UTILITIES - ELECTRICITY SUPPLY AND DISTRIBUTION ROMANIA

Descriere

Această Solicitare de Informații (RFI) are scop exclusiv de planificare și nu trebuie considerată o invitație la licitație (IFB), o cerere de ofertă (RFQ), o cerere de propunere (RFP) sau o obligație din partea Guvernului de a achiziționa produse sau servicii. Guvernul nu va atribui un contract pe baza acestui anunț și nici nu va efectua plăți pentru informațiile solicitate prin intermediul acestuia. Nu va exista niciun drept la plată, directă sau indirectă, din partea Guvernului ca urmare a transmiterii de către contractori a unor răspunsuri la acest anunț și nici ca urmare a utilizării de către Guvern a acestor informații.

Părțile interesate sunt responsabile să marcheze în mod corespunzător orice informații proprietare sau sensibile din punct de vedere concurențial incluse în răspunsurile lor. Informațiile solicitate sunt destinate exclusiv procesului de planificare și cercetare de piață și nu vor fi făcute publice. Răspunsurile la această RFI nu constituie oferte și nu pot fi acceptate de către Guvern pentru a forma un contract obligatoriu. Cu toate acestea, Guvernul anticipează publicarea unei solicitări oficiale pentru cerințele detaliate mai jos, mai târziu în acest an, prin intermediul portalului oficial de achiziții al Guvernului Statelor Unite (www.sam.gov).

Vă rugăm să transmiteți răspunsurile dumneavoastră cel târziu până la 25 iulie 2025.

Comandamentul Naval Facilities Engineering Command (NAVFAC) Europe Africa Central (EURAFCENT) solicită comentarii referitoare la cerințele preliminare, cercetarea de piață, posibile surse și informații privind bune practici pentru furnizarea de energie electrică de înaltă tensiune la US Naval Support Facility, baza militară românească din Deveselu, România.

Consumul anual estimat de energie electrică al bazei este de aproximativ 13.500 MWh. Profilurile de consum lunar și orar sunt destul de stabile și vor fi furnizate ca anexă la solicitarea oficială.

NAVFAC EURAFCENT solicită informații referitoare la structuri alternative de preț pentru componenta de furnizare a energiei electrice aferentă facturii de utilități a US Naval Support Facility Deveselu.

În prezent, baza este deservită conform următoarei structuri tarifare:

• Un tarif fix ce include un preț în RON/MWh, determinat pe baza Publicației Indicelui OpCom + Taxa de tranzacție, valabil până la 31 decembrie 2025.

Sunt solicitate feedback constructiv, sugestii și soluții alternative.

Instrucțiuni pentru respondenți

Vă rugăm să răspundeți la întrebările de mai jos, în limba engleză sau română. Răspunsurile trebuie trimise prin email către persoanele de contact indicate la finalul acestui document. În atașament puteți include documente suplimentare (de ex.: broșuri, contracte-tip, liste de prețuri) care explică ofertele dvs.

 Modele și componente de tarifare

1. PREȚ INDEXAT (PIAȚA DE ZIUA URMĂTOARE – DAY-AHEAD MARKET)

Oferiți prețuri variabile în funcție de indexul OPCOM Day-Ahead sau alte piețe din România?

1. Specificați indexul exact/ticker-ul de piață utilizat sau preferat pentru „prețul flotant”

(de exemplu: Preț Orar pentru Piața pentru Ziua Următoare, Preț Zilnic pentru Piața pentru Ziua Următoare, Media Lunii pentru Piața pentru Ziua Următoare etc.). Va rugam confirmați dacă se bazează pe date OPCOM.

1. Oferiți preț indexat ajustat lunar conform indicelui OPCOM pentru luna urmatoare?

Dacă da, descrieți mecanismul, inclusiv cum și când se stabilește prețul lunar.

1. Compania dumneavoastră oferă și alte tipuri de structuri tarifare bazate pe index? Dacă

da, vă rugăm să descrieți mecanismul acestor opțiuni.

