HOTĂRÂRE nr. 890 din 29 iulie 2003

privind aprobarea "Foii de parcurs din domeniul energetic din

România"

EMITENT: GUVERNUL

PUBLICAT ÎN: MONITORUL OFICIAL nr. 581 din 14 august 2003

În temeiul art. 107 din Constituţie,

Guvernul României adopta prezenta hotărâre.

ARTICOL UNIC

Se aproba "Foaia de parcurs din domeniul energetic din

România", prevăzută în anexa care face parte integrantă din

prezenta hotărâre.

PRIM-MINISTRU

ADRIAN NASTASE

Contrasemnează:

---------------

p. Ministrul economiei

şi comerţului,

Mihai Berinde,

secretar de stat

Ministrul integrării

europene,

Hildegard Carola Puwak

p. Ministrul finanţelor

publice,

Gheorghe Gherghina,

secretar de stat

Bucureşti, 29 iulie 2003.

Nr. 890.

ANEXA

Foaie de parcurs în domeniul energetic din România

STEMA GUVERNUL ROMÂNIEI

MINISTERUL ECONOMIEI ŞI COMERŢULUI

FOAIE DE PARCURS

ÎN

DOMENIUL ENERGETIC DIN ROMÂNIA

IULIE 2003

─────────────────────────────────────────────────────────────────

───────────────

CUPRINS

I. Privire de ansamblu asupra sectorului energetic din România

- PREZENT ŞI

VIITOR

II. Asigurarea resurselor energetice

III. Modelul de piata energetica în România

IV. Politica energetica în România

IV.1 Energia competitivă - baza unei economii competitive

IV.2 Rolul autorităţii de reglementare şi al operatorului

de piata

IV.3 Investiţii şi privatizare prin participarea de capital

privat şi

investitori strategici

IV.4 Politica de preţuri şi protecţia socială

V. Mediul

VI. Restructurarea sectorului de producere a energiei electrice

şi operarea

producătorilor pe piata

VI.1 Programul de dezvoltare energetica pentru perioada

2003-2015

VI.2 Programul de închidere a centralelor

VI.3 Siguranta nucleara

VI.4 Programul de electrificari

VII. Piata regionala de energie electrica

ANEXA 1

Balanţa energiei primare pentru România în perioada 2003-2015

Indicatorii macroeconomici şi energetici pentru perioada

2003-2015

i. Scenariu de baza

îi. Scenariu alternativ

Structura consumului de energie primara interna

Cererea de puteri instalate; curbele de încărcare pentru

perioada 2003-2015

Grafice pentru structura puterii instalate şi producţia bruta

de energie

Curbele de sarcina pentru energia neta produsă (trei curbe)

Grafice cu evaluarea capacităţilor de producere a energiei

necesare

Programul de dezvoltare pentru capacitatile de producţie

pentru perioada 2003-2015

Propuneri de capacităţi care sa fie reabilitate şi de

capacităţi noi care sa fie implementate

Program de scoatere din exploatare de capacităţi termo

(pornind de la unităţile în funcţiune la data de 01.01.2003)

Consumul de combustibil şi producţia de energie termica pe

perioada 2003-2015

Evoluţia preţului la combustibili

Costul mediu al energiei electrice

Nevoile de investiţii în sectorul energetic şi prezentarea

lor grafica

Ordinea de merit pe baza costului de producţie cel mai

competitiv (tabel şi grafic)

Evoluţia gradului de deschidere a pieţei interne de gaze

naturale în perspectiva aderării României la Uniunea Europeană

Evoluţia participanţilor eligibili la piata gazelor naturale

Evoluţia cererii, producţiei şi importului de gaze naturale

pe piata interna 2003-2015

Dezvoltarea capacităţilor de inmagazinare a gazelor naturale

în perioada 2000-2010

ANEXA 2

Foaia de parcurs pentru energie electrica: structura de piata

şi reglementările pentru perioada 2003-2015

ANEXA 3

Foaia de parcurs în domeniul gazelor naturale: structura de

piata şi reglementările pentru perioada 2003-2015

I. PRIVIRE DE ANSAMBLU ASUPRA SECTORULUI ENERGETIC DIN

ROMÂNIA; PREZENT ŞI VIITOR

Recunoscând progresele făcute de România pentru a avea o

economie de piata funcţională, prezenta foaie de parcurs se

concentreaza asupra pasilor pe care-i mai are de parcurs în

domeniul energiei şi accelerarea implementarii mecanismelor

necesare conform "aquis" - ului Uniunii Europene în sectorul

energetic.

Foaia de parcurs a fost proiectata pe baza strategiei

energetice şi politice a Guvernului României din sectorul

energetic, identificand-se tinte şi obiective specifice,

programe, termene, cai de implementare, precum şi sursele

financiare necesare.

Aceasta foaie de parcurs a fost elaborata în mod special

pentru sectoarele de energie electrica şi cel al gazelor

naturale, iar unele sub-sectoare ca cele referitoare la

cărbune/lignit şi petrol sau eficienta energetica au fost tratate

mai pe scurt, ca sectoare suport (furnizori de combustibili)

pentru sectorul energiei electrice.

Foaia de parcurs pune accent pe probleme ca:

- Cererea de energie electrica din România, pe termen scurt,

mediu şi lung, care accentueaza nevoia economisirii energiei;

- Modelul de piata şi structura pietii, îmbunătăţirea

cadrului legal şi de reglementări, precum şi reformele care

trebuie sa fie implementate pentru a răspunde cerinţelor acquis-

lui comunitar şi care sa facă posibil ca piata romana de energie

electrica şi gaze naturale sa fie o piata competitivă în fata

forţelor pietii din cadrul Uniunii Europene - prin întărirea

mecanismelor competitive de piata prin metode, reguli şi

reglementări stabile şi transparente care sa fie implementate de

către autorităţile de reglementare şi operatorii comerciali, în

aceasta ordine de idei, au fost identificate mecanismele şi

problemele importante care sa fie rezolvate;

- Progresele înregistrate în reforma întreprinderilor publice

în domeniul energetic, completate cu planuri de finalizare a

restructurării lor;

- Adaptarea cadrului de reglementare în vederea intaririi

siguranţei în furnizare într-un cadru care sa asigure

compatibilitatea cu mecanismele de piata;

- Reducerea şi eliminarea asimetriilor între mecanismele de

piata în funcţiune în prezent şi prevederile Directivelor Uniunii

Europene, care dacă nu s-ar aborda ar putea duce la crearea unor

distorsiuni considerabile pe piata interna;

- Accelerarea privatizării în sectorul de distribuţie a

energiei electrice şi a gazelor naturale, precum şi în cel de

producere a energiei folosind soluţii flexibile cum ar fi

parteneriatul public, concomitent cu programele de închidere sau

lichidarea capacităţilor energetice neviabile;

- Delimitarea precisa a investiţiilor necesare ca investiţii

publice şi/sau private.

NEVOIA DE DEZVOLTARE A SECTORULUI ENERGETIC

Sectorul energetic reprezintă infrastructura strategica de

baza a economiei naţionale, pe care se bazează intreaga

dezvoltare a tarii, în acelaşi timp, energia reprezintă o

utilitate publica cu un puternic impact social.

Din aceste considerente, abordarea, dezvoltarea acestui

sector important al economiei naţionale a României, este facuta

cu mecanisme specifice ca pentru o utilitate de interes public,

care are nevoie de mai multe mecanisme competitive, în care

preţul sa se formeze printr-o competiţie libera între o

diversitate de furnizori şi clienţi, care în mod gradual devin

liberi sa-şi cumpere energia de care au nevoie, bazat pe

mecanisme de piata stabile şi transparente supravegheate de

autorităţile de reglementare şi operatorii comerciali.

Evaluarea nevoii de energie s-a făcut pe baza consumului de

energie.

Proiectia consumului de energie s-a făcut pornind de la

necesitatea asigurării energiei necesare pentru:

- susţinerea programelor de dezvoltare a tarii

- nevoia de a îmbunătăţi eficienta energetica, protecţia

mediului şi utilizarea optima a resurselor.

În aceasta ordine de idei, proiectiile de consum de energie

au fost bazate pe următoarele criterii specifice:

1. Evoluţia PIB.

Guvernul României, prin politica sa, susţine creşterea

accelerata a PIB în vederea realizării obiectivului strategic de

reducere a decalajului economic dintre România şi ţările Uniunii

Europene.

Ca urmare, s-au luat în considerare doua scenarii de creştere

a PIB pana în anul 2015:

┌───────────┬─────────┬─────────┬─────────┬─────────┬────────────

─┐

│ │Realizat │2002-2005│2006-2010│2011-2015│Valoare

medie│

│ │2000-2001│ │ │ │ 2002 -2015

│

├───────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼────────────

─┤

│Scenariu de│ 5,2% │ 5,1% │ 6,0% │ 5,2% │ 5,46%

│

│baza │ │ │ │ │

│

├───────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼────────────

─┤

│Scenariu │ │ 4,4% │ 5,5% │ 4,8% │ 4,90%

│

│alternativ │ │ │ │ │

│

└───────────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────┴────────────

─┘

Scenariul de baza reprezintă politica Guvernului de

dezvoltare accelerata a economiei, în care industria joaca un rol

cheie, în contextul accelerarii privatizării în sectoarele

electricitatii, gazului natural şi al petrolului, precum şi

terminării privatizării în celelalte sectoare economice.

Scenariul alternativ a fost considerat având în vedere un

posibil impact al tendinţelor manifestate în economia mondială

asupra economiei României care ar putea duce la incetinirea

dezvoltării anumitor sectoare economice.

2. Intensitatea energetica.

Scenariul de baza este cel prevăzuţi strategia pentru

eficienta energetica, prin care intensitatea energetica totală

trebuie redusă cu 30-50% pana în anul 2015 printr-un proces

complex de înlocuire a tehnologiilor energofage, realizat printr-

o restructurare a economiei.

Scenariul alternativ prevede o reducere a intensitatii

energetice cu 25%, determinat de o dezvoltare mai lenta a

economiei, ca urmare a impactului influentelor economiei mondiale

menţionate mai sus.

Intensitatea energetica este reprezentată de cantitatea de

resurse energetice primare pe unitatea de PIB (tone combustibil

echivalent la 1000 USD) şi este una din modalităţile cheie de

evidentiere a eficientei energetice şi un reper important al

economiei naţionale, în vederea planificarii energetice.

Intensitatea energetica în România masurata prin intermediul

acestui indicator se prezintă astfel:

Intensitatea energetica (tone combustibil convenţional/1000

USD PIB)

┌─────────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────

┐

│

│1989│1990│1991│1992│1993│1994│1995│1996│1997│1998│1999│

├─────────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────

┤

│România: │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│

│a)

│1,33│1,21│1,06│1,07│1,02│0,92│0,88│0,89│0,99│0,96│0,83│

│b) │0,66│0,61│0,53│0,41│0,39│0,35│0,34│0,34│0,38│ │

│

├─────────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────

┤

│UNIUNEA

│0,19│0,19│0,19│0,18│0,19│0,18│0,19│0,18│0,17│0,16│0,15│

│EUROPEANĂ│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│

└─────────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────

┘

Pentru România sursa de informare este ISPE

a) consumul final de energie/PIB 97

b) consum final de energie/PIB-paritatea puterii de cumpărare

(ppc)

***anul 1989 a fost calculat la acelaşi ppc ca 1990

c) pentru anii 1998 şi 1999 indicatorul nu a fost calculat

din lipsa ppc

Scăderea cu 3% a intensitatii energetice înregistrate

anterior se datorează în principal schimbărilor structurale ale

producţiei interne, astfel:

- scăderea contribuţiei industriei la totalul PIB de la 40,5%

în 1990 la 33,2% în 1996 şi la 25,23% în 2000;

- creşterea ponderii serviciilor.

În strategia de eficientizare energetica au fost incluse

tinte specifice pentru viitor de reducere a emisiilor de caldura

şi a intensitatii energetice.

Intensitatea energetica este un indicator important în cadrul

acestei Foi de Parcurs prin influenta pe care o are asupra

stabilirii cererii de putere.

În strategia privind eficienta energetica este prevăzută

următoarea prognoza a intensitatii energetice:

Intensitatea energetica în perioada 2000-2015

┌──────────────────┬────────────┬──────────────────┬──────┬──────

┬──────┬──────┐

│ │ │ I An│ │

│ │ │

│ Indicator │ Unitate de │ I │ 2000 │ 2005

│ 2010 │ 2015 │

│ │ măsura │Scenariu I │ │

│ │ │

├──────────────────┼────────────┼──────────────────┼──────┼──────

┼──────┼──────┤

│ │ │Optimist │ - │

0,522│ 0,409│ 0,334│

│ │

├──────────────────┼──────┼──────┼──────┼──────┤

│ │ │Optimist - moderat│ - │

0,522│ 0,426│ 0,352│

│Consum final de

│t.o.e./10^3$├──────────────────┼──────┼──────┼──────┼──────┤

│energie/PIB │ │Mediu │ 0,835│

0,533│ 0,456│ 0,410│

│ │

├──────────────────┼──────┼──────┼──────┼──────┤

│ │ │Mediu - pesimist │ - │

0,547│ 0,482│ 0,434│

│ │

├──────────────────┼──────┼──────┼──────┼──────┤

│ │ │Minimal │ - │

0,557│ 0,499│ 0,451│

└──────────────────┴────────────┴──────────────────┴──────┴──────

┴──────┴──────┘

Sursa de informare: ISPE

Anul 1999 a fost luat ca an de referinta

3. Populaţia

Populaţia şi consumul ei crescand de energie, prin utilizarea

din ce în ce mai mult de aparatura electrocasnica, reprezintă un

alt criteriu important. A fost avută în vedere o creştere a

populaţiei României la 22,2-22,3 milioane în anul 2007 şi 22,6

milioane în anul 2007.

Bazat pe criteriile menţionate mai sus, respectiv:

- Creşterea PIB

- Reducerea intensitatii energetice cu 30-50%

- Evoluţia populaţiei şi nevoile ei de energie

Au fost determinate următoarele trei alternative privind

necesarul de resurse primare de energie:

NECESARUL DE RESURSE PRIMARE ENERGETICE

tcc/1000 $ din PIB (tone

combustibil convenţional)

┌────────────┬─────────────┬──────────┬──────────┬──────────┬────

──────────────┐

│ │Realizat 2001│ 2005 │ 2010 │ 2015

│Creştere 2015/2001│

├────────────┼─────────────┼──────────┼──────────┼──────────┼────

──────────────┤

│Reducere a │ │ │ │ │

│

│intensitatii│ │ │ │ │

│

│energetice │ │ │ │ │

│

│ a) 50% │ 54,260 │ 54,000 │ 54,700 │ 57,300 │

3000 │

│ b) 40% │ │ 57,770 │ 63,800 │ 68,500 │

14,200 │

│ c) 30% │ │ 58,300 │ 66,900 │ 74,500 │

20,200 │

└────────────┴─────────────┴──────────┴──────────┴──────────┴────

──────────────┘

Se considera ca alternativa de reducere a intensitatii

energetice cu 40%, reprezintă o tinta realista şi realizabila.

Datorită unei mai eficiente utilizări a energiei, creşterea

consumului de energie se face într-un ritm mediu anual de 2,7% în

timp ce creşterea PIB este prevăzută la 4-5%

Pe baza setului de criterii menţionat mai sus a fost

proiectata cererea de energie şi a fost determinat necesarul brut

de energie pentru a acoperi aceasta cerere, pentru perioada 2003

- 2015, şi care este prezentată sintetic în graficul următor:

STRUCTURA PRODUCŢIEI BRUTE

DE ENERGIE ELECTRICA ÎN PERIOADA 2003 - 2015

NOTA C.T.C.E. PIATRA-NEAMT

--------------------------

STRUCTURA PRODUCŢIEI BRUTE DE ENERGIE ELECTRICA ÎN PERIOADA

2003 - 2015 se găseşte în MONITORUL OFICIAL AL ROMÂNIEI, PARTEA

I, Nr. 581 bis/14.08.20032 (a se vedea imaginea asociate ).

II. ASIGURAREA RESURSELOR ENERGETICE

Criteriile de baza de la care s-a pornit în proiectiile

făcute, privind asigurarea resurselor energetice sunt bazate pe

principiul meritului (costului cel mai eficient).

Pornind de la acest criteriu au fost considerate secvential

şi alte criterii ca:

- Siguranta în furnizare prin folosirea la maximum a

resursele interne disponibile şi care răspund la ordinea de

merit;

- Necesarul de import de resurse energetice sa fie asigurat

prin diversificarea structurii lor, a surselor de aprovizionare

şi asigurarea accesului la resurse competitive

Pe baza criteriilor de mai sus au fost luate în considerare

următoarele resurse energetice:

1. LIGNIT. Disponibilitatea rezervelor interne de lignit este

evaluată pentru următorii min. 50-70 ani, la un nivel de

extracţie de 30-35 mil. tone/an în exploataţii de suprafata.

Strategia privind mineritul prevede ca producţia de lignit sa fie

concentrata în cele mai eficiente operaţiuni din punct de vedere

al costurilor care sunt exploatările de suprafata, iar minele

neviabile (mai ales exploatatiile subterane) sa fie închise.

Producţia de lignit nu este subventionata în România şi

reprezintă o sursa de energie competitivă care nu este

influentata de tendinta pieţei de creştere a preţului la alţi

combustibili.

2. HUILA. Rezervele de huila existente permit o producţie de

3,5 mil. tone/an;

3. GAZELE NATURALE. Producţia interna de gaze naturale va

inregistra o scădere accentuata din cauza limitării resurselor

naturale, iar dependenta de importuri în acest caz va creste după

cum urmează:

Consumul de gaze naturale în România în perioada 2003-2015

┌──────────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬───

─┬────┬────┐

│ Anul

│2003│2004│2005│2006│2007│2008│2009│2010│2011│2012│2013│2014│2015

│

├──────────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼───

─┼────┼────┤

│Consum

│15,9│16,4│16,7│17,3│17,8│18,5│19,0│19,7│20,2│20,9│21,5│22,2│22,8

│

│(mld. mc) │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│ │ │

├──────────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼───

─┼────┼────┤

│Resurse │11,9│11,7│10,7│10,2│8,5 │8,2 │7,8 │7,5 │6,9 │6,6 │6,2

│5,9 │5,5 │

│Interne │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│ │ │

│(mld. mc) │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│ │ │

├──────────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼───

─┼────┼────┤

│Resurse │4,0 │4,7 │6,0 │7,1 │9,3

│10,3│11,2│12,2│13,3│14,3│15,3│16,3│17,3│

│Import │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│ │ │

│(mld. mc) │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│ │ │

├──────────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼───

─┼────┼────┤

│Import

│25,2│28,7│35,9│41,0│52,2│55,7│58,9│61,9│65,8│68,4│71,2│73,4│75,9

│

│relativ la│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│ │ │

│consumul │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│ │ │

│anual │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

│ │ │

└──────────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴───

─┴────┴────┘

Sursa: Autoritatea Nationala de Reglementare în domeniul

Gazelor Naturale, ANRG, Bucureşti 2003

4. REZERVELE HIDRO. Se prevede exploatarea resurselor

hidroenergetice astfel încât energia hidro sa reprezinte 1,5-2,5

GWh/an, iar aportul din capacităţi noi este estimat la cca. 500-

900 MW;

5. Programul de energetica nucleara va fi continuat prin

darea în folosinta a Centralei Nucleare de la Cernavoda Unitatea

nr. 2 în anul 2005 şi la o data ulterioara a Unităţii nr. 3;

6. Sursele energetice regenerabile vor fi încurajate după cum

prevede programul naţional pentru surse energetice regenerabile;

acestea reprezintă o sursa interna ce poate ajuta la reducerea

importurilor şi imbunatateste siguranta alimentarii cu energie cu

respectarea condiţiilor de protecţie a mediului. Sursele de

energie regenerabila (biomasa, microcentralele, energia

geotermala, etc.) reprezintă o sursa importanta, chiar dacă pe

ansamblu contribuţia lor e mica.

Costurile investiţiilor iniţiale în acest domeniu sunt foarte

mari, ceea ce reprezintă un factor restrictiv în dezvoltarea lor.

De aceea, pentru a depăşi acest obstacol, se va demara un program

stimulator ce va include şi o componenta financiară.

CONCLUZII

Bazat pe cele de mai sus şi a detaliilor din anexe, se pot

trage următoarele concluzii pentru nivelul anului 2015:

- Resursele energetice interne vor fi limitate la 24-25 mii.

Tcc/an;

- Operarea producţiei de energie pe baza de cărbune la un

nivel eficient de realizare a extractiei de cărbune, este

estimată la un plafon de 30-35 milioane to/an lignit şi 3,5

milioane to/an huila. Surplusul de energie hidro are, de

asemenea, un prag de exploatare. În aceste condiţii în viitor

surplusul principal de energie necesar va trebui asigurat prin

creşterea producţiei de energie nucleara.

- Cu toate acestea, cererea de resurse energetice din import

va creste de la 33,6% în 2001, la 39-40% în 2005 şi la 49-50% în

2015. În acest context, cererea de gaze naturale din import va

creste de la 18,4% la 64,3% în 2015.

Având în vedere aceasta tendinta crescatoare a cererii de

resurse din import, în abordarea dezvoltării energetice a

României trebuie sa se ţină cont ca e nevoie de eforturi

considerabile în trei direcţii majore:

> Reducerea intensitatii energetice specifice pe unitatea de

PIB în economie;

> Utilizarea pe scara mai larga a surselor interne de energie

regenerabila;

> Rezolvarea tranzacţiilor care depăşesc granita uneia sau a

mai multor tari, ceea ce necesita o armonizare a abordarii

tarifelor şi a alocării de capacităţii.

Totodată, un efort semnificativ trebuie făcut pentru

îmbunătăţirea siguranţei în aprovizionare prin creşterea gradului

de disponibilitate a resurselor pe baza de aranjamente şi

înţelegeri internaţionale pe termen lung ca şi prin

diversificarea resurselor energetice, exploatand poziţia

geografică cheie a României în tranzitul de resurse (gaz natural

şi petrol) localizate în est.

Acest obiectiv ar trebui sa fie realizat având la baza o

piata funcţională unde consumul de energie şi bilanţul energetic

sa se supună criteriilor de competitivitate.

Insusindu-şi acest punct de vedere, Guvernul României, a

declarat ca o prioritate stringenta pentru sectorul energetic,

necesitatea remodelarii pieţei energetice pe baze competitive.

III. MODELUL DE PIATA ENERGETICA ÎN ROMÂNIA

Abordarea dezvoltării sectorului Energetic şi de Eficienta

Energetica în România este bazată pe obiective pe termen lung

care reflecta cererile economiei naţionale referitoare la:

- asigurarea resurselor energetice şi a siguranţei energetice

- eficienta energetica

- utilizarea resurselor regenerabile

- protecţia mediului.

Pentru a respecta principiile de baza menţionate mai sus şi

armonizarea cu aquis-ul comunitar, structura energetica şi

modelul de piata energetica prezentate în aceasta Foaie de

Parcurs sunt orientate către o piata total competitivă.

Piata competitivă este formată din:

- contracte bilaterale liber negociate între producătorii

interni şi consumatorii eligibili sau cu alţi furnizori care vand

energie electrica consumatorilor eligibili. Eligibilitatea va

creste gradual pana la deschiderea totală a pieţei. Pe aceasta

piata, consumatorii eligibili, furnizorii de energie şi chiar

companiile de distribuţie vor avea posibilitatea sa

comercializeze energie electrica direct, la preţuri liber

negociate sau stabilite pe piata spot;

- contracte negociate încheiate de producători şi auto-

producători cu companiile de distribuţie şi de furnizare;

- tranzacţii pe piata cu o zi înainte;

- contracte de export, negociate direct de producător cu

clienţi din afară;

- utilizarea reţelelor, este asigurata în România prin

reglementarea accesului nediscriminatoriu al terţilor, atât la

reţeaua de transport, cat şi cea de distribuţie, pe baza de

tarife publicate. Atât participanţii la piata existenţi, cat şi

cei noi beneficiază de tratament transparent şi

nediscriminatoriu, inclusiv în ceea ce priveşte accesul

reglementat la reţelele de transport şi de distribuţie.

Conectarea la reţele este serviciu public obligatoriu.

În prezent, piata en-gros de electricitate (REM) este

structurată pe doua nivele:

> piata competitivă,

> piata reglementată.

Rolul pieţei reglementate este de a asigura tranzacţiile

corelate, dintre producătorii şi furnizorii consumatorilor

captivi, corespunzătoare consumului final al consumatorilor

captivi. Preţurile pe aceasta piata reglementată sunt stabilite

în scopul acoperirii costurilor şi a unui nivel al profitului

rezonabil. Cantitatea de electricitate tranzactionata

reglementată va fi diminuata în mod gradat, în corelare cu

deschiderea pieţei şi creşterea competitiei pe piata.

Pe piata reglementată tranzacţiile cu energie electrica se

fac pe baza de contracte reglementate (cu preţuri reglementate şi

cantităţi determinate).

Pe piata reglementată se încheie următoarele contracte:

- contracte de portofoliu între principalii producători (cu

preţuri şi cantităţi stabilite de reglementator);

- contracte pentru energie electrica produsă în cogenerare

(cu cantităţi şi preţuri reglementate);

- contracte pe termen lung cu cantităţi reglementate,

contracte "must run - must take" încheiate de Nuclearelectrica

pentru intreaga producţie a centralei nucleare.

Luând în considerare durata aranjamentelor contractuale, REM

este structurată pe doua nivele:

- Primul nivel al pieţei cuprinde (I) contractele bilaterale

(reglementate) între producători şi distribuitori/furnizori

licentiati; (II) contracte bilaterale (negociate) între

producători şi furnizori/consumatori eligibili acreditaţi, în

perioada 2003-2004, contractele iniţiale şi contractele de

opţiune iniţială vor fi dezvoltate, finalizate şi puse în

practica, după consultări cu toate părţile implicate. Din 2005

aceste contracte vor înlocui contractele de portofoliu actuale,

care vor fi valabile încă 5 ani şi vor avea cantităţi

reglementate diminuate stabilite în funcţie de deschiderea pieţei

(din 2007 piata va fi deschisă în totalitate). După deschiderea

totală a pieţei, preţurile reglementate la energie vor fi

aplicate doar consumatorilor care nu îşi exercita dreptul de ieşi

pe piata şi prefera sa rămână fixati la tarifele reglementate.

Tranzacţiile la acest prim nivel vor fi testate pe parcursul

anului 2004 şi vor fi aplicate comercial începând cu 2005.

- Al doilea nivel al pieţei este alcătuit din (I) tranzacţii

cu o zi înainte (pentru ziua următoare) care vor permite

producătorilor, furnizorilor şi distribuitorilor/furnizorilor

licentiati sa-şi ajusteze poziţiile contractuale stabilite

anterior, în primul nivel al pieţei; (II) tranzacţiile

serviciilor de sistem între producători şi operatorul de sistem

(Transelectrica); şi (III) tranzacţii în timp real pe piata de

echilibrare între operatorul de sistem (Transelectrica) şi

producători şi/sau furnizori.

În perioada 2003-2004 operatorul de sistem (OPCOM) va

proiecta, va testa şi va deschide o Bursa de Energie pentru

adaptarea tranzacţiilor cu o zi înainte (pentru ziua următoare).

Producţia reglementată de energie hidro va fi furnizată fără

discriminări către toţi distribuitorii/furnizorii licentiati şi

furnizori, prin intermediul Bursei de Energie (Capitolul VII din

prezenta Foaie de parcurs).

De asemenea, efectuarea tranzacţiilor fizice de

vânzare/cumpărare de energie electrica din sectorul reglementat

al primului nivel de piata şi toate tranzacţiile din al doilea

nivel, vor fi realizate prin intermediul Bursei de Energie.

Când Bursa de Energie OPCOM va începe sa funcţioneze din

punct de vedere comercial, va fi obligatoriu pentru toţi

participanţii la piata sa facă tranzacţii pe termen scurt prin

aceasta bursa (2005-2007). Începând din 2007, volumele din

contractele iniţiale vor fi reduse la o cantitate care sa

corespundă nevoii de achizitionare a "furnizorului de ultima

instanta".

