria sa de responsabilitate, prin:
- verificarea încadrării mărimilor în limite;
- calculul puterilor şi energiilor absorbite de consumatori, respectiv
produse în centrale;
- verificarea condiţiilor de insularizare;
- calculul puterilor pe DAS;
- prognozarea consumului în zonă.
b) Optimizarea funcţionării instalaţiilor de distribuţie de înaltă şi
medie tensiune din aria sa de responsabilitate, prin:
- determinarea numărului şi încărcării transformatoarelor de 110
kV/MT;
- determinarea prin calcul a pierderilor pe linii, în transformatoare
şi total zonă;
- determinarea bilanţurilor de putere pe staţii şi total DEZ.
c) Reglajul tensiunii în reţelele de distribuţie de înaltă şi medie
tensiune din aria sa de responsabilitate şi al nivelului de compensare al
puterilor reactive, prin:
- stabilirea nivelurilor de tensiune optime în reţeaua de 110 kV şi
MT;
- compensarea optimă a puterii reactive.
d) Reglajul curbei de consum în aria sa de responsabilitate, pentru
prevenirea extinderii incidentelor.
e) Comanda nemijlocită a instalaţiilor de distribuţie de înaltă
tensiune şi a automatizărilor de zonă (DAS) din aria de responsabilitate.
Pentru realizarea acestor funcţii, DEZ:
- urmăreşte şi realizează programul de încărcare a centralelor din
comanda operativă (corelat cu treptele superioare de dispecer);
- verifică condiţiile de insularizare în aria sa de responsabilitate;
- realizează reglajul frecvenţei şi tensiunii în zonele din aria sa de
responsabilitate, ce funcţionează izolat de SEN ;
- urmăreşte injecţiile din reţeaua de transport, din reţelele DEZ
vecine şi din centralele electrice racordate la reţeaua electrică condusă
operativ;
- urmăreşte, în aria sa de responsabilitate:
încărcările pe staţii;
producţia de putere reactivă;
consumul propriu tehnologic în reţele;
nivelurile de tensiuni;

Piaţa de energie electrică 149
încadrarea consumatorilor în puterile şi energiile
programate, pe perioade de deficit în SEN ;
siguranţa în funcţionare a instalaţiilor;
condiţiile de efectuare a manevrelor;
- înregistrează şi consemnează:
mărimile şi schimbările de stare, semnalizările şi
evenimentele în toate regimurile de funcţionare a
instalaţiilor electrice din aria sa de responsabilitate;
informaţiile care au stat la baza luării deciziilor de
efectuare a manevrelor, stabilirii sau schimbării
regimurilor de funcţionare a instalaţiilor şi reţelelor
electrice.
1.4.4.2.5.5.4 Activitatea de conducere operativă în timp real la nivel DEL
Conducerea operativă în timp real a instalaţiilor de transport al
energiei electrice la nivel DEL constă în:
a) Supravegherea şi asigurarea continuităţii în funcţionarea
instalaţiilor de distribuţie din aria sa de responsabilitate, prin:
- verificarea încadrării mărimilor în limite;
- calculul puterilor şi energiilor absorbite de consumatori, respectiv
produse în centrale;
- prognozarea consumului în zonă.
b) Reglajul curbei de consum din aria sa de responsabilitate, pentru
prevenirea extinderii incidentelor.
c) Urmărirea bilanţului de energie electrică pe contur FRE (în
vederea gestionării energiei electrice intrate în contur).
d) Optimizarea funcţionării instalaţiilor de distribuţie de medie şi
joasă tensiune din aria sa de responsabilitate, prin:
- determinarea numărului şi încărcării transformatoarelor de 110
kV/MT şi MT/JT;
- determinarea prin calcul a pierderilor pe linii, transformatoare şi
total DEL;
- determinarea bilanţurilor de putere pe staţii şi total DEL.
e) Reglajul tensiunii în reţelele de distribuţie de înaltă şi medie
tensiune din aria sa de responsabilitate şi al nivelului de compensare al
puterii reactive, prin:
- stabilirea nivelurilor de tensiune optime pe reţeaua de 110 kV şi
MT;
- compensarea optimă a puterii reactive.

150
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
f) Urmărirea regimului de tratare a neutrului în reţelele de medie
tensiune din aria sa de responsabilitate şi realizarea reglajului compensării
curenţilor capacitivi.
g) Comanda porniri/opriri de grupuri ale microhidrocentralelor din
aria sa de responsabilitate.
h) Comanda nemijlocită a instalaţiilor de distribuţie de medie
tensiune şi a unora de 110 kV din aria sa de responsabilitate.
Pentru realizarea acestor funcţii, DEL:
- urmăreşte şi realizează programul de încărcare a centralelor din
comanda operativă (corelat cu treptele superioare de dispecer);
- urmăreşte injecţiile din reţeaua de distribuţie de 110 kV, reţelele
de 110 kV şi de medie tensiune ale DEL (FRE) vecine şi din centralele
electrice racordate la reţeaua electrică condusă operativ;
- urmăreşte în aria sa de responsabilitate:
încărcările pe staţii de 110 kV/MT şi posturile de
transformare;
consumul propriu tehnologic în reţelele de 110 kV şi de
medie tensiune;
nivelurile de tensiune (110 kV şi MT);
reglajul compensării capacitive a reţelelor de MT;
încadrarea consumatorilor în puterile şi energiile
programate pe perioade de deficit în SEN ;
siguranţa în funcţionare a instalaţiilor;
condiţiile de efectuare a manevrelor;
- înregistrează şi consemnează:
mărimile şi schimbările de stare, semnalizările şi
evenimentele în toate regimurile de funcţionare a
instalaţiilor electrice din aria sa de responsabilitate;
informaţiile care au stat la baza luării deciziilor de
efectuare a manevrelor, stabilirii sau schimbării
regimurilor de funcţionare a instalaţiilor şi reţelelor
electrice.
1.4.4.2.5.5.5 Activitatea de conducere operativă în timp real la nivel de
Staţie Electrică
Din punct de vedere al conducerii prin dispecer, personalul operativ
din staţiile electrice este subordonat DEC, DET, DEZ sau DEL. Acest
personal trebuie să asigure funcţionarea continuă, în condiţii de siguranţă şi

Piaţa de energie electrică 151
economicitate, a instalaţiilor pe care le are în gestiune şi exploatare. În acest
scop:
a) Supraveghează şi înregistrează parametrii tehnici ai
echipamentelor.
b) Supraveghează mărimile şi semnalizările de stare aferente
schemei de funcţionare a staţiei (inclusiv cele aferente instalaţiilor de
protecţie şi automatizare).
c) Execută manevrele, inclusiv reglajul de ploturi la transformatoare,
dispuse de treptele de dispecer ierarhic superioare.
d) Urmăreşte funcţionarea instalaţiilor de compensare (baterii de
condensatoare, compensatoare sincrone, acordul bobinelor de compensare a
curentului capacitiv).
e) Execută manevrele pentru lichidarea rapidă a incidentelor.
f) Transmite datele şi informaţiile necesare la diferitele trepte de
dispecer şi la unitatea de care aparţine din punct de vedere administrativ
(FRE).
1.4.4.2.5.5.6 Informaţii necesare pentru activitatea de conducere operativă
Informaţiile necesare pentru realizarea activităţii de conducere
operativă în timp real şi în afara acestuia, la nivel de dispecer şi, respectiv,
instalaţie (centrală, staţie electrică) sunt de două tipuri:
a) mărimi (curent, tensiune, frecvenţă, putere activă, putere reactivă,
energie activă, energie reactivă etc.) care, din punctul de vedere al
importanţei şi al frecvenţei de reînnoire (achiziţie), se împart în două grupe:
- principale, care condiţionează cunoaşterea stării de ansamblu a
instalaţiilor conduse şi a căror reînnoire se face la intervale scurte de timp
(de circa 5 secunde);
- secundare, care au o importanţă locală şi care se reînnoiesc la
intervale de timp mai mari (de circa 60 secunde).
b) Semnalizări care, în funcţie de starea sistemului, pot fi:
- de stare, necesare pentru stabilirea configuraţiei sistemului,
fiind reprezentate de poziţiile aparatajului de comutaţie primară, de poziţiile
prizelor ploturilor transformatoarelor, de stările instalaţiilor de automatizare
(DAS, RAR, AAR) etc. şi sunt aduse la cunoştinţa operatorului în maxim 30
de secunde din momentul producerii;
- de alarmare, necesare pentru luarea unor măsuri preventive
privind regimul anormal de funcţionare al unor echipamente (de exemplu
defect întreruptor, defect circuite secundare etc.) sau al sistemului (de
exemplu ieşirea din limitele admisibile ale unor mărimi), cu aducere la

152
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
cunoştinţa operatorului în maximum 5 secunde de la apariţie, în vederea
restabilirii regimului normal de funcţionare;
- de incident, prin care se aduce la cunoştinţa operatorului, în
maximum 5 secunde, acţiunea instalaţiilor de protecţie şi automatizare
(AAR, RAR, DAS etc.), în vederea luării unor măsuri imediate de
remediere.
Tipul informaţiilor şi volumul acestora pentru fiecare instalaţie şi
treaptă de conducere prin dispecer se stabileşte prin studii tehnice de
fundamentare, care au în vedere cunoaşterea în fiecare moment a
configuraţiei şi a stării instalaţiilor aflate în comanda operativă. Informaţiile
primite la fiecare nivel de dispecer trebuie să permită ca operatorul să poată
acţiona eficient atât pentru a evita trecerea sistemului, respectiv a
instalaţiilor în stare de incident, cât şi pentru lichidarea stărilor anormale de
funcţionare. De asemenea, informaţiile primite vor trebui să permită şi
analiza incidentelor (post-incident), precum şi crearea bazei de date
statistice necesare pentru întocmirea studiilor de funcţionare a sistemului
electroenergetic.
1.4.4.2.5.6 Sistemul teleinformatic pentru conducerea operativă (STICO)
Sistemul informatic de conducere reprezintă un ansamblu de metode,
proceduri, echipamente de calcul, programe şi specialişti, prin care se
asigură colectarea, vehicularea, stocarea şi prelucrarea informaţiilor în
scopul pregătirii şi transmiterii deciziilor privind desfăşurarea activităţilor
din sistem, precum şi controlul îndeplinirii acestora, în vederea îndeplinirii
obiectivelor propuse în condiţii de eficienţă maximă.
În cadrul SEN există două categorii de sisteme informatice:
a) Sistemul informatic pentru conducerea şi coordonarea activităţilor
tehnico-economice (pentru management).
b) Sistemul informatic pentru conducerea operativă a obiectivelor
SEN .
Sistemul informatic pentru conducerea operativă a obiectivelor SEN
(staţie, centrală, zonă de reţea, SEN în ansamblu) furnizează, în timp real,
toate informaţiile din cadrul obiectivului condus necesare personalului de
comandă operativă pentru a-şi exercita autoritatea de conducere operativă,
respectiv pentru a efectua comanda nemijlocită şi permite acestuia să
intervină, în orice moment, prin intermediul telecomenzilor, în obiectivul
energetic condus. Deoarece datele sunt prelucrate într-un punct central
(camera de comandă) situat la distanţă de locul unde au fost preluate

Piaţa de energie electrică 153
(obiectivul condus), sistemul informatic pentru conducerea operativă a SEN
este numit Sistem Teleinformatic pentru Conducerea Operativă (STICO).
1.4.4.2.5.6.1 Structura de principiu a STICO
STICO, din punct de vedere constructiv, constă din totalitatea dotării
tehnice prin care se asigură, în timp real, informaţiile necesare conducerii
operative a instalaţiilor energetice de la toate nivelele (instalaţie, treaptă de
conducere prin dispecer) şi în toate stările prin care poate trece sistemul
energetic (normală, de alarmă, de incident sau de post incident). Din punct
de vedere funcţional, este un sistem de conducere distribuit pe mai multe
nivele (vezi Fig. 1.67) şi se realizează respectând principiile generale ce
guvernează sistemele ierarhizate, din care menţionăm:
a) Sistemul de conducere de la un nivel inferior, denumit Sistem de
Conducere Subordonat (SCS) este destinat achiziţiilor de date din
subprocesele aferente, prelucrării lor primare, transmiterii unor date
rezultate în urma prelucrării Sistemului de Conducere Coordonator (SCC)
căruia îi este direct subordonat şi eventual elaborează comenzi pentru
procesul condus.
b) Sistemul de conducere de la un nivel superior (SCC) nu intervine
direct în proces ci doar prin intermediul sistemelor de la nivelul inferior
(SCS-urilor).
c) În ceea ce priveşte exercitarea comenzii operative, nu există
comunicaţie directă între sistemele de la acelaşi nivel, ci doar prin
intermediul sistemului imediat superior. Aceasta pentru a evita conflictele ce
ar putea să apară în luarea deciziilor.
Se precizează că în cazul sistemelor de conducere distribuite pe mai
multe nivele, cum este şi STICO, un SCC de la un nivel inferior este
considerat SCS pentru SCC-ul de la nivelul imediat superior.
Ierarhizarea STICO corespunde structurii ierarhizate a conducerii
operative prin dispecer a SEN . Structura acestuia este cea prezentată în
figura 1.67, cu sisteme de conducere pe mai multe nivele, şi anume: la
fiecare treaptă de conducere prin dispecer câte un SCC, iar la nivel de staţie
de transformare şi centrală electrică câte un SCS numite Sisteme de
conducere locală (SCL).

154
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
SCC
S
C
S
SCC
………
S
C
S
SCC
S
C
S
SCC
…
S
C
S
SCC
S
C
S
SCC
…
S
C
S
SCC
S
C
S
S
C
S
…
S
C
S
S
C
S
………
S
C
S
S
C
S
…
S
C
S
S
C
S
Ca suport Fig. de comunicaţie 1.67Structura în de cadrul principiu SCL-urilor a STICO de la nivel de staţie
sau centrală (comandă şi control local), se utilizează reţelele de date locale
(LAN - Local Area Network), iar între SCL-uri şi SCC-urile de la nivelul de
conducere prin dispecer (centrele de comandă şi control), respectiv între
acestea din urmă, se utilizează reţele specifice transmisiei la distanţă (WAN
- Wide Area Network) - fig. 1.68. La nivelul de conducere coordonator, de
la dispecer (SCC - centru de comandă şi control), pentru prelucrarea în timp
real a informaţiei primite se impune prezenţa sistemelor de calcul
(calculatoare) performante atît ca viteză, cît mai ales ca fiabilitate,
prevăzute cu periferice generale capabile să stocheze volume mari de date şi
cu periferice specifice ce formează Consola Operatorului de Proces (COP),
prin care dispecerul să poată interveni comod şi eficient în conducerea
instalaţiilor din subordine. Aceste calculatoare, de asemenea, sunt
interconectate prin magistrale locale (LAN-uri) şi asigură funcţiile specifice
conducerii la nivelul de dispecer respectiv. Transferul de date în LAN se
face ciclic şi în mod imediat, iar în WAN, ciclic, în mod imediat sau la
cerere. De asemenea, transferul de date între WAN-uri şi LAN-uri este
asigurat de calculatoare cu funcţiuni de comunicaţie, autosupraveghere şi
autocontrol, respectiv cu rol de Concentrator de date (CD), denumite şi FEP
(Front End Processor).

