AFRR, FCR și Arbitrajul Energetic Explicate

Un ghid tehnic complet despre piețele de echilibrare românești și strategiile de arbitraj energetic pentru sisteme de stocare BESS. Învață cum să maximizezi veniturile din trading energetic pe DAM, IDM și servicii auxiliare Transelectrica.

Piețele de Energie din România: O Privire de Ansamblu

Sistemul energetic românesc operează pe multiple piețe interconectate, fiecare cu roluri specifice și oportunități de profit distincte pentru sistemele de stocare a energiei în baterii (BESS):

1. Piețele wholesale de energie electrică

2. Piețele de servicii de echilibrare (Ancillary Services)

Pentru un sistem BESS, piețele de servicii de echilibrare reprezintă sursa primară de venituri (60-70% din total), în timp ce arbitrajul energetic pe DAM și IDM contribuie cu 20-30%, restul provenind din servicii suplimentare.

AFRR (Automatic Frequency Restoration Reserve)

AFRR reprezintă rezerva de echilibrare secundară, activată automat de către Transelectrica pentru a restabili frecvența rețelei la 50 Hz și pentru a reda rezervele FCR la nivelul nominal.

Cum funcționează AFRR?

Când se produce un dezechilibru în rețea, sistemul reacționează în trei etape:

1. 0-2 secunde - FCR: Rezervele primare răspund automat, proporțional cu deviația de frecvență
2. 30 secunde - 15 minute - AFRR: Rezervele secundare preiau controlul, permitând rezervelor FCR să revină la disponibilitate
3. 15+ minute - mFRR: Rezervele terțiare iau controlul pentru activări susținute

Cerințe tehnice pentru participare AFRR

• Capacitate minimă: 1 MW (până în 2026), apoi 5 MW pentru noi intrați
• Timp de răspuns: Activare completă în maxim 5 minute (sisteme BESS: sub 1 secundă)
• Disponibilitate: Minim 95% pe an, penalizări pentru indisponibilitate
• Durata minimă activare: 15 minute continuu
• Bidirectionalitate: Capacitate de a furniza (+) și absorbi (-) putere
• Comunicare: Conexiune SCADA în timp real cu CND (Centrul Național de Dispecerizare)

Structura de venituri AFRR

Veniturile din AFRR provin din două componente:

1. Plata pentru capacitate (Availability Payment)

Operatorul primește o plată fixă pentru disponibilitatea de a furniza serviciul, indiferent dacă este activat sau nu. Prețurile se stabilesc prin licitație zilnică:

Exemplu calcul venit capacitate:

• Sistem BESS: 15 MW capacitate alocată AFRR
• Preț mediu: 100 EUR/MW/zi
• Zile operaționale: 355/an (10 zile mentenanță)
• Venit anual capacitate: 15 MW × 100 EUR × 355 zile = 532.500 EUR

2. Plata pentru energie activată (Activation Payment)

Când Transelectrica activează rezerva AFRR, operatorul primește o plată suplimentară pentru energia efectiv furnizată sau absorbită:

• Preț activare up-regulation (furnizare energie): 100-200 EUR/MWh
• Preț activare down-regulation (absorbție energie): 80-150 EUR/MWh
• Frecvența activării: 2-4 ore/zi în medie, până la 12 ore în zile cu volatilitate mare

Exemplu calcul venit activare:

• Activări medii: 3 ore/zi × 365 zile = 1.095 ore/an
• Energie activată: 15 MW × 1.095 h = 16.425 MWh/an
• Preț mediu activare: 150 EUR/MWh
• Venit anual activare: 16.425 MWh × 150 EUR = 2.463.750 EUR

Avantajele BESS pentru AFRR

Sistemele de stocare în baterii sunt ideal adaptate pentru serviciul AFRR:

• Răspuns rapid: Activare în <1 secundă vs 30-300 secunde pentru centrale termice
• Precizie: Poate livra exact puterea solicitată (ex: 7.348 MW)
• Flexibilitate: Tranziție instantanee între încărcare și descărcare
• Fără emisii: Nu necesită menținere motoare în funcțiune (zero fuel costs)
• Costuri operaționale scăzute: Mentenanță minimă, fără personal 24/7
• Degradare acceptabilă: Un ciclu de activare AFRR = 0.05-0.1 cicluri complete (impact minim pe baterii)

FCR (Frequency Containment Reserve)

FCR este rezerva primară de frecvență, activată instantaneu și automat pentru a opri deviația de frecvență în primele secunde după un dezechilibru. FCR acționează proporțional cu deviația de frecvență și trebuie să fie complet activat în maximum 30 secunde (standarde ENTSO-E).