Ratiunea introducerii unei pieţe pentru "capacity tickets" la

bursa de energie a OPCOM este aceea de a liberaliza piata prin

permiterea distribuitorilor/furnizorilor licentiati, furnizorilor

şi producătorilor sa-şi potriveasca volumele tranzacţionate din

contractele bilaterale indeplinind şi obligaţiile furnizorului de

ultima instanta şi stabilizand veniturile producătorilor.

Numărul consumatorilor eligibili va creste după o schema

prestabilita de deschidere a pieţei, care sa reflecte cerinţele

Directivelor Uniunii Europene pe probleme de energie electrica.

IV. POLITICA ENERGETICA ÎN ROMÂNIA

Accesul sigur şi funcţionarea eficienta a sectorului

energetic reprezintă principala problema pentru economia

românească.

De aceea, o strategie energetica coerenta şi economic viabila

este premisa unei cresteri economice corespunzătoare şi a

eradicarii saraciei.

┌────────────────────────────────────────────────────────────────

──────────────┐

│ IV.1 ENERGIA COMPETITIVĂ -

│

│ BAZA UNEI ECONOMII COMPETITIVE

│

└────────────────────────────────────────────────────────────────

──────────────┘

În ultimii 10 ani au avut loc în lume reforme radicale în

domeniul structural şi institutional având ca scop

descentralizarea serviciilor, cu scopul creşterii calităţii şi

eficientei serviciilor.

În acest context abordarea dezvoltării sectorului Energetic

din România se bazează pe o deschidere graduala a pietii

competitive, ca parte integrantă a conceptului de liberalizare a

economiei naţionale şi de libera circulaţie a bunurilor şi

serviciilor.

Abordarea dezvoltării sectorului Energetic din România are ca

tel sa creeze acele structuri şi condiţii care sa corespundă şi

sa facă fata pieţei energetice europene aflată într-un continuu

proces de integrare, unde pieţele naţionale îşi pierd treptat

granitele traditionale, devenind parte integrantă a pieţei comune

europene.

În ultimii 3 ani, s-au făcut pasi importanti în

restructurarea sectorului de energie din România prin

implementarea procesului de liberalizare bazat pe principii de

piata şi libera competiţie ca şi prin promovarea unui proces de

privatizare susţinut.

În acest sens în sistemul energetic din România s-au realizat

următoarele:

- Restructurarea companiilor integrate vertical în companii

autonome de producere, transport, distribuţie şi furnizare;

- Restructurarea segmentului de producere în: 5 producători

termo, 1 producător hidro, un producător de energie nucleara şi

14 producători în cogenerare care au fost tranferati

autorităţilor locale; mai exista şi 3 producători independenţi

separati în 1988;

- Restructurarea sectorului de gaze naturale în sectoare

autonome de producere şi inmagazinare (Romgaz), transport

(Transgaz) şi 2 companii de distribuţie (Distrigaz Nord şi

Distrigaz Sud);

- Diminuarea concentrarii producţiei de gaze naturale şi a

importului prin acordarea de licenţe şi autorizaţii unui număr

din ce în ce mai mare de companii;

- Reglementarea accesului nediscriminatoriu al terţilor la

sistemul de transport atât pentru energie electrica, cat şi la

gaze naturale;

- O piata descentralizata a contractelor bilaterale pe termen

mediu şi lung, completată cu pieţe pe termen scurt iniţial

obligatorii, dar devenind voluntare pe termen mediu;

- Înfiinţarea în anul 1999 a Autorităţii Naţionale de

Reglementare în domeniul Energiei (ANRE) şi a celei în domeniul

Gazelor Naturale în 2000 (ANRGN) în scopul creării unor reguli

stabile şi transparente care sa incurajeze activitatea comercială

şi protejarea interesului public, conform cerinţelor Directivei

96/92/EC de formare a unui organism independent de reglementare

şi a Directivei 98/30/CE a Parlamentului European şi al

Consiliului din 22 iunie 1988 referitoare la regulile comune

pentru piata interna de gaze naturale;

- În domeniul petrolier s-a creat cadrul comercial necesar

cum ar fi:

a) preţuri internaţionale la capul sondei;

b) tarife reglementate la transportul petrolului brut;

c) preţurile la consumator sunt stabilite de piata;

d) reguli de constrângere a transferului mijloacelor fixe de

transport a conductelor de petrol şi a producerii, furnizarii şi

rafinarii petrolului.

- La gaze s-a asigurat intervenţia reglementată asupra unor

participanţi la piata în scopul asigurării cu gaze a tuturor

consumatorilor, inclusiv a grupurilor care sunt mai puţin

atractivi ca clienţi (localităţi izolate, consum scăzut ...);

- O strategie de privatizare bine definită şi atragerea de

noi investiţii.

Acţiuni viitoare vor fi întreprinse în scopul rezolvarii unor

probleme specifice, şi anume:

- preţuri reglementate corespunzătoare costurilor economice

justificate;

- o piata deschisă care sa asigure ca formarea preţurilor la

energie se va face în mod liber, bazat pe competiţie şi

negocieri;

- un program clar de deschidere a pieţei de energie.

Deschiderea pieţei energetice va continua având la baza

următorul traseu:

PROGRAMUL DE DESCHIDERE A PIEŢELOR DE ENERGIE ELECTRICA ŞI

GAZE NATURALE

┌─────────┬──────────┬──────────┬──────────┬──────────┬──────────

┬──────────┐

│ │Gradul de │Gradul de │Gradul de │Gradul de │Gradul de

│Gradul de │

│

│deschidere│deschidere│deschidere│deschidere│deschidere│deschider

e│

│ │ la │ la │ la │ la │ la

│ la │

│ │1.01.2003

│31.12.2003│31.12.2004│31.06.2006│01.01.2007│01.07.2007│

├─────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────

┼──────────┤

│Energie │ 33% │ 40% │ 55% │ 80% │ 100%

│ 100% │

│electrica│ │ (20 Gwh) │ (1 Gwh) │

│industrial│ domestic │

├─────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────

┼──────────┤

│Gaze │ 30% │ 40% │ 50% │ 75% │ 100%

│ 100% │

│naturale │ │ │ │

│industrial│ domestic │

└─────────┴──────────┴──────────┴──────────┴──────────┴──────────

┴──────────┘

Funcţionarea, transparenta stabilă şi corespunzătoare a

autorităţilor şi mecanismelor de reglementare;

- Structuri şi reguli de piata clare;

- Cadru legal care sa răspundă cerintei de transparenta şi

stabilitate.

- Îmbunătăţirea competitiei pe piata en-gros de electricitate

care va include introducerea contractelor iniţiale (în locul

actualelor contracte de portofoliu) şi a contractelor iniţiale cu

opţiune, dezvoltarea pieţei tranzacţiilor cu o zi înainte (la

început cu reguli impuse şi mai apoi libera), formarea unei pieţe

de echilibrare în cursul unei zile şi a unei obligaţii de

contractare. Va fi introdus un set de măsuri de contabilizare a

cantităţilor de energie şi a aranjamentelor privind obligaţiile

de decontare pentru toţi comercianţii. Este prevăzută şi apariţia

pieţelor derivate şi a unui sistem de compensare corespunzător.

- Îmbunătăţirea competitiei, prin menţinerea sau

perfecţionarea calităţii serviciilor la consumatori, referitoare

la siguranta şi fiabilitate.

- Integrarea pieţei interne de energie într-o viitoare piata

regionala şi mai ales în Piata Interna a Uniunii Europene.

Programul detaliat de evoluţie, transformare, precum şi

mecanismele, reglementările şi parghiile folosite pe termen

scurt, mediu şi lung este prezentat SUB FORMA DE FOAIE PE

PARCURS, în:

- Anexa 2, pentru electricitate şi

- Anexa 3, pentru gazele naturale.

┌────────────────────────────────────────────────────────────────

──────────────┐

│ IV.2 ROLUL AUTORITĂŢII DE REGLEMENTARE ŞI AL OPERATORULUI

DE PIATA │

└────────────────────────────────────────────────────────────────

──────────────┘

ZONE DE ACŢIUNE

1. Odată cu înfiinţarea unei pieţe en-gros de energie

electrica şi gaze naturale consumatorii captivi vor continua sa

achizitioneze energie de la companiile de distribuţie/furnizare

ce au monopol în acea zona, continuand sa fie reglementate.

2. Tarifele de transport ca şi cele de distribuţie vor fi în

continuare reglementate. Serviciile de transport vor fi furnizate

de monopolurile naturale, respectiv de companiile de transport a

energiei electrice şi gazelor naturale (Transelectrica,

Transgaz).

3. Pe piata cu amănuntul, unde clienţii vor avea

posibilitatea sa-şi aleagă furnizorii, preţul energiei va include

o componenta reglementată, legată de costul activităţilor de

transport şi distribuţie şi, pentru gazele naturale, de cel al

inmagazinarii. Metodele de reglementare vor deveni mai complexe

şi deciziile vor avea un impact mai profund în vederea

privatizării acestui sector.

De aceea, implementarea structurilor de piata nu va diminua

importanta şi funcţionarea Autorităţii de Reglementare, ci va

impune transformarea lor. În procesul de monitorizare a pieţei şi

a rezolvarii disputelor autorităţile de reglementare vor juca un

rol semnificativ.

4. Rolul operatorilor de piata (energie electrica, gaze

naturale) în operaţiile de pe pieţele en-gros va fi revizuit şi

diversificat, pentru a corespunde cu liberalizarea pieţei şi

creşterea competitiei.

Aceste tendinte fac necesară implementarea unei burse

specializate de energie (financiare şi materiale), care sa fie

administrată de Operatorul Comercial.

Având în vedere experienta acumulată şi capacitatea

individuală de funcţionare, operatorii de piata vor juca un rol

esenţial în dezvoltarea comerţului cu energie pe plan naţional şi

regional.

OPERATORUL PE PIATA ENERGIEI ELECTRICE - OPCOM

Operatorul de piata OPCOM se afla, în prezent, într-un proces

de implementare a unor noi mecanisme tehnice şi comerciale pentru

piata de electricitate care include instrumente financiare şi

comerciale cum ar fi casa de compensaţie (clearing), seturi de

contracte standard care sa fie implementate în perioada

următoare, bazate pe consultanţa internationala calificată

finanţată de Phare şi de Banca Mondială. În Anexa A se prezintă o

schema a tuturor acestor instrumente care vor fi puse în practica

în scopul asigurării functionalitatii Bursei de Energie cu cele

doua componente, şi anume pentru piata fizica de energie (prin 2

contracte, finanţate de Comisia Europeană în programul Phare 2000

şi de Banca Mondială) şi pentru piata financiară (prin proiectul

Phare 2001 finanţat de Comisia Europeană şi proiectul Phare 2002

co-finanţat de Opcom şi de Comisia Europeană).

Proiectul dezvoltat prin programul Phare 2000 funcţionează

încă şi consta în furnizarea la cheie a unui sistem informatic

integrat, care sa acopere echipamentele şi aplicatiile soft

dedicate, care va funcţiona ca o platforma comercială noua de

informatica pentru piata romana de energie. Programul Phare 2002

are ca scop implementarea funcţiei bursiere destinată

administrării financiare a pieţei de energie şi care consta în

furnizarea unui sistem informatic integrat dedicat acestei

funcţii (hard şi soft) şi a unui simulator de piata financiară în

scop de training. Aceste sisteme vor fi adăugate unui modul

informatic dedicat prognozei pe termen scurt, mediu şi lung a

prognozei cererii de energie electrica.

De asemenea, asistenta tehnica va acoperi şi consolidarea

institutionala a OPCOM pentru asigurarea implementarii funcţiei

bursiere destinată pieţei financiare de energie şi regulile,

reglementările şi instrumentele specifice pentru aceasta piata.

Proiectul finanţat de Banca Mondială va fi dezvoltat pe

termen lung, 2003-2007. Scopul proiectului este de a oferi OPCOM

o consultanţa extinsă şi asistenta, în regim de twinning, prin

reguli şi reglementări proiectate pentru noua piata de energie,

pentru testarea şi proiectarea Bursei de Energie, testare pilot

şi implementare. Consultantul va asigura corelarea activităţilor

conceptuale implicate în proiectarea, testarea şi implementarea

noului regim de tranzactionare pe piata romana de energie.

Cea mai importanta funcţie prevăzută pentru twinning, în

conformitate cu noua viziune strategica care urmează sa fie

dezvoltata pentru piata romana de energie, este asigurarea

asistenţei tehnice pentru Comitetul de Coordonare a Pieţei de

Electricitate, pentru desfăşurarea acţiunilor lui specifice.

Toate acestea vor face posibila înfiinţarea Bursei Romane de

Electricitate, care intenţionează sa devină piata regionala sud-

est europeană.

Unul din noile instrumente vor fi contractele pe termen lung

(contracte iniţiale sau vesting).

Contractele pe termen lung (contracte iniţiale sau contracte

reglementate multilaterale) se încheie între producători şi

furnizori, cu cantităţi ferme şi profilate pe perioade de

tranzactionare.

Contractele vor fi puse mai întâi în practica pentru

stabilizarea tranzacţiilor de vânzare şi cumpărare a energiei

electrice între companiile de distribuţie (opt) şi producători,

conform Hotărârii de Guvern nr. 1.524/2002, şi va dura

aproximativ 5 ani. Volumele stabilite în aceste contracte se vor

reduce anual, pentru a incuraja participanţii la piata sa

desfăşoare tranzacţii bilaterale între ei.

Datorită reducerii progresive a volumelor contractate, un nou

mecanism - piata de capacitate - va fi înfiinţat şi pus în

funcţiune.

Preţurile vor fi, de asemenea, profilate şi vor fi indexate

trimestrial.

Aceste aranjamente sunt considerate ca fiind soluţia

comercială capabilă sa ofere stabilitate pieţei şi, în acelaşi

timp, sa faciliteze comerţul pe o piata de electricitate din ce

în ce mai competitivă.

OPERATORUL PE PIATA GAZELOR NATURALE

Rolul Operatorului pe piata gazelor:

Prezenta unei diversitati de consumatori (eligibili şi

captivi pana la deschiderea completa a pietii, ca şi consumatorii

care în mod voluntar nu îşi exercita dreptul de eligibilitate

după deschiderea completa a pietii) ca şi prezenta temporară pe

piata a unor mecanisme de formare a preţului cum este "cosul de

preţ" impun prezenta unui operator de piata pentru gazele

naturale.

Responsabilităţi care îi revin:

- Supravegherea raportului între cumpărare şi vânzare, şi

menţinerea unui regim nediscriminatoriu pentru toţi jucatorii de

pe piata gazelor;

- Monitorizarea interdependentei între surse (ţara şi din

import), ca şi a parametrilor (debite, presiuni, activitatea

depozitelor subterane de gaze, fluctuatiile orare, zilnice şi

sezoniere, cererile pentru varful de consum);

- Previzionarea dinamicii de consum a gazelor pe piata de gaz

din România;

- Dezvoltarea unei pieţe competitive a gazelor presupune

stabilizarea unui operator de gaze comercial separat de

structurile actuale (în sistem similar cu cel de la energia

electrica);

- Dezvoltarea sistemului necesar pentru operarea şi

monitorizarea pietii de gaze, pentru a controla interdependentele

între surse (ţara şi din import) şi parametrii (debite, presiuni,

activitatea depozitelor subterane de gaze, fluctuatiile orare,

zilnice şi sezoniere, cererile pentru varful de consum).

În proiectia modelului trebuie avute în vedere şi posibilele

influente legate de o potenţiala interconectare a sistemului de

gaze din România cu sistemul ţărilor Uniunii Europene;

- O proiectie clara a evoluţiei sistemului de gaze din

România şi a modului de realizare a ei;

- Un sistem hard şi soft proiectat pentru a ingloba

operaţiile specifice unei pieţe de gaze în continua dezvoltare.

Sunt în pregătire termenii de referinta necesari pentru

realizarea acestui proiect.

Va trebui, de asemenea, revazut sistemul de reglementări

(social, legal, schimbul la frontiera, comercial, economic) care

are impact asupra operarii actuale a operatorului de gaze şi,

trebuie revizuit proiectul actual de piata. Aceasta presupune o

cooperare strânsă cu ANRGN, precum şi un dialog deschis cu

operatorii de pe piata gazelor (inclusiv o înţelegere de către

aceştia a constrangerilor, deficienţelor şi dificultăţilor în

operarea pietii de gaze).

Rezultatul acestor studii se va materializa într-un raport cu

tinte şi obiective de atins pentru Operator şi cu mecanismele de

operare şi monitorizare care sa fie folosite, definind

principiile, funcţiunile, activităţile de operare propuse şi care

sa asigure în final interoperabilitatea cu sistemul de gaze al

Uniunii Europene.

În acelaşi context, trebuie asigurat un sistem IT care sa

înregistreze şi sa inmagazineze informaţiile necesare operarii şi

monitorizarii pietii gazelor, precum şi procesarea lor pentru a

permite:

- Selecţia şi analiza dintr-o baza de date (bazată pe

informaţii privind cererea şi oferta pe o perioada de cinci ani)

a informaţiilor care sa permită estimarea consumului curent de

gaze cu un grad ridicat de acuratete, contraverificarea selectiva

cu date statistice anterioare pe baza evoluţiei datelor de cerere

şi consum lunare/saptamanale/zilnice, legate şi de predictia

privind Evoluţia situaţiei meteo.

- Traducerea contractelor curente într-o schema de tip "off

take" pentru a putea da informaţia necesară furnizorilor de gaze

în vederea planificarii operarii lor.

- Acoperirea întregului spectru de activităţi necesare pentru

ca furnizarea sa satisfacă cererea.

- Optimizarea raportului între nivelul producţiei interne,

introducerea în sistem a gazelor din depozitele subterane şi a

gazului importat pentru acoperirea cererilor la varful de consum.

- Programarea şi coordonarea lucrărilor de întreţinere (de

rutina şi speciale) ca şi a altor activităţi în sistem, pentru

asigurarea ca acestea nu vor avea un impact asupra securităţii

furnizarii de gaze livrate la consumatori.

Obiectivul principal este asigurarea dezvoltării continue a

pietii interne de gaze în asa fel încât sa corespundă cu

Directiva Uniunii Europene privind piata unica a gazului prin

consolidarea rolului şi funcţiilor operatorului de gaze.

ANEXA A

IMAGINE DE ANSAMBLU

privind alocarea sarcinilor principale în proiectele OPCOM

NOTA C.T.C.E. PIATRA-NEAMT

--------------------------

IMAGINE DE ANSAMBLU privind alocarea sarcinilor principale în

proiectele OPCOM se găseşte în MONITORUL OFICIAL AL ROMÂNIEI,

PARTEA I, Nr. 581 bis/14.08.20032 (a se vedea imaginea asociate

).

FIGURA Nr. 1:

Aranjamente contractuale pentru energie - H.G. nr. 1.524/2002

NOTA C.T.C.E. PIATRA-NEAMT

--------------------------

FIGURA Nr. 1: Aranjamente contractuale pentru energie - se

găseşte în MONITORUL OFICIAL AL ROMÂNIEI, PARTEA I, Nr. 581

bis/14.08.20032 (a se vedea imaginea asociata).

┌────────────────────────────────────────────────────────────────

──────────────┐

│ IV.3 INVESTIŢII ŞI PRIVATIZARE PRIN PARTICIPAREA DE

CAPITAL PRIVAT │

│ ŞI INVESTITORI STRATEGICI

│

└────────────────────────────────────────────────────────────────

──────────────┘

NEVOIA DE INVESTIŢII

În scopul asigurării energiei şi eficientizarii Sistemului

Energetic Naţional, în România sunt necesare investiţii pe scara

larga pentru modernizare şi reconstrucţie, pentru extinderea

capacităţilor existente şi realizarea de noi capacităţi.

În ciuda eforturilor făcute în domeniul producerii energiei,

acest sector necesita în continuare cel mai mare efort

investitional şi reprezintă şi pentru viitor cel mai important

obiectiv în vederea dezvoltării, cu accent principal pe sectorul

termo având în vedere ca echipamentele termo, bazate pe

combustibili fosili, reprezentând capacităţi de cel puţin 5000

MW, sunt foarte vechi. Sintetic situaţia în sectorul de producere

a energiei electrice şi gazului natural se prezintă astfel:

- În domeniul termo mai mult de 32% din echipamente au

vechime mai mare de 30 de ani şi 50% au o vechime între 20-30 de

ani. În acest sector, numai 0,7% din capacităţi au sub 10 ani

vechime.

- În sistemul de producere hidro 24% din echipamente au mai

mult de 30 de ani vechime, 51% mai mult de 20 de ani şi numai 13%

au peste 10 ani vechime.

- În ceea ce priveşte Sistemul de Transport al Gazelor

Naturale, 64% din totalul lungimii conductelor de transport sunt

mai vechi de 25 de ani. De asemenea, 29% din staţiile de reglare-

măsurare au depăşit durata de viata normata. Reţelele de

distribuţie operate de principalele companii de distribuţie

(Distrigaz Sud Bucureşti şi Distrigaz Nord Targu Mures) se găsesc

în aceeaşi situaţie dificila: 46% din reţelele de distribuţie

sunt mai vechi de 15 ani.

ABORDAREA STRATEGIEI PENTRU DEZVOLTAREA SECTORULUI

DE ENERGIE ELECTRICA ŞI GAZE NATURALE

ELECTRICITATE

În Anexa 1 sunt prezentate cerinţele de investiţii în toate

sectoarele de energie, începând cu cerinta de asigurare a

furnizarii cu energie.

Construirea de noi capacităţi s-a stabilit având la baza şi

un program paralel de închidere a capacităţilor neviabile;

situaţia de ansamblu fiind următoarea:

*T*

*Font 9*

- în MW -

┌────────────────┬─────────────────────┬─────────────────────┬───

───────────────┐

│ │ 2003-2005 │ 2006-2010 │

2011-2015 │

│ Sector

├──────────┬──────────┼──────────┬──────────┼──────────┬───────┤

│

│Capacităţi│Capacităţi│Capacităţi│Capacităţi│Capacităţi│Capaci-│

│ │ noi │de închis │ noi │de închis │

noi │tati de│

│ │ │ │ │ │

│închis │

├────────────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼───

───────┼───────┤

│Hidro: │ 129 Mw: │ - │ 200 Mw: │ - │

200 Mw: │ - │

├────── │ ─────── │ │ ─────── │ │

─────── │ │

│- capacităţi noi│ 99 Mw │ │ 200 Mw │ │

200 Mw │ │

│- reabilitare │ 30 Mw │ │ - │ │

- │ │

├────────────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼───

───────┼───────┤

│Termo: │ 555 Mw: │ 1280 Mw │ 3505 Mw: │ 2185 Mw │

710 Mw: │ 0 │

│────── │ ─────── │ │ ──────── │ │

─────── │ │

│- capacităţi noi│ - │ │ 1445 Mw │ │

500 Mw │ │

│- reabilitare │ 555 Mw │ │ 2060 Mw │ │

210 Mw │ │

├────────────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼───

───────┼───────┤

│Nuclear │ │ │ 700 mW │ │

707 Mw │ - │

├────────────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼───

───────┼───────┤

│Total │1284 Mw │ 1280 Mw │ 4412 Mw │ 2185 Mw │

1617 Mw │ │

└────────────────┴──────────┴──────────┴──────────┴──────────┴───

───────┴───────┘

*ST*

În Anexa nr. 1 la prezenta, este detaliată o lista a

capacităţilor noi şi a celor care trebuie modernizate, precum şi

lista capacităţilor care trebuie retrase din funcţiune.

Selecţia proiectelor de producere, care sa fie promovate, s-a

făcut pe baza principiului meritului folosind formula de cost cel

mai competitiv (vezi Anexa 1).

În ierarhizarea proiectelor pe aceste principii, rezulta

următoarea ordine:

- Energie nucleara: la Cernavoda Grupul 2 (707Mw), iar

ulterior Grupul nr. 3 (707 Mw). Sectorul nuclear reprezintă

sectorul care în viitor va trebui sa asigure în mare parte

acoperirea nevoilor de consum suplimentar. Energia nucleara

reprezintă una din cele mai eficiente forme de producere a

energiei şi, care asigura, în acelaşi timp, o reducere a

dependentei de sursele de materii prime energetice din import.

- Producţia suplimentară de energie hidro: care este estimată

la o capacitate de 500-900 Mw, economic fezabila.

- Reabilitarea unor unităţi termo existente, şi/sau

realizarea de capacităţi noi folosind lignit şi huila.

Reabilitarile avute în vedere sunt cele la care costurile de

modernizare sunt mai mici cu 50% decât costul de realizare de

capacităţi noi cum sunt cele de la Turceni, Rovinari, Isalnita,

Deva-Mintia. (în cazul în care costurile cu reabilitarea depăşesc

50% din costul unei noi unităţi se impune realizarea unei noi

capacităţi care are avantajul unei perioade de exploatare mai

mari decât unitatea reabilitata). Proiectele de reabilitare ar

putea reprezenta 35-45% din totalul capacităţilor noi pentru

sistem.

- Turbinele pe baza de gaz cu ciclu combinat. 15% din totalul

energiei se prevede a se realiza pe baza de gaz.

În tabelul de mai jos este facuta o scurta prezentare a

efortului investitional necesar întregului sector energetic şi o

definire preliminară a surselor de investiţii.

În procesul stabilirii surselor de investiţii s-a luat în

considerare, în primul rând premiza ca acestea sa fie satisfacute

prin atragerea la maximum posibil de surse private de investiţii.

Aceasta premiza a fost cuantificata în mod realist ţinând cont de

situaţia sectorului energetic pe plan mondial, care datorită

crizelor prin care a trecut şi mai trece încă, a indus pentru

investitorii din sectorul energiei electrice, cel puţin pentru

perioada următoare, o atitudine rezervată în ceea ce priveşte

expansiunea de capital privat.

*T*

*Font 9*

- în milioane de dolari -

┌─────────────┬──────────────────────────┬───────────────────────

───┬──────────────────────────┬─────┐

│ │ 2003-2005 │ 2006-2010

│ 2011-2015 │Total│

│ Sector

├──────┬───────────────────┼──────┬───────────────────┼──────┬───

────────────────┼─────┤

│ │Total,│Surse de investiţii│Total,│Surse de

investiţii│Total,│Surse de investiţii│ │

│

│dintre├───────┬───────────┤dintre├───────┬───────────┤dintre├───

────┬───────────┤ │

│ │care: │Private│ Companii │care: │Private│

Companii │care: │Private│ Companii │ │

│ │ │ │ de stat │ │ │ de

stat │ │ │ de stat │ │

├─────────────┼──────┼───────┼───────────┼──────┼───────┼────────

───┼──────┼───────┼───────────┼─────┤

│Producere │ 1595 │ 400 │ 1195 │ 1588 │ 800 │ 788

│ 300 │ 200 │ 100 │ 3485│

│energie │ │ │ │ │ │

│ │ │ │ │

│termica │ │ │ │ │ │

│ │ │ │ │

├─────────────┼──────┼───────┼───────────┼──────┼───────┼────────

───┼──────┼───────┼───────────┼─────┤

│Producere │ 450 │ 100 │ 350 │ 500 │ 150 │ 450

│ 660 │ 300 │ 360 │ 1610│

│hidro │ │ │ │ │ │

│ │ │ │ │

├─────────────┼──────┼───────┼───────────┼──────┼───────┼────────

───┼──────┼───────┼───────────┼─────┤

│Producere │ 480 │ - │ 480 │ 1046 │ 400 │ 646

│ 360 │ 100 │ 260 │ 1886│

│nuclear │ │ │ │ │ │

│ │ │ │ │

├─────────────┼──────┼───────┼───────────┼──────┼───────┼────────

───┼──────┼───────┼───────────┼─────┤

│Transport │ 491 │ - │ 491 │ 234 │ - │ 234

│ 341 │ - │ 341 │ 1266│

├─────────────┼──────┼───────┼───────────┼──────┼───────┼────────

───┼──────┼───────┼───────────┼─────┤

│distribuţie*)│ 628 │ 428 │ 200 │ 727 │ 727 │ -

│ 885 │ 885 │ - │ 2240│

├─────────────┼──────┼───────┼───────────┼──────┼───────┼────────

───┼──────┼───────┼───────────┼─────┤

│Total │ 3644 │ 928 │ 2716 │ 4095 │ 2077 │ 2018

│ 2764 │ 1485 │ 1261 │10485│

└─────────────┴──────┴───────┴───────────┴──────┴───────┴────────

───┴──────┴───────┴───────────┴─────┘

*) companiile de distribuţie vor fi privatizate

*ST*

Costurile de mediu sunt estimate la 10% din total efort

investitional.