Piaţa de energie electrică 155
Funcţiuni la nivelul centrului de comandă şi control
LAN
LAN
Funcţiuni de comunicaţie,
autosupraveghere şi
autocontrol
WAN
Comandă şi control local
LAN
LAN
Interfaţare cu procesul
tehnologic
PROCES
TEHNOLOGIC
1.4.4.2.5.6.2 Funcţiile Fig 1.68 STICO Arhitectura comunicaţiilor în STICO
Sarcina de bază a oricărui sistem informatic o reprezintă informarea
personalului de exploatare privind starea sistemului, respectiv a obiectivului
energetic condus şi asistarea personalului de exploatare în luarea deciziilor
privind conducerea operativă. Informarea se realizează fie ciclic, fie la
cerere, fie în mod imediat în cazul producerii unor evenimente (acţionări
protecţii, ieşirea/revenirea unor parametri din/în limitele admisibile,
modificarea topologiei reţelei electrice etc.), iar asistarea, în general, se
rezumă la luarea deciziilor privind efectuarea manevrelor operative şi de
stabilire a reglajelor echipamentelor de automatizare şi protecţii. Manevrele
operative pot fi impuse fie de operaţiuni planificate (transferuri de sarcină,
izolări de reţele electrice, conectări/deconectări de surse sau consumatori de
energie electrică etc.), fie de operaţiuni de aducere în stare normală de
funcţionare a sistemului în regimuri post avarie. Ca o sarcină conexă celei
de informare şi asistare, sistemul informatic este folosit şi pentru întocmirea

156
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
periodică a rapoartelor (protocoalelor) de lucru privind performanţele
sistemului folosit (consumuri tehnologice, timpi şi parametri de funcţionare,
balanţe energetice, liste cronologice de evenimente etc.).
Din punct de vedere funcţional, în STICO se disting două categorii
de sisteme informatice de conducere, şi anume:
a) Sistemul de supraveghere, comandă şi achiziţii de date, cunoscut
în literatura de specialitate sub denumirea de SCADA (Supervisory Control
and Data Aquisition);
b) Sisteme de conducere ghid-operator (GO), respectiv sisteme
expert (SE).
Aceste sisteme de conducere reprezintă instrumente bazate pe
calculator, utilizate de dispecerii energetici pentru a-i asista în controlul şi
conducerea sistemelor electroenergetice. Denumirea şi conţinutul acestora
sunt, în general, standardizate pe plan mondial şi software-ul aferent este
disponibil comercial, pe o piaţă concurenţială.
1.4.4.2.5.7 Funcţiile sistemului SCADA
Sistemul SCADA, realizat în jurul unor sisteme cu microprocesor,
constituie prima etapă de dezvoltare a unui STICO şi constă din ansamblul
de echipamente hard şi programe (soft) destinate, în principiu, culegerii
datelor din proces, transmiterii comenzilor către acesta, precum şi validării,
prelucrării, afişării şi arhivării de date. El asigură:
- monitorizarea şi conducerea de la distanţă a instalaţiilor
electroenergetice;
- informarea personalului de comandă operativă asupra topologiei
şi stării obiectivelor energetice din subordine;
- alarmarea în cazul disfuncţionalităţilor echipamentelor energetice;
- urmărirea încărcării reţelelor;
- reţinerea unui istoric al evenimentelor produse într-o anumită
perioadă de timp, însoţite de momentul producerii acestora, pentru analize
post avarie.
Pentru realizarea celor prezentate mai sus, sistemele informatice de
tip SCADA includ, în principal, următoarele funcţii:
a) Achiziţie şi schimb de date (Data Acquisition and Exchange).
Funcţia este utilizată pentru a asigura interfaţa sistemului informatic destinat
conducerii operative cu echipamente de achiziţie de date şi sisteme
informatice externe.
Prin această funcţie se realizează:

Piaţa de energie electrică 157
- culegerea şi transmiterea informaţiilor din/în instalaţii (staţii,
centrale etc.);
- recepţia informaţiilor şi schimbul de date cu alte trepte de
conducere operativă sau alte sisteme informatice, inclusiv fişiere (baze de
date, imagini (display), rapoarte, scheme, diagrame etc.);
- actualizări de baze de date;
- mesaje operative (informaţii privind ieşiri din funcţiune,
energii/capacităţi disponibile, preţuri);
- telecomenzi (pentru a fi transmise la RTU) şi informaţii privind
realizarea acestora;
- controlul plauzibilităţii şi validarea informaţiilor.
b) Prelucrarea datelor (Data Processing). Această funcţie asigură
stocarea datelor obţinute în timp real în bazele de date destinate, precum şi
verificarea şi precizarea calităţii şi plauzibilităţii informaţiei codate, ca de
exemplu: telemăsură corectă, suprascriere manuală, ieşire din funcţiune,
depăşire de limită, informaţie eronată etc. Funcţia include următoarele:
- prelucrare de date analogice scanate, realizând convertirea
acestora în unităţi inginereşti şi verificarea încadrării lor în limitele
prestabilite;
- prelucrarea de date privind stările scanate, realizând punerea
în evidenţă a schimbării stării întreruptoarelor şi separatoarelor;
- prelucrarea de date tip acumulare (energii) scanate, care
constă în convertirea numărului de impulsuri în valori absolute (MWh,
MVArh);
- calcule în timp real: însumări, scăderi, înmulţiri, împărţiri, medii
orare, maxime şi minime orare, bilanţuri de energii pe contur etc., inclusiv
determinarea puterilor şi energiilor absorbite de consumatori şi încadrarea
acestora în valorile contractate, precum şi verificarea topologică a
informaţiilor.
c) Revistă post - factum (post Disturbance Review). La fiecare 10
secunde se stochează un snapshot (o citire instantanee) a unor puncte
selectate de operator (dispecer) sau a întregii baze de date într-un fişier
circular ce conţine ultimele 10 snapshot-uri. În cazul unui eveniment
prestabilit (declanşare de întreruptor, acţionare protecţii etc.) sau la cerere,
fişierul circular se îngheaţă şi adiţional se memorează încă 30 de snapshoturi
consecutive luate fiecare la 10 secunde după producerea evenimentului.
Acest set de date stocate este denumit set de revistă.

158
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
Multiplele seturi de revistă sunt înregistrate pe discuri, pentru a fi
vizualizate pe display sau pentru hardcopy. Ele pot fi arhivate în vederea
unor analize ulterioare, dacă se consideră necesar.
d) Sistem de Informaţii Istorice (Historical Information System).
Sistemul întreţine un istoric al modificării stărilor echipamentelor şi
reţelelor electrice, punând la dispoziţia dispecerului energetic informaţiile
necesare unei analize pertinente a evenimentelor petrecute. Toate
evenimentele sunt memorate alături de localizarea lor în timp şi spaţiu, fiind
prezentate dispecerului, în general, în ordinea cronologică, grupate pe
categorii de instalaţii. Totodată, aceste informaţii pot constitui “materia
primă” pentru sisteme expert de analiză post avarie asistată de calculator,
precum şi pentru sisteme expert de restaurare a sistemelor energetice după
căderi (care pot asista dispecerul sau pot intra în funcţiune în mod automat).
Prin această funcţie se realizează actualizarea şi completarea bazelor
de date. În mod normal se utilizează un sistem de management de baze de
date relaţional accesibil comercial (relational database management system -
RDBMS), ca de exemplu ORACLE, pentru crearea, întreţinerea şi accesul
în baza de date a Sistemului de Informaţii Istorice.
e) Telecomandă, telereglaj în instalaţii (Supervisory Control). Prin
intermediul unui sistem informatic tip SCADA, un dispecer poate
telecomanda (comanda din camera de comandă a dispecerului energetic)
echipamentele aflate în staţii sau centrale electrice, ca de exemplu:
- întreruptoare (deschis/închis);
- separatoare acţionate cu motor (deschis/închis);
- baterii de condensatoare (conectat/deconectat);
- poziţie comutator de ploturi la transformatoare (creşte/scade);
- valori de consemn;
- reglajul bobinelor de stingere.
Echipamentele cu două stări sunt mai întâi selectate, telecomanda
dată fiind o comandă nemijlocită.
f) Marcarea (Tagging). Un echipament marcat reprezintă o acţiune
a operatorului pentru a atrage vizual atenţia asupra unui echipament pe o
schemă reprezentată pe display că este interzisă comanda acestui
echipament sau că trebuie să se execute cu atenţie.
În mod uzual este posibil a se marca un echipament cu până la patru
niveluri, şi anume:
- interzisă comanda;
- interzisă comanda de închidere;
- interzisă comanda de deschidere;

Piaţa de energie electrică 159
- comanda permisă, dar se recomandă atenţie.
g) Interfaţa cu utilizatorii (User Interface). Informarea de ansamblu
a personalului de comandă operativă asupra topologiei şi stării obiectivului
energetic condus se realizează prin intermediul interfeţelor om - maşină
(MMI => Man - Machine Interface).
Interfaţa om - maşină permite vizualizarea şi navigarea în zonele de
interes ale obiectivului energetic condus, într-o organizare ierarhică, cu
niveluri de profunzime în care se pătrunde gradat. Se vizualizează schemele
tehnologice, se afişează mărimile analogice, evenimentele şi alarmele. De
asemenea, se permite introducerea de date în bazele de date, extragerea la
imprimante, efectuarea controlului execuţiei aplicaţiilor etc. Prezentarea
mărimilor analogice se poate face sub formă: numerică, diagrame, aparate
analogice, poligoane umplute etc. Posibilităţile de selectare a imaginilor
sunt extrem de diverse şi facil de deprins.
Interfaţa cu utilizatorii se realizează prin:
- Console display cu grafică completă (Full Graphics CRT
Consoles), echipate cu 1-3 monitoare (CRT) color de mare rezoluţie. În mod
obişnuit se poate avea în vedere următoarea echipare:
consolă operator -2-3 monitoare;
consolă de programare/planificare -1 monitor;
consolă pentru întreţinerea imaginilor -1 monitor;
consolă pentru management -1 monitor.
- Echipamente de imprimare (Loggers). În mod obişnuit sunt
plasate două astfel de echipamente în zona operaţională şi câte unul în zona
de planificare, zona de programare, zona de creare a bazelor de date şi zona
de creare a imaginilor.
- Copiatoare video. În mod obişnuit, în aria operaţională se prevăd
două echipamente hard-copy, capabile să reproducă imagini grafice color de
pe oricare din display-uri.
h) Afişarea pe panou (Wallboard Display). Mulţi beneficiari au
optat să-şi înlocuiască panoul lor mozaic cu un sistem de proiecţie video în
zona operaţională şi, eventual, cu altele în zonele de pregătire/vizualizare.
Acest lucru permite comentarea imaginilor de pe display, fără a se crea
aglomeraţie la consolă.
Cerinţa pentru Afişarea pe Panou este în mod normal dictată de
utilizator (beneficiar). Posibilităţile includ:
- panou mozaic static;

160
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
- panou mozaic dinamic cu semnal de poziţie întreruptor, semnal de
alarmă în staţie, semnal de linie sub tensiune, tensiune pe bare, puteri pe
linii;
- sistem de proiecţie video;
- grup de sisteme de proiecţie video;
- combinaţia din cele de mai sus.
i) Prelucrarea şi gestiunea alarmelor (Alarming). Sistemul
recunoaşte stările de funcţionare necorespunzătoare ale echipamentelor şi
reţelelor electrice (suprasarcini, nivele de tensiuni în afara limitelor,
acţionarea sistemelor de protecţie, modificarea nedorită a stării
întreruptoarelor şi separatoarelor etc.) şi avertizează optic şi/sau acustic
personalul din tură (dispecerul) asupra celor întâmplate.
Alarmele detectate de sistemul SCADA sunt prelucrate astfel încât
condiţiile de alarmă importante să fie transmise într-o manieră clară, concisă
şi cu timpul asociat numai la consolele care au nevoie de această informaţie.
Ele sunt tratate în raport cu nivelul lor de prioritate.
j) Înregistrarea secvenţială a evenimentelor (Sequence of Events
Recording). O serie de elemente din staţii şi centrale electrice (de exemplu
întreruptoare) pot fi selectate pentru înregistrarea secvenţială a modificării
stării acestora, modificare considerată ca eveniment.
Mesajele de la înregistrarea secvenţială a evenimentelor sunt tratate
separat de cele referitoare la schimbările normale de stare, ele nefăcând
parte din procesul de tratare a alarmelor. Mesajele de la înregistrarea
secvenţială sunt stocate şi raportate separat. Aceste informaţii sunt în mod
normal utilizate post-factum, pentru analiza funcţionării echipamentelor şi
instalaţiilor.
k) Prelucrarea parolelor (Word Processing). Funcţia asigură
gestionarea accesului utilizatorilor potenţiali în sistemele informatice
destinate conducerii operative a instalaţiilor SEN sau în anumite zone (arii)
ale sistemului informatic.
Printr-o permisie acceptată, chiar şi un utilizator extern sistemului
poate face aceleaşi lucruri ca şi un utilizator local de la o staţie de lucru a
sistemului.
l) Supravegherea stării sistemului informatic. Funcţia asigură
supravegherea stării de funcţionare a diferitor componente şi a sistemului
informatic în ansamblu. Vor fi semnalizate operatorului şi administratorului
de reţea stările anormale de funcţionare ale sistemului informatic, inclusiv
ieşirea din funcţiune a diferitelor echipamente, precum şi diagnosticarea
defectelor.

Piaţa de energie electrică 161
Pentru asigurarea conducerii operative la nivelul fiecărei trepte de
dispecer în conformitate cu atribuţiile precizate în paragraful 1.2.2., este
necesar ca în sistemul informatic al treptelor de dispecer de la toate nivelele
să fie implementate toate funcţiile SCADA precizate mai sus, adaptate
specificului activităţii fiecăreia.
1.4.4.2.5.8 Funcţiile sistemelor GO şi SE
Sistemele de conducere GO (ghid operator), respectiv SE (sisteme
expert) sunt sisteme informatice, de regulă ataşate sistemului SCADA.
Acestea utilizează informaţii prelevate de sistemul SCADA şi, în urma
prelucrării lor, oferă personalului de comandă operativă un ajutor
indispensabil în conducerea operativă a obiectivelor energetice din
subordine.
Sistemele GO şi SE implică rularea, în timp real, a unor programe, în
general de mare complexitate, menite să răspundă la întrebări de genul: Ce
se întâmplă dacă... (What if...) sau Ce trebuie făcut (What to do) şi
eventual să indice măsurile operative şi momentul în care trebuie aplicate.
Direcţiile spre care se îndreaptă eforturile specialiştilor în domeniul
elaborării de programe pentru aceste sisteme de conducere sunt cu prioritate:
- asistarea personalului de comandă operativă în luarea unor decizii
privind efectuarea unor manevre, în cazul unor operaţiuni planificate
(transferuri de sarcini, izolări elemente de reţea, conectarea/deconectarea
unor elemente etc.) sau în regimuri postavarie;
- analiza, pe baza estimării evoluţiei sistemului, a regimurilor de
funcţionare viitoare, în vederea stabilirii măsurilor operative care se impun
şi a momentelor când trebuie aplicate;
- analize de regimuri dinamice şi contingenţe (situaţii posibile în
funcţionarea SEE care pot fi descrise printr-un anumit scenariu de
perturbaţii) considerând diferite perturbaţii (scurtcircuite, întreruperi,
conectări/deconectări de sarcină etc.) - aşa zisele analize de regimuri
perturbate - pentru fixarea parametrilor elementelor de reglaj automat
(constante de timp, coeficienţi de amplificare etc.) şi ai protecţiilor (timp de
întârziere, valori de acţionare etc.);
- indicarea măsurilor pentru optimizarea regimului de funcţionare
existent la un moment dat;
- efectuarea instruirii personalului de comandă operativă pe
simulatoare.