Principiul de funcționare FCR

FCR funcționează pe baza unei caracteristici dromocronic:

• Frecvența nominală: 50.000 Hz
• Bandă moartă: ±10 mHz (49.990 - 50.010 Hz) - fără activare FCR
• Activare proporțională: Pentru fiecare ±200 mHz deviere, sistemul furnizează 100% din capacitatea FCR
• Activare continuă: FCR operează permanent, ajustându-se continuu la micile variații de frecvență

Exemplu: Un sistem BESS cu 5 MW capacitate FCR va furniza:

• 0 MW la 50.000 Hz (frecvența nominală)
• +2.5 MW la 49.900 Hz (frecvență scăzută cu 100 mHz → 50% capacitate)
• +5.0 MW la 49.800 Hz (frecvență scăzută cu 200 mHz → 100% capacitate)
• -2.5 MW la 50.100 Hz (frecvență crescută → absorbție energie)

Cerințe tehnice pentru participare FCR

• Capacitate minimă: 1 MW
• Timp de răspuns: Activare în <2 secunde, full power în 30 secunde (BESS: <300ms)
• Disponibilitate: Minim 98% pe an
• Mod de operare: Automat continuu, fără comandă de la operator
• Simetrie: Trebuie să poată furniza și absorbi energie (up/down regulation)
• Droop control: Implementare cu dead-band de ±10 mHz și gradient liniar

Structura de venituri FCR

Spre deosebire de AFRR, FCR are o structură de venituri simplificată:

Plata pentru capacitate (singura componentă)

Operatorii FCR primesc doar plată pentru disponibilitate, fără plată separată pentru energia activată (deoarece activarea este continuă și de amplitudine mică):

Exemplu calcul venit FCR:

• Sistem BESS: 5 MW capacitate alocată FCR
• Preț mediu: 60 EUR/MW/zi
• Zile operaționale: 350/an (15 zile mentenanță/indisponibilitate)
• Venit anual FCR: 5 MW × 60 EUR × 350 zile = 105.000 EUR

Considerații speciale pentru BESS în FCR

1. Managementul State of Charge (SOC)

Deoarece FCR operează continuu și bidirectional, există riscul ca bateria să ajungă la SOC 0% sau 100%, făcând-o incapabilă să răspundă în direcția necesară. Soluții:

• SOC target: 50% - Bateria este menținută la jumătatea capacității pentru a permite reglare în ambele direcții
• Rebalancing automat: Când SOC atinge 30% sau 70%, sistemul cumpără/vinde energie pe IDM pentru a reveni la 50%
• Asymmetric bidding: La SOC scăzut, se oferă mai mult up-regulation decât down-regulation

2. Wear and tear pe baterii

FCR cauzează ciclare continuă de amplitudine mică. Impact pe baterii:

• Micro-cicluri: 10-20% SOC swing/zi în medie
• Echivalent: 0.15-0.25 cicluri complete/zi
• Impact anual: 50-90 cicluri echivalente/an
• Degradare: 0.5-1% capacitate/an pentru baterii LFP (acceptabil)

FCR vs AFRR: Ce este mai profitabil?

Concluzie: AFRR este mult mai profitabil pentru BESS, dar alocarea unei porțiuni (10-20%) pentru FCR diversifică riscul și maximizează utilizarea capacității.

mFRR (Manual Frequency Restoration Reserve)

mFRR este rezerva terțiară de frecvență, activată manual de către operatorul de sistem când:

• Activarea AFRR durează mai mult de 15 minute
• Există previziuni pentru dezechilibre susținute
• Se dorește eliberarea rezervelor AFRR pentru a restabili disponibilitatea

Cerințe tehnice mFRR

• Capacitate minimă: 5 MW
• Timp activare: 15 minute de la comandă
• Durată minimă activare: 1 oră
• Preaviz disponibilitate: 24 ore (ziua anterioară)

Venituri mFRR

Pentru BESS, mFRR este mai puțin atractiv decât AFRR deoarece:

• Preț capacitate inferior (30-60 vs 80-150 EUR/MW/zi)
• Activări mai rare dar mai lungi (impact mare pe SOC)
• Competiție mare cu hidrocentrale și centrale termice flexibile

Strategie recomandată: Participare oportunistică pe mFRR doar când capacitatea nu este alocată pentru AFRR sau arbitraj.