Pentru ca sectorul energetic din România sa fie atractiv

pentru capitalul privat şi investitorii strategici este necesar

un proces continuu de reforma şi restructurare.

Este, de asemenea, foarte important sa se promoveze o

programare corespunzătoare a investiţiilor spre sectorul privat,

pornind de la cele mai viabile proiecte, care sa reprezinte

proiecte de succes şi sa asigure astfel încurajarea

investitorilor şi pentru alte proiecte, într-o piata care are un

cadru de reglementări stabil şi transparent, bazat pe un model de

piata competitiv.

Noile mecanisme de contractare descrise în aceasta Foaie de

Parcurs sunt concepute pentru a satisface asteptarile

investitorilor şi sa asigure astfel limitarea contractelor de

termen lung de tip PPA, acestea urmând a fi promovate pe baza

selectiva şi numai dacă nu incalca Directivele Uniunii Europene

referitoare la costurile ingropate şi subvenţiile de stat.

GAZUL NATURAL

De asemenea, s-a făcut o estimare a cerinţelor de investiţii

în sectorul gazelor naturale, pana în anul 2010:

*T*

*Font 9*

- în

milioane de dolari -

┌────────────────────────┬──────────────────────────┬────────────

──────────────┬─────┐

│ │ 2003-2005 │

2006-2010 │Total│

│

├──────┬───────────────────┼──────┬───────────────────┤ │

│ Sector │Total,│Surse de investiţii│Total,│Surse

de investiţii│ │

│

│dintre├───────┬───────────┤dintre├───────┬───────────┤ │

│ │care: │Private│ Companii │care:

│Private│ Companii │ │

│ │ │ │ de stat │ │

│ de stat │ │

├────────────────────────┼──────┼───────┼───────────┼──────┼─────

──┼───────────┼─────┤

│Pentru prospecţiuni şi │ 626 │ 221 │ 405 │ 620 │ 340

│ 280 │1,246│

│foraje, dintre care: │ ─── │ ─── │ ─── │ ─── │ ───

│ ─── ├─────│

│ - Romgaz │ 405 │ │ 405 │ 280 │

│ 280 │ 685│

│ - Petrom*│ 191 │ 191 │ │ 300 │ 300

│ │ 491│

│ - alţii │ 30 │ 30 │ │ 40 │ 40

│ │ 70│

├────────────────────────┼──────┼───────┼───────────┼──────┼─────

──┼───────────┼─────┤

│Pentru reţeaua nationala│ 172 │ 120 │ 52 │ 305 │ 305

│ - │ 477│

│de transport │ ─── │ ─── │ ── │ ─── │ ───

│ ─ │ ───│

├────────────────────────┼──────┼───────┼───────────┼──────┼─────

──┼───────────┼─────┤

│Pentru reţeaua de │ 910 │ 910 │ - │ 1260 │ 1260

│ - │ 2170│

│distribuţie* │ ─── │ ─── │ ─ │ ──── │ ────

│ ─ │ ────│

├────────────────────────┼──────┼───────┼───────────┼──────┼─────

──┼───────────┼─────┤

│Pentru depozite │ 88 │ 40 │ 48 │ 517 │ 200

│ 317 │ 605│

│subterane │ ── │ ── │ ── │ ─── │ ───

│ ─── │ ───│

├────────────────────────┼──────┼───────┼───────────┼──────┼─────

──┼───────────┼─────┤

│Total │1,796 │ 1291 │ 505 │2,702 │ 2105

│ 597 │4,498│

│ ├───── │ ──── │ ─── ├───── │ ────

│ ─── │─────│

└────────────────────────┴──────┴───────┴───────────┴──────┴─────

──┴───────────┴─────┘

* Petrom şi cele doua companii de distribuţie vor fi

privatizate

*ST*

Industria gazelor naturale are în fata doua tinte importante

legate de asigurarea furnizarii:

- creşterea capacităţii de inmagazinare, astfel încât pe

timpul iernii (în sezon de vârf) sa se asigure presiunea şi

fluxul necesare în conducte, în 2003 s-au luat măsuri importante

în acest scop, prin dublarea capacităţii de inmagazinare. Măsuri

şi programe sunt preconizate şi în viitor, astfel încât

capacitatea de inmagazinare sa crească după cum urmează:

┌──────────────────────────────────────────────────────────────┐

│ Capacităţi subterane de stocare în mld. metri cubi │

├──────┬──────┬──────┬──────┬──────┬──────┬──────┬──────┬──────┤

│ 2000 │ 2003 │ 2004 │ 2005 │ 2006 │ 2007 │ 2008 │ 2009 │ 2010 │

├──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┤

│ 1,3 │ 2,5 │ 3,23 │ 4,05 │ 5,0 │ 5,8 │ 6,3 │ 6,5 │ 6,55 │

└──────┴──────┴──────┴──────┴──────┴──────┴──────┴──────┴──────┘

- diversificarea surselor de furnizare a gazului. În acest

scop, au fost prevăzute următoarele acţiuni:

- interconectarea sistemului romanesc de conducte de

transport cu reţeaua europeană. Conducta de conectare Szeged Arad

se afla actualmente în curs de implementare.

- înlesnirea accesului Europei la gazul Caspic şi al

Orientului Mijlociu.

Un acord preliminar a fost încheiat între ţările interesate,

şi anume Turcia, Bulgaria, România, Ungaria şi Austria. Pe baza

acestui acord, s-a întreprins un studiu de fezabilitate, parţial

finanţat de Uniunea Europeană şi condus de un consultat selectat.

PRIVATIZARE

Strategia Guvernului României consta în accelerarea

procesului de privatizare în toate sectoarele energetice.

Strategia Guvernului României urmăreşte privatizarea:

- tuturor activităţilor în aval, în sectorul de

electricitate, respectiv cele 8 companii de distribuţie şi, în

sectorul gazelor naturale cele 2 companii de distribuţie gaze;

- activităţilor de producere a energiei, începând cu cele mai

fezabile.

La momentul actual, nu exista strategii de privatizare a

companiilor de transport (Transelectrica şi Transgaz) şi nici

pentru Compania Nationala de producere a gazului natural Romgaz.

Exista, însă, o strategie privind accesul la noile câmpuri de gaz

natural ca şi companii private care funcţionează deja la

producerea gazului natural.

Consolidarea cadrului de reglementare a structurilor de piata

prin reguli transparente şi stabile, ajuta şi promovează procesul

de privatizare în domeniul energiei. De aceea, Guvernul Roman a

stabilit un drum clar de urmat, descris în proiectul de fata,

astfel încât prin reformele şi reglementările implementate cu

succes sa dea încredere investitorilor.

Principalul scop al privatizării este atragerea capitalului

necesar şi consolidarea companiei, astfel încât după privatizare

sa avem companii mai competitive şi mai puternice şi, în acelaşi

timp, sa se evite creşterea fără rost a tarifelor la energia

electrica.

Strategia de privatizare va trebui subordonata obiectivului

pe termen lung care este obţinerea de preţuri competitive la

energie.

În aceasta perspectiva, este de prevăzut a se folosi

fondurile rezultate din privatizarea sectorului energetic pentru

finanţarea unor proiecte energetice, cu prioritate a celor cu

impact social şi economic şi de protecţie a mediului.

Bazat pe aceste considerente, privatizarea se va axa pe

următoarele aspecte:

- atragerea de investiţii necesare pentru asigurarea de surse

energetice eficiente, sigure şi cu impact scăzut de mediu;

privatizarea va fi efectuată în principal prin atragerea de

capital privat în capitalul propriu al societăţilor, combinata cu

vânzarea de pachete suplimentare de acţiuni;

- atragerea de investitori strategici în cadrul companiilor

publice, care reprezintă succesul operaţiilor şi asigura

implementarea unui management modern;

Procesul de privatizare în domeniul energetic va fi făcut,

astfel încât, sa corespundă următoarelor cerinţe:

- succesiunea cronologică bine definită;

- asigurarea transparenţei procesului prin apelarea la

consultanţi internationali selecţionaţi;

- crearea capacităţii manageriale necesare în concordanta cu

piata.

PROGRAMUL DE PRIVATIZARE

Guvernul României a aprobat următorul program de privatizare:

- pentru distribuţia de energie electrica într-un ritm de 2

distributii pe an; anul acesta va fi finalizată privatizarea

societăţilor Electrica Banat şi Electrica Dobrogea, iar în 2004

alte doua companii de distribuţie se vor afla în proces de

privatizare;

- pentru cele doua companii de distribuţie a de gazelor

naturale, Distrigaz Nord şi Distrigaz Sud, s-au semnat

contractele de consultanţa şi s-a demarat privatizarea;

- din 2000 pana în prezent, au fost înfiinţate mai multe

companii private în sectorul gazelor naturale (14 companii de

distribuţie şi 1 de inmagazinare). Toate aceste companii au

solicitat ANRGN şi au obţinut licentele necesare (Anexa 1

referitoare la "Participanţii la piata gazelor naturale").

- în domeniul gazelor naturale au fost acordate:

- 79 autorizaţii de înfiinţare a distribuţiei de gaz;

- 51 autorizaţii de funcţionare a distribuţiei de gaz;

- 40 licenţe pentru distribuţie

- 1 licenta de dispecerizare

- 42 licenţe de furnizare

- 2 licenţe de inmagazinare

- 1 licenta de transport

- 1 licenta de tranzit.

- privatizarea sectorului de producţie termo va debuta cu

cele mai atractive unităţi:

- Turceni şi Rovinari (pe lignit) pentru care, pe baza unor

fonduri asigurate de USAID - s-a demarat programul de

consultanţa;

- centrala Iernut este următoarea;

- în cazul societăţii Hidroelectrica, privatizarea celor 21

de proiecte neterminate e preconizata a se încheia parţial în

acest an şi următorul, înainte de deschiderea totală a pieţei, se

prevede ca, Hidroelectrica sa fie restructurata în structuri

comerciale separate în scopul privatizării, de preferat grupat cu

centrale termo, care sa aibă acces pe piata. Restructurarea poate

avea loc şi mai devreme dacă sunt cerinţe ale investitorilor în

acest sens.

IV.4 POLITICA DE PREŢURI ŞI PROTECŢIA SOCIALĂ

POLITICA DE PREŢURI ŞI TARIFE

Se prevede ca politica de preţuri sa fie guvernata de

criterii economice, respectiv:

- Preţurile la energie (gaze naturale şi electricitate) sunt

stabilite:

- pentru consumatorii eligibili, pe baza negocierilor libere,

bazate pe competiţie urmărind tendinta de deschidere a pieţei;

- pentru consumatorii captivi, preţurile sunt reglementate,

în conformitate cu costurile justificate economic, plus o marja

de profit.

- Tarifele pentru distribuţie şi transport sunt reglementate

în conformitate cu costurile justificate economic, plus o marja

de profit.

- Subvenţia incrucisata se elimina

- Pentru categoriile de consumatori cu probleme sociale

(consumatori cu venituri mici) se va introduce un mecanism de

subventionare directa de la buget

EVOLUTII ÎNREGISTRATE ANTERIOR LA PREŢURI ŞI TARIFE

Preţul energiei electrice, pentru consumatorii finali a

înregistrat cresteri de 3,6%/luna în perioada octombrie 2001 -

martie 2002, iar începând cu luna aprilie 2002 preţul la energie

electrica a crescut cu 14% pentru a acoperi variatiile

determinate de inflaţie, în iulie 2002 preţul la energie a

crescut cu 1,5%. În perioada octombrie 2002 - ianuarie 2003 s-a

aplicat o ajustare de preţ pentru a acoperi inflatia în asa fel

încât preţul în USD sa rămână la nivelul lunii iulie 2002. În

acest cadru preţul energiei termice furnizate de Termoelectrica a

fost stabilit la 20 $/gcal începând cu luna iulie 2002.

Au fost diferenţiate preţurile la consumatori astfel:

- 50,4 $/Mwh pentru consumatorii captivi

- 46,7 $/Mwh pentru consumatorii industriali

- 64,1 $/Mwh pentru consumatorii casnici

La gazul natural; începând cu 2002 preţul gazului natural a

fost fixat la 82,5 $. 1000 m.c., iar începând cu luna martie 2003

la 90 $/1000 m.c.

EVOLUTII VIITOARE

Pornind de la nevoile de investiţii pentru realizarea de

capacităţi noi de producere a energiei inclusiv modernizarea,

precum şi de la cheltuielile de investiţii care apar ca urmare a

nevoii de aliniere la cerinţele de mediu, se estimeaza ca costul

de producţie al energiei electrice va creste.

În anexa nr. 1 sunt prezentate tabele de creştere a

costurilor şi graficele aferente pana în anul 2015, la care vor

trebui adăugate costurile de finanţare şi profitul asteptat de

investitor.

În costurile respective au fost incluse amortizarile, costul

materiilor prime inclusiv creşterile de preţ la materiile prime

energetice proiectate în aceeaşi anexa, costurile cu manopera şi

costurile fixe.

Evoluţia politicii de preţuri pe fiecare segment - gaze

naturale şi energie electrica - pe termen scurt, mediu şi lung

este evidenţiată în anexele pentru electricitate (Anexa 2) şi,

respectiv, gaz (Anexa 3).

Principalele caracteristici pentru fiecare perioada pot fi

rezumate după cum urmează: (implementarea realizată în perioada

precedenta nu se va repeta în cea următoare, fiind considerată pe

deplin valida).

Perioada 2003-2004

Electricitate

Preţurile la electricitate pentru producători vor fi:

- libere, bazate pe competiţie şi negociere între

producătorii şi consumatorii eligibili;

- reglementate, pentru consumatorii captivi, aprobate de

autoritatea de reglementare;

- ANRE va menţine obligaţia filialelor Electrica sa preia

energia electrica din cogenerare, corespunzătoare energiei

termice livrate consumatorilor de energie termica rezidentiali,

la preţuri reglementate.

- ANRE va transpune sau adapta metodologiile Consiliului

Reglementatorilor de energie al Uniunii Europene privitoare la

tariful transfrontalier. Din 2004 se va institui, în regiunea

Balcanica, un mecanism CBT (Cross Border Trade), care exista deja

în ţările din Europa Occidentala;

- Având în perspectiva armonizarea cu Directivele Uniunii

Europene, metodologia ANRE de stabilire a preţurilor reglementate

la achiziţionarea de energie electrica produsă de producători

independenţi şi auto-producători va fi extinsă şi în cazul

energiei electrice din surse regenerabile. Având în vedere

costurile ridicate pentru producerea acestui tip de energie, ANRE

va studia posibilitatea subventionarii ei de la bugetul

naţional/local sau va contura o formula financiară stimulativa

pentru aceste cazuri.

Tarifele de transport şi distribuţie:

Având în vedere caracteristica acestor activităţi, şi anume

de monopol natural, atât tarifele de transport cat şi cele de

distribuţie vor fi tarife reglementate, bazate pe următoarele

principii, care dau mai multă stabilitate şi transparenta

procesului:

- pana la sfârşitul anului 2003, tarifele pentru transport şi

distribuţie vor fi reglementate în baza costurilor justificate

plus profitul. La sfârşitul anului 2003, se va încheia evaluarea

mijloacelor fixe ale companiilor de distribuţie şi de transport.

- în 2004, în baza evaluării menţionate mai sus şi a

stabilirii mai reprezentative a costurilor istorice, se va

implementa mecanismul ROR (rata de recuperare a investiţiei).

- 2005, tinta o reprezintă implementarea mecanismului "price-

cap" (indexul CPI-X).

- ANRE va stabili tarifele pentru serviciile auxiliare bazate

pe costurile de producţie.).

- ANRE va determina mecanismul pentru internalizarea

costurilor externe pentru protecţia mediului.

- Politica tarifelor preconizeaza ca pana la finele perioadei

de tranzitie sa fie inlaturate tarifele monome la consumatorii

finali.

- Luându-se în considerare structura activităţilor în

sectorul energiei electrice, pentru serviciile de transmisie şi

distribuţie se intenţionează sa se introducă o noua componenta în

tarif - cererea contractată sau capacitatea contractată.

Energie termica

Consumatorii rezidentiali de energie termica vor continua sa

plătească un preţ naţional de referinta, care va fi adaptat

permanent preţului la combustibil, în acelaşi timp, primăriile

vor realiza studii pentru optimizarea variantelor de încălzire

din cadrul comunităţilor lor.

Consumatorii de energie termica ce au venituri scăzute, vor

primi în continuare subvenţii.

Gaze naturale

- Preţurile gazelor naturale sunt stabilite în scopul de a

acoperi costurile de operare şi, de asemenea, pentru a crea

sursele de finanţare ale investiţiilor viitoare. Preţurile

gazelor naturale se stabilesc:

> pentru consumatorii eligibili - prin negociere

> pentru consumatorii captivi - sunt reglementate şi aprobate

de către ANRGN

- Tarifele de transport, distribuţie şi inmagazinare sunt

tarife reglementate, aprobate de ANRGN şi ANRM şi apoi publicate,

la stabilirea lor luându-se în considerare costurile justificate,

la care se adauga profitul aferent activităţii respective.

ANRGN implementeaza o noua metodologie de preţuri şi tarife,

diferenţiate pe categorii de consumatori, care sa elimine

subvenţiile incrucisate între categoriile de consumatori şi care

sa reflecte costurile efective corespunzătoare gazelor naturale

furnizate fiecărei categorii de consumatori în parte.

Implementarea acestui sistem a început din anul 2001 şi

continua, constând practic din doua etape:

În prima etapa s-au elaborat "Criteriile şi metodele pentru

stabilirea preţurilor şi tarifelor reglementate din sectorul

gazelor naturale", care reprezintă instrumentele necesare ANRGN

pentru a începe activitatea de reglementare a preţurilor aplicate

consumatorilor captivi.

În a doua etapa au fost diferenţiate preţurile şi tarifele

pentru consumatori, în funcţie de soluţia tehnica de conectare a

fiecărui consumator. În aceasta privinta, ANRGN a identificat

doua tipuri de consumatori:

a) conectati direct la sistemul naţional de transport gaze

naturale;

b) conectati la sistemele de distribuţie gaze naturale.

Pentru aceste doua tipuri de consumatori se aplica tarife

diferenţiate în funcţie de serviciul utilizat.

Pe baza principiilor menţionate, preţurile gazelor naturale

şi tarifele de transport, distribuţie şi inmagazinare sunt

stabilite după cum urmează:

1. Preţul final al gazelor naturale, la consumator, rezulta

din aditionarea, la preţul mediu ponderat de achiziţie a gazelor

naturale, a tarifelor de transport, inmagazinare şi distribuţie

şi a componentei comerciale, după următoarea formula de calcul:

Preţ final = Preţ mediu ponderat de achiziţie a gazelor

naturale + Tarif transport + Tarif inmagazinare + Tarif

distribuţie + Componenta comercială

Preţul mediu ponderat de achiziţie a gazelor naturale este

determinat prin împărţirea sumei produselor dintre cantităţile

interne şi din import cu preţurile corespunzătoare, la cantitatea

totală, utilizându-se următoarea formula:

Q intern x P intern + O import x P import

─────────────────────────────────────────

Q intern + Q import

Cu scopul de a beneficia în mod nediscriminatoriu de gazele

naturale din producţia interna, toţi consumatorii sunt obligaţi

sa achizitioneze gaze naturale din import într-un procent

stabilit la consumul total de gaze naturale (în cazul

consumatorilor eligibili, prin importul direct al gazelor

naturale). Proporţia gazelor din intern şi din import este

stabilită lunar, de către Operatorul de Piata.

2. Principiile de stabilire a tarifelor de transport şi

distribuţie sunt: tarifele trebuie sa reflecte costurile

serviciilor (fixe, variabile) şi investiţiilor, plus profitul

aferent.

În prezent sunt în vigoare doua tipuri de tarife, unul pentru

consumatorii conectati la sistemele de distribuţie, celălalt

pentru consumatorii conectati direct la Sistemul Naţional de

Transport al gazelor naturale.

Diferentierea tarifelor de distribuţie pe categorii de

consumatori, conform cu metodologia de tarifare, se va realiza

începând cu anul 2005.

Metodologia de tarifare va fi revizuită, beneficiind de

asistenta PHARE, în perioada sem. II 2003 - sem. I 2004.

3. Tariful de inmagazinare se determina prin alocarea valorii

medii a serviciului de inmagazinare subterana aferentă unui ciclu

de inmagazinare la capacitatea medie rezervată a depozitului de

inmagazinare. În tarifele de inmagazinare sunt incluse costurile

serviciilor (fixe, variabile) şi investiţiilor, plus profitul

aferent.

Tarifele de inmagazinare sunt stabilite diferenţiat pe

fiecare depozit subteran, renuntandu-se la sistemul "timbru

poştal". Aceasta a deschis accesul consumatorilor eligibili la

sistemele de inmagazinare subterana.

De asemenea, tariful de inmagazinare are în structura sa o

componenta pentru rezervarea de capacitate, o componenta aferentă

ciclului de injecţie şi una aferentă ciclului de extracţie a

gazelor naturale din depozitul de inmagazinare.

4. În scopul incurajarii producătorilor privati de gaze

naturale, prin Ordinul MIR şi ANRM, emis în februarie 2003,

pentru promovarea activităţilor de explorare şi producţie a

gazelor naturale, s-a stabilit ca preţul gazelor naturale noi din

producţia interna poate fi pana la 80% din preţul mediu ponderat

de achiziţie a gazelor naturale din import, în condiţii DAF.

Pentru protecţia consumatorilor rezidentiali cu venituri

mici, preţul social la gazele naturale va fi menţinut.

PERIOADA 2005-2007

ELECTRICITATE;

Este estimată o creştere în termeni reali a tarifelor la

consumatorii finali, corespunzătoare obligaţiei de includere a

costurilor de mediu în structura tarifului (internalizarea

externalitatilor), conform normelor legale în materie şi

investiţiilor necesare pe care le vor face toţi participanţii la

piata de energie electrica.

Preţurile la energia electrica:

- preţurile la consumatorii ce au un statut eligibil vor fi

negociate.

- deşi, piata va fi deschisă în totalitate, vor mai exista

consumatori finali captivi având tarife reglementate prin

mecanisme specifice. Pentru aceste categorii se vor menţine

preţuri reglementate. Furnizorii care vand energie electrica

acestor consumatori sunt denumiţi "Furnizori de ultima instanta".

- în aceasta perioada ANRE va reduce gradat obligaţia

companiilor furnizoare/distribuitoare de energie electrica de a

mai prelua energia electrica produsă în centrale de cogenerare,

corelat cu concluziile studiilor şi programelor de reabilitare,

modernizare şi investiţii în sisteme de furnizare a energiei

termice către consumatori rezidentiali. Dacă Directiva

referitoare la promovarea energiei electrice produse în co-

generare (CHP) va fi adoptată de Uniunea Europeană, se va

implementa un mecanism potrivit.

Tarifele de distribuţie şi transport

Având în vedere caracteristica acestor activităţi, şi anume

de monopol natural, atât tarifele de transport, cat şi cele de

distribuţie vor fi tarife reglementate, bazate pe următoarele

principii, care dau mai multă stabilitate şi transparenta

procesului:

- principiile de tarifare vor consta într-un mecanism "price-

cap" (CPI-X) pentru activităţile de transport şi distribuţie.

Tariful social va fi menţinut, dar diferenţa dintre alte

tarife rezidentiale va fi redusă în acelaşi timp cu conturarea şi

implementarea unui mecanism de subventionare directa pentru

persoanele cu venituri scăzute.

Energie termica: Pentru consumatorii rezidentiali de energie

termica se asteapta ca rezultatele studiilor făcute pentru

stabilirea soluţiilor optime de încălzire pentru fiecare

comunitate sa fie implementate, în paralel cu derularea unui

program de reducere a subvenţiilor.

Pe parcursul acestei perioade consumatorii de energie termica

rezidentiali vor continua sa plătească un tarif naţional de

referinta, dar necesitatea menţinerii lui va fi revizuită. Pentru

cogenerare va rezulta o obligaţie de achizitionare a energiei

prin mecanisme specifice.

Consumatorii cu venituri scăzute vor primi subvenţii directe.

Gaze naturale

Piata gazelor naturale va fi deschisă complet începând din

2007.

- preţurile interne la gaze se stabilesc:

- pentru consumatorii eligibili - prin negocieri

- pentru consumatorii captivi şi pentru consumatori care nu

îşi exerseaza dreptul la eligibilitate - preţuri reglementate

- tarifele pentru transport, şi inmagazinare sunt

reglementate de ANRGN şi ANRM, publicate şi sunt bazate pe

costurile justificate, plus profitul, iar pentru distribuţie

într-un mecanism "price-cap" (CPI-X).

Se estimeaza ca, pana în 2007, preţul gazelor naturale la

consumatorii finali sa crească gradat, astfel încât sa se

alinieze celui de import la gura sondei.

Obiectivul ANRGN la stadiul actual al implementarii

preţurilor şi tarifelor este de a face diferentieri ale tarifelor

de distribuţie pe categoriile de consumatori care sunt

aprovizionati prin sistemele de distribuţie. Tariful pentru

serviciile de transport vor rămâne unice la nivel naţional şi vor

fi de tipul "post stamp".

Perioada 2008-2015

ELECTRICITATE

Preţuri la energia electrica:

- pentru consumatorii eligibili, preţul energiei va fi

negociat.

- cu toată deschiderea pieţei, vor mai exista consumatori

finali captivi aprovizionati de furnizori de ultima instanta, la

preţuri reglementate prin mecanisme specifice. Pentru aceste

categorii se vor menţine preţuri reglementate. Furnizorii care

vand energie electrica acestor consumatori sunt denumiţi

"Furnizori de ultima instanta".

- în aceasta perioada ANRE va reduce gradat obligaţia

companiilor furnizoare/distribuitoare de energie electrica de a

mai prelua energia electrica produsă în centrale de cogenerare,

corelat cu concluziile studiilor şi programelor de reabilitare,

modernizare şi investiţii în sisteme de furnizare a energiei

termice către consumatori rezidentiali. Dacă Directiva

referitoare la promovarea energiei electrice produsă în co-

generare (CHP) va fi adoptată de Uniunea Europeană, se va

implementa un mecanism potrivit.

Tarifele de transport şi distribuţie:

Având în vedere caracteristica acestor activităţi, şi anume

de monopol natural, atât tarifele de transport, cat şi cele de

distribuţie vor fi tarife reglementate, bazate pe următoarele

principii, care dau mai multă stabilitate şi transparenta

procesului:

- principiile de tarifare vor consta într-un mecanism "price-

cap" (CPI-X) pentru activităţile de transport şi distribuţie.

Protecţia socială pentru consumatorii cu venituri reduse va

fi implementata printr-un mecanism direct de subventionare de la

buget.

Energia termica, pana la luarea unei decizii de continuare a

aplicării preţului naţional de referinta, factura fiecărui

consumator va evidenţia costurile cu energia termica, stabilite

prin preţuri reglementate de Autoritatea în cauza, pe baza

principiului costurilor marginale justificate. Consumatorii cu

venituri scăzute vor primi subvenţii directe.

Gaze naturale

Piata gazelor naturale va fi deschisă complet începând din

2007

- preţurile interne la gaze sunt stabilite:

- pentru consumatorii eligibili - prin negocieri

- pentru consumatorii captivi şi pentru consumatorii care nu

îşi exerseaza dreptul la eligibilitate - preţuri reglementate

- tarifele pentru transport şi inmagazinare sunt reglementate

de ANRGN şi ANRM, publicate şi sunt bazate pe costurile

justificate, plus profitul, iar pentru distribuţie într-un

mecanism "price-cap" (CPI-X).

Obiectivul ANRGN la stadiul actual al implementarii

preţurilor şi tarifelor este de a face diferentieri ale tarifelor

de transport în funcţie de distanta şi de cantitatea de gaze

transportate, iar tarifele de distribuţie în funcţie de zona de

distribuţie acoperită de operator.