162
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
Deşi aceste sisteme de conducere (GO şi SE) servesc rezolvării
aceloraşi sarcini, se deosebesc prin modul de prelucrare a informaţiilor.
Astfel, GO utilizează programe scrise în limbaje procedurale de nivel înalt
(C, PASCAL etc.), iar SE utilizează elemente de inteligenţă artificială,
bazate pe limbaje neprocedurale (PROLOG, LISP, etc.).
Aceste sisteme, în funcţie de obiectivul destinat, pot fi de tip:
- EMS (Energy Management System), aplicaţii destinate
dispecerilor de sistem;
- DMS (Distribution Management System), aplicaţii destinate
dispecerilor locali de distribuţie a energiei electrice, care, practic, neputând
fi concepute fără un sistem SCADA, se obişnuieşte să se vorbească despre
EMS/SCADA, DMS/SCADA etc.
În cele ce urmează se prezintă unele detalii asupra funcţiilor de tip
EMS şi DMS specifice conducerii operative prin dispecer la nivel de sistem
(EMS) şi local (DMS), aşa cum sunt concepute în prezent în România
conform normativului PE 029/97.
1.4.4.2.5.9 Funcţii tip EMS
Funcţiile de tip EMS se împart în două mari categorii, şi anume:
A. Programarea şi reglarea generării (Generation Control and
Scheduling), care efectuează o reglare, în timp real, a resurselor de generare
disponibile în SEN şi programarea acestora pentru perioade de până la o
săptămână.
B. Aplicaţii pentru reţele de transport (Transmission Applications),
care ajută operatorul şi personalul de planificare operativă în activităţile de
planificare şi menţinere a funcţionării sigure şi economice a sistemului
electroenergetic.
A. Programarea şi reglarea generării (Generation Control and
Scheduling). Funcţiile din categoria Programarea şi Reglarea Generării
sunt incluse în mod obişnuit în sistemele moderne de Energy Management.
Ele cuprind:
A.a) Dispecer economic (economic dispatch-ED), care repartizează
puterea de generat şi rezerva turnantă pe generatoarele din SEN , cu scopul
de a minimaliza costurile de producţie. De asemenea, se calculează factorii
economici de participare care trebuie alocaţi generării în cadrul funcţiei
reglaj frecvenţă-putere.
În general, funcţia dispecer economic realizează două repartizări,
una pentru generatoarele care se află în comanda reglajului frecvenţă-putere

Piaţa de energie electrică 163
şi alta pentru toate generatoarele, inclusiv pentru generatoarele care sunt
reglate manual. Funcţia furnizează un set de niveluri de încărcare
recomandate pentru generatoarele care nu sunt comandate automat.
Funcţia se execută automat, de regulă cu o periodicitate de 1-3
minute.
A.b) Reglajul frecvenţă-putere (load frequency control), care
modifică automat producţia generatoarelor dintr-o anumită zonă din
sistemul energetic, în scopul menţinerii frecvenţei şi schimburilor de puteri
programate. De asemenea se comandă încărcarea generatoarelor în vederea
realizării celui mai economic regim pentru sistemul energetic.
Funcţia utilizează ca date de intrare rezultate din funcţia dispecerul
economic, iar reglajul şi comanda încărcării se realizează pentru
generatoarele destinate scopului precizat mai sus.
A.c) Supravegherea costului de producţie (Production Cost
Monitor), care constă în calcularea datelor costurilor de producţie pentru
fiecare unitate generatoare şi pentru sistemul energetic. Calculele sunt
efectuate pe baza producţiilor momentane ale unităţilor şi a programului de
generare obţinut prin dispecerul economic. Consumul de combustibil al
unităţii generatoare este calculat pe baza generării reale din momentul
respectiv.
Supravegherea costului de producţie se efectuează de dispecer
economic, iar valorile calculate se integrează pe timp de o oră, pentru a fi
obţinute valorile orare care se introduc în baza de date a sistemului de date
istorice.
A.d) Supravegherea rezervei (Rezerve Monitor), care constă în
calcularea periodică a rezervei la nivelul întregului sistem energetic. Se
calculează rezerva turnantă, care poate fi livrată în 10 minute de unităţi
generatoare în funcţiune, precum şi rezerva cu pornire rapidă, care poate fi
livrată într-un interval de 10 minute de unităţile generatoare aflate în rezervă
rece.
A.e) Programarea schimburilor între sisteme (Interchange
Transaction Scheduler), care constă în determinarea posibilităţilor de a
introduce, modifica şi anula programele de schimb de energie electrică. Se
calculează valoarea netă de consemn instantanee pentru puterea de schimb şi
se transmite la reglajul frecvenţă-putere pentru a se realiza corecţia
necesară.
A.f) Evaluarea schimburilor pe termen scurt (Short-Term
Interchange Evaluation), care permite operatorului să evalueze vânzarea

164
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
sau achiziţia de energie pe termen scurt. Evaluarea este, de regulă, efectuată
pentru ora următoare sau pentru următoarele câteva ore.
A.g) Prognoza consumului pe termen scurt (Short-Term Load
Forecast), care determină consumul (sarcina) orar total pe sistem pentru o
anumită perioadă de timp (de regulă, până la 7 zile). Prognoza se face pe
zone geografice şi ţinând seama de informaţiile meteorologice.
A.h) Programarea unităţilor generatoare (Unit Commitment), care
este utilizată pentru a minimaliza costurile de producţie pe o anumită
perioadă de timp (de exemplu, până la 7 zile). Prin această funcţie se
determină programele de pornire/oprire a grupurilor şi încărcarea acestora,
ţinând seama de utilizarea combustibilului, utilizarea apei, condiţiile de
pornire, avarii, condiţii de mediu etc.
A.i) Evaluarea tranzacţiilor (Transaction Evaluation), care este
utilizată pentru a ajuta operatorul sau planificatorul operativ la evaluarea
tranzacţiilor posibile privind schimburile între sisteme, care pot influenţa
funcţia programarea unităţilor generatoare.
B. Aplicaţii pentru reţelele de transport (Transmission
Applications). Funcţiile din această categorie se împart în două grupe mari:
B1. Funcţii pentru analiza funcţionării reţelelor în timp real (realtime
network analysis functions):
a) prelucrarea topologiei reţelei (Topology Processing);
b) estimator de stare (State Estimator);
c) adaptarea parametrilor reţelei (Network Parameter Adaption);
d) sensibilitatea reţelei (Network Sensitivity);
e) analiza contingenţelor (Contingency Analysis);
f) dispecer economic cu restricţii de siguranţă (Security Constrained
Economic Dispatch);
g) programarea tensiunilor (Voltage Scheduler);
h) analize de scurtcircuit (Short Circuit Analysis);
i) determinarea echivalenţilor pentru reţele externe.
B2. Funcţii pentru studii de analiză a funcţionării reţelelor (study
network analysis functions):
a) circulaţii de puteri (Power Flow);
b) circulaţii de puteri optime (Optimal Power Flow);
c) analiza contingenţelor (Contingency Analysis);
d) programarea scoaterii din funcţiune a echipamentelor (Equipment
Outage Scheduler);
e) analize de scurtcircuit (Short Circuit Analysis);
f) determinarea echivalenţilor pentru reţelele externe.

Piaţa de energie electrică 165
În cele ce urmează se va prezenta o scurtă descriere a funcţiilor
menţionate mai sus.
B1.a) Prelucrarea topologiei reţelei. Funcţia construieşte şi
actualizează permanent modelul de reţea electrică pe baza informaţiilor
achiziţionate în timp real din staţiile electrice.
Sursele de date sunt: starea normală a întreruptoarelor şi
separatoarelor din baza de date, stările în timp real ale acestora, datele
introduse manual şi datele provenind prin legăturile de schimb de date cu
sistemele energetice vecine.
De obicei, funcţia se execută în regim de actualizare (cu o
periodicitate de 5-10 minute), adică sunt prelucrate doar informaţiile care s-
au schimbat, dar şi ori de câte ori se produce un eveniment, ca de exemplu
schimbarea stării unui întreruptor.
Funcţia se realizează pe baza datelor primite de la achiziţia de date
(sistemul SCADA) şi reglarea automată a generării şi furnizează date
pentru estimatorul de stare, circulaţii de puteri şi adaptarea parametrilor
reţelei.
B1.b) Estimatorul de stare. Pe baza informaţiilor referitoare la
topologia reţelei şi a valorilor mărimilor telemăsurate în timp real (U, P, Q,
I), se estimează în timp real nivelurile de tensiuni şi circulaţii de puteri din
reţelele electrice, în diferitele regimuri posibile de funcţionare.
Estimatorul de stare furnizează o soluţie posibilă completă de reţea
corectă din punct de vedere fizic, care permite validarea sau invalidarea
unor mărimi telemăsurate. Pe baza acestor calcule se pot, de asemenea,
estima corect, pierderile de putere activă şi reactivă din reţeaua
supravegheată, de exemplu.
Rezultatele obţinute pot fi utilizate ca o bază pentru alte funcţii de
analiză în timp real a reţelei, precum şi ca date de intrare pentru funcţiile de
studii de analiză a reţelelor. Dimensiunea reţelei va fi aleasă cu atenţie,
pentru a se obţine soluţii suficient de precise atunci când se efectuează
analiza de contingenţe.
Funcţia primeşte date de la prelucrarea topologică şi adaptarea
parametrilor reţelei şi furnizează date pentru adaptarea parametrilor
reţelei, sensibilitatea reţelei, analiza contingenţelor, programarea tensiunii,
dispecer economic cu restricţii de siguranţă şi circulaţii de putere.
B1.c) Adaptarea parametrilor reţelei. Funcţia permite determinarea
parametrilor (coeficienţilor) de distribuire a consumurilor la barele staţiilor
sistemului energetic, corespunzător sarcinii totale pe sistem. Aceşti
parametri de distribuţie urmează să fie utilizaţi de alte funcţii, pentru a

166
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
genera consumul pe bare la un anumit moment dat. De asemenea, sunt
menţinuţi parametrii de poziţie ai întreruptoarelor, la un moment dat, pentru
a prognoza stările (deschis/închis) componentelor sistemului.
Funcţia primeşte informaţii de la estimatorul de stare şi circulaţii de
putere.
B1.d) Sensibilitatea reţelei. Funcţia stabileşte măsura în care se
modifică pierderile (sensibilitatea pierderilor) de putere activă în reţeaua de
transport la variaţiile, în anumite limite, ale generării şi ale schimburilor de
energie cu sistemele vecine. Utilizând aceste sensibilităţi, sunt calculaţi
factorii de penalizare.
Funcţia primeşte informaţii de la estimatorul de stare determinat în
timp real şi furnizează date pentru dispecerul economic, programarea
unităţilor generatoare şi evaluarea schimburilor de energie pe termen scurt.
B1.e) şi B2.c) Analiza contingenţelor. Funcţia constă în analizarea
efectelor unor contingenţe simulate. Aceste contingenţe pot avea în vedere
scoaterea din funcţiune (deteriorarea) unei singure componente a reţelei sau
a mai multor componente simultan. Pentru fiecare contingenţă în parte se
verifică dacă aceasta va conduce la supraîncărcarea unor elemente din reţea
sau la coborârea tensiunii sub limitele admisibile.
Funcţia poate fi utilizată în analizele efectuate în timp real (se
execută automat, în mod obişnuit cu o periodicitate de 15 minute) sau în
analizele efectuate în cadrul studiilor de analiză a funcţionării sistemului
energetic (la cererea operatorului).
Funcţia primeşte date de la estimatorul de stare şi circulaţii de puteri
şi furnizează date pentru circulaţii de puteri.
B1.f) Dispecer economic cu restricţii de siguranţă. Funcţia
determină capacitatea (posibilitatea) de a repartiza economic, în timp real,
puterea de generat pe unităţile generatoare din sistem, ţinându-se seama de
restricţiile impuse de circulaţia de putere activă din reţeaua de transport.
Atunci când sunt detectate de către estimatorul de stare
supraîncărcări pe elementele de reţea, funcţia dispecer economic se execută
împreună cu aceasta. Funcţia se execută periodic până când execuţia funcţiei
dispecer economic nu va conduce la suprasarcină pe elemente de reţea.
Funcţia primeşte date de la estimatorul de stare şi achiziţie de date
(sistemul SCADA) şi furnizează date pentru dispecerul economic.
B1.g) Programarea tensiunilor. Funcţia determină posibilitatea de a
executa o versiune în timp real a funcţiei circulaţii de puteri optime cu
minimum de pierderi. Funcţia se execută automat şi este iniţializată cu date
de la ultima soluţie de reţea de timp real, elaborată de estimatorul de stare.

Piaţa de energie electrică 167
Funcţia determină valorile optime de consemn pentru poziţiile
comutatoarelor de ploturi ale transformatoarelor, tensiunile generatoarelor şi
ale altor aparate de comandă ale puterii reactive (bobine de compensare,
compensatoare sincrone, baterii de condensatoare), în vederea minimalizării
pierderilor de putere activă în reţeaua de transport, fără supraîncărcarea
elementelor de reţea sau obţinerea unor tensiuni în afara valorilor
admisibile. Atunci când limitele admisibile sunt depăşite în cazul de bază,
funcţia programarea tensiunilor va încerca să reprogrameze reglajele
tensiune/putere reactivă, în scopul revenirii încărcării elementelor şi
tensiunilor în limitele admisibile.
B2.a) Circulaţii de puteri. Funcţia se execută numai la cererea
operatorului. Este, în principal, utilizată pentru studii în condiţii de sistem
ipotetice sau anticipative, care pot apărea în anumite puncte în viitor.
B2.b) Circulaţii de puteri optime. Funcţia este, în multe aspecte,
similară funcţiei circulaţii de puteri, dar determină o soluţie de circulaţie de
puteri optimizată după un anumit criteriu de performanţă dat, ca de
exemplu: optimizarea costului unităţii de putere activă, optimizarea
producerii în siguranţă a puterii active şi respectiv optimizarea pierderilor,
minimalizarea costurilor de producţie prin reglarea atât a puterii active, cât
şi a celei reactive, respectând condiţiile de restricţii.
B2.d) Programarea scoaterii din funcţiune a echipamentelor.
Funcţia furnizează date de intrare şi ieşire cu privire la starea
echipamentelor prevăzute a fi deconectate (planificat, activ, anulat, amânat,
terminat etc.).
B1.h) şi B2.e) Analize de scurtcircuit. Funcţia este utilizată pentru
determinarea nivelurilor de scurtcircuit în reţelele de transport. De regulă, se
consideră numai scurtcircuitul trifazat. Totuşi se pot implementa şi
programe de calcul pentru scurtcircuite nesimetrice.
B1.i) şi B2.f) Determinarea echivalenţilor pentru reţele externe.
Funcţia asigură echivalenţii reţelelor externe, pentru a face posibilă
estimarea stării şi analiza contingenţelor în sistemul energetic propriu.
Funcţiile de tip EMS sunt incluse numai în sistemul informatic al
treptelor 1 (DEC) şi 2 (DET). De asemenea, se precizează că, pe când în
sistemul informatic de la nivelul DEC sunt incluse toate funcţiile de tip
EMS prezentate mai sus, în sistemul informatic de la nivelul DET-urilor
sunt incluse doar toate funcţiile referitoare la aplicaţii pentru reţelele de
transport (B), iar dintre funcţiile referitoare la programarea şi reglarea
generării (A), numai prognoza consumului pe termen scurt (A.g) şi
programarea unităţilor generatoare (A.h).