Comparație Completă: FCR, AFRR, mFRR

Arbitraj Energetic pe Piața Day-Ahead (DAM)

Piața Day-Ahead (DAM), operată de OPCOM, este piața centrală a energiei electrice în România, reprezentând peste 95% din volumul total tranzacționat. Prețurile sunt stabilite prin licitații orare pentru ziua următoare, cu închiderea pieței la ora 12:00.

Cum funcționează DAM?

1. Participanții depun oferte: Producători (oferte de vânzare), consumatori și traderi (oferte de cumpărare)
2. Algoritmul de matchare: Equilibrează cererea și oferta pentru fiecare oră, stabilind prețul de clearing
3. Rezultate publicate: Prețurile pentru toate cele 24 ore sunt publicate la 13:00
4. Livrare: Energia este livrată conform programului în ziua următoare

Profilul de preț DAM în România

Strategii de arbitraj DAM pentru BESS

1. Arbitraj simplu (Buy Low, Sell High)

Cea mai directă strategie: cumpără energie la prețuri minime (noapte/weekend) și vinde la prețuri maxime (ore de vârf).

Exemplu numeric:

• Sistem: 15 MW / 30 MWh
• Încărcare: Ora 03:00, preț 30 EUR/MWh, 30 MWh = 900 EUR cost
• Descărcare: Ora 19:00, preț 120 EUR/MWh, 27 MWh (90% eficiență) = 3.240 EUR venit
• Profit net: 3.240 - 900 = 2.340 EUR/ciclu
• La 200 cicluri/an (combinat cu AFRR): 468.000 EUR/an

2. Arbitraj intra-day (multiple cicluri)

În zile cu volatilitate mare, se pot executa 1.5-2 cicluri:

• Ciclu 1: Încărcare 02:00-06:00 (off-peak), descărcare 08:00-10:00 (dimineață peak)
• Ciclu 2: Încărcare 12:00-15:00 (solar peak, prețuri scăzute), descărcare 18:00-22:00 (seara peak)

Impact: +50% venituri din arbitraj, dar +30% degradare baterii (trade-off de optimizat).

3. Arbitraj sezonier

Prețurile DAM variază semnificativ pe parcursul anului:

Strategie: Prioritize arbitraj în iarnă (spread-uri mai mari), alocă mai multă capacitate pentru AFRR în vară (prețuri arbitraj mai mici).

Limitări și riscuri DAM

Arbitraj Energetic pe Piața Intraday (IDM)

Piața Intraday (IDM) permite ajustarea pozițiilor energetice după închiderea DAM, până cu 5 minute înainte de livrare. IDM este extrem de volatilă, oferind oportunități de profit mari dar și riscuri ridicate.

Caracteristici IDM

• Tranzacționare continuă: 24/7, de la închiderea DAM până la 5 minute înainte de delivery
• Granularitate: 15 minute (vs 1 oră pe DAM)
• Volatilitate: Swing-uri de 100-300 EUR/MWh între perioade consecutive
• Lichiditate scăzută: 3-5% din volumul DAM, spread bid-ask mai mare
• Reacție la evenimente: Opriri neașteptate centrale, erori de prognoză vânt/solar, condiții meteo extreme

Oportunități de arbitraj IDM

1. Arbitraj DAM → IDM

Cumpără pe DAM când prețul este scăzut, apoi vinde pe IDM când prețul crește datorită unor evenimente neprevăzute.