ÎNCASAREA FACTURILOR

Îmbunătăţirea colectării facturilor la energie

În ultimii doi ani s-au înregistrat importante îmbunătăţiri

ale gradului de colectare a facturilor.

Aceasta s-a datorat măsurilor luate de Guvern pentru

disciplinarea pietii, măsuri care au constat în principal în:

- Un program de reglementări şi măsuri ferme de deconectare a

rau-platnicilor

- Un program clar de recuperare a arieratelor şi mecanisme

corespunzătoare cum ar fi:

> conturi "escrow" în care se vărsa plăţile pentru caldura şi

subvenţiile, după care sunt distribuite automat către

furnizori/distribuitori

> un program de încurajare a plăţii facturilor curente prin

rescadentarea arieratelor, scutirea de penalizări şi/sau majorări

în cazul în care se respecta programul stabilit.

- Un program de monitorizare lunară.

Ca urmare a aplicării măsurilor menţionate s-a imbunatatit

semnificativ rata de colectare a facturilor: astfel în perioada

iunie 2002 - iunie 2003 aceasta a reprezentat 94% pentru energia

electrica şi 97% pentru gazul natural.

Consultanţa

În vederea implementarii acestor politici va fi necesar

sprijinul Uniunii Europene, cat şi al instituţiilor financiare

internaţionale, pentru implementarea sarcinilor specifice cu

participarea companiilor de consultanţa specializate.

V. MEDIUL

România a ratificat Convenţia Cadru privind Schimbările

Climatice la nivelul ONU. Prin semnarea Protocolului de la Kyoto,

România s-a angajat sa reducă emisiile gazelor ce produc efectul

de sera cu 8% fata de valorile anului 1989.

Pentru implementarea Directivei Uniunii Europene 2001/80/Ec,

Guvernul României a pregătit un proiect de hotărâre referitoare

la limitarea emisiilor în atmosfera provenind de la centralele

mari de peste 50 MW, conform limitelor impuse prin Directivele

Uniunii Europene (emisii de materii solide, SO(2) şi NOX).

Aceste limite sunt obligatorii pentru orice noua unitate ce

va fi implementata.

Pentru unităţile aflate în funcţiune se prevede ca pana în

2012 limitele cerute sa fie atinse printr-un program gradual,

astfel încât, prin implementarea unor importante investiţii sa se

facă fata nivelului de emisii prevăzute în noua reglementare.

Pentru centralele din cadrul Termoelectricii totalul

investiţiilor pentru perioada 2003-2015 este estimat la 1,026

mld. USD, din care 28,9% vor fi cheltuiti pana în 2007.

Investiţiile pentru modernizarea cazanelor şi a

electroprecipitatorilor (emisii solide) reprezintă 8%,

modernizarea arzatoarelor este 6% şi desulfurizarea 86%.

Pentru alinierea la standardele Uniunii Europene, România are

nevoie de ajutorul financiar al Uniunii Europene şi al Băncii

Mondiale.

Rezultatele implementarii acestui program pentru centralele

din structura Termoelectricii este relevata printr-o reducere

semnificativă a emisiilor, după cum urmează:

┌────────┬──────────────────────┬─────────┬─────────┬────────┐

│ Emisii │ │ 1989 │ 2007 │ 2012 │

├────────┼──────────────────────┼─────────┼─────────┼────────┤

│ │ t/an │ 645,546 │ 265,649 │ 56,623 │

│ SO2 ├──────────────────────┼─────────┼─────────┼────────┤

│ │ % comparativ cu 1989 │ 100 │ 41% │ 8,8% │

├────────┼──────────────────────┼─────────┼─────────┼────────┤

│ │ t/an │ 112,152 │ 62,125 │ 56,386 │

│ NOX ├──────────────────────┼─────────┼─────────┼────────┤

│ │ % comparativ cu 1989 │ 100 │ 55 │ 50 │

├────────┼──────────────────────┼─────────┼─────────┼────────┤

│ │ t/an │ 139,064 │ 16,836 │ 8,836 │

│ Solid ├──────────────────────┼─────────┼─────────┼────────┤

│ │ % comparativ cu 1989 │ 100 │ 12 │ 6 │

└────────┴──────────────────────┴─────────┴─────────┴────────┘

VI. RESTRUCTURAREA SECTORULUI DE PRODUCERE A ENERGIEI ŞI

OPERAREA PRODUCĂTORILOR PE PIATA

Asa cum s-a menţionat mai sus, procesul de restructurare în

domeniul energiei electrice şi a gazului natural a început prin:

* Restructurarea companiilor integrate vertical în companii

autonome de producere, transport, distribuţie şi furnizare;

* Restructurarea segmentului de producere în: 5 producători

termo, 1 producător hidro, un producător de energie nucleara şi

14 producători în cogenerare care au fost transferati

autorităţilor locale; mai exista şi 3 producători independenţi

separati în 1988;

* Restructurarea sectorului de gaze naturale în sectoare

autonome de producere şi inmagazinare (Romgaz), transport

(Transgaz) şi 2 companii de distribuţie (Distrigaz Nord şi

Distrigaz Sud);

* Diminuarea concentrarii producţiei de gaze naturale şi a

importului prin acordarea de licenţe şi autorizaţii unui număr

din ce în ce mai mare de companii;

Procesul de restructurare a continuat în perioada 2002-2003

prin:

* Reorganizarea distribuţiei de energie electrica în 8

companii regionale de distribuţie

* Restructurarea societăţii Termoelectrica prin:

> separarea în anul 2001 a Electrocentralei Deva,

> externalizarea a 19 de centrale care sunt în principal

producătoare de energie termica către autorităţile locale

* În anul 2002, în vederea realizării unui mediu comercial

imbunatatit, Guvernul României a aprobat o noua hotărâre de

restructurare a societăţii Termoelectrica, cat şi de reglare a

unor funcţii operationale, care prevede:

> Restructurarea producţiei de energie în centralele termice

ale societăţii Termoelectrica prin înfiinţarea a 5 societăţi

comerciale ce vor opera în mod direct pe piata energetica din

România:

┌─────────────────────────────┬─────────────────┬────────────────

────────┐

│ Societatea Comercială │Puterea instalata│

Combustibil │

│ │ MW │

│

├─────────────────────────────┼─────────────────┼────────────────

────────┤

│Electrocentrale Turceni SA │1990 MW │lignit

│

├─────────────────────────────┼─────────────────┼────────────────

────────┤

│Electrocentrale Rovinari SA │1320 MW │combustibil

lichid, gaze│

│ │ │naturale

│

├─────────────────────────────┼─────────────────┼────────────────

────────┤

│Electrocentrale Bucureşti SA │2,938 MW │

│

├─────────────────────────────┼─────────────────┼────────────────

────────┤

│Electrocentrale Deva SA │1,260 MW │huila

│

├─────────────────────────────┼─────────────────┼────────────────

────────┤

│Termoelectrica SA │2,237 MW │combustibil

lichid, gaze│

│ │ │naturale şi

huila │

├─────────────────────────────┼─────────────────┼────────────────

────────┤

│TOTAL │9,745 MW │

│

└─────────────────────────────┴─────────────────┴────────────────

────────┘

> separarea serviciilor de întreţinere şi reparaţii în 5

filiale şi 12 sucursale, care operează pe baza de contracte

competitive.

MECANISME CONTRACTUALE: ANRE pregăteşte reglementările

necesare (licenţe, tarife şi cadrul contractual), astfel încât la

sfârşitul lui aprilie 2003 aceste entităţi sa fie capabile direct

sa încheie contracte, sa-şi asume raspunderi şi sa între pe

piata.

Aceste noi societăţi comerciale operează pe baza de bilanţ

propriu, care asigura o responsabilitate directa a conducerilor

pentru scăderea costurilor şi creşterea profitului, comparativ cu

forma anterioară la care costurile erau centralizate la

Termoelectrica.

Pentru centralele pe lignit, Turceni şi Rovinari, situate

chiar lângă gura minelor, este prevăzut ca în urma acestor

restructurari sa se unească minele principale ce furnizează

carbunele, cu centralele, din punct de vedere al costurilor,

formând asa numite "complexe energetice". Toate acestea sunt în

concordanta cu semnalele primite de la potenţiali investitori, în

sensul de a avea un control direct al costurilor. Ca rezultat al

procesului de restructurare implementat în ultimii 10 ani,

exploatările din minele de lignit nu mai sunt subvenţionate ca

urmare a măsurilor deja luate şi lucrează în profit. Se prevede

ca prin integrarea principalelor mine de lignit în costurile

centralelor, sub forma "complexelor energetice" dezavantajul

captivitatii sa fie anulat, iar producătorul de energie va putea

de aici incolo sa optimizeze costurile producţiei de lignit

conform necesarului de resurse energetice competitive. Aceasta

reprezintă şi o atitudine pozitiva fata de investitorii în

utilităţi publice de a participa la aceste complexe energetice în

procesul de privatizare. Asemenea structuri integrate bazate pe

lignit operează cu succes în tari ca Germania, Spania, Ungaria,

Turcia şi recent în Polonia.

Producţia de energie hidro îşi va menţine structura existenta

la Hidroelectrica, pana în 2007 fiind reglementată. Acest regim

de reglementare este un regim de tranzitie, care va fi menţinut

pana în 2007 (data accederii). Regimul de reglementare consta în:

- utilizarea costurilor reale scăzute ale producţiei hidro în

beneficiul tuturor consumatorilor, captivi sau eligibili, fără

discriminare

- optimizarea exploatării apei prin folosirea de soft dedicat

- optimizarea centralizata a producţiei hidro - şi luând în

considerare oferta producţiei termo.

În vederea implementarii unui mecanism transparent, au fost

contactate doua firme de consultanţa: KEMA, finanţată de Phare şi

una finanţată de Banca Mondială şi care urmează sa fie selectata.

Consultanţii trebuie sa găsească soluţii pentru următoarele

probleme:

- stabilirea veniturilor reglementate;

- stabilirea mecanismelor nediscriminatorii pentru alocarea

producţiei hidro;

- proceduri pentru optimizarea centralizata a producţiei

hidro;

- stabilirea contractului multilateral pentru producătorul

hidro pe baza căruia OPCOM va colecta veniturile hidro

reglementate de la furnizori (dacă este cazul).

Primul pas în reglementarea societăţii Hidroelectrica a fost

deja făcut prin încetarea obligaţiilor din contractele deja

încheiate pe piata competitivă (inclusiv contractele de export).

În vederea privatizării, înainte de totală deschidere a

pieţei, Hidroelectrica va fi divizata în societăţi comerciale, în

complexe, de preferat, împreună cu termocentrale (depinde de

reactia pieţei şi decizii) şi li se va permite accesul pe piata.

┌────────────────────────────────────────────────────────────────

──────────────┐

│ VI.1. PROGRAMUL DE DEZVOLTARE ENERGETICA PENTRU

│

│ PERIOADA 2003-2015

│

└────────────────────────────────────────────────────────────────

──────────────┘

Premize:

* creşterea medie a consumului de energie electrica: 2,7%/an

* stabilirea unei ierarhii de prioritati cu unităţile care sa

fie reabilitate, precum şi a unităţilor noi care sa se realizeze

folosind ca baza criteriul costurilor celor mai competitive

* folosirea resurselor interne de materii prime energetice

disponibile, şi care răspund criteriului de eficienta, respectiv:

> 30 mil. t lignit (6,1 mil. tcc)

> 3,5 mil. t huila (1,2 mil. tcc)

> gaze naturale: producţia interna în 2015 va reprezenta 60-

65% din producţia anului 2001

> petrol brut: producţia interna în 2015 va reprezenta 85%

din producţia anului 2001.

* unităţi noi şi reabilitate pe baza de cărbune, se prevăd a

se realiza cu dispozitive de desulfurizare a gazelor de ardere şi

arzatoare cu emisie scăzută de NOX

* resurse regenerabile - complementare celor convenţionale

care sa ajungă la 34% din totalul resurselor

Pe aceasta baza totalul (max.) resurselor energetice interne

(inclusiv nucleare): este estimat la cca. 24 mil. tcc/an, în

perioada 2005-2015.

Proiecte de promovat (Anexa 1). Lista proiectelor care

urmează sa fie promovate a fost stabilită pe principiul

eficientei costurilor şi a calificării în funcţie de ordinul de

merit (Anexa 1 referitoare la determinarea costurilor egalizate).

┌────────────────────────────────────────────────────────────────

──────────────┐

│ VI.2. PROGRAMELE DE ÎNCHIDERE A CENTRALELOR

│

└────────────────────────────────────────────────────────────────

──────────────┘

În Anexa 1 este atasat programul de închidere a centralelor a

căror perioada de exploatare a expirat şi/sau care sunt

ineficiente. Selecţia lor s-a făcut pe baza analizei de eficienta

a fiecărei unităţi de producţie în parte, fiind avute în vedere

criterii de merit, vechimea echipamentelor şi locul lor pe piata.

Decizia de închidere va tine cont şi de alţi factori, cum

este asigurarea unei disponibilitati de capacităţi instalate de

producere a energiei care sa asigure acoperirea cererii de vârf,

în paralel cu optimizarea capacităţii de rezerva; s-au luat în

considerare şi alte criterii ca impactul integrării pietii

regionale a energiei şi participarea la aceasta piata. Programul

special de închidere a centralelor va fi definitivat cu asistenta

Phare (Uniunea Europeană) ce se afla în curs.

┌────────────────────────────────────────────────────────────────

──────────────┐

│ VI.3. SIGURANTA NUCLEARA

│

└────────────────────────────────────────────────────────────────

──────────────┘

În ultimii trei ani Centrala de la Cernavoda Unitatea nr. 1

(700 MW) a furnizat 7% din producţia medie de energie electrica

în România.

Aceasta centrala nucleara funcţionează pe tehnologii moderne

şi are o contribuţie importanta la asigurarea cererii de energie

electrica. Funcţionarea prezintă siguranta.

Proiectele de energetica nucleara sunt implementate în

România prin îndeplinirea cerinţelor acquis-ul comunitar,

incluzând şi Tratatul European pentru Energie Atomica, ca

instrumente fundamentale de imbunatatire a standardului de viata

în statele membre ale Uniunii Europene şi a relaţiilor cu alte

tari.

În vederea procesului de extindere a Uniunii Europene,

legislaţia nationala este armonizata cu cea comunitara în

domeniul energeticii nucleare.

Asigurarea functionarii sigure a centralei se bazează pe un

plan de acţiune complex.

Pentru aceasta, au fost aprobate următoarele sarcini

suplimentare:

*T*

*Font 9*

ÎMBUNĂTĂŢIREA SECURITĂŢII NUCLEARE CONFORM DOCUMENTULUI

"POZIŢIA

ROMÂNIEI PRIVIND RECOMANDĂRILE UNIUNII EUROPENE DIN

RAPORTUL

REFERITOR LA SECURITATEA NUCLEARA ÎN PROCESUL DE

EXTINDERE"

-CONF-RO 39/01, CONF-RO 4/02

┌─────────────────────────────────────┬──────────────────────────

─────┬──────────────────┐

│ 2003-2004 │ 2005-2007

│ 2008-2015 │

├──────────────────────────┬──────────┼─────────────────────┬────

─────┼───────────┬──────┤

│ Acţiune SNN │ termen │ Acţiune SNN │

termen │Acţiune SNN│Termen│

├──────────────────────────┼──────────┼─────────────────────┼────

─────┼───────────┼──────┤

│Dezvoltarea şi finalizarea│2002-2004 │Centrul de urgente de│

Trim. I │Finalizare │ 2009 │

│PSA pentru seism, incendiu│ │pe amplasamentul de │

2005 │Periodic │ │

│şi inundatii │ │la Cernavoda - │

│ Safety │ │

│ │ │construcţie şi │

│Review- │ │

│ │ │procurare de │

│unitatea 1 │ │

│ │ │echipamente │

│ │ │

├──────────────────────────┼──────────┼─────────────────────┼────

─────┼───────────┼──────┤

│Centrul de urgente de pe │Trim. I-IV│Centrul de urgente

de│Trim. II-│ │ │

│amplasamentul de la │ 2003 │pe amplasamentul de │III

2005 │ │ │

│Cernavoda-proiectare │ │la Cernavoda - punere│

│ │ │

│ │ │în funcţiune │

│ │ │

├──────────────────────────┼──────────┼─────────────────────┼────

─────┼───────────┼──────┤

│Programele specifice de │ Trim. II │Programele specifice

│Trim. IV │ │ │

│imbunatatire a securităţii│ 2003 │de imbunatatire a │

2005 │ │ │

│nucleare pentru centralele│ │securităţii nucleare │

│ │ │

│nuclearoelectrice; │ │pentru centralele │

│ │ │

│înlocuirea motoarelor │ │nucleare: proiectarea│

│ │ │

│pompelor în sistemul │ │şi montarea standului│

│ │ │

│primar de răcire │ │de testare pentru │

│ │ │

│ │ │mecanisme de │

│ │ │

│ │ │reactivitate │

│ │ │

├──────────────────────────┼──────────┼─────────────────────┼────

─────┼───────────┼──────┤

│Programele specifice de │ │Programele specifice

│Trim. IV │ │ │

│imbunatatire a securităţii│ │de imbunatatire a │

2005 │ │ │

│nucleare: reactualizare │ │securităţii nucleare │

│ │ │

│analize de eforturi pentru│ │pentru centralele │

│ │ │

│sistemul de injecţie │ │nucleare: │

│ │ │

│lichid │ │modernizare sistem │

│ │ │

│ │ │detectare incendii │

│ │ │

├──────────────────────────┼──────────┼─────────────────────┼────

─────┼───────────┼──────┤

│Programele specifice de │ │Elaborare PSA nivel

│2005-2006│ │ │

│imbunatatire a securităţii│ │2 şi 3 │

│ │ │

│nucleare pentru centralele│ │ │

│ │ │

│nucleare; montarea vasului│ │ │

│ │ │

│de expansiune în aval de │ │ │

│ │ │

│PV78 în sistemul ECC │ │ │

│ │ │

├──────────────────────────┼──────────┼─────────────────────┼────

─────┼───────────┼──────┤

│Centrul de urgente de pe │ │Program de lucru │

2006 │ │ │

│amplasamentul de la │ │pt. elaborarea │

│ │ │

│Cernavoda-construcţie şi │ │Periodic Safety │

│ │ │

│procurare de echipamente │ │Review la Unitatea 1 │

│ │ │

├──────────────────────────┼──────────┼─────────────────────┼────

─────┼───────────┼──────┤

│Program de instruire │ │ │

│ │ │

│pentru menţinerea │ │ │

│ │ │

│competentei operatorilor │ │ │

│ │ │

├──────────────────────────┼──────────┼─────────────────────┼────

─────┼───────────┼──────┤

│Întocmirea cap. 15 │ │ │

│ │ │

│(analize de securitate) │ │ │

│ │ │

│al Raportului final de │ │ │

│ │ │

│securitate pentru U2 │ │ │

│ │ │

├──────────────────────────┼──────────┼─────────────────────┼────

─────┼───────────┼──────┤

│Programele specifice de │ │ │

│ │ │

│imbunatatire a securităţii│ │ │

│ │ │

│nucleare pentru centralele│ │ │

│ │ │

│nucleare: │ │ │

│ │ │

│înlocuire/modernizare │ │ │

│ │ │

│sistem │ │ │

│ │ │

│localizare/detectare │ │ │

│ │ │

│combustibil defect şi │ │ │

│ │ │

│sistem analiza gaz │ │ │

│ │ │

├──────────────────────────┼──────────┼─────────────────────┼────

─────┼───────────┼──────┤

│Programele specifice de │ │ │

│ │ │

│imbunatatire a securităţii│ │ │

│ │ │

│nucleare pentru centralele│ │ │

│ │ │

│nucleare: retehnologizare │ │ │

│ │ │

│analizare D2O în H2O │ │ │

│ │ │

├──────────────────────────┼──────────┼─────────────────────┼────

─────┼───────────┼──────┤

│Programele specifice de │ │ │

│ │ │

│imbunatatire a securităţii│ │ │

│ │ │

│nucleare pentru centralele│ │ │

│ │ │

│nucleare: │ │ │

│ │ │

│înlocuire/modernizare │ │ │

│ │ │

│sistem gaz cromatograf │ │ │

│ │ │

├──────────────────────────┼──────────┼─────────────────────┼────

─────┼───────────┼──────┤

│Programele specifice de │ │ │

│ │ │

│imbunatatire a securităţii│ │ │

│ │ │

│nucleare pentru centralele│ │ │

│ │ │

│nucleare: modalităţi de │ │ │

│ │ │

│menţinere a temperaturii │ │ │

│ │ │

│apei în sistemul de │ │ │

│ │ │

│stropire │ │ │

│ │ │

├──────────────────────────┼──────────┼─────────────────────┼────

─────┼───────────┼──────┤

│Finalizarea PSA -full │ │ │

│ │ │

│scope- şi implementarea │ │ │

│ │ │

│programului de │ │ │

│ │ │

│monitorizare a riscului în│ │ │

│ │ │

│exploatare │ │ │

│ │ │

└──────────────────────────┴──────────┴─────────────────────┴────

─────┴───────────┴──────┘

*ST*

*T*

ADMINISTRAREA COMBUSTIBILULUI FOLOSIT ŞI A

DEŞEURILOR RADIOACTIVE

┌─────────────────────────────────────────┬──────────────────┬───

───────────────┐

│ 2003-2004 │ 2005-2007 │

2008-2015 │

├──────────────────────────────────┬──────┼───────────┬──────┼───

────────┬──────┤

│ Acţiune SNN │termen│Acţiune

SNN│termen│Acţiune SNN│termen│

├──────────────────────────────────┼──────┼───────────┼──────┼───

────────┼──────┤

│Punerea în funcţiune a primului │ Mai │ │ │

│ │

│modul de stocare al depozitului │ 2003 │ │ │

│ │

│intermediar de combustibil ars, pe│ │ │ │

│ │

│amplasamentul CNE Cernavoda; │ │ │ │

│ │

│extinderea capacităţii de stocare │ │ │ │

│ │

│se va face etapizat: un modul de │ │ │ │

│ │

│stocare va fi pus în funcţiune la │ │ │ │

│ │

│fiecare doi ani │ │ │ │

│ │

└──────────────────────────────────┴──────┴───────────┴──────┴───

────────┴──────┘

*ST*

Pentru realizarea cerinţelor de securizare în acest domeniu,

România a făcut pasi importanti, asa cum s-a menţionat anterior

şi, în plus, un sistem de instruire şi menţinere a calificării

personalului, cat şi de atestare a acestuia, construirea de

capacităţi împreună cu companii ce pot furniza suport tehnic.

┌────────────────────────────────────────────────────────────────

──────────────┐

│ VI.4. PROGRAMUL DE ELECTRIFICARI

│

└────────────────────────────────────────────────────────────────

──────────────┘

Concentrarea pe zonele cu un nivel de trai scăzut

Zonele izolate şi obiectivele răspândite în teren, aflate la

distanţe mari de centrele comunităţilor pot fi conectate la reţea

numai dacă se disponibilizeaza sume importante. Viitorii clienţi

nu pot suporta întotdeauna cheltuielile cu electrificarea şi

banii investiti pot fi recuperati din profitul vânzărilor de

energie electrica, soluţie care în cele mai multe din cazuri nu

corespunde cu strategia economică actuala. Perioada de recuperare

pentru astfel de investiţii depăşeşte 12-15 ani. Pentru unele

proiecte nu se estimeaza recuperarea investiţiilor nici pe durata

de viata a activelor fixe.

Dar pentru Guvernul României acesta este un program social

important care trebuie sa continue, pentru îmbunătăţirea

condiţiilor de viata ale locuitorilor acestor zone rămase în urma

din punct de vedere economic şi al civilizatiei. Ratarea unor

astfel de investiţii are un impact negativ, provocand nemulţumire

cu conotatii sociale, administrative şi politice.

La finele anului 2002 erau 93613 gospodării neelectrificate,

în 2571 localităţi, din care: 4636 gospodării în 203 zone complet

neelectrificate; 64207 gospodării în 2218 localităţi rurale

parţial electrificate şi 24770 gospodării în 150 localităţi

urbane ce presupun extinderi.

Totalul investiţiilor necesare pentru electrificarea tuturor

gospodariilor din ţara este de cca. 300 mii Euro şi costul mediu

specific pe gospodărie este de cca. 3200 Euro

Cele mai nefavorabile locatii, cu cel mai mare număr de

gospodării se afla în zone rurale fără nici un fel de

electrificare, după cum urmează:

┌───────────────┬─────────────────────┬─────────────────────┐

│ Judeţ │ Nr. de gospodării │ Nr. de localităţi │

├───────────────┼─────────────────────┼─────────────────────┤

│Harghita │ 1088 │ 32 │

├───────────────┼─────────────────────┼─────────────────────┤

│Alba │ 1029 │ 42 │

├───────────────┼─────────────────────┼─────────────────────┤

│Bihor │ 312 │ 4 │

├───────────────┼─────────────────────┼─────────────────────┤

│Hunedoara │ 294 │ 22 │

└───────────────┴─────────────────────┴─────────────────────┘

Cantitatea de lucrări necesare pentru conectarea la sistem a

celor 4636 de gospodării, din cele 203 localităţi complet

neelectrificate poate fi evidenţiată prin următoarele cifre:

559,4 km reţele electrice de 20 kV, 721,5 km de reţele electrice

de 0,4 kV, 57 km reţele electrice de 1 kV, 231 unităţi de staţii

de transformare de 20/0,4 kV (dintr-un total de 6033 kVA), 49

unităţi de staţii de transformare de 1/0,4 kV (dintr-un total de

533 kVA).

Fondurile necesare pentru electrificarea acestor gospodării

se ridica la cca. 40 mil. Euro, iar costul specific este de cca.

8000 Euro/gospodărie.

Se evidenţiază mai jos un exemplu cu un număr de sate, un

anumit număr de locuitori şi minimum de cost specific. Trebuie

spus ca costul specific nu este singurul criteriu de stabilire a

prioritatilor. De regula, aceste prioritati sunt stabilite de

Consiliile Locale.