168
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
1.4.4.2.5.10 Funcţii de tip DMS
Ansamblul de funcţii pentru sistemele DMS nu a fost încă
standardizat, aşa cum s-a realizat în cazul sistemelor EMS. Din această
cauză, funcţiile care se vor prezenta în cele ce urmează sunt considerate ca o
colecţie de posibilităţi funcţionale ce sunt incluse sau considerate a fi
necesare pentru sisteme DMS care se află în prezent în implementare sau
dezvoltare. Literatura de specialitate menţionează, în principal, următoarele
tipuri de funcţii pentru sistemele DMS:
a) Prelucrarea topologiei reţelei (Topology Processing). Această
funcţie mai poartă denumirea de analiza conexiunilor (Connectivity
Analysis) şi pentru reţelele de distribuţie reprezintă un configurator de reţea.
Funcţia construieşte şi actualizează permanent modelul de reţea electrică pe
baza informaţiilor achiziţionate în timp real din staţiile electrice.
De obicei, funcţia se execută numai în regim de actualizare (cu o
periodicitate de 5-10 minute), adică sunt prelucrate doar informaţiile care s-
au schimbat dar şi ori de câte ori se produce un eveniment, ca de exemplu
schimbarea stării unui întreruptor.
În cazul reţelelor de distribuţie, în special de MT şi JT, analizele de
conexiuni sunt realizate pentru a se menţine în actualitate informaţiile de
conexiuni pe imaginile geografice (pe Display) şi ca suport pentru celelalte
funcţii DMS.
b) Estimarea stării reţelei observate (State Estimator). Pe baza
informaţiilor referitoare la configuraţia reţelei şi a valorilor mărimilor
telemăsurate în timp real (U, P, Q, I), se estimează în timp real nivelurile de
tensiuni şi circulaţiile de puteri din reţelele electrice, în diferitele regimuri
posibile de funcţionare. De asemenea, se permite validarea sau invalidarea
unor mărimi telemăsurate, respectiv, pe baza acestor calcule se pot estima
corect, de exemplu, pierderile de putere activă şi reactivă din reţeaua
supravegheată.
c) Reglajul automat tensiune-putere reactivă (Automatic voltagevar
control). Reglajul automat tensiune-putere reactivă este utilizat pentru a
menţine tensiunile în noduri într-o bandă specificată, prin telecomandarea
comutatoarelor de ploturi ale transformatoarelor de distribuţie şi a
întreruptoarelor bateriilor de condensatoare.
d) Reglajul curbei de consum (Load Management). Funcţia este
utilizată pentru aplatizarea, cît mai mult posibil, a curbelor de consum
zilnice.

Piaţa de energie electrică 169
e) Prognoza consumului pe termen scurt (Short-Term Load
Forecast). Prognozele de consum pe termen scurt au în vedere determinarea
consumurilor totale orare probabile în reţeaua supravegheată pentru o
perioadă de timp dată (de obicei pentru următoarele şapte zile). În
determinarea acestor prognoze se pot avea în vedere şi factorii
meteorologici probabili pentru acea perioadă.
f) Analiza contingenţelor (Contingency Analysis). Se va simula
acţiunea aparatelor de comutaţie, iar sarcinile pe elementele de reţea sunt
afişate similar ca în timp real.
Analizele de contingenţe pentru reţele radiale au rolul de a verifica
dacă o acţiune de comutaţie planificată va conduce la supraîncărcarea
elementelor reţelelor de distribuţie. La nivelul întregii reţele buclate dintr-un
FRE această analiză este posibilă numai în condiţiile cunoaşterii
echivalenţilor în nodurile de conexiune cu reţelele electrice vecine.
g) Circulaţii de puteri în reţele de distribuţie (Distribution Circuit
Power Flow). Funcţia permite dispecerului să analizeze circulaţiile de puteri
pentru feederi sau unele zone selectate ale reţelei de distribuţie. De obicei,
această funcţie este proiectată special pentru calcule dedicate reţelelor de
distribuţie preponderent radiale. Rezultatele calculelor au rolul de a semnala
dispecerului posibile depăşiri de limite şi alarme, ca în cazul valorilor
măsurate.
h) Analize de scurtcircuit (Short Circuit Analysis). Funcţia se poate
realiza prin implementarea unui program pentru efectuarea de calcule de
curenţi de scurtcircuit în reţelele de distribuţie.
i) Minimalizarea pierderilor (Loss Minimization). Programele de
calcul specifice reţelelor de distribuţie urmăresc minimalizarea pierderilor
prin controlul tensiunii pe feederi şi prin optimizarea topologiei. Ele au la
bază estimarea stării reţelei observate.
j) Coordonarea echipelor de intervenţii (Crew Dispatch). Funcţia
permite coordonarea echipelor de intervenţii de către dispecerii de
distribuţie. În scopul realizării efective a acestei coordonări, informaţiile
trebuie să fie disponibile pe imaginile geografice de pe display-ul
dispecerului, precum şi pe terminalele din staţii. Unele companii au deja
instalate terminale de date mobile pe maşinile de intervenţie, pentru ca
echipa de intervenţie să aibă acces rapid la informaţiile pertinente.
k) Analiza apelurilor în caz de avarie. În timpul unor avarii este
recepţionat un număr mare de apeluri telefonice de la consumatori. Un
program de analiză a acestor apeluri poate asocia unui identificator al
consumatorului (de exemplu adresa, numele străzii, numărul blocului,

170
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
numărul de telefon etc.) elemente din reţeaua electrică care îl alimentează
(de exemplu, feederul sau transformatorul de alimentare). Această asociere
realizată de program între identificatorul consumatorului şi elementele din
reţeaua care-l alimentează permite dispecerului sau echipei de intervenţie
să localizeze defectul şi să urgenteze remedierea acestuia. De asemenea,
funcţia poate fi asociată cu un sistem de hărţi pentru localizarea geografică a
echipamentelor defecte, a consumatorului şi a rutei pe care trebuie să o
urmeze echipa de intervenţie.
Este de menţionat că într-un sistem informatic de management al
distribuţiei energiei electrice, DMD/SCADA, prezentarea geografică a
informaţiilor şi a componentelor reţelelor de distribuţie joacă un rol foarte
important. Din această cauză, orientarea în tehnologia DMS este în direcţia
utilizării produselor GIS (Geographic Information System) pentru a se crea
şi utiliza:
- baze de date structurate pe criterii geografice care permit
adăugarea sau ştergerea facilă a unui echipament, poziţia geografică a
echipamentului, orientând informaţiile spre o anumită bază de date;
- imagini organizate pe criterii geografice pentru afişarea
echipamentelor, asociative eventual hărţilor geografice.
De asemenea, se menţionează că funcţiile de tip DMS se includ in
sistemul informatic de la treptele de dispecer de la nivelele inferioare 3 şi 4.
1.4.4.2.6 Asigurarea serviciilor tehnologice de sistem.
1.4.4.2.6.1 Introducere
Serviciile tehnologice de sistem sunt necesare pentru menţinerea
stării normale de funcţionare a SEN sau pentru revenirea rapidă la starea
normală de funcţionare în cazul în cazul unor perturbaţii.
Aceste servicii au scopul de a asigura:
a) Stabilitatea frecvenţei la regimuri normale şi de avarie;
b) Stabilitatea tensiunii în regimuri normale şi de avarie;
c) Acoperirea pierderilor tehnice în regimuri normale şi de avarie;
d) Restaurarea funcţionării SEN la rămânerea parţială sau totală fără
tensiune.
Serviciile tehnologice de sistem se asigură de către participanţii la
piaţa de energie.

Piaţa de energie electrică 171
Producătorii de energie electrică sunt calificaţi pentru furnizarea de
servicii tehnologice de sistem de către OTS pe baza procedurii operaţionale
de calificare. Procedura stabileşte condiţiile şi modul de desfăşurare a
calificării pentru producătorii interni.
Asigurarea serviciilor de sistem de la furnizorii externi, participanţi
la interconexiune, se va efectua pe baza aranjamentelor încheiate de OTS cu
OTS-urile sistemelor interconectate.
Valorificarea furnizorilor interni se efectuează pentru următoarele
servicii tehnologice de sistem:
a) Reglajul primar al frecvenţei;
b) Reglajul secundar frecvenţă-putere, pentru grupurile cuplate de
regulatorul central frecvenţă-putere.
c) Asigurarea rezervei de putere activă pentru:
d) Rezerva turnantă;
e) Rezerva terţiară rapidă;
f) Rezerva terţiară lentă;
g) Asigurarea puterii reactive în banda secundară de reglaj a
tensiunii prin producerea sau absorbţia de energie/putere reactivă şi
asigurarea condiţiilor tehnice necesare;
h) Participarea la restaurarea SEN la rămânerea fără tensiune prin
capacitatea de izolare pe servicii proprii şi capacitatea de a porni fără
alimentarea din sistem.
Calificarea producătorilor şi a grupurilor generatoare permite ca
aceştia să contracteze servicii tehnologice de sistem. Serviciul de acoperire
a prevederilor de energie electrică din RET, se poate asigura şi fără
calificare.
Producătorii care doresc să fie calificaţi ca furnizori de STS solicită
la OTS calificarea însoţită de: lista grupurilor generatoare, caracteristicile
tehnice ale grupurilor generatoare ale echipamentelor de reglare
componente, documentaţia tehnică privind măsurarea energiei electrice
furnizate în cadrul STS şi înregistrările probelor privind performanţele
grupurilor generatoare, atestate de documentaţie tehnică şi certificate de
laboratoare autorizate, pentru probe şi verificări.
Caracteristicile tehnice ale echipamentelor de reglare aferente
grupurilor generatoare care au implicaţii asupra calităţii sau condiţiilor
asigurării STS şi care pot avea modificări în timp (statism, insensibilitate,
viteză de variaţie a puterii, banda primară sau secundară de reglaj de P şi Q
etc.) vor fi verificate şi certificate periodic, la un interval de maximum 2 ani,
chiar în condiţiile calificării definitive.

172
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
1.4.4.2.6.2 Reglajul primar de frecvenţă.
Reglajul primar de frecvenţă este reglajul automat, descentralizat,
cu caracteristică statică al frecvenţei, repartizat pe un număr mare de grupuri
generatoare, care asigură corecţia rapidă (în cel mult 30 de secunde) a
diferenţelor între producţie şi consum, la o frecvenţă apropiată de consemn.
OTS stabileşte rezerva de reglaj primar minimă care trebuie asigurată de
fiecare unitate dispecerizabilă. Aceasta trebuie să fie încărcată automat de
grupul generator în mai puţin de 30 secunde la o abatere cvasistaţionară a
frecvenţei de 200 mHz şi trebuie să poată fi menţinută în funcţiune cel
puţin 15 minute, dacă abaterea de frecvenţă se menţine. Banda de reglaj
primar asigurată este între +2% şi +5%, respectiv între -2% şi -5%, din
puterea nominală a generatoarelor.
Asigurarea prin mijloace proprii sau prin colaborarea cu alţi
producători, a reglajului primar, conform solicitării OTS, este o obligaţie
pentru toţi producătorii de energie electrică. Fiecare grup generator trebuie
să fie dotat cu regulator automat de viteză (RAV), format dintr-un regulator
de viteză şi regulatorul de putere, pentru a asigura răspunsul adecvat la
varietăţile de frecvenţă. Toate turbinele grupurilor generatoare, trebuie să
răspundă comenzilor RAV.
La grupurilor generatoare termoelectrice trebuie să funcţioneze bucla
de reglaj sarcină care permite aplicarea regimului turbina conduce cazanul.
La grupurile nucleare se aplică principiul reactorul conduce turbina.
Criteriile de calificare pentru asigurarea reglajului primar de
frecvenţă, conform RET sunt:
a) Grupul generator este dotat cu RAV rapid, pentru a asigura
răspunsul la variaţiile de frecvenţă în condiţii normale de funcţionare;
b) Grupul generator este capabil să reacţioneze la comenzile RAV, şi
să aibă în funcţionare bucla de sarcină în regimul turbina conduce cazanul.
c) Grupul generator este capabil să încarce şi să descarce liniar în
mai puţin de 30 secunde toată rezerva de reglaj primar, la o abatere
cvasistaţionară a frecvenţei de 200 mHz şi să menţină această încărcare cel
puţin 15 minute dacă se menţin condiţiile perturbatoare şi acest proces este
repetabil ori de câte ori este nevoie.
d) Valoare de consemn a frecvenţei RAV este ajustabilă în domeniul
47,5 52 Hz.
e) Statismul unităţii generatoare este cuprins între 2% şi 16% şi este
ajustabil la solicitarea OTS, în limitele permise de echipament. Acesta este
dat de relaţia:

Piaţa de energie electrică 173
f
f
P
P
n
S (1.24)
n
f) Viteza de încărcare a unităţii generatoare este suficientă pentru
asigurarea eficientă a reglajului primar;
g) Zona de insensibilitate a RAV se încadrează în 10 mHz;
h) Banda de reglaj primar asigurată este între +2% şi +5%, respectiv
între -2% şi -5% din puterea nominală a generatorului.
1.4.4.2.6.3 Reglajul secundar frecvenţă-putere.
Reglajul secundar este reglajul automat, coordonat al frecvenţei (în
cazul funcţionării izolate a SEN) sau al soldului SEN, cu corecţia de
frecvenţă (în cazul funcţionării interconectate a SEN cu alte sisteme
electroenergetice), cu ajutorul grupurilor generatoare dispecerizabile
calificate, racordate la regulatorul central de frecvenţă-putere instalat la
Dispecerul Energetic Naţional.
Operatorul de Sistem stabileşte zilnic, pentru fiecare interval orar,
valoarea programată a frecvenţei de funcţionare în sistem, având în vedere
corelarea orei sincrone cu ora astronomică. Această valoare devine valoarea
de consemn pentru reglajul secundar de frecvenţă-putere. La funcţionarea
interconectată a SEN, Operatorul de Sistem respectă convenţiile de
funcţionare în paralel referitoare la reglajul frecvenţei şi programarea
rezervei conform principiilor de siguranţă şi solidaritate din sistemul
interconectat. Sarcina stabilirii valorii de consemn pentru reglajul secundar
frecvenţă-putere, revine organizaţiei care coordonează funcţionarea
sistemelor interconectate.
Rezerva de reglaj secundar are rolul de a readuce frecvenţa şi soldul
puterii de schimb cu celelalte sisteme la valoarea programată şi de a
participa la refacerea rezervei de reglaj primar.
Criteriile de calificare pentru asigurarea reglajului secundar
frecvenţă-putere ale producătorilor cu grupuri generatoare dispecerizabile
sunt:
a) Grupul generator este racordat la regulatorul central de frecvenţăputere;