1. Care sunt elementele de majorare sau comisioanele fixe (RON/MWh sau %) care se adaugă de obicei la prețul de furnizare bazat pe index? (de exemplu: comision fix pe tranzacție per kWh, costuri de echilibrare, costuri de profil, altele). Vă rugăm să explicați baza acestor tarife.
2. Majorarea sau comisionul pe tranzacție depinde de structura specifică de preț indexat

utilizată? Dacă da, vă rugăm să explicați modul în care acest comision este determinat și influențat de structura aleasă. De asemenea, vă rugăm să furnizați un interval orientativ (în % sau RON/MWh) pentru majorarea asociată fiecărei structuri pe care compania dumneavoastră o oferă.

1. Există taxe suplimentare, non-reglementate, aplicate ofertei dumneavoastră, care ar putea să nu fie incluse în majorare/comisionul pe tranzacție?

1. PREȚ FIX (INDEXAT LA PIAȚA FORWARD)

Oferiți prețuri fixe, indexate la piața OPCOM Forward sau la alte piețe de energie electrică din România, pentru contracte pe termen lung, cu ajustări periodice în funcție de indexul pieței Forward?

1. Specificați indexul exact/ticker-ul pieței de electricitate utilizat sau preferat pentru „prețul fix” (de exemplu: Forward Monthly „ROPEX_FM_20XX” etc.). Vă rugăm să confirmați dacă acesta se bazează pe datele OPCOM.
2. Contractul nostru actual are structura PI + Comision de tranzacție, unde PI = prețul forward OPCOM pentru anul următor (publicat în luna decembrie), iar Comisionul de tranzacție = o valoare fixă în RON/MWh. Compania dumneavoastră poate și este dispusă să ofere acest tip de structură?

3. PREȚ FIX (FIRM FIXED PRICE)

Oferiți clienților industriali mari un produs cu „preț fix” — un singur preț pe kWh aplicabil pentru fiecare oră din an, pe o perioadă de mai mulți ani? Dacă da, vă rugăm să detaliați componentele incluse sau integrate în prețul fix, cum ar fi:

1. Cum este calculat prețul fix? Vă rugăm să identificați factorii de piață relevanți, primele de risc și orice alte componente semnificative.
2. Se aplică o majorare sau un comision de tranzacție pentru elemente din afara costului de furnizare a energiei (de exemplu: un comision fix per kWh pentru pierderi)?
3. Ați putea oferi un singur „preț fix” pe kWh pentru întreaga perioadă contractuală de 2, 3 sau mai mulți ani?

4. TARIFARE DIFERENȚIATĂ PE ORE (TOU) SAU SEZONIERĂ

Oferiți prețuri diferențiate în funcție de oră (Time-of-Use - TOU) sau sezoniere?

1. Oferiți prețuri sezoniere pentru perioadele de vară și iarnă? Ce structuri tarifare sezoniere oferă compania dumneavoastră? Vă rugăm să descrieți cum și când se stabilesc prețurile, cum sunt ele ajustate pe durata contractului și pe ce bază sunt determinate aceste prețuri sezoniere.
2. OpCom publică un sistem de intervale TOU (de exemplu: vârf, extravârf, bază) pe care Guvernul SUA este deschis să îl adopte ca program de tarifare propus în solicitarea publică. Ați accepta structura TOU OpCom, în care orele de vârf sunt 09:00–20:00, iar cele de extravârf sunt 21:00–08:00?

1. Dacă nu, vă rugăm să furnizați propriul program TOU (de exemplu: vârf, extravârf, intermediar) pe care îl oferiți clienților și care ar permite participarea dumneavoastră.

1. Ce structuri tarifare TOU (Time-of-Use) oferă compania dumneavoastră? Vă rugăm să explicați modul în care sunt stabilite prețurile, dacă acestea rămân fixe, sunt ajustate periodic sau sunt corelate cu un index, precum și baza de determinare a acestora.
2. Din experiența dumneavoastră, în ce condiții o structură tarifară TOU sau sezonală ar putea oferi o valoare mai mare sau economii de costuri comparativ cu un preț fix sau complet indexat? Oferiți o structură tarifară combinată sau hibridă (de exemplu: tarif parțial fix cu expunere parțială la index)? Dacă da, vă rugăm să explicați modul în care este structurată această opțiune.