┌───────────┬──────────────────┬────────────────┬────────────────

───────┐

│ Judeţul │ Localitatea │ Nr. gospodării │ Costul

specific │

│ │ │ │ (mil.

lei/gospodărie) │

├───────────┼──────────────────┼────────────────┼────────────────

───────┤

│ Alba │ Avram Iancu │ 45 │ 52,4

│

│

├──────────────────┼────────────────┼───────────────────────┤

│ │ Zlatna │ 25 │ 70,6

│

│

├──────────────────┼────────────────┼───────────────────────┤

│ │ Feteni │ 17 │ 100

│

│

├──────────────────┼────────────────┼───────────────────────┤

│ │ Dealu Geoagiului │ 33 │ 114,6

│

├───────────┼──────────────────┼────────────────┼────────────────

───────┤

│ Harghita │ Laz │ 10 │ 38,2

│

│

├──────────────────┼────────────────┼───────────────────────┤

│ │ Baile Chiriu │ 345 │ 76,4

│

│

├──────────────────┼────────────────┼───────────────────────┤

│ │ Valea Rotunda │ 35 │ 113

│

├───────────┼──────────────────┼────────────────┼────────────────

───────┤

│ Hunedoara │ Dumesti │ 25 │ 155,4

│

│

├──────────────────┼────────────────┼───────────────────────┤

│ │ Bocsa Mare │ 25 │ 160,6

│

├───────────┼──────────────────┼────────────────┼────────────────

───────┤

│ Bacau │ Fagetel │ 16 │ 75

│

│

├──────────────────┼────────────────┼───────────────────────┤

│ │ Valea Lupului │ 48 │ 78

│

│

├──────────────────┼────────────────┼───────────────────────┤

│ │ Taula │ 46 │ 96,9

│

└───────────┴──────────────────┴────────────────┴────────────────

───────┘

Investiţiile necesare pentru realizarea procesului de

electrificare a zonelor neelectrificate (identificate în mai

2002)

*T*

*Font 9*

┌────┬─────────────┬───────┬──────────┬──────────┬───────────┬───

───────┬─────────────────┐

│nr. │ │ Nr. │ Nr. │Investiţia│Investiţia │

Cost │ Cost specific │

│crt.│ Filiala │locatii│gospodării│(mil. lei)│(mil. Euro)│

specific │(Euro/gospodărie)│

│ │ │ │ │ │

│(mil. lei)│ │

├────┼─────────────┼───────┼──────────┼──────────┼───────────┼───

───────┼─────────────────┤

│ 1 │MOLDOVA │ 18 │ 407 │ 60845 │ 2,3 │

149,496 │ 5,537 │

├────┼─────────────┼───────┼──────────┼──────────┼───────────┼───

───────┼─────────────────┤

│ 2 │DOBROGEA │ 4 │ 72 │ 10094,1 │ 0,4 │

140,196 │ 5,192 │

├────┼─────────────┼───────┼──────────┼──────────┼───────────┼───

───────┼─────────────────┤

│ 3 │MUNTENIA NORD│ 22 │ 547 │ 58024 │ 2,1 │

106,077 │ 3,929 │

├────┼─────────────┼───────┼──────────┼──────────┼───────────┼───

───────┼─────────────────┤

│ 4 │BANAT │ 34 │ 569 │ 230414 │ 8,5 │

404,946 │ 14,998 │

├────┼─────────────┼───────┼──────────┼──────────┼───────────┼───

───────┼─────────────────┤

│ 5 │OLTENIA │ 7 │ 101 │ 41148,4 │ 1,5 │

407,410 │ 15,089 │

├────┼─────────────┼───────┼──────────┼──────────┼───────────┼───

───────┼─────────────────┤

│ 6 │TRANSILVANIA │ 23 │ 535 │ 96695,1 │ 3,6 │

180,739 │ 6,694 │

│ │NORD │ │ │ │ │

│ │

├────┼─────────────┼───────┼──────────┼──────────┼───────────┼───

───────┼─────────────────┤

│ 7 │TRANSILVANIA │ 97 │ 2628 │ 549849,2 │ 20,4 │

209,227 │ 7,749 │

│ │SUD │ │ │ │ │

│ │

├────┼─────────────┼───────┼──────────┼──────────┼───────────┼───

───────┼─────────────────┤

│ 8 │MUNTENIA SUD │ │ │ │ 0 │

│ │

├────┴─────────────┼───────┼──────────┼──────────┼───────────┼───

───────┼─────────────────┤

│ Electrica │ 205 │ 4859 │1047069,8 │ 38,8 │

215,491 │ 7,981 │

└──────────────────┴───────┴──────────┴──────────┴───────────┴───

───────┴─────────────────┘

*ST*

Pentru implementarea acestor programe este nevoie de suport

financiar de la instituţii financiare (Banca Mondială), cat şi de

programe de la Uniunea Europeană. S-a prevăzut ca Ministerul

Economiei şi Comerţului sa folosească o parte din fondurile

rezultate din privatizarea unităţilor publice.

VII. PIATA REGIONALA DE ENERGIE ELECTRICA

România trebuie sa joace un rol important pe piata de energie

electrica din Sud-Estul Europei şi împreună cu alte tari din

sistem sa asigure balanţa energetica a capacităţilor în zona

secundară de sincronizare.

Evoluţia legăturilor contractuale ar trebui sa conducă la

formarea unei pieţe regionale de energie, în contextul

iniţiativei REM a ţărilor din regiune (Albania, Bosnia-

Hertegovina, Bulgaria, Grecia, Macedonia, România, Serbia-

Muntenegru şi Turcia - ca nou membru acceptat în noiembrie anul

trecut).

Piata regionala, în care România va juca un rol important, va

reprezenta un pas important în vederea integrării pe piata

energetica a Uniunii Europene şi este de asteptat sa furnizeze

oportunitati superioare în comerţul liber şi marketing, în

aceasta ordine de idei, este de menţionat initiativa României de

a infiinta la Bucureşti o bursa nationala/regionala de energie,

pentru care tratativele sunt în curs.

ANEXA 1

● Balanţa energiei primare pentru România în perioada 2003-

2015

● Indicatorii macroeconomici şi energetici pentru perioada

2003-2015

- i. Scenariu de baza

- îi. Scenariu alternativ

● Structura consumului de energie primara interna

● Cererea de puteri instalate; curbele de încărcare pentru

perioada 2003-2015

● Grafice pentru structura puterii instalate şi producţia

bruta de energie

● Curbele de sarcina pentru energia neta produsă (trei curbe)

● Grafice cu evaluarea capacităţilor de producere a energiei

necesare

● Programul de dezvoltare pentru capacitatile de producţie

pentru perioada 2003-2015

● Propuneri de capacităţi care sa fie reabilitate şi de

capacităţi noi care sa fie implementate

● Program de scoatere din exploatare de capacităţi termo

(pornind de la unităţile în funcţiune la data de 01.01.2003)

● Consumul de combustibil şi producţia de energie termica pe

perioada 2003-2015

● Evoluţia preţului la combustibili

● Costul mediu al energiei electrice

● Nevoile de investiţii în sectorul energetic şi prezentarea

lor grafica

● Evoluţia gradului de deschidere a pieţei interne a gazelor

naturale în perspectiva aderării României la Uniunea Europeană

● Evoluţia participanţilor eligibili la piata gazelor

naturale

● Evoluţia cererii, producţiei şi importului de gaze naturale

pe piata interna 2003-2015

● Dezvoltarea capacităţilor de inmagazinare a gazelor

naturale în perioada 2000-2010

*T*

*Font 9*

Tabelul nr. 1

┌────────────────────────┐ Realizari şi estimari orizont 2015

│

├────────────────────────┬────────────────────────────────┬──────

──────┐

┌┤ 1 $ 98 = 8875,6 lei │ REALIZARI │

ESTIMARI │ │

││

├──────┬──────┬──────────┼──────────┬──────────┬──────────┼──────

──────┤

│└────────────────────────┤ 1999 │ 2000 │ 2001 │ 2005 │

2010 │ 2015 │ OBSERVAŢII │

┌┴─────────────────────────┼──────┼──────┼──────────┼──────────┼─

─────────┼──────────┼────────────┤

│Produs Intern Brut (PIB) │ │ │ │ │

│ │ │

│[10^0 $ 98] │ │ │ │ │

│ │Creştere de │

│ │ │ │ │ │

│ │2,1 ori │

│- varianta de baza │41,6 │ 42,4 │ 44,6 │ 54,5 │

72,9 │ 93,9 │ │

│ritm anual de creştere [%]│ │ │ 5,1│ 6,0│

5,2│ │ 5,46 │

│ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤

─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤

│ │ │ │ │ │

│ │Creştere de │

│- varianta alternativa │ │ │ │ 53 │

69,3 │ 87,6 │1,96 ori │

│ritm anual de creştere [%]│ │ │ 4,4│ 5,5│

4,8│ │ 4,9 │

├──────────────────────────┼──────┼──────┼──────────┼──────────┼─

─────────┼──────────┼────────────┤

│Intensitate energetica: │ │ │ │ │

│ │ │

│cons. intern/PIB │ │ │ │ │

│ │ │

│[kgcc/10^3 $ 98] │ │ │ │ │

│ │Reducere cu │

│ │ │ │ │ 990 │

750 │ 610 │50% │

│ │ │ │ -5,2│ -5,0│

-4,2│ │ │

│ │ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤

─ ─ ─ ─ ─┼─ ─ ─ ─ ─ │ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤

│ │ │ │ │ │

│ │Reducere cu │

│- varianta de baza │1259 │ 1227 │ 1216 │ 1060 │

875 │ 729 │40% │

│ritm anual de creştere [%]│ │ │ -3,4│ -3,8│

-3,6│ │ │

│ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┼─ ─ ─ ─ ─ │

─ ─ ─ ─ ─┤─ ─ ─ ─ ─ │ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤

│ │ │ │ │ │

│ │Reducere cu │

│- varianta alternativa │ │ │ │ 1100 │

965 │ 850 │30% │

│ritm anual de creştere [%]│ │ │ -2,5│ -2,6│

-2,5│ │ │

├──────────────────────────┼──────┼──────┼──────────┼──────────┼─

─────────┼──────────┼────────────┤

│Resurse energie primara │ │ │ │ │

│ │ │

│(I+II+III) [mil. tcc] │60176 │ 59712│ 63908 │ │

│ │ │

├──────────────────────────┼──────┼──────┼──────────┼──────────┴─

─────────┴──────────┼────────────┤

│ │ │ │ │

│creştere │

│din care: │ │ │ │

│2001-2015: │

├──────────────────────────┼──────┼──────┼──────────┼──────────┬─

─────────┬──────────┤ │

│ │ │ │ │54000

│54700 │57300 │3,0 mil. tcc│

│I. Consum intern

├──────┼──────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┤14,2

mil. │

│TOTAL │ │ │ │57770

│63800 │68500 │tcc │

│

├──────┼──────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┤

│

│(prod + import + stoc 1.01│52389 │ 51979│ 54260 │ │

│ │ │

│

├──────┴──────┴──────────┼──────────┼──────────┼──────────┤20,2

mil. │

│- export - stoc 31.12) │ │58300

│66900 │74500 │tcc │

├──────────────────────────┼──────┬──────┬──────────┼──────────┼─

─────────┼──────────┼────────────┤

│- cărbune + cocs │ │ 10682│ 11674 │ 11800 │

11800 │11600 │ │

│ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┼ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤

─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤

│- ţiţei + prod. petrol. │ │ │ │ │

│ │ │

│import │ │ 14016│ 15441 │ │

│ │ │

│ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┼ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ 22970 │

│ │ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤

│- gaze naturale │ │ 19548│ 19027 │ │

│ │ │

│ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┼ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤

─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤

│- en. hidroelec. + import │ │ │ │ │

│ │ │

│en. │ │ 1733│ 1674 │ 2100 │

2500 │ 2680 │ │

│ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┼ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤

─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤

│- energie │ │ │ │ │

│ │ │

│nuclearoelectrica │ │ 1911│ 1908 │ 1900 │

3780 │ 5670 │ │

│ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┼ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤

─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤

│- alte resurse │ │ 4088│ 4537 │ 5000 │

5000 │ 5000 │ │

├──────────────────────────┼──────┼──────┼──────────┼──────────┼─

─────────┼──────────┼────────────┤

│ I.1 din ţara │37831 │ 36367│ 36011 │ 34900 │

34100 │34700 │ │

├──────────────────────────┼──────┼──────┼──────────┼──────────┼─

─────────┼──────────┼────────────┤

│ │ │ │ │ │

│ │menţinere │

│- cărbune + cocs │ │ 7943│ 8384 │ 8400 │

8500 │ 8500 │nivel 2001 │

├ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┼ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ── ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤

─ ─ ─ ─ ─┤ ── ── ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤

│- ţiţei │ │ 5115│ 3907 │ 3700 │

3700 │ 3600 │urmăreşte │

├ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┼ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ── ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤

─ ─ ─ ─ ─┤ ── ── ─ ─┤declinul │

│ │ │ │ │ │

│ │producţiei │

│- gaze naturale │ │ 15673│ 15695 │ 14100 │

11000 │ 9700 │interne │

├ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┼ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ── ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤

─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ── ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤

│ │ │ │ │ │

│ │pt. un plus │

│ │ │ │ │ │

│ │de 850 MW - │

│- energie hidroelectrica │ │ 1637│ 1580 │ 1800 │

2100 │ 2200 │2,5 TWh │

├ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┼ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ── ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤

─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ── ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤

│- energie │ │ │ │ │

│ │1 gr. 2005/2│

│nuclearoelectrica │ │ 1911│ 1908 │ 1900 │

3780 │ 5670 │gr. 2010/3 │

├ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┼ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ── ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤

─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ── ─ ─┤gr. prna în │

│- alte resurse │ │ 4088│ 4537 │ 5000 │

5000 │ 5000 │2015 │

├ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┼ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ── ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤

─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ── ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤

│ │ │ │ │ 19100 │

20600 │22600 │creştere │

│ │ │ │

├──────────┼──────────┼──────────┤import │

│ │ │ │ │ 35,4│

37,6 │ 39,4 │2001-2015: │

│ │ │ │ │ │

│ │4,4 mil. tcc│

│ │ │ │

├──────────┼──────────┼──────────┼────────────┤

│ │ │ │ │ 22870 │

29700 │33800 │15,5 mil. │

│ │ │ │ │ │

│ │tcc │

├──────────────────────────┼──────┼──────┼──────────┼──────────┼─

─────────┼──────────┼────────────┤

│ I.2 din import │14558 │ 15612│ 18250 │ 39,6│

46,6 │ 49,3 │ │

├──────────────────────────┼──────┼──────┼──────────┼──────────┼─

─────────┼──────────┼────────────┤

│ │ │ │ │ 23400 │

32800 │39800 │21,5 mil. │

│ │ │ │ │ │

│ │tcc │

│ │ │ │

├──────────┼──────────┼──────────┼────────────┤

│dependenta import [%] │ 27,8 │ 30,0 │ 33,6 │ 40,1│

49,0 │53,4 │ │

│ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ──┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤

─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤

│- cărbune + cocs │ 2472 │ 2740 │ 3289 │ 3400 │

3300 │ 3100 │ │

│ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ──┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤

─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤

│ │ │ │ │ 15500 │

16900 │19000 │ │

│ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ──┼─ ─ ─ │ ─ ─ ─ ─ ─┤ │

│ │ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤

│- ţiţei + produse │ │ │ │ │

│ │ │

│petroliere │ 8322 │ 8901 │ 11534 │ 19270 │

26000 │30220 │ │

│ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ──┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ │

│ │ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤

│- gaze naturale │ 3628 │ 3875 │ 3332 │ 19800 │

29100 │36220 │ │

│- energie electrica │ 136 │ 96 │ 94 │ 200 │

400 │ 480 │ │

├──────────────────────────┼──────┼──────┼──────────┼──────────┼─

─────────┼──────────┼────────────┤

│II. export │ 3578 │ 4211 │ 4765 │ - │

- │ - │ │

├──────────────────────────┼──────┼──────┼──────────┼──────────┼─

─────────┼──────────┼────────────┤

│- cărbune + cocs │ 83 │ 18 │ 5 │ │

│ │ │

│ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ──┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤

─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤

│- produse petroliere │ 3271 │ 4012 │ 4504 │ │

│ │ │

│ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ──┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤

─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤

│- energie electrica │ 224 │ 181 │ 256 │ │

│ │ │

├──────────────────────────┼──────┼──────┼──────────┼──────────┼─

─────────┼──────────┼────────────┤

│III. stoc 31.12 │ 4209 │ 3522 │ 4882 │ - │

- │ - │ │

├──────────────────────────┼──────┼──────┼──────────┼──────────┼─

─────────┼──────────┼────────────┤

│- cărbune + cocs │ 1115 │ 1206 │ 1738 │ │

│ │ │

│ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ──┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤

─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤

│- ţiţei + produse │ │ │ │ │

│ │ │

│petroliere │ 3072 │ 2302 │ 2482 │ │

│ │ │

│ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ──┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤

─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤

│- gaze naturale │ 0 │ 0 │ 633 │ │

│ │ │

│ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ──┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤

─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤

│- alte resurse │ 22 │ 13 │ 29 │ │

│ │ │

└──────────────────────────┴──────┴──────┴──────────┴──────────┴─

─────────┴──────────┴────────────┘

*ST*

*T*

*Font 7*

Tabelul nr. 2

Indicatori macroeconomici şi energetici ai

Romrniei pentru perioada 1998 - 2015

Scenariul de

baza

┌──────────────────────────────────────────┬────────┬─────┬─────┬

─────┬─────┬───────────┬─────┬─────┬─────┬─────┬─────┐

│ │ UM. │1998 │1999

│2000 │2001 │ 2002 │2003 │2004 │2005 │2010 │2015 │

│ │

├─────┴─────┴─────┴─────┼───────────┼─────┴─────┴─────┴─────┴────

─┤

│ │ │

Realizari │ Realizari │ Estimari │

│ │ │

│preliminare│ │

├──────────────────────────────────────────┼────────┼─────┬─────┬

─────┬─────┼───────────┼─────┬─────┬─────┬─────┬─────┤

│1. Populaţie │mil loc │22,5 │22,5

│22,4 │22,4 │ 22,3 │22,3 │22,2 │22,2 │22,4 │22,6 │

│

├────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─

────┼─────┤

│ ritm anual de creştere │ °/(55)│ │-2,0

│-1,9 │-1,7 │ -1,5 │-1,5 │-2,7 │-0,4 │1,40 │ 2,0 │

├──────────────────────────────────────────┼────────┼─────┼─────┼

─────┼─────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤

│2. Produs Intern Brut (PIB) │10^9$ 98│42,1 │41,6

│42,4 │44,6 │ 46,7 │49,1 │51,8 │54,5 │72,9 │93,9 │

│

├────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─

────┼─────┤

│ ritm anual de creştere │ % │-5,4 │-1,2 │

1,8 │ 5,5 │ 4,7 │ 5,2 │ 5,5 │ 5,1 │ 6,0 │ 5,2 │

│

├────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─

────┼─────┤

│ PIB/locuitor │$ 98/loc│1872 │1853

│1890 │1993 │ 2090 │2202 │2329 │2449 │3255 │4152 │

├──────────────────────────────────────────┼────────┼─────┼─────┼

─────┼─────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤

│3. Consum final intern de energie │ TWh

│42,23│38,74│39,78│41,13│ 40,78

│41,71│43,43│44,14│50,99│57,59│

│ electrica │ │ │ │

│ │ │ │ │ │ │ │

│

├────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─

────┼─────┤

│ ritm anual de creştere │ % │ │-8,3 │

2,7 │ 3,4 │ -0,8 │ 2,3 │ 4,1 │ 1,6 │ 2,9 │ 2,5 │

│

├────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─

────┼─────┤

│ consum final/loc │kWh/loc │1877 │1725

│1775 │1838 │ 1825 │1869 │1952 │1985 │2277 │2546 │

├──────────────────────────────────────────┼────────┼─────┼─────┼

─────┼─────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤

│4.1. Consum net total │ TWh

│42,95│40,67│41,25│43,21│ 44,07 │44,72│46,43│47,14│51,0 │57,6

│

│4.2. Consum brut total (inclusiv │ TWh

│49,47│47,06│47,84│49,96│ 50,88 │51,65│53,68│54,50│58,9 │66,6

│

│ pierderile în reţele) │ │ │ │

│ │ │ │ │ │ │ │

│4.3. Consum intern brut │ TWh

│48,75│45,13│46,37│47,88│ 47,59 │48,64│50,68│51,50│58,9 │66,6

│

├──────────────────────────────────────────┼────────┼─────┼─────┼

─────┼─────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤

│5. Sold Import - Export │ TWh │0,46 │-

0,83│-0,70│-1,31│ -2,85 │-2,70│-3,00│-3,00│ 0,0 │ 0,0 │

├──────────────────────────────────────────┼────────┼─────┼─────┼

─────┼─────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤

│6. Producţie neta de energie electrica │ TWh

│48,29│45,96│47,07│49,19│ 50,45 │51,33│53,68│54,50│58,9 │66,6

│

├──────────────────────────────────────────┼────────┼─────┼─────┼

─────┼─────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤

│7. Consum propriu al centralelor electrice│ TWh │5,21 │4,75

│4,88 │4,67 │ 4,70 │4,76 │5,60 │5,65 │5,94 │6,32 │

├──────────────────────────────────────────┼────────┼─────┼─────┼

─────┼─────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤

│8. Producţia bruta de energie electrica │ TWh │53,5 │50,7

│52,0 │53,9 │ 55,2 │56,1 │59,3 │60,1 │64,9 │72,9 │

└──────────────────────────────────────────┴────────┴─────┴─────┴

─────┴─────┴───────────┴─────┴─────┴─────┴─────┴─────┘

Nota: După 2005 nu s-a avut în vedere export şi import de

energie electrica.

*ST*

*T*

*Font 7*

Tabelul nr. 3

Indicatori macroeconomici şi energetici ai

Romrniei pentru perioada 1998 - 2015

Scenariul

alternativ

┌──────────────────────────────────────────┬────────┬────┬────┬──

──┬────┬───────────┬─────┬─────┬─────┬─────┬─────┐

│ │ U.M.

│1998│1999│2000│2001│ 2002 │2003 │2004 │2005 │2010 │2015 │

│ │

A────┴────┴────┴────┼───────────┼─────┴─────┴─────┴─────┴─────┤

│ │ │

Realizari │ Realizari │ Estimari │

│ │ │

│preliminare│ │

├──────────────────────────────────────────┼────────┼────┬────┬──

──┬────┼───────────┼─────┬─────┬─────┬─────┬─────┤

│1. Populaţie │mil loc │ │ │

│ │ 22,3 │22,3 │22,2 │22,2 │22,4 │22,6 │

│

├────────┼────┼────┼────┼────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─────

┼─────┤

│ ritm anual de creştere │ č/"" │ │ │

│ │ -1,5 │-1,5 │-2,7 │-0,4 │1,40 │ 2,0 │

├──────────────────────────────────────────┼────────┼────┼────┼──

──┼────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤

│2. Produs Intern Brut (PIB) │10Č $ 98│ │ │

│ │ 46,7 │48,7 │50,7 │53,0 │69,3 │88,4 │

│

├────────┼────┼────┼────┼────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─────

┼─────┤

│ ritm anual de creştere │ % │ │ │

│ │ 4,7 │ 4,2 │ 4,2 │ 4,6 │ 5,5 │ 5,0 │

│

├────────┼────┼────┼────┼────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─────

┼─────┤

│ PIB/locuitor │$ 98/loc│ │ │

│ │ 2090 │2181 │2279 │2385 │3095 │3909 │

├──────────────────────────────────────────┼────────┼────┼────┼──

──┼────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤

│3. Consum final intern de energie │ TWh │ │ │

│ │ 40,78 │41,91│43,15│44,59│51,35│58,01│

│ electrica │ │ │ │

│ │ │ │ │ │ │ │

│

├────────┼────┼────┼────┼────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─────

┼─────┤

│ ritm anual de creştere │ % │ │ │

│ │ -0,8 │ 2,8 │ 2,9 │ 3,3 │ 2,9 │ 2,5 │

│

├────────┼────┼────┼────┼────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─────

┼─────┤

│ consum final/loc │kWh/loc │ │ │

│ │ 1825 │1879 │1939 │2005 │2293 │2565 │

├──────────────────────────────────────────┼────────┼────┼────┼──

──┼────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤

│4.1. Consum net total (4.1 = 3 + 5.1) │ TWh │ │ │

│ │ 44,07 │44,93│46,15│47,59│51,4 │58,0 │

│4.2. Consum brut total (inclusiv │ TWh │ │ │

│ │ 50,88 │51,65│53,35│55,02│59,4 │67,1 │

│ pierderile în reţele) │ │ │ │

│ │ │ │ │ │ │ │

│4.3. Consum intern brut (4.3 = 4.2 - 5.1) │ TWh │ │ │

│ │ 47,59 │48,64│50,35│52,02│59,4 │67,1 │

├──────────────────────────────────────────┼────────┼────┼────┼──

──┼────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤

│5. Sold Import - Export │ TWh │ │ │

│ │ -2,85 │-2,70│-3,00│-3,00│ 0,0 │ 0,0 │

├──────────────────────────────────────────┼────────┼────┼────┼──

──┼────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤

│6. Producţie neta de energie electrica │ TWh │ │ │

│ │ 50,45 │51,33│53,35│55,02│59,4 │67,1 │

├──────────────────────────────────────────┼────────┼────┼────┼──

──┼────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤

│7. Consum propriu al centralelor electrice│ TWh │ │ │

│ │ 4,70 │4,76 │5,57 │5,71 │5,98 │6,37 │

├──────────────────────────────────────────┼────────┼────┼────┼──

──┼────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤

│8. Producţia bruta de energie electrica │ TWh │ │ │

│ │ 55,2 │56,1 │58,9 │60,7 │65,3 │73,4 │

└──────────────────────────────────────────┴────────┴────┴────┴──

──┴────┴───────────┴─────┴─────┴─────┴─────┴─────┘

Nota: După 2005 nu s-a avut în vedere export şi import de energie

electrica.

*ST*

Tabelul nr. 4

STRUCTURA CONSUMULUI INTERN DE ENERGIE PRIMARA

NOTA C.T.C.E. PIATRA-NEAMT

--------------------------

STRUCTURA CONSUMULUI INTERN DE ENERGIE PRIMARA se găseşte în

MONITORUL OFICIAL AL ROMÂNIEI, PARTEA I, Nr. 581 bis/14.08.20032

(a se vedea imaginea asociate ).

CONSUM INTERN ENERGIE PRIMARA

ANUL 2001

CONSUM INTERN ENERGIE PRIMARA

ANUL 2015

NOTA C.T.C.E. PIATRA-NEAMT

--------------------------

CONSUM INTERN ENERGIE PRIMARA (ANUL 2001, ANUL 2015) se

găseşte în MONITORUL OFICIAL AL ROMÂNIEI, PARTEA I, Nr. 581

bis/14.08.20032 (a se vedea imaginea asociata).

*T*

*Font 9*

Tabelul nr. 5

NECESARUL DE PUTERE INSTALATA ÎN PERIOADA

2003 - 2015

Scenariul de baza

┌────────────────────────────────────────┬────┬─────┬─────┬─────┬

─────┬─────┬─────┬─────┬─────┬─────┐

│ │Unit│2003 │2004 │2005

│2006 │2007 │2008 │2009 │2010 │2015 │

├───┬────────────────────────────────────┼────┼─────┼─────┼─────┼

─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤

│1.1│Producţia neta de energie │TWh

│51,33│53,68│54,50│55,35│56,22│57,10│57,99│58,90│66,60│

│ │electrica - total sistem │ │ │ │ │

│ │ │ │ │ │

│1.2│Factorul de sarcina │ore │6320 │6300 │6300

│6300 │6200 │6100 │6100 │6000 │6000 │

│1.3│Puterea de vrrf - total sistem │ MW │8122 │8521 │8651

│8786 │9068 │9360 │9507 │9817 │11100│

├───┼────────────────────────────────────┼────┼─────┼─────┼─────┼

─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤

│2.1│Producţia neta de energie │TWh

│48,64│50,68│51,50│55,35│56,22│57,10│57,99│58,90│66,60│

│ │electrica - consum intern │ │ │ │ │

│ │ │ │ │ │

│2.2│Factorul de sarcina │ore │6393 │6300 │6300

│6300 │6200 │6100 │6100 │6000 │6000 │

│2.3│Puterea de vrrf - consum intern │ MW │7608 │8044 │8175

│8786 │9068 │9360 │9507 │9817 │11100│

├───┼────────────────────────────────────┼────┼─────┼─────┼─────┼

─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤

│3. │Evoluţia puterii instalate existente│ MW

│17357│16062│15007│13827│12732│12732│11742│11742│11742│

├───┼────────────────────────────────────┼────┼─────┼─────┼─────┼

─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤

│4. │Evoluţia puterii disponibile nete │ MW

│13206│12154│11221│10201│9221 │9221 │8377 │8377 │8377 │

│ │existente │ │ │ │ │

│ │ │ │ │ │

├───┼────────────────────────────────────┼────┼─────┼─────┼─────┼

─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤

│5. │Rezerva de putere disponibilă │ │ │ │ │

│ │ │ │ │ │

│ │ - în MW (5=4-1,3) │ MW │5084 │3633 │2570

│1415 │ 153 │-139 │-1130│-1440│-2723│

│ │ - în % din puterea de vrrf neta │ % │62,6 │42,6 │29,7

│16,1 │ 1,7 │-1,5 │-11,9│-14,7│-24,5│

├───┼────────────────────────────────────┼────┼─────┼─────┼─────┼

─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤

│6. │Rezerva de putere necesară │ │ │ │ │

│ │ │ │ │ │

│ │ - în MW │ MW │2599 │2727 │2768

│2812 │2902 │2808 │2852 │2847 │2775 │

│ │ - în % din puterea de vrrf neta │ % │ 32 │ 32 │ 32 │

32 │ 32 │ 30 │ 30 │ 29 │ 25 │

├───┼────────────────────────────────────┼────┼─────┼─────┼─────┼

─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤

│7. │Necesar de putere neta disponibilă │ MW

│10721│11247│11419│11598│11969│12169│12359│12664│13875│

│ │(7=6+1,3) │ │ │ │ │

│ │ │ │ │ │

├───┼────────────────────────────────────┼────┼─────┼─────┼─────┼

─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤

│8. │Surplus "+"/deficit "+" de putere │ MW │2485 │ 907 │-198

│-1397│-2748│-2948│-3982│-4287│-5498│

│ │neta disponibilă (8=4-7) │ │ │ │ │

│ │ │ │ │ │

└───┴────────────────────────────────────┴────┴─────┴─────┴─────┴

─────┴─────┴─────┴─────┴─────┴─────┘

*ST*

*T*

Tabelul nr. 6

STRUCTURA PUTERE INSTALATA ÎN PERIOADA 2003 - 2015

Scenariu de baza

┌──────────────────────────────────────┬───────┬───────┬───────┬─

──────┬───────┐

│ │ 2003 │ 2004 │ 2005 │

2010 │ 2015 │

├──────────────────────────────────────┼───────┼───────┼───────┼─

──────┼───────┤

│TOTAL │ 17357│ 16334│ 15691│

16838│ 18455│

├──────────────────────────────────────┼───────┼───────┼───────┼─

──────┼───────┤

│1. Centrale hidroelectrice │ 6052│ 6099│ 6181│

6381│ 6581│

├──────────────────────────────────────┼───────┼───────┼───────┼─

──────┼───────┤

│2. Centrale nuclearoelectrice │ 707│ 707│ 707│

1414│ 2121│

├──────────────────────────────────────┼───────┼───────┼───────┼─

──────┼───────┤

│3. Centrale termoelectrice din care în│ 10598│ 9528│ 8803│

9043│ 9753│

│centrale pe: │ │ │ │

│ │

│ Lignit │ 4779│ 4264│ 4264│

4064│ 4064│

│ Huila │ 1410│ 1215│ 1005│

1265│ 1265│

│ Hidrocarburi │ 4409│ 4049│ 3534│

3714│ 4424│

└──────────────────────────────────────┴───────┴───────┴───────┴─

──────┴───────┘

*ST*

*T*

Tabelul nr. 7

STRUCTURA PRODUCŢIEI BRUTE DE ENERGIE ELECTRICA ÎN PERIOADA

2003 - 2015

Scenariul de baza

cuprinde şi energia electrica de 3 TWh exportat

de S.C. HIDROELECTRICA S.A. pana în anul 2005

- TWh -

┌──────────────────────────────┬───────┬───────┬───────┬───────┬─

──────┐

│ │ 2003 │ 2004 │ 2005 │ 2010 │

2015 │

├──────────────────────────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼─

──────┤

│TOTAL │ 56,1 │ 59,3 │ 60,1 │ 64,9 │

72,9 │

│1. Centrale hidroelectrice │ 17,04 │ 17,00 │ 17,00 │ 17,20 │

18,00 │

│2. Centrale nuclearoelectrice │ 5,34 │ 5,34 │ 5,34 │ 10,68 │

16,02 │

│3. Centrale termoelectrice │ 33,72 │ 36,96 │ 37,76 │ 37,02 │

38,88 │

│ din care în centrale pe: │ │ │ │ │

│

│ lignit │ 17,30 │ 17,50 │ 17,80 │ 18,00 │

18,00 │

│ huila │ 5,29 │ 5,53 │ 5,53 │ 5,93 │

5,93 │

│ hidrocarburi │ 11,13 │ 13,93 │ 14,43 │ 13,09 │

14,95 │

└──────────────────────────────┴───────┴───────┴───────┴───────┴─

──────┘

*ST*

Tabelul nr. 8a

Structura puterii instalate totale

NOTA C.T.C.E. PIATRA-NEAMT

--------------------------

Structura puterii instalate totale - se găseşte în MONITORUL

OFICIAL AL ROMÂNIEI, PARTEA I, Nr. 581 bis/14.08.20032 (a se

vedea imaginea asociata).