174
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
b) Grupul generator este capabil să-şi modifice puterea livrată în
mod continuu într-o plajă de cel puţin 10% din puterea nominală ori de câte
ori este nevoie, la comanda regulatorului secundar frecvenţă-putere aferent;
c) Viteza de variaţie a sarcinii poate fi modificată la dispoziţia DEN,
în limitele declarate la calificare;
d) Grupul generator poate funcţiona simultan în reglaj primar şi
secundar (are în funcţiune bucla de putere cu corecţii de frecvenţă) şi la
dispoziţia DEN funcţionează în acest regim. Valoarea statismului din bucla
de frecvenţă se va seta la valoarea decisă de Operatorul de Sistem.
e) Grupurile termoenergetice funcţionează în reglaj de putere (reglaj
secundar putere-frecvenţă) în regim turbina conductoare;
f) Există mijloace de măsurare şi control a energiei electrice active
produse în interiorul benzii de reglaj secundar pe fiecare grup şi centrală.
Producătorii cu grupuri termoenergetice, pentru calificare prezintă
schemele de realizare a buclei de sarcină bloc, cu detalierea regimului
turbină conducătoare, schema funcţională a regulatorului de viteză cu
evidenţierea reglajului de putere, schemele principalelor bucle de reglare
(apă alimentare, combustibil, aer ardere,temperaturi) parametrii de acces ai
regulatoarelor şi constantele de timp de întârziere ale părţii termo-mecanice.
Pentru grupurile energetice noi sunt prevăzute următoarele cerinţe:
- Timpii de pornire;
- Numărul de cicluri de pornire şi oprire ale grupurilor (circa 200
de porniri şi opriri pe an pentru fiecare grup);
- Puterea minimă tehnică a unui grup în funcţiune continuă nu
trebuie să depăşească 40% din puterea nominală;
- Cazanul de abur şi circuitele sale de reglaj, nu trebuie să exercite
nici un fel de perturbaţii suplimentare asupra puterii şi vitezei;
- Grupurile generatoare noi trebuie să fie capabile să se separe de
SEN din orice punct de funcţionare din diagrama P-Q a generatorului
electric şi să funcţioneze cu alimentarea serviciilor proprii cel puţin o oră şi
în condiţiile de insularizare peste minimul tehnic cel puţin trei ore, în
vederea restaurării funcţionării SEN. Fac excepţie grupurile cu turbină cu
gaz şi cele cu contrapresiune.
1.4.4.2.6.4 Asigurarea rezervei de putere activă
Operatorul de Sistem trebuie să poată utiliza o rezervă de putere
existentă în sistem şi mobilizată în timp util pentru a restabili echilibrul
producţie-consum atât în cazul dezechilibrelor cu evoluţie lentă (abaterea

Piaţa de energie electrică 175
curbei de sarcină faţă de program), cât şi în cazul dezechilibrelor mari,
apărute brusc (declanşarea unui grup generator sau a unui consumator).
Rezerva de putere activă are rolul de a participa la refacerea rezervei de
reglaj secundare şi de a echilibra balanţa de putere în cazul apariţiei unor
abateri de la programul stabilit. Ea se încarcă de producătorii calificaţi, din
dispoziţia OTS, pe durată nelimitată, în timpul maxim corespunzător tipului
de rezervă.
Rezerva de putere activă are următoarele componente:
a) Rezerva turnantă, se încarcă imediat cu rezerva de încărcare
convenită şi are rolul de a participa la refacerea rezervei de reglaj primar şi
secundar şi de a echilibra balanţa în cazul unor abateri de la programul
stabilit şi se încarcă la dispoziţia OTS şi trebuie menţinută pe durata
selectată de acesta.
b) Rezerva terţiară rapidă se încarcă în 30 de minute şi are rolul de
a participa la refacerea rezervei de reglaj primar şi reglaj secundar şi de a
echilibra balanţa în cazul apariţiei unor abateri de la programul stabilit.
Rezerva terţiară rapidă se încarcă de către producătorii calificaţi la dispoziţia
OTS pe durata solicitată.
c) Rezerva terţiară lentă se încarcă în 7 ore şi are rolul de a reface
rezerva minut asigurând echilibrul producţie-consum în cazul apariţiei unor
abateri previzibile de la programul stabilit.
Rezerva terţiară lentă se încarcă de către producătorii calificaţi la
dispoziţia OTS, pe durata stabilită.
Pentru asigurarea rezervei de putere activă, se califică producătorii
cu grupuri dispecerizabile care îndeplinesc următoarele condiţii:
a) Grupul energetic este capabil să furnizeze putere activă
disponibilă la frecvenţe între 49,5 şi 50,5 Hz;
b) Rezerva se poate încărca imediat la dispoziţia DEN, pe durată
nelimitată, în timpul maxim corespunzător tipului de rezervă.
c) Grupul generator este capabil să funcţioneze stabil cu o putere
generată redusă, valoarea sa minimă (P min stabilă) fiind convenită cu OTS şi
trecută în anexele de calificare care cuprind caracteristicile tehnice ale
grupurilor propuse pentru calificarea pentru asigurarea rezervei de putere.
1.4.4.2.6.5 Asigurarea puterii reactive în banda secundară de reglaj a
tensiunii.
Asigurarea stabilităţii tensiunii este o măsură de menţinere a
funcţionării sigure şi economice a instalaţiilor de producere, transport şi

176
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
distribuţie a energiei electrice, măsură care permite funcţionarea normală a
instalaţiilor consumatorilor.
Stabilitatea tensiunii se realizează sub coordonarea OTS, prin
participarea, cu instalaţii proprii de reglaj, a producătorilor, a OTS, a
consumatorilor, iar în caz de funcţionare interconectată, prin grija OTSurilor
sistemelor electroenergetice vecine pentru reglajul tensiunii în
nodurile de graniţă din reţelele acestora. OTS trebuie să menţină instalaţii
proprii de compensare a puterii reactive în reţeaua electrică de transport,
într-un volum suficient şi având caracteristici tehnice corespunzătoare
(capacitate de comutaţie şi reglaj), astfel încât să poată fi asigurată
respectarea valorilor limită normate, în următoarele situaţii:
a) În regimuri de consum minim în SEN, până a se apela la
deconectări de consumatori sau părţi din reţea;
b) În condiţiile funcţionării oricărei reţele în gol;
c) În regimuri de încărcare maximă a RET, cu respectarea criteriului
de siguranţă (N-1).
Valorile normale a tensiunilor şi asigurate 95% din timpul
săptămânii, pentru tensiunile de 750, 400, 220 şi 110 kV.
OTS trebuie să prevadă asigurarea rezervei de reglaj de putere
reactivă de către centralele racordate la RET.
Compensarea producţiei şi a consumului de putere reactivă se face
de către OTS, distribuitorii şi consumatorii de energie. Pot fi aduse
schimbări de putere reactivă între RET, reţelele de distribuţie sau
consumatori, pe baza reglementărilor. OTS plăteşte numai energia reactivă
produsă sau absorbită la cererea sa în benzile secundare de reglaj al tensiunii
şi măsurată.
Asigurarea puterii reactive în banda secundară de reglaj a tensiunii
se face de către producătorii clasificaţi cu grupuri dispecerizabile care
îndeplinesc următoarele condiţii:
a) Sisteme de reglaj al excitaţiei asigură variaţia puterii reactive
furnizate sau absorbite în RET sau în reţeaua electrică de distribuţie în
scopul compensării rapide şi stabile a variaţiilor de tensiune apărute în
timpul funcţionării normale;
b) Regulatorul automat de tensiune acţionează continuu, fără
instabilitate, pe toată plaja de funcţionare a generatorului;
c) Generatorul poate parcurge plaja de putere reactivă, în limitele
diagramei P-Q, pentru care a fost proiectat, în mod repetat.
d) Generatorul poate furniza puterea activă nominală în orice punct
de funcţionare situat între cosφ=0,85 inductiv şi cosφ=0,85 capacitiv.

Piaţa de energie electrică 177
e) Valoarea puterii reactive livrate în regim stabil de funcţionare este
disponibilă în întregime pentru variaţii ale tensiunii de 5% în reţeaua de
400 kV şi de 10% în reţeaua de 220 kV şi 110 kV.
f) Există mijloace de măsurare şi control a energiei reactive produse
sau absorbite în benzile secundare de reglaj ale tensiunii.
Pentru calificare, furnizorii prezintă diagrama P-Q de funcţionare a
generatoarelor, de proiect şi cea ridicată în funcţionarea şi caracteristicile
tehnice ale grupurilor propuse pentru calificare pentru asigurarea puterii
reactive în banda secundară de reglaj a tensiunii.
Banda secundară de reglaj a tensiunii reprezintă zonele din
diagrama P-Q a unui grup generator sincron în care producţia sau absorbţia
energiei reactive se face cu costuri suplimentare şi solicitări mari ale
acestuia, în care se plăteşte energia reactivă.
Banda primară de reglaj a tensiunii este zona din diagrama de
funcţionare P-Q a unui grup generator sincron în care energia reactivă
produsă sau absorbită nu se plăteşte.
1.4.4.2.6.6 Asigurarea restaurării SEN
Restaurarea SEN se face în conformitate cu planul de restaurare a
funcţionării SEN după rămânerea parţială sau totală fără tensiune.
În cazul funcţionării interconectate, OTS realizează împreună cu
ceilalţi operatori de sistem coordonarea planurilor de restaurare a
funcţionării sistemelor energetice participante la interconexiune.
Grupurile care participă la acest serviciu de sistem pot să pornească
fără alimentare cu energie electrică din SEN, ele se pot separa de SEN pe
servicii proprii cel puţin o oră şi debitează într-o staţie electrică aflată pe
unul din traseele stabilite de OTS pentru restaurarea SEN la cădere totală.
Restaurarea funcţionării SEN se realizează pe baza unor surse de
tensiune, în diferite zone, care sunt:
a) Grupuri generatoare cu autopornire care pot porni fără tensiune
din SEN;
b) Grupuri generatoare izolate pe servicii proprii;
c) Grupuri generatoare insularizate pe o zonă de consum;
d) Linii de interconexiuni cu sistemele energetice vecine.
OTS are drept de utilizare necondiţionată asupra tuturor serviciilor
tehnologice de sistem.
Producătorii interni calificaţi ca furnizori de servicii tehnologice de
sistem de către OTS, pot fi plătiţi pentru aceste servicii, pentru acoperirea

178
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
cheltuielilor suplimentare înregistrate din cauza reducerii randamentelor la
funcţionare la sarcini parţiale, a costurilor de exploatare suplimentare, etc.
Se califică producătorii pentru participarea la restaurarea SEN, care
îndeplineşte următoarele condiţii:
a) În centrala din care face parte grupul generator există surse
proprii capabile să pornească fără alimentare cu energie electrică din SEN şi
să alimenteze serviciile proprii necesare pornirii şi funcţionării grupului
generator respectiv.
b) Grupul generator este capabil să se izoleze de SEN pe servicii
proprii din orice punct al diagramei de funcţionare a generatorului şi
funcţionarea pe servicii proprii se menţine cel puţin o oră;
c) Când grupul generator funcţionează izolat de restul SEN pe un
consum local, regulatorul de viteză este capabil să asigure reglajul
frecvenţei la valori ale acestuia sub 52 Hz;
d) Regulatorul de viteză al grupului generator permite funcţionarea
şi resincronizarea la orice sarcină parţială cuprinsă între puterea necesară
pentru alimentarea sarcinilor proprii şi puterea nominală. Funcţionarea cu
sarcină parţială poate fi menţinută cel puţin o oră;
e) Când funcţionează izolat pe sarcini proprii sau sarcină parţială,
grupul generator poate suporta conectări bruşte de sarcină de până la 10%
din puterea nominală;
f) Grupul generator debitează într-o staţie aflată pe unul din traseele
stabilite în Planul de restaurare a SEN, fără tensiune.
Producătorul pentru calificare prezentă la OTS caracteristicile
tehnice documentaţia tehnică, rezultatul probelor de performanţă ale
grupurilor energetice propuse pentru participarea la restaurare fără tensiune
a SEN, în cazul unor avarii extinse sau căderi totale ale SEN.
1.4.5 PIAŢA DE CAPACITĂŢI
1.4.5.1 Introducere
Introducerea mecanismelor convenţionale în sectorul energiei
electrice în conformitate cu prevederile directivelor 96/92/EC şi
2003/54/EC, a avut o serie de efecte pozitive, cum ar fi scăderea preţurilor
la energie electrică în termeni reali şi creşterea productivităţii muncii, dar şi

Piaţa de energie electrică 179
efecte negative cum este reducerea ritmului de înlocuire a capacităţii
instalate de producere şi de punere în funcţiune de noi capacităţi. În acest
sens Comisia Europeană, pentru stimularea investiţiilor şi asigurarea
siguranţei în funcţionare, a luat o serie de măsuri prin propunerile legislative
comunitare. Directiva 2003/54/EC prevede monitorizarea siguranţei în
alimentarea cu energie electrică şi utilizarea mecanismului de licitarea a
construcţiei de noi centrale electrice şi o nouă directivă, dedicată siguranţei
în alimentare a fost supusă dezbaterii publice în anul 2003 şi va fi aprobată
în 2005-2006. Acest proiect prevede obligaţia statelor membre de a asigura
un climat investiţional stabil şi de a atrage şi a asigura un volum suficient de
investiţii în unităţile de producţie şi în reţele electrice.
În România ponderea tranzacţiilor concurenţiale în volumul pieţei
angro de energie electrică a crescut continuu, depăşind pragul de 50% în
anul 2005. Tranzacţiile prin contracte reglementate cu preţuri şi cantităţi
stabilite administrativ, se reduc continuu, până la dispariţia lor odată cu
deschiderea totală a pieţei de energie electrică, programată pentru anul 2007.
Directiva 2004/55/UE prevede şi pentru transport şi distribuţie
utilizarea de mecanisme concurenţiali, transparente şi nediscriminatorii
pentru achiziţia de energie electrică necesară compensării pierderilor.
În conformitate cu Directiva 2001/77/EC privind promovarea
energiei electrice produse din surse regenerabile pe piaţa internă de energie
electrică în România au fost create mecanisme de asigurare a unor venituri
suplimentare celor obţinute prin vânzarea energiei electrice, aplicabile
producătorilor ce utilizează resurse de energie curate. Aceşti producători
primesc Certificate Verzi de la OTS, corespunzător energiei electrice
produse. În acest mod se asigură venituri suplimentare care se adaugă
veniturilor rezultate din vânzarea la preţul pieţei a energiei electrice
produse. Astfel se asigură recuperarea costurilor de producţie a energiei
electrice, chiar şi atunci când sunt mai mari, decât a celor ce utilizează
combustibili fosili, iar prin stabilirea prin reglementare a unei limite
inferioare preţului unui Certificat Verde la 24 Euro/MWh se garantează un
nivel minim al veniturilor pe termen lung.
Obligaţia furnizorilor de a cumpăra Certificate Verzi este stabilită
prin Hotărâre de Guvern pentru perioada 2005-2012, în cote anuale
raportate la volumul vânzărilor la consumatori. Sistemul utilizat asigură
venituri suplimentare investiţilor în unităţi de producere a energiei electrice
din surse regenerabile cât şi contribuţia consumatorilor la susţinerea
financiară a producţiei de energie electrică din surse regenerabili.