 Termeni de contract și managementul riscului

1. Ce durate de contract oferiți pentru clienți industriali? (ex. 12, 24, 36 luni sau mai multe)? Ce durata recomandați și de ce, în funcție de model, si sub care dintre planurile tarifare mentionate mai sus?

1. Care sunt aspectele cheie de care trebuie să țină cont U.S. Navy atunci când compania dumneavoastră estimează prețurile ofertelor pentru contracte pe termen lung (peste 2 ani)? Necesită mai mult timp formularea unei oferte de solicitare?

1. Cum plănuiește compania dumneavoastră să se adapteze la piața actuală după expirarea plafonului de prețuri stabilit prin Ordonanța de Urgență GEO 27/2022 și 153/2022 în iulie 2025? Ce strategii specifice veți aplica?

1. Poate compania dumneavoastră să susțină contracte pe mai mulți ani cu ajustări interimare ale prețurilor (de exemplu, recalculări anuale bazate pe schimbările pieței)?

1. Ce indice recomandați pentru ajustările de preț?
2. Care este frecvența preferată pentru ajustări (la fiecare 6 sau 12 luni)?
3. Sunteți în măsură să oferiți un preț de bază mai mic în schimbul unor ajustări periodice ale prețului?

1. Oferiți un plafon de preț, o limită de variație (collar) sau un mecanism de hedging pentru a reduce expunerea clientului la volatilitatea pieței?

1. Cum gestionează compania dumneavoastră riscul asociat fluctuației prețurilor la energie?

1. Utilizați strategii interne de hedging sau achiziții forward?
2. Cum țineți cont de incertitudinea prognozelor în ofertele multi-anuale?
3. Luna sau sezonul în care se face achiziția are un impact semnificativ asupra prețului din cauza condițiilor de piață sau a volumului tranzacțiilor?

1.  Achiziționați în principal energie din piața forward pentru clienți industriali de mari dimensiuni?

1. Pentru a ajuta U.S. Navy să înțeleagă termenii și condițiile standard practicate de compania dumneavoastră, ați fi dispuși să furnizați un model de contract (editat dacă este necesar pentru a proteja informații comerciale sensibile)?

1. Având în vedere că actualul contract expiră la 31 decembrie 2025, cu câte zile înainte de începerea serviciului (30, 60, 90 zile etc.) ar trebui semnat un nou contract pentru a obține cel mai bun preț posibil pentru Guvernul SUA și de ce?

1. Marina SUA (U.S. Navy) a publicat și în trecut documentații de tip Sources Sought. Ați fost la curent cu acestea la momentul publicării? Dacă da, vă rugăm să precizați orice motive care v-au împiedicat să participați.

1. Dacă U.S. Navy ar publica o solicitare bazată pe una dintre structurile tarifare preferate de compania dumneavoastră, ați fi dispuși să răspundeți? De ce da sau de ce nu?

Acorduri de Achiziție a Energiei (PPA) cu Sleeving și Stabilitate a Prețului pe Termen Lung

1.  Oferă sau ar putea compania dumneavoastră să ofere energie electrică printr-un contract de tip “Sleeved” Power Purchase Agreement (PPA), având clienți industriali mari ca principali consumatori ai energiei produse de un generator?

1. Termenul contractual preferat pentru acest tip de contract diferă de cel al unui contract standard de furnizare energie?
2. Care sunt principalele condiții și termeni care diferențiază acest tip de contract (PPA) față de un contract standard de tip commodity?
3. Cum se stabilește prețul și cum se compară acesta cu alte oferte standard de tip commodity?
4. Puteți furniza ipoteze, factori de escaladare (dacă există) și un rezumat al structurii de tarifare (de exemplu: transferul costurilor de profil sau dezechilibru) pentru orice opțiuni PPA disponibile?