Tabelul nr. 8b

Structura producţiei brute de energie electrica

NOTA C.T.C.E. PIATRA-NEAMT

--------------------------

Structura producţiei brute de energie electrica - se găseşte

în MONITORUL OFICIAL AL ROMÂNIEI, PARTEA I, Nr. 581

bis/14.08.20032 (a se vedea imaginea asociata).

Tabelul nr. 9a

Curba duratei de încărcare a producţiei nete

NOTA C.T.C.E. PIATRA-NEAMT

--------------------------

Curba duratei de încărcare a producţiei nete - se găseşte în

MONITORUL OFICIAL AL ROMÂNIEI, PARTEA I, Nr. 581 bis/14.08.20032

(a se vedea imaginea asociata).

Tabelul nr. 9b

Curba duratei de încărcare a producţiei nete - 2003

NOTA C.T.C.E. PIATRA-NEAMT

--------------------------

Curba duratei de încărcare a producţiei nete - 2003 - se

găseşte în MONITORUL OFICIAL AL ROMÂNIEI, PARTEA I, Nr. 581

bis/14.08.20032 (a se vedea imaginea asociata).

Tabelul nr. 9c

Curba duratei de încărcare a producţiei nete - 2010

NOTA C.T.C.E. PIATRA-NEAMT

--------------------------

Curba duratei de încărcare a producţiei nete - 2010 - se

găseşte în MONITORUL OFICIAL AL ROMÂNIEI, PARTEA I, Nr. 581

bis/14.08.20032 (a se vedea imaginea asociata).

Tabelul nr. 9d

Curba duratei de încărcare a producţiei nete - 2015

NOTA C.T.C.E. PIATRA-NEAMT

--------------------------

Curba duratei de încărcare a producţiei nete - 2015 - se

găseşte în MONITORUL OFICIAL AL ROMÂNIEI, PARTEA I, Nr. 581

bis/14.08.20032 (a se vedea imaginea asociata).

Tabelul nr. 10

EVOLUŢIA CAPACITĂŢILOR DE PUTERI

NECESARE ÎN DOMENIUL ENERGIEI ELECTRICE

- valori nete -

NOTA C.T.C.E. PIATRA-NEAMT

--------------------------

EVOLUŢIA CAPACITĂŢILOR DE PUTERI NECESARE ÎN DOMENIUL

ENERGIEI ELECTRICE - valori nete - se găseşte în MONITORUL

OFICIAL AL ROMÂNIEI, PARTEA I, Nr. 581 bis/14.08.20032 (a se

vedea imaginea asociata).

*T*

*Font 7*

Tabelul nr. 11

┌────────────────────────────────────────────────────────────────

────────────────────────────────────────────────────┐

│ Program de dezvoltare a capacităţilor de

producţie în perioada 2004 - 2015 │

├────────────────────────────────────────────────────────────────

────────────────────────────────────────────────────┤

│ Scenariul de

baza │

├──────────────────────────────┬─────┬─────┬─────────┬─────────┬─

────────┬─────────┬─────┬───────┬───────────────────┤

│ │ │ │ │ │

│ │ │ │ - MW - │

├──────────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼─

────────┼─────────┼─────┼───────┼─────────┬─────────┤

│ │ │ │ Total │ Total │

Total │ Total │ │ │ Total │ Total │

├──────────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼─

────────┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┤

│ │2004 │2005 │2004-2005│2006-

2010│2011-2015│2004-2015│2004 │ 2005 │2004-2005│2006-2010│

├──────────────────────────────┼─────┴─────┴─────────┴─────────┴─

────────┴─────────┼─────┴───────┴─────────┴─────────┘

│ │ Putere instalata

│ Putere disponibilă

│

├─────┬─────┬─────────┬─────────┬─────────┬─────────┼─────┬──────

─┬─────────┬─────────┐

│TOTAL │ 272 │ 412 │ 684 │ 4412 │

1617 │ 6713 │ 198 │ 340 │ 538 │ 3773 │

├──────────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼─

────────┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┤

│1. Putere reabilitata │ 240 │ 345 │ 585 │ 2060 │

210 │ 2855 │ 178 │ 300 │ 478 │ 1742 │

├──────────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼─

────────┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┤

│1.1. Centrale termoelectrice │ 225 │ 330 │ 555 │ 2060 │

210 │ 2825 │ 163 │ 285,2 │ 448 │ 1742 │

├──────────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼─

────────┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┤

│ - Turceni gr. 5*, 6, 3 │ │1x330│ 330 │ 2x330 │

│ 990 │ │1x285.2│ 285,2 │ 2x282.2 │

├──────────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼─

────────┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┤

│ - Rovinari gr. 3 │ │ │ │ 2x330 │

│ 660 │ │ │ │ 2x277.9 │

├──────────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼─

────────┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┤

│ - Isalnita gr. 7 │ │ │ │ 1x315 │

│ 315 │ │ │ │ 1x266 │

├──────────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼─

────────┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┤

│ - Deva gr. 3*, 1 │1x225│ │ 225 │ 1x210 │

│ 435 │1x163│ │ 163 │ 1x165 │

├──────────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼─

────────┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┤

│ - Palas gr. 1 │ │ │ │ 1x50 │

│ 50 │ │ │ │ 1x48.8 │

├──────────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼─

────────┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┤

│ - Galaţi gr. 3, 4, 5, 6 │ │ │ │ 1x105; │

2x105 │ 375 │ │ │ │ 1x91.8; │

│ │ │ │ │ 1x60 │

│ │ │ │ │ 1x49.73 │

├──────────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼─

────────┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┤

│1.2. Centrale hidroelectrice │ 15 │ 15 │ 30 │ │

│ 30 │ 15 │ 15 │ 30 │ │

│ (Porţile de Fier) │ │ │ │ │

│ │ │ │ │ │

├──────────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼─

────────┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┤

│2. Putere noua │ 32 │ 67 │ 99 │ 2352 │

1407 │ 3858 │ 20 │ 40 │ 60 │ 2031 │

├──────────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼─

────────┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┤

│2.1. Centrale termoelectrice │ │ │ │ 1445 │

500 │ 1945 │ │ │ │ 1246 │

├──────────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼─

────────┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┤

│- Paroseni gr. 4* │ │ │ │ 1x150 │

│ 150 │ │ │ │ 1x125.6 │

├──────────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼─

────────┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┤

│- Grupuri noi cu TG Şi CR pe │ │ │ │ │

│ │ │ │ │ │

│ gaze naturale │ │ │ │ │

│ │ │ │ │ │

├──────────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼─

────────┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┤

│ Grozavesti │ │ │ │ 2x50 │

│ 100 │ │ │ │ 2x41.1 │

├──────────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼─

────────┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┤

│ Craiova II │ │ │ │ 1x25 │

│ 25 │ │ │ │ 1x23.2 │

├──────────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼─

────────┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┤

│ Bucureşti Sud │ │ │ │ 1x71 │

│ 71 │ │ │ │ 1x65.7 │

├──────────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼─

────────┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┤

│ Titan │ │ │ │ 1x13.5 │

│ 13,5 │ │ │ │ 1x12.3 │

├──────────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼─

────────┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┤

│ Palas │ │ │ │ 1x25 │

│ 25 │ │ │ │ 1x23.2 │

├──────────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼─

────────┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┤

│- Grupuri noi CC pe gaze │ │ │ │ │

│ │ │ │ │ │

│ naturale │ │ │ │ │

│ │ │ │ │ │

├──────────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼─

────────┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┤

│ cu condensatie │ │ │ │ │

2x250 │ 500 │ │ │ │ │

├──────────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼─

────────┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┤

│ cu cogenerare │ │ │ │ │

│ │ │ │ │ │

├──────────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼─

────────┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┤

│ - Bucureşti Sud │ │ │ │ 2x100 │

│ 200 │ │ │ │ 2x86 │

├──────────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼─

────────┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┤

│ - Bucureşti Vest │ │ │ │ 2x100 │

│ 200 │ │ │ │ 2x86 │

├──────────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼─

────────┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┤

│- Grupuri noi pe lignit cu │ │ │ │ │

│ │ │ │ │ │

│ ardere în strat fluidizat │ │ │ │ │

│ │ │ │ │ │

├──────────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼─

────────┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┤

│ Rovinari ASFC │ │ │ │ 2x330 │

│ 660 │ │ │ │ 2x285 │

├──────────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼─

────────┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┤

│ Doicesti │ │ │ │ │

│ │ │ │ │ │

├──────────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼─

────────┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┤

│2.2. Centrale hidroelectrice │ 32 │ 67 │ 99 │ 200 │

200 │ 499 │ 20 │ 40 │ 60 │ 126 │

├──────────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼─

────────┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┤

│2.3. Centrale │ │ │ │ 707 │

707 │ 1414 │ │ │ │ 659 │

│ nuclearoelectrice │ │ │ │ │

│ │ │ │ │ │

├──────────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼─

────────┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┤

├──────────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼─

────────┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┤

│*) Grupuri decise a se realiza│ │ │ │ │

│ │ │ │ │ │

└──────────────────────────────┴─────┴─────┴─────────┴─────────┴─

────────┴─────────┴─────┴───────┴─────────┴─────────┘

*ST*

Tabelul nr. 12

PROPUNERE DE PROGRAM DE CAPACITĂŢI REABILITATE ŞI NOI

INSTALATE

Etapa 2003 - 2005 TOTAL 684 MW

NOTA C.T.C.E. PIATRA-NEAMT

--------------------------

Etapa 2003 - 2005 TOTAL 684 MW - se găseşte în MONITORUL

OFICIAL AL ROMÂNIEI, PARTEA I, Nr. 581 bis/14.08.20032 (a se

vedea imaginea asociata).

Etapa 2006 - 2010 TOTAL 4412 MW

NOTA C.T.C.E. PIATRA-NEAMT

--------------------------

Etapa 2006 - 2010 TOTAL 4412 MW - se găseşte în MONITORUL

OFICIAL AL ROMÂNIEI, PARTEA I, Nr. 581 bis/14.08.20032 (a se

vedea imaginea asociata).

Etapa 2011 - 2015 TOTAL 1617 MW

NOTA C.T.C.E. PIATRA-NEAMT

--------------------------

Etapa 2011 - 2015 TOTAL 1617 MW - se găseşte în MONITORUL

OFICIAL AL ROMÂNIEI, PARTEA I, Nr. 581 bis/14.08.20032 (a se

vedea imaginea asociata).

*T*

*Font 7*

Tabelul nr. 13

┌────────────────────────────────────────────────────────────────

─────────────────────────────────────────────────────────────────

───┐

│ Evoluţia retragerilor din exploatare a

grupurilor termo existente la 01.01.2003

│

├────────────────────────────────────────────────────────────────

─────────────────────────────────────────────────────────────────

───┤

│ (pe baza propunerilor de reabilitare a unor grupuri şi

retragerii la îndeplinirea duratei de viata a celorlalte)

│

├─────────────────────────┬─────┬─────┬─────────┬─────────┬──────

───┬─────────┬─────┬───────┬───────────────────┬─────────┬───────

───┤

│ │ │ │ │ │

│ │ │ │ - MW - │ │

│

├─────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼──────

───┼─────────┼─────┼───────┼─────────┬─────────┼─────────┼───────

───┤

│ │ │ │ Total │ Total │

Total │ Total │ │ │ Total │ Total │ Total │

Total │

├─────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼──────

───┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┼─────────┼───────

───┤

│ │2004 │2005 │2003-2005│2006-2010│2011-

2015│2003-2015│2004 │ 2005 │2003-2005│2006-2010│2011-2015│2003-

2015 │

├─────────────────────────┼─────┴─────┴─────────┴─────────┴──────

───┴─────────┼─────┴───────┴─────────┴─────────┴─────────┴───────

───┤

│ │ Putere instalata

│ Putere disponibilă │

│

├─────┬─────┬─────────┬─────────┬─────────┬─────────┼─────┬──────

─┬─────────┬─────────┬─────────┬──────────┤

│Total │ 720 │ 560 │ 1280 │ 2185 │ 0

│ 3465 │ 603 │ 512 │ 1115 │ 1912 │ 0 │ 3027

│

├─────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼──────

───┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┼─────────┼───────

───┤

│1. pe lignit │ 200 │ 0 │ 200 │ 1835 │ 0

│ 2035 │ 160 │ 0 │ 160 │ 1578 │ 0 │ 1738

│

├─────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼──────

───┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┼─────────┼───────

───┤

│1.1. condensatie │ 200 │ │ 200 │ 1835 │

│ 2035 │ 160 │ │ 160 │ 1578 │ │ 1738

│

├─────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼──────

───┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┼─────────┼───────

───┤

│- Turceni gr. 1, 7 │ │ │ │ 2x330 │

│ 660 │ │ │ │ 1x284, │ │ 564

│

│ │ │ │ │ │

│ │ │ │ │ 1x280 │ │

│

├─────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼──────

───┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┼─────────┼───────

───┤

│- Rovinari gr. 4, 6 │ │ │ │ 2x330 │

│ 990 │ │ │ │ 1x287, │ │ 564

│

│ │ │ │ │ │

│ │ │ │ │ 1x277 │ │

│

├─────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼──────

───┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┼─────────┼───────

───┤

│- Isalnita gr. 8 │ │ │ │ 1x315 │

│ 315 │ │ │ │ 1x290 │ │ 290

│

├─────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼──────

───┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┼─────────┼───────

───┤

│- Doicesti gr. 7, 8 │1x200│ │ 200 │ 1x200 │

│ 400 │1x160│ │ 160 │ 1x160 │ │ 320

│

├─────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼──────

───┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┼─────────┼───────

───┤

│1.2. termoficare │ │ │ │ │

│ │ │ │ │ │ │

│

├─────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼──────

───┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┼─────────┼───────

───┤

├─────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼──────

───┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┼─────────┼───────

───┤

│2. pe huila │ 210 │ 210 │ 420 │ 100 │ 0

│ 520 │ 175 │ 175 │ 350 │ 89 │ 0 │ 439

│

├─────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼──────

───┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┼─────────┼───────

───┤

│2.1. condensatie │ 210 │ 210 │ 420 │ │

│ 420 │ 175 │ 175 │ 350 │ │ │ 350

│

├─────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼──────

───┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┼─────────┼───────

───┤

│- Deva gr. 4, 2 │1x210│1x210│ 420 │ │

│ 420 │1x175│ 1x175 │ 350 │ │ │ 350

│

├─────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼──────

───┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┼─────────┼───────

───┤

│2.2. termoficare │ │ │ │ 100 │

│ 100 │ │ │ │ 89 │ │ 89

│

├─────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼──────

───┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┼─────────┼───────

───┤

│- Paroseni gr. 1, 2 │ │ │ │ 2x50 │

│ 100 │ │ │ │ 2x44.5 │ │ 89

│

├─────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼──────

───┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┼─────────┼───────

───┤

│3. pe hidrocarburi │ 310 │ 350 │ 660 │ 250 │ 0

│ 910 │ 268 │ 337 │ 605 │ 245 │ 0 │ 850

│

├─────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼──────

───┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┼─────────┼───────

───┤

│3.1. condensatie │ 310 │ │ 310 │ │

│ 310 │ 268 │ │ 268 │ │ │ 268

│

├─────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼──────

───┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┼─────────┼───────

───┤

│- Ludus gr. 3 │1x100│ │ 100 │ │

│ 100 │1x95 │ │ 95 │ │ │ 95

│

├─────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼──────

───┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┼─────────┼───────

───┤

│- Borzesti gr. 8 │1x210│ │ 210 │ │

│ 210 │1x173│ │ 173 │ │ │ 173

│

├─────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼──────

───┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┼─────────┼───────

───┤

│3.2. termoficare │ │ 350 │ 350 │ 250 │

│ 600 │ │ 337 │ 337 │ 245 │ │ 582

│

├─────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼──────

───┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┼─────────┼───────

───┤

│- Grozavesti gr. 1, 2 │ │2x50 │ 100 │ │

│ 100 │ │2x44.2 │ 88 │ │ │ 88

│

├─────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼──────

───┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┼─────────┼───────

───┤

│- Bucureşti Sud gr. 5, 6 │ │1x125│ 125 │ 1x125 │

│ 250 │ │ 1x123 │ 123 │ 1x123 │ │ 246

│

├─────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼──────

───┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┼─────────┼───────

───┤

│- Bucureşti Vest gr. 1, 2│ │1x125│ 125 │ 1x125 │

│ 250 │ │ 1x126 │ 126 │ 1x122 │ │ 248

│

├─────────────────────────┼─────┼─────┼─────────┼─────────┼──────

───┼─────────┼─────┼───────┼─────────┼─────────┼─────────┼───────

───┤

└─────────────────────────┴─────┴─────┴─────────┴─────────┴──────

───┴─────────┴─────┴───────┴─────────┴─────────┴─────────┴───────

───┘

*ST*

Tabelul nr. 14

CONSUM DE COMBUSTIBIL PENTRU PRODUCEREA ENERGIEI

ELECTRICE ŞI

TERMICE ÎN COGENERARE

Scenariul de baza

┌───────────────┬────────────┬─────────┬─────────┬─────────┬─────

────┬─────────┐

│ │ U.M. │ 2003 │ 2004 │ 2005 │

2010 │ 2015 │

├───────────────┼────────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────

────┼─────────┤

│lignit │ mii. tone │ 30,00 │ 30,00 │ 30,00 │

30,00 │ 30,00 │

├───────────────┼────────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────

────┼─────────┤

│huila ţara │ mii. tone │ 3,14 │ 3,14 │ 3,33 │

3,70 │ 3,70 │

├───────────────┼────────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────

────┼─────────┤

│huila import │ mii. tone │ 0,36 │ 0,36 │ 0,36 │

0,36 │ 0,36 │

├───────────────┼────────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────

────┼─────────┤

│gaze │ mld. Nm^3 │ 3,41 │ 3,88 │ 4,17 │

4,14 │ 4,45 │

├───────────────┼────────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────

────┼─────────┤

│pacura │ mii. tone │ 2,44 │ 2,67 │ 2,56 │

2,14 │ 2,14 │

├───────────────┼────────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────

────┼─────────┤

│Total │ 10^6 tep │ 11,679 │ 12,281 │ 12,473 │

12,195 │ 12,450 │

└───────────────┴────────────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────

────┴─────────┘

Tabelul nr. 15

CONSUM DE COMBUSTIBIL PENTRU PRODUCEREA ENERGIEI ELECTRICE ŞI

TERMICE

NOTA C.T.C.E. PIATRA-NEAMT

--------------------------

CONSUMUL DE COMBUSTIBIL PENTRU PRODUCEREA ENERGIEI ELECTRICE

ŞI TERMICE - se găseşte în MONITORUL OFICIAL AL ROMÂNIEI, PARTEA

I, Nr. 581 bis/14.08.2003 (a se vedea imaginea asociata).

Tabelul nr. 16

EVOLUŢIA PREŢULUI COMBUSTIBILILOR

NOTA C.T.C.E. PIATRA-NEAMT

--------------------------

EVOLUŢIA PREŢULUI COMBUSTIBILILOR - se găseşte în MONITORUL

OFICIAL AL ROMÂNIEI, PARTEA I, Nr. 581 bis/14.08.2003 (a se vedea

imaginea asociata).

Tabelul nr. 17

EVOLUŢIA COSTULUI MEDIU AL ENERGIEI ELECTRICE LA CONSUMATORUL

FINAL

NOTA C.T.C.E. PIATRA-NEAMT

--------------------------

EVOLUŢIA COSTULUI MEDIU AL ENERGIEI ELECTRICE LA CONSUMATORUL

FINAL - se găseşte în MONITORUL OFICIAL AL ROMÂNIEI, PARTEA I,

Nr. 581 bis/14.08.2003 (a se vedea imaginea asociata).

PREMISE ÎN CALCULUL COSTURILOR DE PRODUCERE

- Recuperarea costurilor de capital prin amortizare liniara

pe durata de viata fără considerarea cheltuielilor financiare;

- Evoluţia preţurilor combustibililor pe durata de analiza

conform prognoza UE;

- Creşterii eficientei ciclurilor ca urmare a lucrărilor de

investiţie;

- Costuri suplimentare introduse de instalaţiile de protecţie

a mediului;

- Profit "0"

Tabelul nr. 18

NECESARUL DE INVESTIŢII ÎN DOMENIUL ENERGIEI ELECTRICE

[mil. $ SUA]

┌───────────────────────────┬───────────┬───────────┬───────────┬

───────────┐

│ │ Total │ │ │

│

│ │2003 - 2015│2003 - 2005│2006 -

2010│2011 - 2015│

│───────────────────────────┼───────────┼───────────┼───────────┼

───────────┤

│1. Generare │ 6979 │ 2525 │ 3134 │

1320 │

│ Hidro │ 1610 │ 450 │ 500 │

660 │

│ Termo │ 3483 │ 1595 │ 1588 │

300 │

│ Nuclear │ 1886 │ 480 │ 1046 │

360 │

│2. Transport │ 1266 │ 491 │ 234 │

541 │

│3. Distribuţie şi furnizare│ 2210 │ 628 │ 727 │

854 │

│4. TOTAL │ 10455 │ 3644 │ 4095 │

2715 │

└───────────────────────────┴───────────┴───────────┴───────────┴

───────────┘

Nota: - fără cheltuieli financiare

- fără investiţii cu puneri în funcţiune după 2015

Tabelul nr. 19

NECESAR DE INVESTIŢII ÎN SECTORUL ENERGIEI ELECTRICE

NOTA C.T.C.E. PIATRA-NEAMT

--------------------------

NECESAR DE INVESTIŢII ÎN SECTORUL ENERGIEI ELECTRICE - se

găseşte în MONITORUL OFICIAL AL ROMÂNIEI, PARTEA I, Nr. 581

bis/14.08.2003 (a se vedea imaginea asociata).

*T*

Tabelul nr. 20

STRUCTURA PRODUCŢIEI BRUTE DE ENERGIE ELECTRICA ÎN PERIOADA

2003 - 2015

Scenariul de baza

cuprinde şi energia electrica de 3 TWh exportat

de S.C. HIDROELECTRICA S.A. pana în anul 2005

- TWh -

┌─────────────────────────────────┬────────┬────────┬────────┬───

─────┬────────┐

│ │ 2003 │ 2004 │ 2005 │

2010 │ 2015 │

├─────────────────────────────────┼────────┼────────┼────────┼───

─────┼────────┤

│TOTAL │ 56.1 │ 59.3 │ 60.1 │

64.9 │ 72.9 │

│ 1. Centrale hidroelectrice │ 17.04 │ 17.00 │ 17.00 │

17.20 │ 18.00 │

│ 2. Centrale nuclearoelectrice │ 5.34 │ 5.34 │ 5.34 │

10.68 │ 16.02 │

│ 3. Centrale termoelectrice │ 33.72 │ 36.96 │ 37.76 │

37.02 │ 38.88 │

│ din care în centrale pe: │ │ │ │

│ │

│ lignit │ 17.30 │ 17.50 │ 17.80 │

18.00 │ 18.00 │

│ huila │ 5.29 │ 5.53 │ 5.53 │

5.93 │ 5.93 │

│ hidrocarburi │ 11.13 │ 13.93 │ 14.43 │

13.09 │ 14.95 │

└─────────────────────────────────┴────────┴────────┴────────┴───

─────┴────────┘

*ST*

*T*

Tabelul nr. 21

Estimarea costului mediu în perioada 2003 - 2015

┌───────────────────────────────────────────┬──────┬──────┬──────

┬──────┬──────┐

│ │ U.M. │ 2003 │ 2005

│ 2010 │ 2015 │

├───────────────────────────────────────────┼──────┼──────┼──────

┼──────┼──────┤

│1. Producţia neta totală de energie │ TWh │51.32 │54.84

│59.37 │ 66.7 │

│electrica (inclusiv export) din care: │ │ │

│ │ │

│ hidro │ TWh │16.70 │16.66

│16.89 │17.64 │

│ termo │ TWh │29.67 │33.23

│32.58 │34.21 │

│ nuclear │ TWh │ 4.95 │ 4.95

│ 9.90 │14.85 │

│2. Producţia neta de energie electrica │ TWh │48.31 │51.84

│59.37 │ 66.7 │

│pentru consum intern (exclus export) din │ │ │

│ │ │

│care: │ │ │

│ │ │

│ hidro │ TWh │13.69 │13.66

│16.89 │17.64 │

│ cost unitar de producţie │$/MWh │19.04 │21.00

│22.00 │24.00 │

│ termo │ TWh │29.67 │33.23

│32.58 │34.21 │

│ cost unitar de producţie │$/MWh │ 42 │ 44

│ 49.8 │ 52 │

│ nuclear │ TWh │ 4.95 │ 4.95

│ 9.9 │14.85 │

│ cost unitar de producţie │$/MWh │ 26 │ 26

│ 26.7 │31.07 │

│3. Consum final de energie electrica pentru│ TWh │41.71 │44.14

│50.99 │57.59 │

│consum intern │ │ │

│ │ │

│ tarif de distribuţie şi furnizare │$/MWh │ 11.2 │ 11.6

│ 13.9 │ 14.8 │

│4. Energia electrica transportată 80% din │ TWh │33.37 │35.31

│40.79 │46.07 │

│consumul final │ │ │

│ │ │

│ tarif de transport │$/MWh │ 4.16 │ 5.36

│ 5.50 │ 5.77 │

├───────────────────────────────────────────┼──────┼──────┼──────

┼──────┼──────┤

│5. Cheltuieli totale pentru producţia neta │mld.