180
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
Directiva 2004/8/EC privind promovarea energiei electrice produse
prin cogenerare de înaltă eficienţă în piaţa internă de energie electrică,
urmează să fie transpusă în legislaţia fiecărui stat membru până la data de 21
februarie 2006. Această directivă prevede susţinerea financiară a unor
producători ce utilizează unităţi eficiente de producere simultan a energiei
electrice şi a energiei termice.
1.4.5.2 Piaţa de capacităţi în SEN
Începând cu anul 2007, în România va funcţiona o piaţă de
capacităţi, care va crea producătorilor noi oportunităţi de asigurare a unor
venituri independente de producţie de energie electrică.
Prin această piaţă se urmăresc două obiective, corelate între ele:
a) Siguranţa în alimentarea cu energie electrică pe termen lung, prin
asigurarea unei capacităţi naţionale de producere a energiei electrice
suficiente acoperirii necesarului de consum şi de servicii de sistem.
b) Atragerea de investiţii în sectorul de producere a energiei
electrice, prin asigurarea unor venituri sigure şi predictibile.
1.4.5.3 Piaţa de capacităţi la nivel regional.
Prin tratatul Comunităţii Energetici sud-est europene se prevede
crearea unei pieţe regionale de energie electrică în această zonă geografică,
piaţă compatibilă cu legislaţia şi practicile Uniunii Europene.
Până în anul 2010 se are în vedere crearea unei pieţe unice europene
de energie electrică. Pieţele regionale constituie o etapă intermediară pentru
dezvoltarea pieţei unice europene. Dar crearea pieţei regionale de energie
electrică şi introducerea mecanismelor convenţionale în tranzacţionarea
energiei electrice, extinde în această zonă geografică dificultăţile privind
realizarea investiţiilor pentru capacităţi noi de producţie şi asigurarea
siguranţei în alimentarea cu energie electrică. Până în anul 2020, trebuie
investit 15,4 mld. Euro pentru montarea a 11 GW în capacităţi noi şi
reabilitarea a 11,6 GW, în grupuri energetice existente.
Se recomandă în aceste condiţii, crearea unei pieţe regionale de
capacităţi.

Piaţa de energie electrică 181
Parametrii caracteristici ai mecanismului pieţei de capacităţi (ce
trebuie aprobaţi de ANRE) sunt următorii:
a) Capacitatea de contractat (procentaj din vârful de sarcină D p );
b) Durata contractelor de capacitate (recomandată 2 ani);
c) Tipul, frecvenţa şi modalitatea de organizare a licitaţiilor pentru
alocarea contractelor de capacităţi;
d) Preţul plafon (P max ), respectiv cel mai mare preţ la care un
producător poate vinde pe piaţă pentru Ziua Următoare, energie electrică
aferentă capacităţii contractate;
e) Preţul de bază (P min ), respectiv cel mai mic preţ care îi este permis
unui producător să vândă pe PZU energie electrică aferentă capacităţii
contractate;
f) Valoarea penalizării de neconformare.
Operatorul de transport şi Sistem, organizează licitaţii de capacitate
şi se constitue contra-parte în contractele semnate cu producători selectaţi.
Ofertele acceptate primesc pentru fiecare megawatt oferit, o primă
de opţiune, egală cu preţul ultimei ofere acceptate. Plata primei de opţiune
se eşalonează pe întreaga durată a Contractului şi este plătită lunar de OTS
producătorilor cu care a contractat capacitate. Prima de opţiune, mai puţin
penalităţile şi diferenţele colectate, se recuperează de OTS prin tariful de
servicii de sistem reglementat.
Energia electrică aferentă capacităţii contractate prin contractele de
asigurare a capacităţii ofertată pe PZU nu poate fi angajată în alte contracte
bilaterale de vânzare a energiei electrice sau pentru rezerve sau alte servicii
tehnologice de sistem.
Ofertele pe PZU trebuie să se încadreze în intervalul de preţuri
cuprins între preţul plafon şi preţul de bază şi să corespundă cantitativ
contractelor de asigurare a capacităţii. Dacă energia ofertată, în aceste
condiţii de preţ corespunde unei capacităţi mai mici decât cea contractată,
producătorul va plăti penalităţi de neconformare pentru diferenţa dintre
cantitatea contractată şi cea ofertată. Dacă preţul de închidere a PZU (PIP)
depăşeşte preţul plafon, producătorii contractanţi returnează OTS diferenţa
între PIP şi preţul plafon (Fig. 1.69).

182
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
Fig. 1.69 Oferta pe PZU a unui producător cu contract de capacitate
Unde:
P max – preţul plafon
P min - preţul de bază
Q a - cantitatea ofertată la preţuri sub preţul de bază
Q b - cantitatea ofertată la preţuri între preţul de bază şi preţul plafon.
Q c - cantitatea ofertată la un preţ peste preţul plafon.
Q n - cantitatea totală ofertată.
Pentru a atinge obiectivele mecanismului de asigurare a capacităţii,
stabilirea parametrilor caracteristici trebuie să respecte o serie de reguli.
Preţul plafon trebuie stabilit la un nivel situat peste costurile marginale
(CM), ale celui mai costisitor producător din sistem, iar preţul de bază
trebuie stabilit la un nivel care să-i excludă pe producătorii care vând în mod
obişnuit pe PZU. Capacitatea totală (Q) se stabileşte ca fiind nivelul de
capacitate total, necesar funcţionării în siguranţă a sistemului C d , din care se
scade capacitatea tuturor producătorilor cu costuri marginale sub preţul de
bază (Fig. 1.70).

Piaţa de energie electrică 183
Acest mecanism Fig. 1.70 Stabilirea de rezervă producătorilor a capacităţii caracteristici propus de KEMA, asigură
venituri suplimentare unităţilor de producere cu costuri marginale relativ
mari, dar a căror funcţionare este necesară sistemului în condiţii de secetă
sau în alte situaţii deosebite de sistem. Aceste unităţi pot să nu funcţioneze
perioade lungi de timp, iar în condiţiile în care este necesară funcţionarea
pentru producere de energie electrică, preţul de închidere pe PZU să nu
depăşească valoarea preţului plafon. Al doilea avantaj al sistemului este
evitarea unor vârfuri de preţ, caracteristici perioadelor de bază, în lipsa
sistemului de remunerare a capacităţii. Un punct sensibil al mecanismului,
este stabilirea capacităţii necesare.
Mecanismul nu asigură venituri sigure pe termen lung, pentru
investiţie şi nici nu încurajează proiecte de modernizare nefiabile.
Pe piaţa internaţională nu există un model perfect sau o reţetă unică,
fiecare sistem electroenergetic având problemele sale specifice, ce au
condus la modele diferite.
Există pieţe de capacitate bazate numai pe preţul energiei electrice
(ex. modelul BETTA organizat în Anglia şi Ţara Galilor).

184
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
În concluzie, pieţele de capacitate, corect proiectate pot asigura atât
cerinţele de siguranţă în alimentare pe termen lung cât şi menţinerea
investiţiilor în capacitate de producere a energiei electrice.
La nivel mondial se utilizează diverse mecanisme de remunerare a
capacităţii, fie prin preţuri stabilite administrativ fie prin preţuri stabilite
prin concurenţă.
În România urmează a fi organizată o piaţă concurenţială de
capacităţi.
1.4.6 Piaţa contractelor bilaterale
1.4.6.1 Introducere
Piaţa contractelor bilaterale de energie electrică se mai împarte în:
a) Piaţa contractelor bilaterale cu un orizont de timp unul sau mai
mulţi ani; formată din contracte reglementate şi bilaterale negociate;
b) Piaţa centralizată a contractelor bilaterale.
1.4.6.2 Piaţa contractelor bilaterale
Regulile pieţei contractelor bilaterale de energie electrică sunt
prevăzute de Codul Comercial. Sunt prevăzute următoarele tipuri de
contracte:
1. Contracte de vânzare-cumpărare
Contractele de vânzare cumpărare energie electrică pot fi contracte
reglementate, cu conţinut minimal stabilit de ANRE sau contracte
nereglementate, la care conţinutul este stabilit de părţi prin negociere
directă, cu respectarea Codului Comercial.
Contractele reglementate de vânzare-cumpărare se încheie între
producătorii şi furnizorii consumatorilor captivi de energie electrică, în
vederea asigurării părţilor contractante împotriva riscului variaţiei preţului
de închiderea a pieţei, în baza unui contract-cadru aprobat de ANRE.

Piaţa de energie electrică 185
Contractele se încheie între producătorii desemnaţi de ANRE în
calitate de vânzători şi fiecare furnizor al consumatorilor captivi, în calitate
de cumpărător. La aceste contracte cantităţile de energie electrică şi
preţurile acesteia sunt ferme, profilate pe intervale orare, în funcţie de
variaţia orară a consumului captiv prognozat.
Cantităţile de energie electrică din contractele reglementate descresc
pe măsură ce creşte gradul de deschidere al pieţei concurenţiale.
Cantităţile de energie electrică şi preţurile orare din contractele
reglementate sunt determinate pe baze concurenţiale prin simularea
funcţionării optime a unităţilor de producere a energiei electrice în vederea
minimalizării costurilor în sistemul electroenergetic.
Cantităţile şi preţurile energiei electrice din contractele reglementate
se determină în conformitate cu Metodologia de stabilire a preţurilor şi
cantităţilor de energie electrică vândute de producătorii cu contracte
reglementate şi a preţurilor pentru energia termică livrată din centralele cu
grupuri de cogenerare, aprobată de ANRE.
2. Contractele de opţiune
Sunt contracte reglementate de tip financiar care se încheie pe baza
contractului cadru cu opţiune, aprobat de ANRE, între S.C. Hidroelectrica
S.A. şi producătorii de energie electrică care încheie contracte reglementate.
Cantităţile de energie electrică şi preţurile orare din contractele cu
opţiune sunt determinate pe baze concurenţiale, prin simularea funcţionării
optime a unităţilor de producere a energiei electrice în vederea minimizării
costurilor la nivelul sistemului electroenergetic.
Preţurile şi cantităţile de energie electrică se determină de către S.C.
Transelectrica S.A. prin aplicarea Procedurii pentru stabilirea preţurilor şi
cantităţilor din contractele de opţiune, în condiţiile unei producţii de
energie electrică din surse hidro diminuată.
Contractele cu opţiune se pot încheia pe o perioadă de 3 ani.
3. Contracte reglementate pentru managementul congestiilor
interne
Sunt contracte pe care le poate semna OTS cu producătorii la care
apelează în scopul soluţionării restricţiilor de reţea pentru a reduce costurile
implicate de managementul congestiilor. Aceste contracte sunt contracte de

186
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
furnizare servicii de sistem tehnologice pe baza contractului cadru pentru
managementul congestiilor.
4. Contracte de transport şi servicii de sistem
Contractele de transport şi de servicii de sistem se încheie de S.C.
Transelectrica S.A. în calitate de prestatoare de servicii, pe baza contractului
cadru elaborat de ANRE cu următorii beneficiari:
a) Producători şi furnizori sau consumatori pentru serviciul de
transport, componenta de introducere în reţeaua de transport (inclusiv pentru
energia electrică introdusă în reţeaua transport din reţeaua distribuţie)
inclusiv în cazul importului de energie electrică;
b) Producători şi furnizori sau consumatori pentru serviciul de
transport, componenta de preluare din reţeaua de transport inclusiv în cazul
exportului de energie electrică;
c) Furnizori sau consumatori, pentru servicii de sistem.
5. Contract de plată a serviciului de distribuţie
Sunt contracte încheiate de operatorii de distribuţie în calitate de
prestatori de servicii pe baza contractului cadru elaborat de ANRE cu
furnizorii / consumatorii de energie electrică din zona de licenţă proprie.
6. Contracte de import şi export de energie electrică
Sunt contracte bilaterale încheiate cu partenerii externi pentru export
sau import de energie electrică.
Pentru realizarea acestor contracte, părţile contractante trebuie să-şi
asigure capacitatea necesară de interconexiune internaţională.
1.4.6.3 Piaţa centralizată a contractelor bilaterală (PCCB)
Piaţa centralizată a contractelor bilaterale a început în decembrie
2005 şi se realizează în conformitate cu Procedura operaţională privind
funcţionarea pieţei centralizate a contractelor bilaterale elaborată de
OPCOM şi aprobată de ANRE. Aceste contracte bilaterale se atribuie prin
licitaţie publică. Principiile care stau la baza atribuirii contractelor sunt
următoarele:

Piaţa de energie electrică 187
a) Accesul nediscriminatoriu la licitaţiile organizate pentru titularii
de licenţă de producere şi / sau furnizare de energie electrică şi consumatorii
eligibili;
b) Folosirea mecanismelor concurenţiale pentru atribuirea
contractelor;
c) Transparenţa, prin publicarea în avans a informaţiilor referitoare
la contractele ce urmează a fi tranzacţionate şi sesiunile de licitaţie aferente;
d) Nediscriminare şi obiectivitate, prin aplicarea în mod
nediscriminatoriu a criteriilor de selecţie şi a criteriilor pentru atribuirea
contractelor astfel încât participanţilor la licitaţie să li se acorde şanse egale
de atribuire a contractului.
Contractul bilateral pentru energie electrică atribuit prin licitaţie
publică, este un contract încheiat în urma corelării unei oferte de vânzare cu
o ofertă de cumpărare.
Piaţa centralizată a contractelor bilaterale are următoarele
caracteristici:
a) Lista participanţilor la PCCB este un document public;
b) Ofertele de vânzare sau cumpărare şi contractele aferente propuse
de către vânzători / cumpărători sunt publicate de către OPCOM şi de către
vânzători / cumpărători, înainte cu nouă zile faţă de data licitaţiei;
c) Se vor organiza sesiuni de licitaţie separate pentru fiecare dintre
ofertele de vânzare / cumpărare;
d) Cumpărătorii / vânzătorii pot depune oferte de cumpărare /
vânzare pentru ofertele de vânzare / cumpărare, până cu o oră înainte de
începerea sesiunii de licitaţie;
e) Pentru cumpărător şi vânzător se solicită o garanţie de participare
la licitaţie ce va fi executată numai în cazul în care una din părţile care a
încheiat tranzacţia decide să nu încheie contractul bilateral, pentru
despăgubirea celeilalte părţi;
f) După încheierea tranzacţiilor, OPCOM notifică părţile
contractante şi face public rezultatul tranzacţiilor, lista participanţilor ce au
făcut oferte, părţile în favoarea cărora a fost atribuit contractul şi preţul
ofertei câştigătoare;
g) Părţile care au fost notificate asupra încheierii unei tranzacţii sunt
obligate ca în termen de 5 zile de la notificarea primită din partea OPCOM,
să confirme încheierea contractului.
În figura 1.71 se prezintă modul de organizare şi funcţionare a pieţei
centralizate a contractelor bilaterale:

188
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
Fig. 1.71 Organizarea şi funcţionarea pieţei centralizate a contractelor
Piaţa contractelor bilaterale bilaterale pentru centralizate energia electrică. se desfăşoară în următoarele
etape:
a) Înregistrarea participanţilor, astfel:
- Depunerea documentaţiei pentru înscrierea ca participant la
PCCB, cu 25 de zile în avans, faţă de momentul sesiunii de licitaţie;
- Comunicarea OPEE privind înregistrarea ca participant la PCCB,
cu 15 zile în avans;
- Comunicarea intenţiei de vânzare şi a documentaţiei necesare cu
10 zile în avans;
- Înregistrarea ca participant.
b) Organizarea procesului de licitaţie, astfel:
- Comunicarea intenţie de vânzare şi depunerea ofertei şi a
contractului cadru cu 10 zile în avans;
- Publicarea anunţului de organizare a licitaţie (vânzător, data, ora,
contractul cadru, oferta) cu 9 zile în avans;

Piaţa de energie electrică 189
- Primirea şi înregistrarea ofertelor de cumpărare, până cu o oră în
avans;
c) Desfăşurarea licitaţiei astfel:
- Deschiderea ofertelor de cumpărare, corelarea ofertelor şi
stabilirea ofertei câştigătoare în sesiunea de licitaţie :
d) Comunicarea rezultatelor şi încheierea contractelor, astfel:
- Comunicarea şi publicarea de către OPEE a rezultatelor
tranzacţiilor la douăsprezece ore după încheierea licitaţiei ;
- Semnarea contractelor bilaterale la 5 zile după încheierea licitaţiei
1.4.7 Piaţa capacităţilor de interconexiune
1.4.7.1 Introducere
Capacitatea de interconexiune are un rol important pentru asigurarea
siguranţei în funcţionare a sistemelor energetice interconectate şi pentru
comerţul cu energie electrică. În cadrul UE s-au stabilit măsuri ca în viitor
sistemele electroenergetice interconectate în UCTE să aibă o capacitate de
interconexiune de cel puţin 10% din consumul propus.
Piaţa capacităţilor de interconexiune românească are următoarele
caracteristici:
- Este centralizată şi operată de OTS;
- Participarea la piaţa capacităţilor de interconexiune este benevolă;
- Se adresează comercianţilor de energie electrică;
- Tranzacţionarea se face periodic;
- Alocarea se face gratuit dacă cererile sunt în limita NTS
(Capacitate Netă de Transfer a liniilor de interconexiune);
- Dacă cererile sunt peste NTC, alocarea se face la preţ negociat în
limita NTC;
- Se alocă cantităţile convenite cu partenerii de interconexiune.