Exemplu:

• DAM (ora 12:00, ziua D-1): Cumperi 30 MWh pentru ora 19:00 la 80 EUR/MWh = 2.400 EUR
• IDM (ora 17:00, ziua D): Prețul pentru ora 19:00 crește la 180 EUR/MWh din cauza opririi neașteptate a unei centrale
• Vinzi 27 MWh pe IDM la 180 EUR/MWh = 4.860 EUR
• Profit: 4.860 - 2.400 = 2.460 EUR (doar din trading, fără să fi consumat propria capacitate de stocare pentru ciclu)

2. Arbitraj intra-IDM

Profită de fluctuațiile rapide de preț pe parcursul zilei:

• Dimineața: Prognoza meteo arată vânt puternic → prețuri scăzute anticipate
• După-amiaza: Vântul nu se materializează → prețuri cresc rapid
• BESS cumpără la 40 EUR/MWh dimineața, vinde la 140 EUR/MWh după-amiaza
• Profit: 100 EUR/MWh × 27 MWh = 2.700 EUR

3. Renewable forecast correction

Producătorii de energie regenerabilă au erori de prognoză (vânt, solar), creând dezechilibre pe piața IDM:

• Prognoză optimistă eoliene → Producție reală mai mică → Deficit → Prețuri IDM cresc
• BESS poate vinde energie pe IDM la prețuri premium
• Prognoză pesimistă solar → Producție reală mai mare → Surplus → Prețuri IDM scad
• BESS poate cumpăra energie ieftină pentru cicluri ulterioare

Instrumente pentru trading IDM

Pentru a profita de IDM, un EMS avansat trebuie să integreze:

• Machine Learning models: Predicție prețuri IDM bazată pe date istorice, meteo, production schedules
• Real-time monitoring: Prețuri live IDM, poziții deschise, SOC baterie
• Automated execution: Plasare ordine automate când condițiile sunt îndeplinite
• Risk management: Limite de expunere, stop-loss automate

Piața de Echilibrare (Balancing Market)

Piața de echilibrare se activează post-livrare pentru a decontări dezechilibrele dintre energia programată și energia efectiv consumată/produsă. Prețurile sunt extrem de volatile, reflectând situația critică a rețelei în acel moment.

Cum funcționează piața de echilibrare?

1. Fiecare participant are un program aprobat (cantitate energie de produs/consumat pentru fiecare oră/15min)
2. După livrare, se măsoară energia reală livrată/consumată
3. Dezechilibrul = Energie reală - Energie programată
4. Transelectrica facturează sau plătește participanții la prețul de dezechilibru, care poate fi:

• Single pricing: Același preț pentru toți, indiferent de direcția dezechilibrului (în vigoare în România din 2023)
• Preț determinat de: Prețul marginal al ultimei unități activate pentru echilibrare

Strategii BESS pe piața de echilibrare

1. Deliberate imbalance strategy

Creează deliberat un dezechilibru pentru a profita de prețurile favorabile de echilibrare:

• Scenariu: Prognozezi că va fi deficit de energie (frecvență scăzută, preț echilibrare ridicat)
• Acțiune: Nu cumperi suficientă energie pe DAM/IDM (under-schedule)
• Rezultat: Vei avea un dezechilibru negativ, dar vei cumpăra energia la prețul de echilibrare care poate fi mai mic decât prețul pe care l-ai fi plătit pe IDM
• Invers: Dacă prognozezi surplus (preț echilibrare scăzut), over-schedule și vinde surplusul pe echilibrare

Exemplu numeric:

• Programezi descărcarea a 10 MW pentru ora 19:00 (27 MWh energie pe care trebuie să o livrezi)
• Cumperi doar 20 MWh pe DAM la 100 EUR/MWh = 2.000 EUR
• Lași un dezechilibru de -7 MWh (lipsă) pe care mizezi că va fi acoperit la preț favorabil
• Dacă prețul de echilibrare este 80 EUR/MWh: plătești 7 × 80 = 560 EUR (ai economisit 7 × 20 = 140 EUR)
• Dacă prețul de echilibrare este 150 EUR/MWh: plătești 7 × 150 = 1.050 EUR (pierdere de 350 EUR)

2. Portfolio optimization with balancing exposure

Integrează piața de echilibrare în optimizarea generală a portofoliului:

• Alocă 70% capacitate pentru AFRR (venituri sigure)
• Alocă 20% pentru arbitraj DAM/IDM (risc mediu)
• Lasă 10% pentru tranzacții oportunistice pe piața de echilibrare (risc ridicat, reward ridicat)

Strategii Avansate de Trading Energetic

1. Multi-market stacking

Participă simultan pe multiple piețe pentru a maximiza utilizarea capacității:

Această strategie permite utilizare de 150-200% a capacității nominale (prin overlapping), maximizând veniturile.