$│1.5068│1.7490│1.9941│2.2023│

│pentru consum intern │ │ │

│ │ │

│ hidro │mld.

$│0.2607│0.2869│0.3716│0.4234│

│ termo │mld.

$│1.2461│1.4621│1.6225│1.7789│

│ nuclear │mld.

$│0.1287│0.1287│0.2643│0.4614│

│6. Cheltuieli totale de transport │mld.

$│0.1388│0.1893│0.2244│0.2658│

│7. Cheltuieli pentru distribuţie şi │mld.

$│0.4672│0.5120│0.7088│0.8523│

│furnizare │ │ │

│ │ │

│8. Total cheltuieli (8 = 5 + 6 + 7) │mld.

$│2.1128│2.4503│2.9272│3.3204│

├───────────────────────────────────────────┼──────┼──────┼──────

┼──────┼──────┤

│9. TARIF MEDIU (9 = 8/3) │ MWh

│50.654│55.511│57.407│57.657│

└───────────────────────────────────────────┴──────┴──────┴──────

┴──────┴──────┘

*ST*

Tabelul nr. 22

Evoluţia gradului de deschidere a pieţei interne de gaze

naturale

în perspectiva accederii României la Uniunea Europeană

NOTA C.T.C.E. PIATRA-NEAMT

--------------------------

Evoluţia gradului de deschidere a pieţei interne de gaze

naturale în perspectiva accederii României la Uniunea Europeană -

se găseşte în MONITORUL OFICIAL AL ROMÂNIEI, PARTEA I, Nr. 581

bis/14.08.2003 (a se vedea imaginea asociata).

Tabelul nr. 23

EVOLUŢIA NUMĂRULUI ELIGIBIL DE CONSUMATORI

NOTA C.T.C.E. PIATRA-NEAMT

--------------------------

EVOLUŢIA NUMĂRULUI ELIGIBIL DE CONSUMATORI - se găseşte în

MONITORUL OFICIAL AL ROMÂNIEI, PARTEA I, Nr. 581 bis/14.08.2003

(a se vedea imaginea asociata).

Tabelul nr. 24

EVOLUŢIA CERERII PE PIATA INTERNA A PRODUCŢIEI ŞI IMPORTULUI

DE GAZE NATURALE ÎN PERIOADA 2003 - 2015

NOTA C.T.C.E. PIATRA-NEAMT

--------------------------

EVOLUŢIA CERERII PE PIATA INTERNA A PRODUCŢIEI ŞI IMPORTULUI

DE GAZE NATURALE ÎN PERIOADA 2003 - 2015 = se găseşte în

MONITORUL OFICIAL AL ROMÂNIEI, PARTEA I, Nr. 581 bis/14.08.2003

(a se vedea imaginea asociata).

Tabelul nr. 25

ROMÂNIA

AUTORITATEA NATIONALA DE REGLEMENTARE ÎN DOMENIUL GAZELOR

NATURALE

DEZVOLTAREA CAPACITĂŢILOR DE STOCARE ÎN PERIOADA 2000 - 2010

NOTA C.T.C.E. PIATRA-NEAMT

--------------------------

DEZVOLTAREA CAPACITĂŢILOR DE STOCARE ÎN PERIOADA 2000 - 2010

= se găseşte în MONITORUL OFICIAL AL ROMÂNIEI, PARTEA I, Nr. 581

bis/14.08.2003 (a se vedea imaginea asociata).

*T*

*Font 7*

ANEXA 2

Foaie de parcurs

pentru energie electrica:

structura de piata şi

reglementările pentru perioada 2003-2015

FOAIE DE PARCURS ÎN DOMENIUL ENERGIEI

ELECTRICE PENTRU PERIOADA 2003 - 2015

Structura pietii

şi reglementări

┌──────────────┬─────────────────────────────────────┬───────────

──────────────────────────┬─────────────────────────────────────┐

│ │ 2003-2004 │

2005-2007 │ 2008-2015 │

├──────────────┼─────────────────────────────────────┼───────────

──────────────────────────┼─────────────────────────────────────┤

│I. Structura │A) - Producători (P) │A) -

Producători (P) │A) - Producători (P)

│

│sector, │- 5 producători termo (5T), cota │- 5 minimum

producători termo de stat│- mai mulţi producătorii termo şi/sau│

│participanţi │ piata cca. 45% │ şi

privati, alţi producători (5T+O)│ hidro

│

│la piata, │- 14 producători (50-300 MW) în │-

producători în cogenerare (CoGen) │- 1 producător din surse

nucleare │

│caracteristici│ cogenerare (14 CoGen), cota piata │- 1

producător din surse nucleare NPP│- alţi producători şi

autoproducatori│

│definitorii │ cca. 10% │- 1

producător hidro HPP │ în general centrale în

cogenerare │

│etape │- 1 producător din surse nucleare - │- alţi mici

producători (sub 50 MW) │ sau utilizrnd resurse regenerabile │

│ │ cota piata cca. 10% (SNE) │ şi

autoproducatori (AP) │

│

│ │- 1 producător hidro (SHE), cota │- înainte

de deschiderea completa a │

│

│ │ piata cca. 31% │ pietii,

Hidroelectrica va fi │

│

│ │- alţi producători şi autoproducatori│

reorganizata în structuri separate │

│

│ │ (AP) mici (sub 50 MW), cota piata │ în

vederea privatizării în pachete │

│

│ │ cca. 4%. │ cu

unităţi termo, iar accesul lor │

│

│ │ │ pe piata

va fi nerestrictionat │ │

│ │ │

│ │

│ │Caracteristici definitorii

│Caracteristici definitorii │Caracteristici definitorii

│

│ │- societăţi cu capital majoritar de │- societăţi

cu capital privat în │- se va realiza o reconfigurare a │

│ │ stat (MEC/Adm. locală); MEC atrage │ sectorul

termo, hidro şi cogenerare│ producătorilor prin creşterea │

│ │ capital privat │ şi AP vor

opera pe piata │ ponderii celor cu capital majoritar│

│ │- veniturile celor 5T+14 CoGen sunt │- societăţi

cu capital majoritar de │ privat │

│ │ asigurate din vrnzari la preţ │ stat

(MIR/Adm. locală) │- societăţile neprivatizate din

cele │

│ │ reglementat şi pe piata │-

veniturile celor 5T+A şi CoGen sunt│ 5T şi care ramrn în

proprietatea │

│ │ concurentiala │ asigurate

din vrnzari la preţ │ statului vor fi prezente pe piata │

│ │- veniturile SNE, SHE sunt integral │

reglementat în timp ce creste │ concurentiala

│

│ │ reglementate │ ponderea

veniturilor pe piata │- pentru CoGen se va reduce gradual │

│ │- din 01.08.04 începe o reducere │

concurentiala a acestor producători│ cota reglementată acceptată

pe │

│ │ graduala a cotei acceptate pe piata│ corelat

cu gradul de deschidere al │ piata corelat cu programele lor de

│

│ │ cu preţ reglementat pentru │ pieţei

│ eficientizare │

│ │ centralele cu cogenerare, corelat │-

veniturile SNE, SHE sunt integral │- producătorii acţionează

exclusiv pe│

│ │ cu programele de eficientizare ale │

reglementate; │ baze competitive

│

│ │ acestora │- pentru

centralele cu cogenerare │- reconfigurare - dimensiune şi mix

│

│ │- continua regimul actual de │ continua

reducerea graduala a cotei│ tehnologic - în procesul de │

│ │ reglementare al micilor P şi AP │ acceptate

pe piata cu preţ │ privatizare al producătorilor prin │

│ │ │

reglementat, corelat cu programele │ cumpărări, fuziuni,

concesiuni, │

│ │ │ de

eficientizare ale acestora │ falimente, funcţie de

dimensiunea │

│ │ │-

continua/se imbunatateste regimul │ pieţei interne/regionale

│

│ │ │ de

reglementare actual al micilor P│

│

│ │ │ şi AP

│ │

│ │B) Transportator (T) + Conducere │B)

Transportator (T) + Conducere │B) Transportator (T) +

Conducere │

│ │operativă SEN (OS) │operativă

SEN (OS) │operativă SEN (OS)

│

│ │- proprietate de stat, reglementat │-

proprietate de stat, reglementat │- proprietate de stat,

reglementat │

│ │- accesul terţilor reglementat la │- accesul

terţilor reglementat la │- accesul terţilor reglementat la

│

│ │ reţea │ reţea

│ reţea │

│ │- pregătire piata orara │

│ │

│ │- CN Transelectrica SA + Asistenta │

│ │

│ │ PHARE asigura realizarea şi │

│ │

│ │ testarea sistemelor de măsura │

│ │

│ │ necesare decontării orare a │

│ │

│ │ tranzacţiilor pe piata pentru ziua │

│ │

│ │ următoare, piata de echilibrare │

│ │

│ │C) Distribuitori + furnizori │C)

Distribuitori + furnizori │C) Distribuitori

│

│ │consumatori captivi (D/F) │consumatori

captivi (D/F) │- societăţi independente privatizate │

│ │- 8 societăţi independente, în curs │- societăţi

independente privatizate │ │

│ │ de privatizare, din care 2 sunt │

│ │

│ │ oferite la privatizare în anul │

│ │

│ │ 2003, iar doua în anul 2004, iar │

│ │

│ │ procesul va continua în ritm de 2 │

│ │

│ │ societăţi/an │

│ │

│ │ │

│ │

│ │Caracteristici definitorii

│Caracteristici definitorii │Caracteristici definitorii

│

│ │- activităţi reglementate integral; │-

activităţi reglementate integral; │- activităţi reglementate

integral; │

│ │- acces reglementat la reţea este pe │- accesul

reglementat la reţea este │- accesul reglementat la reţea este

│

│ │ baze reglementate, cu tarife │ pe baze

reglementate, cu tarife │ pe baze reglementate, cu tarife

│

│ │ publicate transparent pe baza de │ publicate

transparent, prin metoda │ publicate transparent │

│ │ costuri recunoscute plus profit în │ (r)price

cap CPI-XZ' │ │

│ │ anul 2003, şi pe baza metodei de │- la finele

anului 2007 toate │ │

│ │ asigurare a unei rate de recuperare│

distributiile vor fi private │

│

│ │ a investiţiei în 2004 (ROR); │- prna în

iulie 2007 se va realiza │

│

│ │- separarea contabila a activităţii │ separarea

legală, în entităţi │ │

│ │ de distribuţie de cea de furnizare,│ juridice

separate, a activităţii de│ │

│ │ atrt pentru consumatorii captivi, │ furnizare

de cea de distribuţie. │ │

│ │ crt şi pentru cei eligibili; │

│ │

│ │D) Furnizori consumatori eligibili │D)

Furnizori consumatori eligibili - │D) Furnizori consumatori

eligibili │

│ │- furnizori cu licenta pentru întreg │separati

juridic de D sau P dacă este│- separati juridic de D sau P dacă

│

│ │ teritoriul tarii │cazul

│ este cazul │

│ │- 8 furnizori separati contabil de │- furnizori

cu licenta pentru întreg │- furnizori cu licenta pentru întreg │

│ │ activitatea de distribuţie, │

teritoriul tarii │ teritoriul tarii

│

│ │- producători care desfăşoară şi o │- furnizori

separati contabil de │- nominalizarea furnizorilor de │

│ │ activitate de furnizare pe întreg │

activitatea de distribuţie, │ ultima instanta

│

│ │ teritoriul tarii, separată contabil│-

producători care desfăşoară şi o │

│

│ │ de activitatea de producere │

activitate de furnizare pe întreg │

│

│ │ │

teritoriul tarii, separată contabil│

│

│ │ │ de

activitatea de producere │

│

│ │E) Consumatori eligibili │E)

Consumatori eligibili │E) Consumatori eligibili

│

│ │- piata se deschide gradual │- se va

realiza o deschidere graduala│

│

│ │- revizuirea criteriilor de │ a pietii

pentru consumatorii │- toţi consumatorii sunt eligibili │

│ │ eligibilitate în sensul │

industriali prna la 100% │

│

│ │ simplificarii procedurii │- pentru

consumatorii casnici piata │

│

│ │ │ se va

deschide 100% la 1.07.2007 │

│

│ │F) Operatorul pieţei pentru ziua │F)

Operatorul pieţei - OPCOM │F) Operatorul pieţei - OPCOM

│

│ │următoare - OPCOM │- Bursa de

energie (Power │- Bursa de energie funcţionează │

│ │- filiala 100% a T + SO │eXchange-

PX) este operationala: │

│

│ │- administrator al tranzacţiilor cu │ -

Administrator Piata obligatorie │

│

│ │ energie pentru ziua următoare │

(producători şi furnizori) │

│

│ │- venituri integral reglementate │ pentru

Ziua Următoare-PZU │ │

│ │- se va infiinta Bursa de energie │ -

Administrator Pieţe Financiare │

│

│ │ (PX) cu doua funcţiuni: │

Voluntare de energie electrica -│

│

│ │ c administrarea pieţelor fizice │

forward şi/sau futures - PFV │

│

│ │ obligatorii, pe baza │-

activitatea destinată PZU este │

│

│ │ reglementărilor ANRE │

reglementată de ANRE, inclusiv │

│

│ │ c administrarea pieţelor financiare│

veniturile provenite din aceasta │

│

│ │ reglementate de CNVM (Comisia │

activitate │

│

│ │ Nationala de Valori Mobiliare) │-

activitatea destinată PFV este │

│

│ │ │

reglementată de CNVM şi obţine │

│

│ │ │ venituri

nereglementate │ │

│ │ │G)

Brokers&Traders - intermediari în │G) Brokers&Traders -

intermediari în │

│ │

│tranzacţiile en-gros cu energie │tranzacţiile en-gros cu

en. electrica│

│ │ │electrica

│ │

├──────────────┼─────────────────────────────────────┼───────────

──────────────────────────┼─────────────────────────────────────┤

│II. Pieţe │A) - Piata contractelor de energie │A) - Piata

contractelor de energie │A) - Piata contractelor de energie │

│en-gros de │electrica pe termen lung - max. 5 ani│electrica

pe termen lung │electrica pe termen lung

│

│energie │- contracte negociate pentru │- contracte

multilaterale pentru SHE │- contractele de achiziţie en. el. │

│electrica │ acoperirea consumului eligibil │ şi CoGen

│ liber negociate se generalizeaza │

│ │- contracte reglementate, │- Contracte

iniţiale şi Contracte │- contracte pentru asigurarea │

│ │ dimensionate la dimensiunea │ iniţiale

cu opţiune, între 5T şi │ puterii în SEN (capacity tickets) │

│ │ consumului captiv │ D/F

│- contracte financiare - hedging la │

│ │- contracte de import-export │- contracte

de achiziţie en. el. │ volatilitatea preţului spot şi │

│ │ │ negociate

între părţi pentru │ ajustarea poziţiilor contractuale │

│ │Pregătirea noilor aranjamente │

completarea consumului captiv şi │ (long/short) ale

participanţilor la│

│ │comerciale ale sectorului │

acoperirea pieţei eligibile │ piata en-gros

│

│ │- ANRE stabileşte un mecanism │- contracte

pentru asigurarea puterii│- contracte de import-export - │

│ │ tranzitoriu pentru aplicarea HG │ în SEN

(capacity tickets) │ identic etapa anterioară sau

│

│ │ 1524/2002 în relaţiile dintre │- contracte

financiare - hedging la │ conform regulilor Pieţei Regionale │

│ │ Termoelectrica şi cele 4 noi │

volatilitatea preţului spot şi │

│

│ │ filiale independente │ pentru

ajustarea poziţiilor │

│

│ │- ANRE + Consultant definesc şi │

contractuale (long/short) ale │

│

│ │ implementeaza mecanismele de │

participanţilor la piata en-gros │

│

│ │ reglementare integrala a │- contracte

de import-export - │ │

│ │ producătorului SHE - aplicare din │ identic

etapa anterioară dar cu │

│

│ │ 2004: │ alocare

capacitate disponibilă │

│

│ │ - stabilirea veniturilor │

interconexiuni prin licitaţie │

│

│ │ reglementate cu inghetarea │

│ │

│ │ obligaţiilor din contractele pe │

│ │

│ │ piata concurentiala (inclusiv a │

│ │

│ │ celor de export) │

│ │

│ │ - alocarea echitabila a avantajului│

│ │

│ │ energiei hidro- mecanisme pe │

│ │

│ │ termen scurt şi mediu │

│ │

│ │ - procedurile de optimizare │

│ │

│ │ tehnico-economică centralizata a │

│ │

│ │ producţiei totale zilnice │

│ │

│ │ - contractul multilateral, │

│ │

│ │ repartizat de OPCOM pe furnizori,│

│ │

│ │ al producătorului hidro │

│ │

│ │- Guvern + Consultant stabilesc │

│ │

│ │ politica privind asigurarea │

│ │

│ │ tarifului unic la consumatorul │

│ │

│ │ captiv - iunie 2003 │

│ │

│ │- MEC + MAP + Autorităţi Locale + │

│ │

│ │ Consultant stabilesc politica şi │

│ │

│ │ nivelul de sustinere pe termen │

│ │

│ │ scurt şi mediu a CoGen - decembrie │

│ │

│ │ 2003 │

│ │

│ │- ANRE + Consultant elaborează │

│ │

│ │ mecanismele şi reglementările │

│ │

│ │ necesare aplicării politicilor │

│ │

│ │ stabilite privind CoGen - iunie │

│ │

│ │ 2003 │

│ │

│ │- ANRE + Consultant definesc şi │

│ │

│ │ proiectează Contractele iniţiale │

│ │

│ │ cadru şi Contractele iniţiale cu │

│ │

│ │ opţiune cadru - dec. 2003 - şi │

│ │

│ │ asista părţile la aplicarea lor │

│ │

│ │- ANRE + Consultant analizează │

│ │

│ │ oportunitatea şi dacă este cazul │

│ │

│ │ definesc mecanismele de contractare│

│ │

│ │ şi plata a capacităţii necesare │

│ │

│ │ asigurării continuităţii în │

│ │

│ │ alimentare pe termen mediu - lung │

│ │

│ │ (capacity tickets) │

│ │

│ │- ANRE + Consultant definesc şi │

│ │

│ │ implementeaza reglementările │

│ │

│ │ privind operaţiile de │

│ │

│ │ import-export, inclusiv mecanismele│

│ │

│ │ de acces la capacitatea de │

│ │

│ │ interconexiune │

│ │

│ │- ANRE + Consultant definesc şi │

│ │

│ │ implementeaza noul Cod Comercial al│

│ │

│ │ pieţei en-gros şi reglementările │

│ │

│ │ asociate - decembrie 2004 │

│ │

│ │B) - Piata contractelor de en. el. pe│B) - Piata

contractelor de en. el. pe│B) - Piata contractelor de en. el. pe│

│ │termen scurt - piata pentru ziua │termen

scurt - piata pentru ziua │termen scurt - piata pentru ziua

│

│ │următoare (PZU) │următoare

(PZU) │următoare (PZU)

│

│ │- achiziţii pe piata spot │-

utilizarea platformelor de │- se utilizează platforma de

│

│ │- programarea zilnica centralizata a │

tranzactionare create în etapa │ tranzactionare dezvoltata

în │

│ │ producţiei şi stabilirea preţului │

anterioară │ etapele anterioare

│

│ │ marginal de sistem pe baza │- posibila

schimbare privind │ │

│ │ licitarii unităţilor de către │

participarea pe piata voluntara ca │

│

│ │ fiecare producător utilizrnd PCOMPS│ urmare şi

în conformitate cu │ │

│ │ actualizat pentru noua structura de│ regulile

Bursei de Energie │ │

│ │ producţie │

│ │

│ │ │

│ │

│ │Pregătirea noilor aranjamente │Pregătirea

pieţei regionale a en. el.│ │

│ │comerciale şi a platformei OPCOM de │şi a

accesului larg la eligibilitate │

│

│ │tranzacţii pe termen scurt │- ANRE +

Consultant definesc şi │

│

│ │- ANRE + Consultant elaborează │

implementeaza regulile Pieţei │

│

│ │ reglementările necesare pentru │ Regionale

a energiei electrice │ │

│ │ funcţionarea OPCOM ca Bursa │- ANRE + T

+ OS + OPCOM + Consultant │ │

│ │ obligatorie de energie pentru │ pregătesc

integrarea mecanismelor │ │

│ │ participanţii la piata en-gros │ pieţei

interne de en. el. în Piata │

│

│ │ (PZU), cu licitaţie bilaterala la │ Regionala

│ │

│ │ nivel de societate şi │- ANRE +

Consultant + OS + OPCOM + │

│

│ │ autoprogramare (inclusiv funcţia de│ Furnizori

definesc şi implementeaza│ │

│ │ "Agent pentru optimizare │ un

mecanism de alocare orara a │

│

│ │ centralizata hidro" şi de "Agent de│

obligaţiilor fata de OS pentru │

│

│ │ decontare" a pieţelor orare) │ energia

şi serviciile achiziţionate│

│

│ │- OPCOM + Consultant asigura │ de

furnizori pentru consumatorii │

│

│ │ redactarea caietelor tehnice de │

necontorizati orar - (Area/Consumer│

│

│ │ licitaţie a noii platforme de │ Load

Profiling) │

│

│ │ tranzactionare definită de ANRE │- ANRE +

Consultant elaborează │

│

│ │- OPCOM + Consultant + Participanţi │

reglementările pentru transformarea│

│

│ │ piata asigura realizarea fizica şi │ PZU

obligatoriu în PZU voluntar │

│

│ │ testarea funcţiilor noii platforme │- OPCOM +

Consultant - implementeaza │

│

│ │ PZU │

reglementările şi testeaza │

│

│ │- ANRE + OPCOM + Consultant asigura │

mecanismele de licitare voluntara │

│

│ │ preluarea de către OPCOM a funcţiei│

│ │

│ │ de clearing house pentru energia │

│ │

│ │ tranzactionata în afară │

│ │

│ │ contractelor bilaterale/iniţiale şi│

│ │

│ │ implementarea de garanţii │

│ │

│ │ financiare etc. │

│ │

│ │- OPCOM + Consultant elaborează │

│ │

│ │ reglementările necesare pentru │

│ │

│ │ completarea PZU obligatorie cu o │

│ │

│ │ piata financiară (forward şi/sau │

│ │

│ │ futures) opţională. │

│ │

│ │- OPCOM+ Consultant asigura │

│ │

│ │ realizarea şi testarea platformei │

│ │

│ │ pentru tranzacţii financiare pe │

│ │

│ │ piata de energie electrica │

│ │

├──────────────┼─────────────────────────────────────┼───────────

──────────────────────────┼───┴─────────────────────────────────┤

│III. Piata │Funcţiuni: │Funcţiuni:

│Funcţiuni: │

│contractelor │- OS menţine echilibrul cerere/consum│- siguranta

şi echilibrul │- siguranta şi echilibrul │

│pentru │ şi asigura siguranta SEN pe baza │

cerere/consum ale SEN se asigura de│cerere/consum ale SEN se

asigura de │

│servicii de │ contractelor de achiziţie a │ către OS

prin utilizarea: │către OS prin utilizarea: │

│sistem (SS) şi│ serviciilor de sistem cu preţuri │ -

contractelor cu preţuri │ - contractelor cu preţuri

│

│piata de │ reglementate şi a │

reglementate şi concurentiale de │ reglementate şi

concurentiale de │

│echilibrare │ încărcării/descărcării grupurilor │

achiziţie a serviciilor de sistem│ achiziţie a serviciilor de

sistem│

│(PdE) │ în ordinea de merit │ şi,

│ şi, │

│ │- beneficiarii SS plătesc │ - pieţei

de echilibrare dezvoltate │ - pieţei de echilibrare │

│ │ contravaloarea acestora pe baza │ în

etapa anterioară │- recuperarea de la beneficiari a

│

│ │ tarifului de SS aprobate de ANRE │-

recuperarea de la beneficiari a │costurilor realizate de către

OS în │

│ │ │costurilor

realizate de către OS în │achiziţia SS şi pe PdE se │

│ │Pregătirea noilor aranjamente │achiziţia

SS şi pe PdE se │reglementează printr-un mecanism

│

│ │comerciale şi a platformei OS de

│reglementează şi se completează cu un│CPI-X

│

│ │tranzacţii în timp real, care sa │mecanism de

cointeresare a reducerii │ │

│ │asigure disciplinarea pietii inclusiv│acestora

│ │

│ │printr-un sistem sever de penalizări │

│ │

│ │- ANRE + Consultant stabilesc │

│ │

│ │ valoarea SS oferite de furnizori şi│

│ │

│ │ nivelul tarifelor pentru fiecare │

│ │

│ │ dintre aceştia │

│ │

│ │- ANRE + Consultant reglementează │

│ │

│ │ mecanismele unei pieţe de │

│ │

│ │ echilibrare în timp real a cererii │

│ │

│ │ şi ofertei şi interfata cu piata │

│ │

│ │ contractelor de SS. Se redefinesc │

│ │

│ │ comercial serviciile de sistem, │

│ │

│ │ modul de contractare, │

│ │

│ │ evaluare/licitare pe termen lung │

│ │

│ │ astfel ca acestea sa poată fi │

│ │

│ │ achiziţionate într-o crt mai mare │

│ │

│ │ măsura în mod concurential │

│ │

│ │- OS + OPCOM + Consultant elaborează │

│ │

│ │ caietele tehnice de licitaţie a │

│ │

│ │ platformei de tranzactionare şi │

│ │

│ │ decontare pe PdE şi a contractelor │

│ │

│ │ pentru SS │

│ │

│ │- OS + OPCOM + Consultant + │

│ │

│ │ Participanţi piata asigura │

│ │

│ │ realizarea fizica şi testarea │

│ │

│ │ funcţiilor noii platforme şi │

│ │

│ │ integrarea cu modulul de decontare │

│ │

│ │ OPCOM │

│ │

│ │- ANRE + Consultant stabilesc şi │

│ │

│ │ implementeaza un mecanism de │

│ │

│ │ recuperare de la beneficiari a │

│ │

│ │ costurilor serviciilor de sistem şi│

│ │

│ │ echilibrare inclusiv modul de │

│ │

│ │ cointeresare al OS pentru │

│ │

│ │ minimizarea acestora │

│ │

├──────────────┼─────────────────────────────────────┼───────────

──────────────────────────┼─────────────────────────────────────┤

│IV. Contracte │A) Contracte şi tarife de producere │A)

Contracte şi tarife de producere │A) Tarife de producere

│

│şi tarife │- contracte şi tarife reglementate │Inceprnd cu

2005 │- mecanism transparent de compensare │

│reglementate/ │ pentru producţia - 5T, SNE, SHE - │- contracte

şi tarife reglementate │ a producătorilor din surse noi sau │

│controlate │ destinată pieţei captive │ prin

mecanism CPI-X pentru │ regenerabile şi în cogenerare

│

│ │- contracte şi tarife reglementate │ producţia

- SNE, SHE │ (foarte mici) │

│ │ pentru energie electrica produsă │- tarife cu

clauze de indexare │ │

│ │ din surse regenerabile şi în │ conform

Contractelor iniţiale şi │

│

│ │ cogenerare │

Contractelor iniţiale cu opţiune │

│

│ │- reglementarea nivelului │ pentru

producţia destinată pieţei │

│

│ │ cantităţilor de en. el. din surse │ captive a

5T │ │

│ │ regenerabile şi în cogenerare │- contracte

şi tarife reglementate │ │

│ │ preluate obligatoriu la preţ │

transparent pentru stabilire │

│

│ │ reglementat │ preţuri

energie electrica produsă │

│

│ │ │ din surse

regenerabile şi în │ │

│ │ │

cogenerare │

│

│ │ │-

reglementarea nivelului │

│

│ │ │

cantităţilor de en. el. din surse │

│

│ │ │

regenerabile şi în cogenerare │

│

│ │ │ preluate

obligatoriu la preţ │ │

│ │ │

reglementat se menţine prna la │

│

│ │ │

introducerea subventionarii │

│

│ │ │

transparente din veniturile taxei │

│

│ │ │ de mediu

│ │

│ │B) Contracte şi tarife pentru accesul│B)