190
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
1.4.7.2 Alocarea capacităţilor de interconexiune
Alocarea capacităţilor de interconexiune se face conform
prevederilor Codului Comercial pentru realizarea următoarelor obiective:
- Determinarea de către OTS a capacităţilor disponibile de
interconexiune internaţională într-o manieră transparentă;
- Alocarea capacităţilor de interconexiune internaţională
disponibile către participanţii la piaţă şi utilizarea lor într-o manieră
competitivă şi nediscriminatorie;
- Facilitarea realizării unei pieţe regionale de electricitate prin
introducerea unor mecanisme agreate de ţările participante.
Prin alocarea capacităţilor de interconexiune prin Codul Comercial
se stabilesc regulile şi procedurile privind:
a) Înregistrarea participanţilor la licitaţie;
b) Determinarea capacităţilor de interconexiune internaţională
disponibile;
c) Alocarea capacităţilor de interconexiune pe diferite perioade de
licitaţie în decursul unui an;
d) Licitarea capacităţilor de interconexiune internaţională disponibile
de către participanţii la licitaţie şi transferul capacităţilor neutilizate în
cadrul licitaţiei următoare;
e) Mijloacele şi obligaţiile de desemnare a utilizării capacităţilor de
interconexiune internaţională disponibile prin licitaţie;
f) Alocarea capacităţilor de interconexiune internaţională rămase pe
PZU.
Statutul de participant la licitaţie pentru capacităţi de interconexiune,
poate fi acordat exclusiv producătorilor, furnizorilor şi consumatorilor
eligibili de energie electrică, deţinători de licenţă de furnizare.
Înregistrarea ca participant la licitaţie se face de către OTS pe baza
unei solicitări însoţită de documentaţia aferentă prevăzută de Codul
Comercial.
Retragerea şi revocarea participanţilor la licitaţie se face de către
OTS în condiţiile prevăzute de Codul Comercial. OTS determină
capacităţile de interconexiune internaţională disponibile şi identifică
posibile restricţii de reţea în conformitate cu Codul Tehnic al Reţelei
Electrice de Transport, necesare în procesul de alocare.
Pentru asigurarea integrităţii şi securităţii SEN şi reducerea
impactului negativ asupra pieţei de energie electrică, OTS poate combina

Piaţa de energie electrică 191
mai multe linii de interconexiune într-un grup de linii de interconexiune,
care pot fi identice cu graniţele politice, pentru care OTS calculează şi
publică următoarele date:
a) Capacitatea totală de interconexiune internaţională (TTC);
b) Marja de siguranţă a interconexiunii internaţionale, ce derivă din
funcţionarea reglajului de frecvenţă
c) Schimburi de urgenţă cu alte ţări pentru rezolvarea unor
dezechilibre în timp real sau măsurării inexacte a energiei electrice;
d) Capacitatea netă de interconexiune internaţională (NTC);
e) Capacitatea deja alocată (AAC);
f) Capacitatea Disponibilă de Interconexiune Internaţională (ATC);
OTS determină şi publică valorile medii pentru ATC şi NTC pentru
fiecare grup de linii de interconexiune cel puţin trimestrial şi anual şi
valorile actualizate ale acestora pentru treizeci de zile calendaristice, în
conformitate cu recomandările UCTE şi ETSO.
După determinarea capacităţilor de interconexiune internaţională
disponibile, OTS face propunere către ANRE de alocare a ATC pentru
fiecare grup de linii de interconexiune, pentru fiecare perioadă de licitaţie şi
pentru PZU.
După aprobarea propunerii de către ANRE, alocarea capacităţilor de
interconexiune internaţională disponibilă devine obligatorie pentru OTS şi
OPEE.
Participanţii la licitaţie pot obţine prin licitaţie dreptul de a utiliza o
parte din ATC alocată unei anumite perioade de licitaţie alta decât perioada
de licitaţie zilnică (PZU).
Licitaţiile se organizează separat de către OTS, pentru fiecare
perioadă de licitaţie, fiecare grup de linii de interconexiune şi fiecare flux de
import – export, pe baza ofertelor participanţilor.
Participantului la licitaţie căruia i s-a acceptat complet sau parţial
oferta de către OTS i se garantează dreptul de utilizare a capacităţii de
interconexiune alocată pe baza unui contract.
Dacă cererea pentru capacităţile de interconexiune internaţională
este mai mică decât capacitatea disponibilă din licitaţie, diferenţa de
capacităţi de interconexiune rămasă este alocată pentru perioada de licitaţie
mai scurte ce fac parte din perioada de licitaţie curentă.
Dacă un solicitant nu utilizează o capacitate rezervată pe o perioadă
de timp mai mare de treizeci de zile calendaristice, i se anulează rezervarea
şi capacitatea devine disponibilă.

192
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
Capacitatea de interconexiune disponibilă pentru PZU este formată
din capacitatea stabilită de OTS şi aprobată de ANRE, întreaga capacitate
rămasă disponibilă în urma alocărilor şi capacitatea rezervată dar neutilizată
de participanţii la licitaţie.
Această capacitate se determină zilnic de către OTS şi comunicată
OPEE.
1.4.7.3 Prevederi privind piaţa regională de electricitate
Pentru a facilita formarea unei pieţe regionale de electricitate, ANRE
aprobă sau emite reguli şi proceduri suplimentare de utilizare a capacităţilor
de interconexiune internaţională convenite de OTS şi ANRE şi alte OTS /
autorităţi de reglementare din alte ţări, care să cuprindă în principal:
a) Delegarea responsabilităţilor de operare către o instituţie dintr-o
altă ţară, dacă respectiva instituţie este responsabilă pentru alocarea de
capacităţi de interconexiune internaţională din România;
b) Delegarea responsabilităţilor pentru alocarea capacităţilor de
interconexiune internaţională cu o altă parte către o instituţie străină, dacă
partea rămasă din capacităţile respective este alocată conform Codului
Comercial;
c) Înlocuirea mecanismelor aplicate în alocarea capacităţilor de
interconexiune internaţională cu alte mecanisme între partea română şi a
altei ţări;
d) Împărţirea venitului provenit din alocarea capacităţilor de
interconexiune internaţională cu alte ţări.
Regulile şi procedurile suplimentare aprobate de ANRE şi propuse
de OTS sau de OPEE sau iniţiate de ANRE, vor avea prioritate în aplicare
faţă de orice alte reguli şi proceduri aprobate pentru alocarea capacităţilor de
interconexiune şi vor deveni obligatorii pentru toate părţile.
În prezent împărţirea capacităţii de interconexiune între ţările din
regiune se face astfel:
a) Capacitatea de import se alocă integral de către OTS şi OPEE prin
mecanisme de licitaţie;
b) Capacitatea de export se alocă pentru contracte de către
autorităţile ţărilor vecine, iar cantităţile nealocate pe contracte se alocă prin
licitaţii implicate pe PZU.

Piaţa de energie electrică 193
1.5 PIAŢA EUROPEANĂ DE ENERGIE
ELECTRICĂ
1.5.1 Platforme de tranzacţionare a energiei electrice în
Europa
1.5.1.1 Piaţa scandinavă a energiei electrice
Bursa scandinavă de energie electrică, formată din Norvegia, Suedia,
Finlanda şi Danemarca administrează următoarele pieţe de energie electrică:
a) Piaţa fizică, formată din: piaţa spot (Elspot) şi piaţa de echilibrare
(Elbas);
b) Piaţa financiară formată din: piaţa contractelor „forward” şi
„futures” (Eltermin) şi piaţa contractelor cu opţiuni (Eloption).
Piaţa spot, reprezintă mediul în care se tranzacţionează energia
electrică „cu o zi înainte” faţă de ziua în care se face livrarea fizică. La
Nord Pool, ofertarea este bilaterală (oferte de vânzare cumpărare). Ofertele
sunt formate din perechi preţ-cantitate, iar preţul pieţei spot se calculează la
intersecţia curbelor formate din oferte de vânzare şi de cumpărare. Pe piaţa
spot se tranzacţionează contracte orare. Dacă apar congestii în reţea între
regimurile geografice se foloseşte mecanismul de fragmentare al pieţei,
rezultând preţuri zonale. Pe piaţa financiară Nord Pool, în perioada 2001 –
2005 s-au tranzacţionat cantităţi de energie electrică de 500 ÷ 1000 TWh.
Pe piaţa de energie electrică Elbas se tranzacţionează energie
electrică după ce sesiunea de tranzacţionare pe piaţa spot s-a încheiat.
Contractele tranzacţionate pe piaţa financiară („futures” şi
„forward”) sunt încheiate în scopul acoperirii riscului de evoluţie
nefavorabilă a preţurilor tranzacţiilor cu energie electrică de pe piaţa fizică.
Aceste contracte se încheie pe o perioadă de 4 ani.

194
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
1.5.1.2 Piaţa franceză de energie electrică
Gestionarea pieţei de energie electrică franceză este realizată de
societatea de investiţii de capital Powernext, care dispune de statutul de
Sistem Multilateral de Negociere şi are următoarele obiective:
- Stabilirea unui preţ de referinţă a energiei electrice pe termen
scurt şi mediu prin intermediul unei pieţe reglementate şi securizate;
- Îndeplinirea unui rol important în construirea şi raţionalizarea
pieţei de energie electrică în Europa.
Procesul de tranzacţionare la Powernext se desfăşoară zilnic, 7 zile
pe săptămână, inclusiv în sărbătorile legale. LCH Clearnet, principala Casă
de Compensaţie din Europa şi filială a Euronext, garantează securitatea
tranzacţiilor, fiind un intermediar între cumpărători şi vânzători, având un
depozit de garantare, ajustat zilnic, conform poziţiilor câştigate.
Transmiterea ofertelor structurate, fie pe cel mult 64 perechi puterepreţ,
pentru fiecare din cele 24 intervale orare (oferte simple), fie pe blocuri
standardizate limitate la o cantitate de cel mult 25 MW / bloc (bloc denumit
generic „1 – 4” acoperă orele 1 00 – 4 00 a.m. şi cel „5 – 8” acoperă orele 5 00 –
8 00 a.m. şi aşa mai departe) începe în ziua de miercuri a săptămânii
anterioare zilei de tranzacţionare şi se termină la ora 11 00 a zilei de
tranzacţionare.
Mecanismul de stabilire a preţului respectă principiul interpolării
liniare, utilizat atât pentru oferte simple cât şi pentru oferte bloc. În acest
scop ofertele bloc sunt transformate în oferte simple, stabilindu-se câte un
preţ de echilibru pentru fiecare interval orar. O ofertă bloc poate fi
acceptată sau respinsă integral.
1.5.1.3 Piaţa germană de energie electrică
Bursa germană EEX – European Energy Exchange, administrează
două pieţe:
a) piaţa fizică (piaţa spot);
b) piaţa financiară (piaţa contractelor „futures”).
Piaţa Spot de la EEX oferă două platforme de tranzacţionare diferite:
o platformă pentru tranzacţionare prin licitaţie închisă pentru contracte orare
şi contracte bloc şi o platformă pentru tranzacţionarea continuă în conexiune

Piaţa de energie electrică 195
cu deschiderea şi închiderea licitaţiilor pentru contractele pentru energie de
gol şi de vârf.
Tranzacţionarea prin licitaţie închisă (sesiunea de tranzacţionare
încheindu-se la ora 12 00 a.m. – cu o zi înainte) este bazată pe oferte de
cumpărare şi vânzare pentru contracte orare şi contracte bloc pentru ziua
următoare. Determinarea preţului se bazează pe sistemul de tranzacţionare,
însemnând că preţurile de echilibru sunt calculate în timpul licitaţiei după ce
toate ofertele de vânzare şi de cumpărare au fost primite în decursul unei
perioade fixate. Volumul cererii şi ofertei corespunde preţului de echilibru.
În tranzacţionarea continuă, fiecare ofertă primită este verificată din
punctul de vedere al fezabilităţii. Registrul de oferte este deschis, ceea ce
înseamnă că limitele de preţ şi volumele ofertate sunt vizibile.
Dacă nu există congestii de reţea va fi stabilit un singur preţ pentru
întreaga ţară, pentru fiecare licitaţie orară. Dacă apar congestii de reţea, se
permite formarea unor zone de preţ diferite, prin mecanismul de
fragmentare al pieţei.
1.5.2 Rezultate pe piaţa europeană de energie electrică
1.5.2.1 Evoluţia preţurilor la energia electrică
Directivele EU 92 / 1996 şi 54 / 2003 au stabilit principalele condiţii
pentru lansarea procesului de liberalizare. Apoi diferite ţări din Uniunea
Europeană au început liberalizarea pieţei de energie, unul din scopurile
urmărite fiind scăderea preţului la energie electrică.
În figura nr. 1.72 se prezintă evoluţia preţurilor la energia electrică în
UE, pentru consumatorii industriali cu un consum de 24 GWh/an, în
perioada 1995-2004.
Se au în vedere următoarele 12 ţări din UE: Belgia, Finlanda, Franţa,
Germania, Grecia, Irlanda, Italia, Luxemburg, Norvegia, Portugalia, Spania
şi Anglia. Se observă că, la început preţul a scăzut apoi a crescut. Evoluţia
preţurilor la energia electrică pentru consumatorii casnici este prezentată în
figura nr. 1.73.