***ENGLISH TRANSLATION BELOW***

Description

This Request for Information (RFI) is for planning purposes only and shall not be considered as an invitation for bid (IFB), request for quotation (RFQ), request for proposal (RFP), or as an obligation on the part of the Government to acquire any products or services. The government will not award a contract on the basis of this notice, or otherwise pay for information solicited by it. No entitlement to payment of direct or indirect costs or charges by the Government will arise as a result of contractor submission of responses to this announcement nor the Government's use of such information. Interested parties are responsible for adequately marking proprietary or competition sensitive information contained in their response. The requested information is for planning and market research purposes only and will not be publicly released. Responses to this RFI are not offers and cannot be accepted by the Government to form a binding contract. However, the Government is anticipating the release of a solicitation for the requirements outlined below later this year through the United States Government’s solicitation portal (www.sam.gov).

Please submit your responses no later than 25 July 2025.

The Naval Facilities Engineering Command (NAVFAC) Europe Africa Central (EURAFCENT) Command is seeking comments on draft requirements, market research, potential sources, and best practice information for the supply of high voltage electricity at US Naval Support Facility, Romanian Military Base, Deveselu, Romania. The estimated annual electricity consumption of the base is approx. 13,500 MWh. The monthly and hourly load profiles are quite stable and will be provided as attachment to the solicitation.

NAVFAC EURAFCENT is requesting information on alternative pricing structures for the electricity supply component of the US Naval support Facility Deveselu’s electric utility bill.

The base is currently served by the following pricing structure:

A firm-fixed offer price including a RON/MWh price determined based on the OpCom Index Publication + Transaction Fee until December 31, 2025.

Constructive feedback, suggestions, and solutions are requested.

Instructions for Respondents

Please respond to the following questions in English or Romanian. Responses should be emailed to the point of contact listed at the end of this document. You may attach additional documents (e.g., brochures, sample contracts, or pricing sheets) that help explain your product offerings

Pricing Models and Components

1. INDEX PRICE (DAY-AHEAD MARKET). Do you offer market-indexed (floating) pricing based on the OPCOM Day-Ahead Market (PZU), or other Romanian electricity markets?
   1. Specify the exact electricity market index/ticker used/preferred for the "floating price" (e.g., Day-Ahead Hourly Price, Day-Ahead Daily Price, Day-Ahead monthly average, etc.). Please confirm if this is based on OPCOM data.
   2. Does your company offer an indexed pricing structure where the price is adjusted monthly, based on the published OPCOM index for the upcoming month? If so, please describe the mechanism in detail, including how and when the monthly price is determined.
   3. Does your company offer any other types of index-based pricing structures? If so, please describe the mechanics of those options.
   4. What are the elements of the markup, or fixed fees (RON/MWh or %), that are normally added to the index-based supply price? (e.g., fixed transaction fee per kWh, balancing costs, profile costs, other). Please explain the basis for these charges.
   5. Is the markup or transaction fee dependent on the specific indexed pricing structure used? If so, please explain how the fee is determined and influenced by the chosen structure. Additionally, please provide a typical range (in % or RON/MWh) for the markup associated with each structure your company offers.
   6. Are there any additional non regulatory fees applied to your offer that may not be included in the markup/transaction fee?
2. FIXED PRICE (INDEXED TO FORWARD). Do you offer market-indexed (fixed) pricing based on the OPCOM Forward Market, or other Romanian electricity markets, for multi-year contracts with periodic adjustments to the Forward Market index?
   1. Specify the exact electricity market index/ticker used/preferred for the "fixed price" (e.g., Forward Monthly “ROPEX_FM_20XX”, etc.). Please confirm if this is based on OPCOM data
   2. Our current contract is structured as PI + Transaction fee where PI = the following year’s OPCOM forward price (as published in December), and the Transaction fee = a fixed ROM/MWH value. Is your company able and willing to offer this type of structure?
3. FIRM FIXED PRICE. Do you offer large industrial customers a “fixed price” product that is one single price per kWh across every hour of the year, for multiple years? If so, please detail the components that are included or embedded within the fixed price, such as:
   1. How is the fixed price calculated? Identify the underlying market factors, risk premiums, and any other relevant components.
   2. Is there a markup or transaction fee applied to items outside of the energy supply charge (e.g. a fixed transaction fee per kWh of losses)?
   3. Would you be able to offer a single “fixed price” per kWh for all 2, 3, or more years of contractual Period of performance?
4. TOU OR SEASONAL PRICING. Do you offer Time-of-Use (TOU) or seasonal pricing?
   1. Do you offer seasonal pricing for summer and winter seasons? What seasonal pricing structures does your company offer? Please describe how and when the prices are set, how they are adjusted over the contract term, and the underlying basis for determining the seasonal prices.
   2. OpCom publishes a TOU bands (e.g., peak, off-peak, base) scheme that the US Government is open to adopt as the proposed pricing schedule for its public solicitation.  Would your company accept the OpCom TOU if proposed in the solicitation where peak hours are 09-20 and off peak 21-08?
      1. If not, please provide your TOU bands (e.g., peak, off-peak, shoulder) schedule offered to clients that would allow you participating
   3. What TOU pricing structures does your company offer? Please explain how the prices are set, whether they remain fixed, are periodically adjusted, or are tied to an index, and the basis for determining them.
   4. In your experience, under what conditions would a TOU or seasonal pricing structure provide greater value or cost savings compared to a flat or fully indexed price?Do you offer a blended or hybrid pricing structure (e.g., partial fixed rate with partial index exposure)? If so, please explain how this is structured.