Contracte şi tarife pentru accesul│B) Contracte şi tarife pentru

accesul│

│ │la reţea │la reţea

│la reţea │

│ │- Venituri T&D reglementate pe baza │- T + OS

are venituri integral │- T + OS are venituri integral

│

│ │ de costuri justificate plus profit │

reglementate prin mecanism CPI-X │ reglementate prin mecanism

CPI-X │

│ │- inceprnd cu 2004 se aplica │

controlate iniţial pe o perioada de│

│

│ │ mecanismul de reglementare de tip │ 3 ani, cu

mecanism separat de │ │

│ │ RoR (rata interna de recuperare a │

cointeresare pentru diminuarea │

│

│ │ investiţiei) stabilit cu │

costurilor cu achiziţia serviciilor│

│

│ │ consultantul │ de sistem

şi de echilibrare │ │

│ │- contracte cu tarife T&D monom, │- D cu

venituri din activitatea de │

│

│ │ reglementate; din 2004, tarife │

distribuţie integral reglementate │

│

│ │ binom │ prin CPI-

X │ │

│ │- tarif pentru tranzitul │- toţi

utilizatorii plătesc o taxa de│

│

│ │ transfrontalier în acord cu │ mediu

necesară promovării │

│

│ │ metodologiile EU │

cogenerarii şi surselor │

│

│ │Pregătirea noilor aranjamente │

regenerabile │

│

│ │tarifare pe principii de cointeresare│

│ │

│ │a furnizorilor de servicii de reţea │

│ │

│ │(FSR) şi consumatorilor │

│ │

│ │- ANRE + Consultant reglementează şi │

│ │

│ │ implementeaza un mecanism de │

│ │

│ │ control a veniturilor (inclusiv │

│ │

│ │ profitul rezonabil) furnizorilor de│

│ │

│ │ servicii de reţea - de tip RoR │

│ │

│ │- ANRE + Consultant stabilesc │

│ │

│ │ procedurile de transformare a │

│ │

│ │ mecanismului anterior în mecanism │

│ │

│ │ de cointeresare de tip CPI-X │

│ │

│ │ aplicat preţurilor/veniturilor FSR │

│ │

│ │- ANRE + Consultant reglementează │

│ │

│ │ participarea consumatorilor la │

│ │

│ │ acoperirea costurilor (directe şi │

│ │

│ │ indirecte) de racordare la reţea │

│ │

│ │- ANRE+ Consultant definesc şi │

│ │

│ │ implementeaza procedura/metodologia│

│ │

│ │ de analiza, aprobare şi aplicare a │

│ │

│ │ sistemului tarifar, bazat pe │

│ │

│ │ alocarea marginalista a costurilor,│

│ │

│ │ propus de fiecare FSR, integrrnd şi│

│ │

│ │ politica de uniformizare a │

│ │

│ │ tarifelor la consumatorii finali │

│ │

│ │- Guvern + ANRE + Consultant │

│ │

│ │ stabilesc mecanismele de stimulare │

│ │

│ │ transparenta a producţiei din surse│

│ │

│ │ regenerabile şi în cogenerare şi │

│ │

│ │ mecanismele de internalizare a │

│ │

│ │ externalitatilor │

│ │

│ │- ANRE + Consultant definesc noile │

│ │

│ │ principii şi mecanisme de │

│ │

│ │ reglementare a preluării energiei │

│ │

│ │ produse din surse regenerabile şi │

│ │

│ │ în cogenerare │

│ │

├──────────────┼─────────────────────────────────────┼───────────

──────────────────────────┼─────────────────────────────────────┤

│V. Contracte │Pentru consumatorii captivi │Pentru

consumatorii captivi (în anul │Pentru consumatorii care în mod

│

│şi tarife │- sistem complex de tarife care │2007 toţi

consumatorii devin │voluntar nu optează pentru

│

│pentru │asigura: │eligibili):

│eligibilitate: │

│consumatorii │ - consumatorului captiv: │- se aplica

mecanismele de stabilire │- se aplica mecanismele de │

│captivi │ posibilitatea alegerii funcţie de│a

veniturilor de pe piata captiva, în│ determinare a

preţurilor/tarifelor │

│ │ caracteristica de consum │etapa

anterioară şi tarifele │ de furnizare specifice SLR

│

│ │ - tarife uniforme la nivel naţional│determinate

în baza lor │- protecţia socială a categoriilor │

│ │ pentru consumatorii captivi │

│ defavorizate ale populaţiei se face│

│ │ - un tarif social pentru │

│ prin alocaţii directe şi │

│ │ categoriile defavorizate ale │

│ transparente de la buget │

│ │ populaţiei │

│ │

│ │ - D/F: recuperarea costurilor │

│ │

│ │ proprii şi din amonte cauzate de │

│ │

│ │ achiziţia producţiei şi │

│ │

│ │ serviciilor destinate consumului │

│ │

│ │ captiv │

│ │

│ │- cu excepţia consumatorilor casnici,│

│ │

│ │toţi consumatorii finali, indiferent │

│ │

│ │de furnizor, plătesc o taxa de │

│ │

│ │dezvoltare │

│ │

│ │Pregătirea integrării sistemului de │

│ │

│ │tarifare a consumatorilor captivi în │

│ │

│ │noile relaţii şi structuri │

│ │

│ │- În 2004 se elimina: │

│ │

│ │ - subvenţiile incrucisate dintre │

│ │

│ │ nivelurile de tensiune │

│ │

│ │ (inalta/joasa) │

│ │

│ │ - tarifele de furnizare monom în │

│ │

│ │ inalta şi medie tensiune │

│ │

│ │- MEC + ANRE + Consultant stabilesc │

│ │

│ │ politica, mecanismele şi │

│ │

│ │ instituţiile (dacă este cazul) de │

│ │

│ │ asigurare a tarifului unic la │

│ │

│ │ consumatorii captivi │

│ │

│ │- ANRE + Consultant implementeaza │

│ │

│ │ mecanismul de asigurare a tarifului│

│ │

│ │ unic la consumatorii captivi │

│ │

│ │- ANRE + Consultant definesc şi │

│ │

│ │ implementeaza mecanismele de │

│ │

│ │ asigurare a recuperării costurilor │

│ │

│ │ cu energia de la consumatorii │

│ │

│ │ captivi (transfer controlat către │

│ │

│ │ consumatori al riscului hidrologic │

│ │

│ │ preluat iniţial total de D/F) │

│ │

│ │- ANRE + Consultant definesc şi │

│ │

│ │ implementeaza metodologia de │

│ │

│ │ stabilire a veniturilor │

│ │

│ │ reglementate ale activităţii de │

│ │

│ │ furnizare de tip RoR şi stabilesc │

│ │

│ │ procedurile de transformare în │

│ │

│ │ mecanism de cointeresare - CPI-X │

│ │

│ │- ANRE + Consultant definesc şi │

│ │

│ │ implementeaza procedura/metodologia│

│ │

│ │ de analiza, aprobare şi aplicare a │

│ │

│ │ sistemului tarifar, bazat pe │

│ │

│ │ alocarea marginalista a costurilor,│

│ │

│ │ propus de fiecare D/F, integrrnd şi│

│ │

│ │ politica de uniformizare a │

│ │

│ │ tarifelor la consumatorii finali │

│ │

└──────────────┴─────────────────────────────────────┴───────────

──────────────────────────┴─────────────────────────────────────┘

*ST*

*T*

*Font 7*

ANEXA 3

Foaie de parcurs în

domeniul gazelor naturale:

structura de piata şi

reglementările pentru perioada 2003-2015

┌────────────────────────────────────────────────────────────────

────────────────────────────────────────────────────────────────┐

│ FOAIE DE PARCURS ÎN SECTORUL GAZELOR

NATURALE (NATURAL GAS ROAD MAP) 2003 - 2015

│

│ Structura pieţei

şi reglementări │

├──────────────┬─────────────────────────────────────┬───────────

──────────────────────────┬─────────────────────────────────────┤

│ │ 2003-2004 │

2005-2007 │ 2008-2015 │

├──────────────┼─────────────────────────────────────┼───────────

──────────────────────────┼─────────────────────────────────────┤

│I. Structura │A) Producători (P) │A)

Producători (P) │A) Producători (P)

│

│sector, │- 2 producători cu capital integral │- 2

producători, titulari de acorduri│- 2 producători, titulari de

acorduri│

│participanţi │ sau majoritar de stat, titulari de │

petroliere, cota de piata cca. 62%,│ petroliere, cota de piata

cca. 50%,│

│la piata, │ acorduri petroliere, cota de piata │ din care

SNP Petrom majoritar │ din care SNP Petrom majoritar │

│caracteristici│ cca. 75% │ privat şi

o cota de piata de 30% │ privat şi o cota de piata de 30% │

│definitorii, │- se estimeaza intrarea pe piata a │- alţi

producători, integral privati,│- alţi producători, integral

privati,│

│etape │ unor noi producători privati, cu o │ titulari

de acorduri petroliere, cu│ titulari de acorduri petroliere, cu│

│ │ cota de piata de prna la 1% │ o cota de

piata de prna la 3% │ o cota de piata de prna la 10% │

│ │ │

│ │

│ │Obs. Pentru acoperirea integrala a │Obs. Pentru

acoperirea integrala a │Obs. Pentru acoperirea integrala a │

│ │consumului diferenţa se asigura din │consumului

diferenţa se va asigura │consumului diferenţa se va asigura │

│ │import, cu o singura sursa externa - │din import,

cu principala sursa │din import, cu principala sursa │

│ │Federaţia Rusa │externa -

Federaţia Rusa şi cu surse │externa - Federaţia Rusa şi cu surse

│

│ │ │alternative

din UNIUNEA EUROPEANĂ │alternative din UNIUNEA EUROPEANĂ │

│ │ │

│şi/sau zona Marii Caspice, Orientul │

│ │ │

│Mijlociu │

│ │Caracteristici definitorii │

│ │

│ │- veniturile sunt realizate din

│Caracteristici definitorii │Caracteristici definitorii

│

│ │ vânzări la preţ negociat │-

veniturile sunt realizate din │- veniturile sunt realizate

din │

│ │- un producător cu capital integral │ vânzări

la preţ negociat │ vânzări la preţ negociat

│

│ │ de stat (SNGN Romgaz - MIR) │-

diversificarea surselor de import │- diversificarea surselor de

import │

│ │- un producător cu capital majoritar │ ca urmare

a realizării │ ca urmare a realizării │

│ │ de stat (SNP Petrom - MIR), aflat │

interconectarii SNTGN cu sistemele │ interconectarii SNTGN cu

sistemele │

│ │ în proces de privatizare │ de

transport ale UNIUNII EUROPENE │ de transport ale UNIUNII

EUROPENE │

│ │ │

│ şi construcţia de noi gazoducte, │

│ │ │

│ pentru conectarea cu sursele din │

│ │ │

│ Orientul Mijlociu şi/sau Marea │

│ │ │

│ Caspica │

│ │B) Transportator (T) + Conducere │B)

Transportator (T) + Conducere │B) Transportator (T) +

Conducere │

│ │ operativă SNTGN (OS-Operator │

operativă SNTGN (OS) │ operativă SNTGN (OS)

│

│ │ de Sistem) │

│ │

│ │- proprietate de stat, reglementat │-

proprietate de stat, reglementat │- proprietate de stat,

reglementat │

│ │- accesul terţilor la reţea se face │- accesul

terţilor la reţea se face │- accesul terţilor la reţea se face

│

│ │ în regim reglementat, pe baza de │ în regim

reglementat pe baza de │ în regim reglementat pe baza de │

│ │ tarife publicate bazate pe costuri │ tarife

publicate, bazate pe costuri│ tarife publicate bazate pe costuri

│

│ │ recunoscute plus profit │

recunoscute plus profit │ recunoscute plus profit

│

│ │- OS asigura echilibrarea fizica a │- OS

asigura echilibrarea fizica a │- OS asigura echilibrarea fizica

a │

│ │ sistemului zilnic şi cea la nivelul│

sistemului zilnic şi cea la nivelul│ sistemului zilnic şi cea la

nivelul│

│ │ cererii/ofertei lunar │

cererii/ofertei lunar │ cererii/ofertei lunar

│

│ │- T deţine licenta de furnizare, │- T deţine

licenta de furnizare, │- T deţine licenta de furnizare, │

│ │ pentru cantităţile de gaze naturale│ pentru

cantităţile de gaze naturale│ pentru cantităţile de gaze

naturale│

│ │ obţinute în schimbul serviciilor de│ obţinute

în schimbul serviciilor de│ obţinute în schimbul serviciilor de│

│ │ tranzit │ tranzit

│ tranzit │

│ │Pregătirea evoluţiei viitoare │Pregătirea

evoluţiei viitoare │Pregătirea evoluţiei viitoare │

│ │- înfiinţarea Operatorului Comercial,│- trecerea

la echilibrarea zilnica a │- trecerea la balansul orar al SNTGN │

│ │ pentru serviciile de sistem │

cererii/ofertei de gaze naturale │- dezvoltarea bursei gazelor

naturale│

│ │ (programare, echilibrarea │-

organizarea Operatorului Comercial │ pentru tranzacţiile fizice

şi │

│ │ cerere/oferta, monitorizare │ ca

administrator al bursei gazelor │ integrarea sa regionala

│

│ │ contracte, managementul │ naturale

pentru tranzacţiile fizice│- programarea orara a surselor şi │

│ │ congestiilor, stabilirea preţului │-

programarea zilnica a surselor şi │ stabilirea preţului

marginal de │

│ │ marginal de sistem pentru │

stabilirea preţului marginal de │ sistem

│

│ │ acoperirea deficitului de surse în │ sistem

│ │

│ │ situaţii de congestie) │-

implementarea sistemului SCADA de │

│

│ │ │

gestionare a fluxului de gaze │

│

│ │ │ naturale

în SNTGN │ │

│ │C) Operatorul depozitelor de │C)

Operatorul depozitelor de │C) Operatorul depozitelor de

│

│ │ inmagazinare subterana │

inmagazinare subterana │ inmagazinare subterana

│

│ │- un operator cu capital integral de │- un

operator cu capital integral de │- un operator cu capital

integral de │

│ │ stat, integrat în producătorul SNGN│ stat,

integrat în producătorul SNGN│ stat, integrat în producătorul

SNGN│

│ │ Romgaz, (capacitate de depozitare │ Romgaz,

cu o cota de piata de cca. │ Romgaz, cu o cota de piata de cca.

│

│ │ 3,15 mld mc) │ 75% - 4,3

mld. Mc │ 65% - 4,3 mld. Mc │

│ │- accesul la sistemul de inmagazinare│- operatori

privati pentru 1,5 mld. │- operatori privati pentru 2,25 mld. │

│ │ este reglementat pe baza de tarife │ mc

│ mc │

│ │ publicate bazate pe costuri │- accesul

la sistemul de inmagazinare│- accesul la sistemul de

inmagazinare│

│ │ recunoscute plus profit │ este

reglementat pe baza de tarife │ este reglementat pe baza de

tarife │

│ │ │ publicate

bazate pe costuri │ publicate bazate pe costuri │

│ │ │

recunoscute plus profit │ recunoscute plus profit

│

│ │Pregătirea evoluţiei viitoare │Pregătirea

evoluţiei viitoare │Pregătirea evoluţiei viitoare │

│ │- separarea contabila a activităţii │- separarea

contabila a activităţii │- dezvoltarea unor depozite destinate│

│ │ de furnizare de cea de inmagazinare│ de

furnizare de cea de inmagazinare│ echilibrarii STGN la nivel

regional│

│ │- structurarea tarifelor pe fazele │- majorarea

capacităţilor de │- majorarea capacităţilor de │

│ │ operationale ale inmagazinarii │

inmagazinare la cca. 5 mld. mc │ inmagazinare la cca. 7 mld.

mc │

│ │- majorarea capacităţilor de │

│ │

│ │ inmagazinare la cca. 2,5 mld. mc │

│ │

│ │D) Distribuitori şi furnizori la │D)

Distribuitori şi furnizori la │D) Distribuitori şi furnizori

la │

│ │ consumatori captivi (D/F) │

consumatori captivi (D/F) │ consumatori captivi (D/F)

│

│ │- 15 societăţi din care: doua │- doi

distribuitori cu capital │- doi distribuitori cu capital

│

│ │ societăţi cu capital integral de │ majoritar

privat şi o cota de piata│ majoritar privat │

│ │ stat şi o cota de piata de 98%, 12 │ de 90%

│ │

│ │ societăţi cu capital majoritar sau │- 30-40

societăţi independente, cu │

│

│ │ integral privat şi o cota de piata │ capital

integral privat, cu o cota │

│

│ │ de 1,75% şi o societate integrata │ de piata

de cca. 7,5% │ │

│ │ vertical, cu capital majoritar de │- o

societate integrata vertical, cu │

│

│ │ stat şi o cota de piata de 0,25% │ capital

majoritar privat şi o cota │

│

│ │ │ de piata

de 2,5% │ │

│ │ │

│ │

│ │Caracteristici definitorii

│Caracteristici definitorii │Caracteristici definitorii

│

│ │- pana la finele anului 2004 este │- D/F au

licenta nationala de │- separarea legală, în entităţi

│

│ │ prevăzută privatizarea celor doua │ furnizare

şi pot încheia contracte │ juridice separate, a activităţii de│

│ │ distributii cu capital integral de │ cu orice

consumator eligibil. │ furnizare de cea de distribuţie │

│ │ stat │

│ │

│ │- D/F au licenta nationala de │

│ │

│ │ furnizare şi pot încheia contracte │

│ │

│ │ cu orice consumator eligibil. │

│ │

│ │- activităţile de distribuţie şi │- pana în

iulie 2007 se va realiza │- accesul la reţeaua de distribuţie

│

│ │ furnizare nu sunt separate contabil│ separarea

legală, în entităţi │ este reglementat, pe baza de tarife│

│ │- accesul la reţeaua de distribuţie │ juridice

separate, a activităţii de│ publicate în mod transparent │

│ │ este reglementat, pe baza de tarife│ furnizare

de cea de distribuţie │ într-un mecanism "price-cap" │

│ │ publicate în mod transparent pe │- accesul

la reţeaua de distribuţie │ (CPI-X).

│

│ │ baze de costuri recunoscute plus │ este

reglementat, pe baza de tarife│

│

│ │ profit │ publicate

în mod transparent │ │

│ │Pregătirea evoluţiei viitoare │ într-un

mecanism "price-cap" │

│

│ │- separarea contabila a activităţii │ (CPI-X).

│ │

│ │ de furnizare de cea de distribuţie │

│ │

│ │ │

│ │

│ │E) Furnizori la consumatorii │E)

Consumatori eligibili │E) Consumatori eligibili, dar

care, │

│ │eligibili (D/E) │- Piata

continua sa se deschidă, │ în mod voluntar, nu îşi exercita

│

│ │- 28 de furnizori cu licenta pentru │ urmând sa

atinga 100% deschidere │ acest drept │

│ │ tot teritoriul tarii │ pentru

consumatorii industriali │

│

│ │- piata se deschide la 40% - pentru │ prna la

01.01.2007, │- furnizori cu licenta pentru tot

│

│ │ consumatorii industriali │-

Deschiderea pieţei va fi de 100% │ teritoriul tarii

│

│ │- producătorii deţin licenţe de │ pentru

consumatorii rezidentiali │- aplicarea în totalitate a

│

│ │ furnizare pentru întreg teritoriul │ pana la

01.07.2007 │ prevederilor Directivei

│

│ │ tarii; │- Pana la

data de 1.07.2007 │

│

│ │- activitatea de furnizare nu este │

activitatea de furnizare se separa │

│

│ │ separată contabil de activităţile │ în

entităţi legale de activităţile │

│

│ │ reglementate (transport, │ de

distribuţie; │

│

│ │ distribuţie, inmagazinare) │- Vor fi

implementate prevederile │

│

│ │Pregătirea evoluţiei viitoare │

directivei Uniunii Europene privind│

│

│ │- separarea contabila a activităţii │ piata

gazelor naturale │

│

│ │ de furnizare de activităţile de │

│ │

│ │ distribuţie │

│ │

├──────────────┼─────────────────────────────────────┼───────────

──────────────────────────┼─────────────────────────────────────┤

│II. Pieţe │A) Piata contractelor de gaze │A) Piata

contractelor de gaze │

│

│angro de gaze │ naturale pe termen mediu şi lung, │ naturale

pe termen mediu şi lung, │ │

│naturale │ este reprezentată de: │ este

reprezentată de: │

│

│ │- contracte de achiziţie a gazelor │- contracte

de achiziţie a gazelor │ │

│ │ naturale, negociate între │ naturale,

negociate între │ │

│ │ producători/furnizori şi │

producători/furnizori şi │

│

│ │ distribuitori │

distribuitori │

│

│ │- contracte de vrnzare-cumpărare │- contracte

de vrnzare-cumpărare │ │

│ │ încheiate între furnizori şi │ încheiate

între furnizori şi │ │

│ │ consumatorii eligibili sau între │

consumatorii eligibili sau între │

│

│ │ producători/furnizori şi │

producători/furnizori şi │

│

│ │ distribuitori │

distribuitori │

│

│ │ │

│ │

│ │B) Piata contractelor pe termen scurt│B) Piata

contractelor pe termen scurt│

│

│ │ (o luna) │ (o luna)

│ │

│ │- contractele de vrnzare-cumpărare │-

contractele de vrnzare-cumpărare │

│

│ │ încheiate între furnizori şi │ încheiate

între furnizori şi │ │

│ │ consumatorii eligibili sau între │

consumatorii eligibili sau între │

│

│ │ producători/furnizori şi │

producători/furnizori şi │

│

│ │ distribuitori │

distribuitori │

│

│ │ │- Contracte

spot, cu clauze │ │

│ │ │

standardizate │

│

│ │Pregătirea evoluţiei viitoare │Pregătirea

evoluţiei viitoare │ │

│ │- implementarea sistemului de │-

implementarea sistemului de │

│

│ │ tranzactionare de tip bursa, cu │

tranzactionare de tip bursa, cu │

│

│ │ contracte la termen de o luna │ contracte

spot, pentru ziua │ │

│ │- pregătirea sistemului de tranzacţii│ următoare

│ │

│ │ spot, pentru ziua următoare │

│ │

├──────────────┼─────────────────────────────────────┼───────────

──────────────────────────┼─────────────────────────────────────┤

│III. Piata │ Situaţia actuala │

Operatorul comercial │ Operatorul comercial

│

│contractelor │- contracte şi tarife reglementate │-

Operatorul Comercial va fi │- echilibrarea orara a

sistemului de │

│pentru │ pentru serviciile de transport, │

independent în ceea ce priveşte │ către Operatorul comercial

│

│servicii de │ distribuţie şi de inmagazinare │ forma

legală, organizarea şi │- gestionarea congestiilor de

sistem │

│sistem │- echilibrarea sistemului se face de │ procesul

decizional │- pregătirea tranzacţiilor cu │

│ │ către OS, prin programarea lunară a│-

echilibrarea zilnica a sistemului │ capacităţi rezervate

│

│ │ surselor şi a consumului de gaze │ de către

Operatorul comercial │- asigurarea nediscriminarii între │

│ │ naturale │-

gestionarea congestiilor de sistem │ utilizatorii sistemului

│

│ │ Pregătirea evoluţiei viitoare │-

pregătirea tranzacţiilor cu │

│

│ │- pregătirea Operatorului Comercial │

capacităţi rezervate │

│

│ │ pentru furnizarea serviciilor de │-

asigurarea nediscriminarii între │

│

│ │ sistem │

utilizatorii sistemului │

│

├──────────────┼─────────────────────────────────────┼───────────

──────────────────────────┼─────────────────────────────────────┤

│ │- accesul reglementat al terţilor la │- accesul

reglementat al terţilor la │- accesul reglementat al terţilor la

│

│IV. Contracte │ sistemele de distribuţie, transport│ sistemele

de distribuţie, transport│ sistemele de distribuţie, transport│

│şi tarife │ şi inmagazinare, pe baza de tarife │ şi

inmagazinare, pe baza de tarife │ şi inmagazinare, pe baza de

tarife │

│reglementate/ │ publicate în mod transparent. │ publicate

în mod transparent (la │ publicate în mod transparent (la │

│controlate │ Tarifele sunt stabilite pe baza │ transport

şi inmagazinare costuri │ transport şi inmagazinare costuri │

│ │ principiului recuperării costurilor│

recunoscute plus profit, iar la │ recunoscute plus profit,

iar la │

│ │ plus profitul pentru activităţile │

distribuţie metoda "price cap" │ distribuţie metoda "price

cap" │

│ │ de transport, distribuţie şi │ CPI-X.

│ CPI-X. │

│ │ inmagazinare │- tarif

naţional unic pentru │- Tarife de transport diferenţiate

pe│

│ │- tarif naţional unic pentru │ transport

│ zone de transport (sistem binomial │

│ │ transport │- tarif de

inmagazinare stabilit │ de tarife). │

│ │- tarif de inmagazinare stabilit │ pentru

fiecare depozit subteran │- tarif de inmagazinare stabilit

│

│ │ pentru fiecare depozit subteran │- tarife de

distribuţie diferenţiate │ pentru fiecare depozit subteran │

│ │- tarif naţional unic pentru │ pe

categorii de consumatori (sistem│- tarife de distribuţie

diferenţiate │

│ │ distribuţie │ binomial

de tarife). Aplicarea │ pe categorii de consumatori (sistem│

│ │ │

sistemului tarifar binomial, │ binomial de tarife)

│

│ │ │

diferentierea tarifelor pe zone de │- aplicarea sistemelor de

tarifare │

│ │ │ transport

│ diferenţiate orar │

│ │ Pregătirea evoluţiei viitoare │

Pregătirea evoluţiei viitoare │ Pregătirea evoluţiei

viitoare │

│ │- Pregătirea pentru implementarea │-

elaborarea sistemelor tarifare │- Pregatiri pentru aplicarea

│

│ │ sistemului binomial pentru tariful │

diferenţiate orar │ sistemelor de tarifare a

│

│ │ de distribuţie │

│ serviciilor de distribuţie │

│ │ │

│ diferenţiate pe localităţi │

├──────────────┼─────────────────────────────────────┼───────────

──────────────────────────┼─────────────────────────────────────┤

│V. Contracte │ Consumatorii captivi │

Consumatorii captivi │ Consumatori eligibili, dar

care, în│

│şi tarife │- contracte şi preţuri reglementate │- contracte

şi preţuri reglementate │ mod voluntar, nu îşi exercita acest│

│pentru │ pentru furnizarea gazelor naturale │ pentru

furnizarea gazelor naturale │ drept

│

│consumatorii │- preţ unic la nivel naţional pentru │- preţ

diferenţiat pe categorii de │- contracte şi preţuri

reglementate │

│captivi │ toţi consumatorii captivi │

consumatori, │ pentru furnizarea gazelor

naturale │

│ │- preţuri/tarife sociale pentru │- Tariful

social va fi menţinut şi, │- preţ diferenţiat pe categorii de

│

│ │ categoriile defavorizate ale │ în

paralel, va fi definit şi │ consumatori şi pe zone

geografice │

│ │ populaţiei │

implementat un mecanism pentru │

│

│ │ Pregătirea evoluţiei viitoare │

subvenţionarea directa de la buget │

│

│ │- elaborarea şi implementarea │ a

persoanelor cu venituri mici │

│

│ │sistemului de preţuri reglementate │- Aplicarea

sistemului tarifar │ │

│ │diferenţiate pe categorii de │ binomial,

diferentierea tarifelor │ │

│ │consumatori (prin diferentierea │ pe zone

de transport │

│

│ │tarifelor de distribuţie pe categorii│

│ │

│ │de consumatori) │

│ │

└──────────────┴─────────────────────────────────────┴───────────

──────────────────────────┴─────────────────────────────────────┘

*ST*

--------------