196
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
Fig. 1.72 Evoluţia preţurilor la energia electrică în UE pentru consumatori
industriali
Fig. 1.73 Evoluţia preţurilor la energia electrică în UE pentru consumatori
casnici

Piaţa de energie electrică 197
În ambele cazuri preţurile sunt date fără taxe. Dacă ţinem cont de
inflaţie, preţul în anul 2004 este mai mic în ambele cazuri decât cel din anul
1995. În ultimii ani s-au dezvoltat bursele de energie electrică pe care a
crescut preţul energiei electrice de la 20 – 22 Euro/MWh în anul 2000, la 30
– 32 Euro/MWh în anul 2004.
1.5.2.2 Factorii de influenţă asupra preţului energiei electrice
Preţul energiei electrice pe piaţa de energie electrică este influenţat
de următorii factori:
- Evoluţia preţurilor la combustibili;
- Măsurile de dezvoltare durabilă;
- Capacităţile limitate de interconexiune;
- Taxele;
- Măsurile de reglementare a sectorului.
a) Evoluţia preţurilor la combustibili (ţiţei) se prezintă în figura nr.
1.74 pentru perioada 1988 – 2005. Se constată o creştere începând cu anul
2000 şi o creştere accentuată în anii 2003 – 2004.
Fig. 1.74 Evoluţia preţurilor la ţiţei

198
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
b) Măsurile de dezvoltare durabilă au în vedere în principal
promovarea resurselor regenerabile şi comerţul cu emisie.
Piaţa de certificate verzi va duce la creşterea preţului la energia
electrică furnizată consumatorilor finali, în România în perioada 2005 –
2012 (Fig. 1.75). Se are în vedere o creştere minimă şi una maximă. În
anul 2010 preţul energiei electrice va fi cu 3 – 3,5 EUR/MWh mai mare
datorită promovării resurselor regenerabile.
Fig. 1.75 Evoluţia preţurilor la energia electrică datorată pieţei de certificate
verzi
Comerţul cu emisii se face la preţuri diferite în diferite ţări europene.
Pe baza Protocolului de la Kyoto, pentru reducerea emisiilor cu efect de seră
şi a Directivei UE s-a creat piaţa europeană pentru reducerea emisiilor de
CO 2 , pe baza „creditelor carbon”, care au dus la creşterea preţului energiei
electrice. O tonă de CO 2 se vinde cu 20 EUR.
c) În figura 1.76 se prezintă modul în care se asigură capacităţile de
interconexiune. Este necesară o piaţă europeană a capacităţilor de
interconexiune. Legăturile prin liniile de înaltă tensiune au fost gândite

Piaţa de energie electrică 199
pentru întrajutorare, în caz de avarie, între sistemele electroenergetice şi nu
pentru comerţ cu energie electrică.
Fig. 1.76 Asigurarea capacitaţilor europene de interconexiune
Capacitatea limitată a liniilor de interconexiune conduce la restricţii
privind comerţul cu energie electrică.
În situaţia actuală, capacitatea redusă a liniilor de interconexiune
reprezintă o piedică în calea comerţului european cu energie electrică. În
anul 2003 s-a stabilit ca în cadrul UE fiecare sistem electroenergetic
naţional să aibă o capacitate de interconexiune de cel puţin 10% din
consumul propus. România are în prezent o capacitate în liniile de
interconexiune de 10 – 14% din consumul propus.
d) Evoluţia taxelor (fără TVA), în preţul energiei electrice la
consumatorii industriali, în perioada 1995 – 2004 în UE se prezintă în figura
1.77. Ele au crescut de la 2,3 % în 1995 la 11,5% în 2004, pentru un grup
de 12 ţări din Uniunea Europeană.

200
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
Sursa: studiu Eurelectric
Fig. 1.77 Ponderea taxelor în preţul energiei electrice pentru consumatori
industriali
Sectorul energiei electrice are în prezent următoarele părţi
componente:
- producţie, componentă concurenţială
- transportul şi distribuţia, componenta reglementată
- furnizarea componenta concurenţială
Preţul energiei electrice pentru fiecare din aceste părţi are
componente reglementate şi componente concurenţiale (Fig. 1.78).

Piaţa de energie electrică 201
Fig. 1.78 Structura preţurilor în sectorul energiei electrice
Preţul de producţie al energiei electrice este format din preţul
energiei electrice (componenta concurenţială) şi taxele (componenta
reglementată). Preţul de transport al energiei electrice este format din tariful
de transport şi tariful serviciilor de sistem, ambele reglementate.
Preţul distribuţiei energiei electrice este format din tariful de
distribuţie, componenta reglementată. Preţul de furnizare este format din
marja de furnizare şi promovarea surselor regenerabile (componenta
concurenţială) şi taxele (TVA şi alte taxe), componente reglementate.
Preţul la consumator este format din suma acestor componente
concurenţiale şi reglementate. Componentele concurenţiale şi reglementate
în preţul energiei electrice diferă de la ţară la ţară. În figurile 1.79, 1.80,
1.81 şi 1.82 se prezintă componentele preţului pentru consumatorul casnic
din Germania, Austria, Danemarca şi România.

202
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
Fig. 1.79 Componentele concurenţiale şi reglementate pentru consumatorii
casnici, în Germania
Fig. 1.80 Componentele concurenţiale şi reglementate pentru consumatorii
casnici, în Austria

Piaţa de energie electrică 203
Fig. 1.81 Componentele concurenţiale şi reglementate pentru consumatorii
casnici, în Danemarca
Fig. 1.82 Componentele concurenţiale şi reglementate pentru consumatorii
casnici, în România

204
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
În Germania, preţul se referă la consumatorii casnici cu un consum
anual de 3500 kWh. În preţ sunt introduse opt taxe, din care şapte sunt
reglementate (circa 77%) iar marja de furnizare este concurenţială.
În Austria, preţul se referă la consumatorii casnici cu un consum
anual de 3.500 kWh. În preţ sunt incluse cinci taxe din care patru (65%)
sunt reglementate, iar marja de furnizare este concurenţială.
În Danemarca, preţul se referă la consumatorii casnici cu un consum
anual de 4.000 kWh şi are inclus şase taxe dintre care cinci (circa 75%) sunt
reglementate.
În România, preţul se referă la consumatorii casnici cu un consum
anual de 4.000 kWh şi are inclus şase taxe dintre care cinci (circa 63%) sunt
reglementate.
În toate ţările UE, în cazul consumatorilor casnici, concurenţa
acţionează pe mai puţin de 50%.
1.6 BURSA DE ENERGIE ELECTRICĂ
1.6.1 Bursa de energie electrică românească
OPCOM, ca bursă de energie electrică are obligaţia principală de a
asigura cele mai bune condiţii pentru stabilirea unui preţ consistent pentru
tranzacţiile pieţei pentru ziua următoare şi pentru realizarea unei decontări a
tranzacţiilor cu grad minim de risc. OPCOM are în vedere dezvoltarea
mecanismelor pieţei fizice a energiei electrice, precum şi a pieţei financiare
a energiei electrice, a căror implementare va fi realizată în etape succesive,
pe măsura creării condiţiilor necesare aplicării. Prin dezvoltarea pieţei
financiare de energie electrică OPCOM are în vedere crearea mediului de
tranzacţionare oferind instrumente specifice pentru transferul şi diminuarea
riscului pentru participanţii la piaţa fizică (fig. 1.83). Funcţiile pe care le
îndeplineşte OPCOM sunt:
1. Bursa de energie electrică pentru piaţa fizică (tranzacţii pentru ziua
următoare);

Piaţa de energie electrică 205
2. Operator de decontare al pieţei pentru ziua următoare (spot), al pieţei
de echilibrare, numai sub aspect financiar şi al dezechilibrelor participanţilor
la piaţă;
3. Administrator al pieţei de certificate verzi;
4. Bursa de energie electrică pentru piaţa financiară;
5. Casa de Compensaţie (“Clearing House”) pentru compensarea
contractelor bilaterale tranzacţionate în afara bursei;
6. Tranzacţionarea instrumentelor derivative.
Fig. 1.83 Arhitectura bursei de energie electrică
Pe orizontul 2006 – 2008 OPCOM îşi propune dezvoltarea în întreg
spaţiu din Sud-Estul Europei a unei burse pentru tranzacţii spot şi casă de
clearing (Fig. 1.84).
Dezvoltarea burselor de energie electrică românească şi regională va
avea următoarele etape:
a) Realizarea bursei naţionale pentru piaţa fizică (2005);
b) Promovarea OPCOM ca bursă regională. Introducerea
simulatorului de tranzacţii (2007-2008) şi realizarea casei de clearing
(2008);
c) Realizarea bursei regionale. Implementarea sistemului de
tranzacţionare şi experimentarea lui (2008-2009). Realizare bursei naţionale
pentru piaţa financiară (2009);

206
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
d) Realizarea OPCOM ca bursă regională (2008).
Fig. 1.84 Dezvoltarea Bursei de energie
1.7 BURSA FINANCIARĂ PE PIAŢA DE
ENERGIE
Participanţii la piaţa de energie electrică pot acţiona pe piaţa fizică
prin două componente - piaţa contractelor bilaterale şi piaţa pentru ziua
următoare - şi pe piaţa financiară tot prin două componente – piaţa
bursieră şi piaţa extrabursieră.
Avantajele unei burse financiare pe piaţa de energie sunt următoarele
(fig.1.85):
- Este un mediu de tranzacţionare centralizat în legătură cu Casa
de Compensaţie pentru toate operaţiunile care au loc după tranzacţii (ex.
Bursa de Valori);
- Agenţii de piaţă pot participa direct sau prin intermediul
brokerilor;
- Tranzacţiile sunt anonime;

Piaţa de energie electrică 207
- Costul de tranzacţionare pentru energia electrică este minimizat;
- Îşi asumă riscul de contraparte;
- Oferă transparenţă şi nediscriminare.
Fig. 1.85 Atributele bursei financiare
Deşi poate exista o anumită percepţie privind aşa numita
„speculaţie” bursieră, funcţia principală a unei burse rezultă din abilitatea de
a oferi o platformă pentru activităţile de management al riscului. În
condiţiile variaţiei preţurilor resurselor primare şi a unei variaţii hidrologice
însemnată, volatilitatea preţului pieţei de energie electrică poate duce la
situaţii în care producătorii de energie electrică să vândă în anumite
perioade la preţuri care nu acoperă costurile de producţie sau furnizorii să
cumpere la preţuri mai mari decât cele contractate cu marii consumatori,
respectiv cu tarifele consumatorilor casnici.
Riscurile specifice sunt:
- Riscul de piaţă - determinat de volatilitatea preţului;
- Riscul operaţional - determinat de informaţii insuficiente sau
inconsistente privind participanţii la piaţă;

208
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
- Riscul legislativ - determinat de nivelul scăzut al standardizării
contractelor;
- Riscul de contraparte - datorat împărţirii între participanţi a
obligaţiilor aferente schimburilor energetice contractate.
- Riscul de credit sau de contraparte, care este dat de
neîndeplinirea obligaţiilor contractuale de către partenerii de afaceri
cuprinde:
- Riscul de regularizare – riscul cu care sunt confruntaţi cei ce nuşi
pot îndeplini obligaţiile contractuale;
- Riscul costului de înlocuire – are loc în două situaţii: când
contrapartea nu îşi poate îndeplini obligaţiile dintr-un contract cu
regularizare valorică şi atunci când contrapartea nu-şi îndeplineşte
obligaţiile ce rezultă dintr-un contract cu livrare fizică;
- Riscul de lichiditate – riscul indus tuturor participanţilor la piaţă
prin neîndeplinirea obligaţiilor contractuale la timp.
Diminuarea riscului de credit sau transferul acestuia – „hedging” –
este rezolvată prin introducerea mecanismelor de compensare bursieră –
Casa de Compensaţie – ale cărei avantaje sunt (fig. 1.86):
- Interpunerea Casei între părţi, în termeni juridici procesul este
denumit „novaţie”;
- Evaluarea riscului de creditare (a bonităţii) pentru fiecare dintre
participanţii la tranzacţii;
- Verificarea şi controlul continuu al garanţiilor;
- Supravegherea continuă a evoluţiei pieţei, preţului şi
comportamentului participanţilor la piaţă;
- Dezvoltarea unui mecanism transparent de calcul al indicatorilor
de risc;
- Administrarea situaţiilor de criză;
- Înregistrarea contractelor extrabursiere;
- Menţinerea unei relaţii eficiente cu sistemul bancar în vederea
găsirii unor soluţii privind serviciile bancare oferite participanţilor la piaţă;
- Identificarea unor oportunităţi de investiţie pentru instituţiile
financiare;
- Asigurarea unui program de pregătire a participanţilor la piaţă.

Piaţa de energie electrică 209
Principalele Fig. tipuri 1.86 Atributele de contracte Casei tranzacţionate de Compensaţie
piaţa financiară
sunt:
- Contractele futures;
- Contractele forward.
Contractele Futures cu regularizare în numerar se bazează pe un
angajament contractual de cumpărare (cumpărător) sau de vânzare
(vânzător) a unei cantităţi standardizate de energie electrică la un preţ
predeterminat pentru o perioadă de livrare ulterioară printr-o procedură de
regularizare în numerar; nu există o livrare fizică.
- Perioada de tranzacţionare: regularizare în numerar.
- Perioada de livrare: regularizare în numerar.
Contractele Futures cu livrare fizică sunt contracte bazate pe un
angajament contractual de cumpărare (cumpărător) sau de vânzare
(vânzător) a unei cantităţi standardizate de energie electrică la un preţ
predeterminat pentru o perioadă de livrare ulterioară, printr-o livrare fizică.
- Perioada de tranzacţionare: regularizare în numerar.
- Perioada de livrare: livrare fizică.
Contractele Forwards cu regularizare în numerar se bazează pe un
angajament contractual de cumpărare (cumpărător) sau de vânzare
(vânzător) a unei cantităţi standardizate de energie electrică la un preţ

210
MANAGEMENTUL PIEŢEI DE ENERGIE ELECTRICĂ
predeterminat pentru o perioadă de livrare ulterioară, printr-o procedură de
regularizare în numerar dintre ultimul preţ regularizat şi indexul pieţei spot
(preţul pieţei spot), în timpul perioadei de livrare.
Diferenţa faţă de contractele Futures cu regularizare în numerar
rezidă în modul în care se calculează marja de variaţie. În timp ce
contractele Futures implică o regularizare în numerar zilnică, marja de
variaţie a contractelor Forwards nu implică o colateralizare zilnică care nu
este obligatoriu în numerar. Astfel, contractele Forwards permit o
rentabilizare a costurilor similară contractelor Futures, dar fără prevederea
unei sume suplimentare în numerar, în cazul unei evoluţii nefavorabile a
pieţei.
- Perioada de tranzacţionare: colateralizat.
- Perioada de livrare: regularizare în numerar.
Contractele Forwards cu livrare fizică sunt contracte bazate pe un
angajament contractual de cumpărare (cumpărător) sau de vânzare
(vânzător) a unei cantitaţi standardizate de energie electrică la un preţ
predeterminat (preţ de exercitare) pentru o perioada de livrare ulterioară,
printr-o livrare fizică, în timpul perioadei de livrare (fig.187).
- Perioada de tranzacţionare: colateralizat.
- Perioada de livrare: livrare fizică.
Fig. 1.87 Contracte Forwards cu livrare fizică
Contractele Options reprezintă un drept (pentru cumpărător sau
deţinător) de cumpărare – opţiune de cumpărare – sau vânzare – opţiune de
vânzare – asupra unui activ suport la un preţ agreat anterior - preţ de
exercitare – nu mai târziu de data de livrare stabilită - data execuţiei

Piaţa de energie electrică 211
O opţiune este o obligaţie – pentru vânzător sau subscriptor – de a
vinde sau de a cumpăra un activ suport la un preţ agreat anterior - preţ de
exercitare – nu mai târziu de dată - data execuţiei - la care cumpărătorul ar
trebui să-şi exercite dreptul de cumpărare.
Contracte pentru diferenţă reprezintă un contract Forward cu
regularizare în numerar cu referinţă la diferenţa dintre o arie de preţ externă
şi o arie de preţ internă; preţul pieţei unui contract pentru diferenţă în timpul
perioadei de tranzacţionare reflectă predicţia diferenţei de preţ al pieţei în
timpul perioadei de livrare.
Introducerea instrumentelor financiare pe piaţa de energie electrică
reprezintă pentru participanţii pe piaţa fizică o oportunitate privind
administrarea riscului, pentru alte entităţi din spaţiul comunităţii de afaceri
reprezintă o posibilitate de sporire a câştigurilor prin tranzacţionările
efectuate.