Contract Terms and Risk Management

1. What contract durations do you typically offer for industrial clients (e.g., 12, 24, 36months or more)? What duration would you recommend and why, and under what pricing model listed above?
   1. What key considerations should the U.S. Navy be aware of when your company forecasts bid prices for longer-term contracts (beyond 2 years)? Does it take more time to formulate solicitation bid?
2. How does your company plan to adapt to the current market following the expiry of GEO 27/2022 and 153/2022 Emergency Ordinance pricing cap in July 2025? What specific strategies will you employ?
3. Can your company support multi-year contracts with interim price adjustments (e.g., annual resets based on market changes)?

1. What index do you recommend for price adjustments?
2. What is your preferred cadence for adjustments (every 6 or 12 months)?
3. Are you able to offer a lower base price in exchange for periodic price adjustments?

1. Do you offer a price cap, collar, or hedging mechanism to reduce customer exposure to market volatility?
2. How does your company manage energy price risk?

1. Do you use internal hedging or forward purchasing strategies?
2.  How do you account for forecasting uncertainty in multi-year offers?
3. Does the month or season of procurement significantly impact pricing due to market conditions or transaction activity?

1. Do you procure primarily in the forwards market for large industrial customers?
2. To help the U.S. Navy understand your standard terms and conditions, would you be willing to provide a sample contract (redacted as necessary to protect commercially sensitive information)?
3. Considering that the current contract expires on December 31, 2025, how many days prior (30, 60, 90, etc.?) to the start of service should a contract be awarded to provide the best pricing possible for the United States Government, and why?
4. The US Navy has issued Sources Sought documentation in the past. Have you been aware of these when they were published? If so, please share any reasons that prevented your participation. 
5. If the Navy were to solicit under one of your identified preferred price structures, will you be inclined to respond why or why not?

Sleeved Power Purchase Agreements (PPAs) and Long-Term Price Stability

1. Does or could your company offer any energy supply through a “sleeved” power purchase agreement (PPA) with large industrial customers as the primary off-taker of the energy from a generator?
   1. Does the preferred contract term for this arrangement differ from that of a standard commodity contract?
   2. What are the main terms and conditions that differentiate this type of contract (PPA) comparing it from a standard commodity contract?
   3. How is the pricing determined and how does it compare to other standard commodity offers?
   4. Could you provide assumptions, escalation factors (if any), and a summary of the pricing structure (e.g., pass-through of profile or imbalance costs) for any PPA options available