Memorandumul privind “măsurile de reformă a pieței de energie pe termen scurt, pentru a avea prețuri corecte la consumatorii finali” intră mâine în Guvern. Documentul este realizat în conformitate cu contextul european, directivele Comisiei Europene, recomandările Eurelectric, ACER și Agenției Internaționale a Energiei (IEA), potrivit Ministerului Energiei.
I. Mecanismul Market Maker
Asigurarea condițiilor necesare aplicării și operaționalizării mecanismului de market maker, definit prin Ordinul pentru aprobarea Regulilor generale privind implementarea activității de market making pe piețele centralizate de gaze naturale și pe piețele organizate de energie electrică al președintelui ANRE nr. 15/29 aprilie 2025, aplicabil pentru piețele organizate de energie electrică din 1 iulie 2025 și pentru piețele centralizate de gaze naturale din 1 aprilie 2026.
Pentru asigurarea lichiditäții pieței și transparenței în formarea prețului, mecanismul de Market Maker definit de ANRE trebuie operaționalizat rapid.
Conform bunelor practici europene, acest rol trebuie clarificat pentru a evita distorsiuni și a încuraja concurența. Implementarea este în linie cu recomandärile ACER privind consolidarea funcţionării piețelor angro de energie.
Etape de realizat:
Operatorii piețelor de energie electrică să finalizeze infrastructura de
implementare.
Ministerul Energiei să încurajeze companiile unde este acționar majoritar
pentru a participa activ;
Termen de realizare: 0-3 luni:
Beneficii vizibile: 3-6 luni;
II. Extinderea mecanismelor de garantare a tranzacțiilor de energie realizate pe piața angro
Suplimentar mecanismului aprobat de ANRE în luna iulie a acestui an (constituirea unei garanții minime la semnarea contractului pe piețele la termen, de 5% pentru livrări cu durata mai mare de 6 luni și 10% pentru livrări cu durata mai mică de 6 luni, precum și un termen de plata de 15 zile de la semnare), va fi acceleratã implementarea unei contrapărţi centrale (CCP), care va reduce riscul speculativ și va întări încrederea în funcționarea pieței de energie electrică.
Astfel, operaționalizarea contrapăţii centrale naționale și a serviciilor de compensare ale CCP-RO, din perspectiva cadrului de tranzacționare la termen a energiei electrice, prin contracte forward, va presupune:
– Asumarea de către membrii compensatori și participanții la tranzacționare, ca risc de contraparte, numai a riscului aferent CCP-RO, în calitatea sa de contraparte centrală.
Considerând că: CCP-RO este o entitate reglementată și monitorizatã prin ASF, BNR și ESMA, că este o entitate permanent capitalizată la nivelul riscurilor asumate, riscul de contraparte în raport cu CCP-RO este unul mult diminuat comparativ cu asumarea riscului de contraparte al unei contrapärti participant la piaţă.
– Aplicarea unui model de risc, aferent mecanismelor de garantare a tranzactiitor în cadrul contrapărţii centrale, validat din perspectiva cerințelor aplicabile conform cadrului legal european și național instituit și subscris Regulamentului 648/2012 al Parlamentului European și al Consiliului din 4 iulie 2012 privind instrumentele financiare derivate extrabursiere, contrapărţile centrale și registrele centrale de tranzacții (EMIR) astfel cum a fost acesta modificat prin pachetul EMIR 3.0, dimensionat astfel încât să fie evitat în cel mai mare grad efectul manifestării unor riscuri sistemice, de contagiune, în cazul neîndeplinirii obligațiilor de către un membru compensator.
– Optimizarea cheltuielilor cu garanțiile constituite pentru garantarea tranzacțiilor prin calculul expunerilor și obligațiilor de garantare la nivelul poziției nete a portofoliulut de tranzacții.
– Aplicarea unui mecanism de gestionare a situațiilor de neîndeplinire a obligațiilor în cadrul căruia, pe lângã garanțiile constituite de către membrii compensatori, sunt angrenate resursele proprii ale contrapărţii centrale.
Autorizarea CCP.RO va presupune derularea unor procese de evaluare de către ASF, BNR și ESMA conform temenelor stabilite prin prevederile EMIR. Operaționalizarea CCP-RO se va realiza ulterior obținerii autorizării ASF, în termenele prevăzute.
Etape de realizat:
• Operaționalizarea societäții CCP-RO:
Termen de realizare: 6-12 luni;
Beneficii vizibile: 12-24 luni.
III. Optimizarea costurilor de achiziție a energiei pentru consum propriu tehnologic (CPT)
Costurile cu achiziția energiei necesare pentru consumul propriu tehnologic (CPT) al operatorilor de distribuție reprezintă 20%-25% din costul total.
Soluție de optimizare propusă:
Prin implementarea unui mecanism de achizitor unic pentru CPT al operatorilor de distribuție, în linie cu recomandările IEA privind eficientizarea costurilor de rețea, se creează premisele scăderii costului cu această componentă. Reducerea CPT va conduce la scăderea tarifelor de distribuție plătite de consumatorii finali și, automat, la scăderea valorii facturi.