2. Weather-based trading

Integrează prognoze meteo detaliate pentru a anticipa:

• Producție solară: Zile înnorate → prețuri mai ridicate → mai mult arbitraj descărcare
• Producție eoliană: Furtuni → prețuri scăzute → mai mult arbitraj încărcare
• Temperatură: Valuri de căldură/frig → cerere extremă → prețuri volatile → oportunități IDM

3. Cross-border trading (România - Ungaria)

România și Ungaria au început market coupling pentru AFRR în 2024, permițând participarea pe ambele piețe:

• Prețuri AFRR Ungaria: 100-180 EUR/MW/zi (mai ridicate decât România)
• Sistemele BESS la granița RO-HU (ex: Zalău) pot oferi pe ambele piețe
• Optimizare automată: EMS alege piața cu preț mai mare pentru fiecare interval
• Potențial venit suplimentar: +15-25% față de participare doar pe piața românească

Optimizare de Portofoliu: Maximizarea Veniturilor BESS

Un sistem BESS profitabil necesită optimizare continuă a alocării capacității între piețe. Iată un exemplu de portofoliu optimizat pentru 15 MW / 30 MWh:

Proiecție venituri anuale (15 MW / 30 MWh)

EBITDA margin: 70% (costuri operaționale 900.000 EUR: insurance, O&M, leasing teren, salarii)
EBITDA anual: 2.300.000 EUR
ROI: ~14% doar din operațiuni (fără depreciere și taxe)

Managementul Riscurilor în Trading Energetic

Trading-ul energetic comportă riscuri semnificative care trebuie gestionate proactiv:

1. Risc de prognoză

• Problema: Predicții incorecte ale prețurilor → tranzacții nerentabile
• Mitigare: Folosește ML models cu precizie validată (>70% accuracy), backtest strategii pe date istorice, limitează expunerea pe tranzacții cu incertitudine mare

2. Risc de performanță tehnică

• Problema: Failure sistem BESS în timpul activării AFRR → penalizări severe
• Mitigare: Redundanță componentelor critice (invertoare, BMS), contract O&M cu SLA 99%+, asigurare business interruption

3. Risc de degradare baterii

• Problema: Ciclare excesivă → degradare accelerată → replacement costs
• Mitigare: Algoritm de optimizare care include degradation cost în calculul profitului, limitări de cicluri/zi (ex: max 1.5 cicluri echivalente), warrant baterii cu performance guarantees

4. Risc regulatory

• Problema: Schimbări în regulamentele pieței sau în metodologia de pricing
• Mitigare: Diversificare surse venit (nu depinde 100% de AFRR), lobby prin asociații industriale, clauze de protecție în contracte

5. Risc de lichiditate

• Problema: IDM/Balancing market cu lichiditate scăzută → imposibilitatea de a executa tranzacții la prețuri țintă
• Mitigare: Limitează sizing tranzacțiilor IDM (max 30% capacitate), diversifică pe DAM, menține relații cu traderi instituționali pentru OTC deals

Concluzie

Piețele de energie românești oferă oportunități extraordinare pentru sisteme de stocare BESS, cu multiple fluxuri de venituri care pot fi optimizate prin strategii sofisticate de trading:

• AFRR rămâne cea mai profitabilă piață (60-70% din venituri), cu prețuri stabile și activări moderate
• FCR oferă venituri complementare (5-10%) cu cerințe tehnice stricte dar operare automată
• Arbitrajul DAM/IDM adaugă 20-30% venituri prin exploatarea volatilității prețurilor
• Participarea pe multiple piețe simultană maximizează utilizarea capacității și reduce expunerea la riscuri

Succesul unui proiect BESS depinde de un EMS avansat capabil să optimizeze în timp real alocarea capacității, să prognozeze prețurile cu precizie și să gestioneze riscurile proactiv. Battery.Network dezvoltă algoritmi proprietari de trading bazați pe machine learning, asigurând performanță superioară față de competitori.

Articole conexe