Etape de realizat:
Ministerul Energiei modifică și/sau completează legislația primară pentru
implementarea mecanismului;
ANRE elaborează o metodologie de implementarea a cadrului de funcționare a
mecanismului.
Termen de realizare: 0-3 luni
Beneficii vizibile: 12-24 luni
IV. Prețuri dinamice / diferențiate și implementarea masivă a contorizării inteligente
În contextul tranziției energetice și al creșterii ponderii regenerabilelor, România trebuie sã accelereze implementarea tarifelor dinamice, în linie cu recomandările Comisiei Europene și Eurelectric.
Odată cu ponderea tot mai mare a energiei electrice produse din surse regenerabile (în special solar), curba de producție-consum a SEN (Sistemul Energetic Național) a cunoscut o schimbare de paradigmă.
Vârfurile de consum se înregistrează în special în orele de seară (18-22), urmate de cele din orele de dimineată (06-11). Cea mai ieftină energie pe piața SPOT (PZU – Piața pentru Ziua Următoare) este cea produsă și tranzacționatä între orele 11-18.
Ca exemplu, în data de marți 13 august 2025, în intervalul 11:00 – 13:00 prețul energiei a fost între 34 și 52 RON/MWh, în intervalul de vârf de dimineață între 400-500 RON/MWh, iar în intervalul de vârf de seară (orele 18-22) între 700 – 1.500 RON/MWh.
Astfel, și necesarul de echilibrare (respectiv import de energie) este semnificativ în orele cu vârf de consum de searã, ceea ce face ca prețul mediu pe piața din România să fie printre cele mai mari din UE (complementar cu provocärile structurale – lipsa interconexiunilor cu Vestul).
Astfel, similar altor piețe de energie electric[ din UE (ex: UK, Italia, Franța, Estonia & Ţările Baltice), odată cu schimbarea comportamentului de consum-producție la nivel macro, România trebuie să încurajeze adaptarea consumului la nivelul consumatorului final în linie cu producția internă de energie (pentru a atenua exportul de energie la preț mic și importul la preț mare).
Analizând datele statistic, observăm că 16% din totalul locurilor de consum casnic înregistrează 43% din totalul consumului de energie electricã (consum >250 kWh/lună).
Pentru implementarea tarifelor diferențiate sunt necesare Sistemele de Măsurare Inteligentã – SMI (smart meter). Aproximativ 32% din totalul contoarelor din România sunt SMI.
Măsura are rolul de:
* a scădea costul cu energia electrică cu până la 24% la consumatorii finali;
* a reduce importul de energie la prețuri mari.
Notä: În prezent existã în regutamentul de furnizare aprobat de ANRE obligația furnizorilor cu mai mult de 200.000 consumatori de a oferi tarife dinamice (preţ orar înregistrat pe PZU), însă rata de contractare este mică – se preteazã pentru o mică categorie de consumatori.
Având în vedere prețurile mari ale energiei electrice, propunem implementarea sistemului de prețuri dinamice sau diferențiate, mecanism prin care consumatorii pot beneficia de prețul real al energiei, atunci când este produsă.
Prețurile dinamice reprezintă un factor de motivație pentru consumatori, aceștia putând să-și modifice tiparul de consum în funcție de prețul pieței, cu efect dublu de (1) reducere a facturii de energie dar și (2) de aplatizare a curbei de sarcină și reducerea presiunii de pe rețele în vârfurile de consum.
Acest mecanism creează premisele urgentării proiectului de implementare a contorizării inteligente, proiect aflat în întârziere.
Etape de realizat:
• ANRE: Completarea regulamentului de furnizare a energiei electrice prin includerea obligativității pentru furnizorii care au peste 200.000 de clienți finali de a pune la dispoziția clienților soluții digitale de monitorizare și accesare a tarifelor dinamice în timp real (soluții transparente care să faciliteze accesul facil la energia dinamicã pentru clienți);
• Furnizorii de energie: timp alocat pentru dezvoltare și promovare soluții;
Fonduri nerambursabile europene – buget 150 milioane euro – pentru:
– instalarea de contoare inteligente de către operatorii de distribuție;
– dezvoltarea de soluții digitale de către furnizorii de energie.
Termen de realizare: 0-12 luni;
Beneficii vizibile: 12-24 luni.
V. Coerenţă în ceea ce înseamnă eficienţa energetică în sectorul economic, public și rezidențial
Programele de eficienţă energetică trebuie consolidate sub o coordonare unicã, în linie cu recomandárile Comisiei Europene privind utilizarea eficientã a fondurilor. Crearea unui task-force interministerial va permite maximizarea impactului investițiilor și reducerea consumului pe termen lung.
Ministerul Energiei, Ministerul Mediului, Ministerul Agriculturii, Ministerul Investiţiilor şi Proiectelor Europene gestionează fonduri destinate programelor de creștere a eficienței energetice.
Se recomandă crearea unui task-force interministerial care să centralizeze și de monitorizare, în vederea utilizării eficiente a fondurilor.
Se recomandă Ministerul Energiei ca principal punct de coordonare pe programe destinate eficienței energetice.
Etape de realizat:
* Ministerul Energiel să fie desemnat coordonator principal;
* Crearea unui mecanism interministerial de monitorizare.
| Știri BVB